Монтаж и эксплуатация газопроводов микрорайона и защита их от коррозии

Бригады, производящие пуск газа, обязаны до начала работ осмотреть газопроводы и газовое оборудование, проверить действие предохранительных устройств и регуляторов давления.

После осмотра производится контрольная опрессовка воздухом:

ѕ наружный газопровод (надземный и подземный) независимо от давления испытывается на давление 0,02 МПа; падение давления за 1 ч не должно превышать 0,0001 МПа;

ѕ внутрицеховые газопроводы и газопроводы котельных испы-тываются на давление 0,01 МПа; падение давления за 1 ч не должно превышать 0,0006 МПа.

После опрессовки газопроводы продувают газом. Газопроводы низкого давления продувают при расчетном давлении газа в сети, а газопроводы среднего давления - при давлении 0,005 - 0,010 МПа. Продувку выполняют осторожно и медленно.

На каждый принятый и введенный в эксплуатацию газопровод составляется паспорт. В процессе эксплуатации в него заносят сведения о всех работах по ремонту, реконструкции и т.п.



3.4 Эксплуатация газопроводов, газового оборудования, устройств защиты

За состоянием газопроводов должно вестись постоянное наблюдение. Эксплуатация, надзор, ревизия и ремонт газопроводов должны производиться в соответствии с инструкцией, разработанной на основе правил устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов, настоящих Правил и другой действующей НТД.

Постоянный надзор за правильной эксплуатацией газопроводов обеспечивает лицо, ответственное за безопасную эксплуатацию газопроводов цеха (производства).

Периодический надзор осуществляется службой технического надзора не реже одного раза в год.

Сроки наружного осмотра и проверки исправного состояния запорной арматуры, дроссельных клапанов, конденсатоотводчиков, компенсаторов и других устройств устанавливаются предприятием в зависимости от конкретных условий и состояния газопроводных коммуникаций, а также с учетом заводских требований по эксплуатации газовых установок.

Проверка состояния запорной арматуры выполняется не реже одного раза в три месяца, компенсаторов - один раз в месяц.

Результаты осмотров газопроводов должны фиксироваться в эксплуатационном журнале, а выявленные дефекты - устраняться с соблюдением мер безопасности.

На предприятии организуется проведение ревизии газопроводов с участием лиц, ответственных за безопасную эксплуатацию и техническое состояние газопроводов. Ответственность за своевременное проведение ревизии возлагается на руководителя подразделения.

Периодичность проведения ревизии определяется администрацией предприятия в зависимости от срока службы газопровода, скорости коррозии, опыта эксплуатации, результатов предыдущего наружного осмотра и ревизии.

Сроки проведения ревизии должны быть не реже:

при скорости коррозии более 0,5 мм/г - один раз в год;

при скорости коррозии 0,1-0,5 мм/г - один раз в 2 года;

при скорости коррозии до 0,1 мм/г - один раз в 3 года.

Как правило, ревизия проводится в сроки проведения планово-предупредительных ремонтов основных газовых агрегатов.

Кроме того, надежность газопроводов проверяется путем периодического испытания на прочность и плотность согласно требованию настоящих Правил. Испытания должны проводиться в период выполнения ревизии газопроводов в сроки, определенные администрацией предприятия, но не реже одного раза в 8 лет.

Газопроводы в процессе эксплуатации подлежат экспертизе промышленной безопасности в соответствии с требованиями нормативно-технической документации.

При резком снижении давления газа в газопроводах, работающих под избыточным давлением, должны быть приняты меры для поддержания избыточного давления газа в газопроводе, пока потребители не будут оповещены и отключены. При этом избыточное давление газа в одном из межцеховых газопроводов должно поддерживаться за счет перепуска газа из другого газопровода.

Для кратковременного поддержания избыточного давления в цеховых газопроводах допускается подача в них пара при соблюдении требований настоящих Правил.

Подачу пара в газопроводы для пропарки, продувки и отогрева следует производить постепенно в соответствии с заводской инструкцией. Подъем температуры газа не должен превышать 15°С в 1 час. Подъем температуры газа в газопроводах выше 65°С запрещается.

Если давление газа на каком-либо участке газопровода падало до нуля, то перед пуском должны быть продуты газом кроме этого участка все последующие по ходу газа газопроводы, включая цеховые газопроводы и отводы к потребителям.

Продувка газопроводов должна производиться с соблюдением требований правил.

За отложением нафталина и образованием льда в газопроводах должен быть установлен тщательный контроль путем периодических замеров перепадов давления. Удаление из газопроводов ледяных пробок и нафталиновых отложений, как правило, должно производиться обогревом паром с соблюдением требований правил.

Нивелировка действующих газопроводов должна производиться один раз в 5 лет, а вновь сооружаемых - ежегодно на протяжении двух лет после окончания строительства. Результаты нивелировки должны сопоставляться с проектными данными и результатами предыдущей нивелировки.

Отклонения от проектных отметок, могущие создать опасное перераспределение нагрузок на опоры и нарушить схему конденсатоотвода, должны быть немедленно устранены.

Если вблизи фундаментов опор действующих газопроводов производились работы с рытьем котлованов или траншей, нивелировка газопроводов на этих участках должна производиться так же, как и для вновь сооружаемых.

Отключающее устройство на газопроводе перед горелкой разрешается открывать только после поднесения к горелке запальника, факела или другого средства, воспламеняющего газ.

Подачу газа без поднесения запальника, факела или другого воспламеняющего средства допускается производить (кроме котлов), если температура кладки в разогретой зоне превышает 800°С.

При зажигании горелок в топку следует подавать минимальное количество воздуха, обеспечивающее полное сгорание газа и исключающее отрыв пламени от горелки. Тяга должна быть ограничена. Горелки следует зажигать в следующем порядке:

а) прикрыть регулирующие дроссельные клапаны воздуховодов дутьевых горелок, а регулирующие шайбы инжекционных горелок закрыть;

б) открыть быстродействующий отсечной клапан на газопроводе дутьевых горелок и зафиксировать в открытом положении. Открыть задвижку или краны на последней по ходу газа горелке и плавно подать газ на открытое пламя запальника (факела). Затем последовательно открыть задвижки на остальных горелках.

Отсечной быстродействующий клапан на газопроводе включить в действие после достижений устойчивой работы горелок.

Если газ при подаче через первую горелку не загорится или, загоревшись в процессе регулирования, погаснет, необходимо прекратить подачу газа, проветрить топку и дымоходы, проверить давление газа и воздуха и после устранения неполадок приступить к повторному зажиганию.

Газ и воздух при зажигании и регулировании горелок необходимо подавать постепенно и только при установившемся давлении.

При увеличении нагрузки на горелку следует сначала увеличить подачу газа, затем воздуха; при уменьшении нагрузки сначала необходимо сократить подачу воздуха, а затем газа. Установление режимных расходов топлива следует производить по мере прогрева топки или рабочего пространства.

Порядок приемки и ввода в эксплуатацию установок электрохимической защиты.

Приемка в эксплуатацию электрозащитных установок. Все вновь смонтированные устройства и установки электрической защиты газопроводов от коррозии принимаются в эксплуатацию комиссией в составе представителей:

ѕ конторы или службы защиты управления;

ѕ эксплуатационного треста или конторы;

ѕ заказчика;

ѕ строительно-монтажной организации.

При приемке установок подрядчик представляет комиссии следующую исполнительную техническую документацию:

ѕ исполнительный план размещения установок электрозащиты с привязками в масштабе 1: 500;

ѕ паспорт на установку электрозащиты;

ѕ акты на скрытые работы по прокладке дренажного кабеля, по монтажу контура анодного заземления (для станций катодной защиты), по монтажу защитного контура заземления, по проверке сопротивления растеканию контура анодного заземления (для станций катодной защиты), по монтажу ЛЭП и др.;

ѕ разрешение энергоснабжающей организации на подключение установки к ЛЭП.

В присутствии членов комиссии должно быть произведено опробование установки электрозащиты с соответствующими измерениями. Ввод в эксплуатацию защитных устройств и установок разрешается на основании актов приемочных комиссий. При вводе установки в эксплуатацию проверяется влияние ее на соседние металлические сооружения. Такая проверка должна производится в присутствии представителей владельцев этих сооружений.

3.5 Ремонтные работы

Система планово-предупредительного ремонта (ППР) представляет собой комплекс организационно-технических мероприятий предупредительного характера, проводимых в плановом порядке для обеспечения работоспособности парка машин в течение всего предусмотренного срока службы. Основных систем планового ремонта три:

ѕ Система периодических ремонтов, которая предусматривает проведение мероприятий по техническому обслуживанию и плановых ремонтов каждой единицы оборудования после отработки ею определенного времени. Наибольший экономический эффект применение данной системы дает в условиях массового и крупносерийного производства и строгого учета наработки оборудования.

ѕ Система после осмотровых ремонтов, при которой необходимый объем ремонтных работ по данному оборудованию определятся после его осмотра. Применение этой системы целесообразно для эпизодически работающего оборудования, а также для прецизионных станков для которых точность зависит от слаженной работы всех деталей и узлов станка.

ѕ Система стандартных ремонтов, которая предусматривает выполнение обусловленного объема ремонтных работ в определенные сроки. Система применяется для специального оборудования, работающего на постоянном режиме.

Техническое обслуживание (ТО) оборудования представляет собой комплекс операций по поддержанию его работоспособности или исправности при использовании по назначению, при ожидании, хранении и транспортировании. Основные виды работ планового (регламентированного) и непланового технического обслуживания, а также их распределение между исполнителями заносятся в карту технического обслуживания, включающую:

ѕ ежесменную уборку, чистку и смазку оборудования рабочим, обслуживающим машину (станочником, оператором, наладчиком);

ѕ ежесменный и периодический (частичный), а также плановый (полный) осмотр оборудования рабочим-станочником и слесарем-ремонтником с целью своевременного устранения мелких неисправностей и регулировки механизмов во время перерывов в работе;

ѕ своевременную (по графику) промывку механизмов оборудования, пополнение и смену масел, выполняемые во время перерывов в работе и в нерабочие смены слесарями-ремонтниками при участии станочников и смазчиков;

ѕ профилактическую регулировку, обтяжку крепежа и замену быстроизнашивающихся деталей слесарем-ремонтником;

ѕ периодическую проверку геометрической и технологической точности оборудования, выполняемую слесарем-ремонтником;

ѕ осмотр оборудования слесарем-ремонтником при участии рабочего-станочника с целью выявления объема работ очередного ремонта; - замену случайно отказавших деталей или восстановление их работоспособности, а также восстановление случайных нарушений регулировки устройств и сопряжений, выполняемое слесарем-ремонтником.

Работы, связанные с электрооборудованием и электронными устройствами, а также профилактические испытания этих устройств выполняются с участием электриков и электронщиков.

Ремонт - это комплекс операций по восстановлению исправности или работоспособности и ресурсов оборудования либо его составных частей. По способу организации различают два вида ремонта:

ѕ Плановый ремонт, предусмотренный системой ППР и выполняемый после определенной наработки оборудования или при достижении им установленного нормами технического состояния. Он проводится в соответствии с требованиями нормативно-технической документации.

ѕ Неплановый ремонт, возможность которого также предусмотрена системой планово-предупредительного ремонта и который проводится при необходимости и с целью устранения последствий отказов или происшествий. К неплановому ремонту относится аварийный ремонт, вызванный дефектами конструкции или изготовления оборудования, дефектами предыдущего ремонта либо нарушением технических условий эксплуатации.

По составу и объему работ система ППР предусматривает два вида планового ремонта:

ѕ Текущий ремонт (TP), который выполняется для обеспечения или восстановления работоспособности оборудования на период до установленного нормативами следующего ремонта.

Он состоит в замене и (или) восстановлении отдельных частей оборудования а также предполагает связанные с этим разборку, сборку и регулировку отдельных механизмов машин. Ремонт проводится силами обслуживающего персонала и ремонтными служба - ми на месте установки оборудования.

ѕ Капитальный ремонт (КР), который выполняется для восстановления исправности и полного или близкого к полному восстановлению ресурса оборудования с заменой или восстановлением любых его частей, включая базовые. Он предполагает полную разборку машины, определение дефектов деталей, их ремонт или замену, а также сборочные и регулировочные работы и последующее испытание машины. Выполняется ремонтными службами в ремонтно-механических цехах или на месте установки оборудования. Периодичность проведения технического обслуживания и ремонтов оборудования определяется величиной и структурой ремонтного цикла.

Ремонтный цикл - время работы оборудования (в часах) от начала его эксплуатации до первого капитального ремонта или между двумя очередными капитальными ремонтами. Для каждого вида промышленного оборудования установлены нормы продолжительности ремонтного цикла. Структура ремонтного цикла - это количество, периодичность и последовательность выполнения всех видов планового ремонта и технического обслуживания за ремонтный цикл. 

Вид оборудования, а также его типоразмер и точностная принадлежность характеризуются индивидуальной структурой ремонтного цикла - количеством выполняемых через равные промежутки времени, текущих ремонтов между двумя капитальными, например: КР - ТР - ТР - ТР - ТР - КР.

Межремонтный период - время работы оборудования (в часах) между двумя последовательно выполняемыми плановыми ремонтами для каждого вида промышленного оборудования установлены нормы его продолжительности. Его структура характеризуется количеством, периодичностью и последовательностью выполнения всех видов технического обслуживания (ТО). Таким образом, межремонтный период состоит из ряда повторяющихся циклов технического обслуживания.

Цикл технического обслуживания - повторяющаяся совокупность операций различных видов планового ТО, выполняемых через установленную для каждого из видов наработку оборудования, называемую межоперационным периодом. Цикл ТО определяется структурой и продолжительностью. Структура цикла технического обслуживания - перечень планового ТО, входящих в состав цикла, с коэффициентом при каждом, указывающим количество операций данного вида в цикле (при ежедневном выполнении операций вместо коэффициента ставят букву «Е»). Структура цикла ТО включает лишь виды ТО, выполняемые ремонтной службой, и изображается в виде суммы входящих в цикл видов. Например, цикл ТО, включающий ежесменный осмотр, четырехразовое пополнение смазочного материала и одноразовую его замену, один частичный осмотр, две регулировки механизмов и одну регулировку электрической части, изображается в виде: ЕОе+4Сn+Сз+О4+2Рм+Рэ.

Для сравнения объемов ремонтных работ различных машин, различит цехов предприятий, а также данных цехов и предприятий за определенные периоды времени введена единица ремонто-сложности механической части Rм и электрической части Rэ. Это - физический объем работ, необходимый для капитального ремонта механической (электрической) части некоторой условной машины, качество которого отвечает требованиям технических условий на ремонт, а трудоемкость эквивалентна 50 ч (12,5 ч) работы в организационно-технических условиях среднего ремонтно-механического цеха машиностроительного предприятия.

На все виды работ (станочные, слесарные и прочее) и их назначение (капитальный и текущий ремонты, осмотр и другие) установлены нормы трудоемкости, предусматривающие изготовление заменяемых деталей ремонтно-механическим цехом данного предприятия. При получении части деталей со специализированных заводов указанные нормы должны быть уменьшены.



4. Экономическая часть

4.1 Расчет капитальных затрат на защиту газопроводов от коррозии

Для сравнения двух вариантов защиты от коррозиинеобходимо рассчитать капитальные затраты на строительство и эксплуатационные затраты.

В капитальные затраты на строительство станций защиты от коррозиивходит: стоимость оборудования, затраты на строительно-монтажные работы.

Стоимость оборудования:

ПМ-5У-2360 руб. (1 шт.)

Затраты на катодную станцию - 141800 руб. На одну протекторную станцию - 24500 руб.

Результаты расчетов сводятся в таблицу 8.

Таблица 8. Капитальные затраты на катодную и протекторную станцию

Показатель	Сумма по вариантам на одну станцию, руб.	Количество станций	Показатели по вариантам, руб./год
	протекторная защита	катодная защита	протекторная защита	катодная защита	протекторная защита	катодная защита
Стоимость оборудования	11800	38600	92	1	1085600	38600
Затраты на строительно-монтажные работы	24500	141800	92	1	2254000	141800
Всего по капиталовложениям					3339600	180400



5.2 Расчет эксплуатационных затрат

Расчет годовых эксплуатационных расходов производится по формуле:

(24)

где А - амортизационные отчисления на средства электрозащиты, руб.;

Э - затраты на электроэнергию, руб.;

З - затраты на обслуживание и ремонт устройств электрохимической защиты, руб.

Амортизационные отчисления при эксплуатации средств защиты составляют 12% от стоимости оборудования.

Затраты на потребляемую электроэнергию катодной станцией вычисляются по формуле:

(25)

где Р - потребляемая мощность станции, кВт ·ч;

К_з = 0,5 - коэффициент загрузки по мощности;

Т = 8700 ч. - время работы катодной станции в году;

С_э - стоимость 1 кВт/ч электроэнергии. (С_э=2,18)

Затрат на электроэнергию для варианта протекторной защиты нет.

Затраты на обслуживание защитных установок состоят из зарплаты обслуживающего персонала и транспортных расходов на периодические осмотры.

Затраты на обслуживающий персонал подсчитываются по формуле:

(26)



где С_Т-тарифная ставка электромонтера 5-го разряда; (С_Т = 58,64 руб.)

К - коэффициент, надбавок на зарплату 1,247;

t_п - норма одной проверки, t_п = 3,2 чел./ч;

m - число проверок (измерений) в год.

Затраты на текущий ремонт защитных установок рассчитывается по формуле:

(27)

где М - стоимость материалов, необходимых для ремонта, руб.;

Р - затраты на зарплату персонала, руб./ год.

Стоимость материалов для ремонта катодной станции составляет M_i = 1700 руб./год.

Расходы на материалы на одну протекторную группу составляют 800 руб./год.

Затраты на зарплату ремонтного персонала:

а) по катодной защите определяются по формуле

(28)

где C_T - тарифная ставка электромонтера;

t_P - норма времени на ремонт катодной станции; (t_р= 6,3 чел./ч);

m - число ремонтов в году.

б) по протекторной защите - в 3 раза меньше.

Для варианта катодной защиты.



Для варианта протекторной защиты.

Годовые изменяющиеся эксплуатационные расходы по вариантам катодной и протекторной защиты сводятся в таблицу 9.

Таблица 9. Эксплуатационные затраты на катодную и протекторную станцию

Наименование затрат	Показатели по вариантам, на одну станцию руб./год	Количество станций	Показатели по вариантам на все станции руб./год
	катодная защита	протекторная защита	катодная защита	протекторная защита	катодная защита	протекторная защита
1 Амортизационные отчисления	4632	1416	1	92	4632	130272
2 Затраты на электроэнергию	5689,8	0	1	92	5689,8	0
3 Затраты напрофилактическое обслуживание	5615,93	467,99	1	92	5615,93	43055,08
4 Затраты на текущий ремонт	2160,70	953,56	1	92	2160,7	87727,52
Всего эксплуатационных расходов					У18098,43	У261054,6

Годовой экономический эффект от выбора более экономичного варианта защиты определяется по формуле:

(29)

где К₁ и К₂ - капитальные затраты по вариантам катодной и протекторной защиты, руб.;

С₁ и С₂ - текущие затраты по тем же вариантам, руб.;

Е_н - нормативный коэффициент эффективности равный 0,15.

Вывод: в результате сравнения двух варианта, выбираем наиболее экономическую катодную защиту.



5.3 Экономическое обоснование проекта

В своем дипломном проекте я сравнила два варианта защиты газопровода от коррозии: катодная и протекторная защита. В результате сравнений наиболее экономичной оказалась катодная защита. Всего по капиталовложения катодная защита 180400 руб./год, протекторная 3339600 руб./год. Сумма эксплуатационных расходов составила: на катодную защиту18098,43 руб./год, на протекторную 261054,6 руб./год.

Не маловажным оказалось то, что катодная защита занимает меньше места, но в тоже время радиус защиты больше, что не скажешь о протекторной защите. Так в своем дипломном проекте я установила 1 катодную станцию, а протекторных понадобилось бы 92 групп по 5 протекторов типа ПМ-5У в каждой.



Заключение

В своей дипломной работе я разработала мероприятия погазификации микрорайона и защиты его от коррозии, в микрорайоне 9 пятиэтажек и школа. Так же предусмотрела защиту газопровода от коррозии. Изобразила дом на чертежах, схему расположения газопровода.

В данной работе мы газифицировали жилой микрорайон в котором находится 9 домов, в каждом доме 5 этажей, 5 подъездов, на каждом этаже 3 квартиры. В каждой квартире установлены газовые приборы ПГ-4 и Л-3.

Я произвела гидравлический расчет внутриквартального газопровода, расчет оборудования ГРП в следствии чего подобрала регулятор давления РД-50М и волосяной газовый фильтр с Dy = 50 мм. Также я произвела расчет катодной и протекторной станции, определила нужное количество станций и в итоге сделала экономическое сравнение затрат на эти две станции. По расчетам более экономичной оказалась катодная станция.

Я считаю, что дипломная работа полезна с любого взгляда. Она дает понять, что студент усвоил за весь курс обучения.

По моему мнению, актуальность работы заключается в том, что газ, на сегодняшний день, самое удобное и практичное топливо, которым пользуется весь мир. Так же природный газ - наиболее экономически оправданное и доступное решение для потребителей и производителей электроэнергии, умеющих считать свои деньги.



Список литературы

1. Брюханов О.Н., Плужников А.И. Основы эксплуатации газового хозяйства. - М.: ИНФРА-М, 2005

2. ГОСТ 21.402. - 83 СПДС. Антикоррозионная защита технологических аппаратов, газоходов и трубопроводов. Рабочие чертежи.

3. ГОСТ ИСО 9.602-2005. Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии

4. ГОСТ 21.101-97 СПДС. Основные требования к проектной и рабочей документации.: Госстрой России. М.: ГП ЦНС, ГУП ЦПП, 1998. - 42 с.

5. Жила В.А. Газовые сети и установки. - М.: Издательскийентр «Академия», 2006. - 272 с.

6. Кязимов К.Г., Гусев В.Е. Основы газового хозяйства. - М: Высшая школа, 2000.

7. Методические указания по оформлению текстового материала пояснительной записки: Искитим: ФНМТ, 2014.

8. ОСТ 153-39.3-051-2003. Стандарт отрасли. Техническая эксплуатация газораспределительных систем. Основные положения. Газораспределительные сети и газовое оборудование зданий. Резервуарные и баллонные установки.

9. ПБ 12-529-03. Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления, 2003 г.

10. РД 153-39.4-091-01. Инструкция по защите городских подземных трубопроводов от коррозии.

11. Сборник нормативных документов для работников строительных и эксплуатационных организаций газового хозяйства РСФСР. Защита подземных трубопроводов от коррозии. - Л.: Недра, 1991.

12. СНиП 2.04.08* - 87 Газоснабжение (изд. 2002)

13. СНиП 3.05.02-88*Газоснабжение (изд. 2003)

Размещено на Allbest.ru