какое содержание кислорода в газе должно быть после продувки газопроводов
Какое содержание кислорода в газе должно быть после продувки газопроводов
НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ГАЗ ГОРЮЧИЙ ПРИРОДНЫЙ
Определение содержания кислорода
Combustible natural gas. Determination of oxygen content
Дата введения 2017-01-01
Предисловие
2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 52 «Природный и сжиженные газы»
5 ПЕРЕИЗДАНИЕ. Октябрь 2019 г.
1 Область применения
1.1 Настоящий стандарт распространяется на природный горючий газ (ПГГ), поступающий с установок промысловой подготовки, из подземных хранилищ газа и с газоперерабатывающих предприятий в магистральные газопроводы и транспортируемый по ним.
1.2 Настоящий стандарт устанавливает метод определения содержания кислорода в ПГГ в диапазоне от 0,0005% мол. до 0,0500% мол. с помощью анализаторов кислорода, реализующих электрохимический метод измерений.
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:
ГОСТ 12.0.004 Система стандартов безопасности труда. Организация обучения безопасности труда. Общие положения
ГОСТ 12.1.004 Система стандартов безопасности труда. Пожарная безопасность. Общие требования
ГОСТ 12.1.005 Система стандартов безопасности труда. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны
ГОСТ 12.1.007 Система стандартов безопасности труда. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности
ГОСТ 12.1.044 (ИСО 4589-84) Система стандартов безопасности труда. Пожаровзрывоопасность веществ и материалов. Номенклатура показателей и методы их определения
ГОСТ 17.2.3.02 Правила установления допустимых выбросов загрязняющих веществ промышленными предприятиями
ГОСТ 2405 Манометры, вакуумметры, мановакуумметры, напоромеры, тягомеры и тягонапоромеры. Общие технические условия
ГОСТ 5632 Легированные нержавеющие стали и сплавы коррозионно-стойкие, жаростойкие и жаропрочные. Марки
ГОСТ 10007 Фторопласт-4. Технические условия
ГОСТ 13045 Ротаметры. Общие технические условия
ГОСТ 14162 Трубки стальные малых размеров (капиллярные). Технические условия
ГОСТ 14254 (МЭК 529-89) Степени защиты, обеспечиваемые оболочками (код IP)
ГОСТ 15150 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды
ГОСТ 22261 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 28498 Термометры жидкостные стеклянные. Общие технические требования. Методы испытаний
ГОСТ 30852.1 (МЭК 60079-1:1998) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 1. Взрывозащита вида «взрывонепроницаемая оболочка»
ГОСТ 30852.5 (МЭК 60079-4:1975) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 4. Метод определения температуры самовоспламенения
ГОСТ 30852.10 (МЭК 60079-11:1999) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 11. Искробезопасная электрическая цепь i
ГОСТ 30852.11 (МЭК 60079-12:1978) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 12. Классификация смесей газов и паров с воздухом по безопасным экспериментальным максимальным зазорам и минимальным воспламеняющим токам
ГОСТ 30852.19 (МЭК 60079-20:1996) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 20. Данные по горючим газам и парам, относящиеся к эксплуатации электрооборудования
ГОСТ 31370 (ИСО 10715:1997) Газ природный. Руководство по отбору проб
ГОСТ Р 12.1.019 Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты
ГОСТ Р ИСО 5725-1 Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений. Часть 1. Основные положения и определения
3 Термины и определения
В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ 31370, ГОСТ Р ИСО 5725-1, рекомендациям [1], а также следующие термины с соответствующими определениями:
3.1 электрохимический метод определения кислорода: Метод количественного определения кислорода, основанный на измерении электрического тока, который вырабатывается при окислительно-восстановительных реакциях с участием кислорода на электродах электрохимического чувствительного элемента и прямо пропорционален количеству определяемого кислорода.
3.2 электрохимический чувствительный элемент (электрохимическая ячейка): Устройство для преобразования потенциала окислительно-восстановительной химической реакции, протекающей с участием анализируемого вещества, в аналитический сигнал.
3.3 переносной анализатор кислорода: Анализатор кислорода, предназначенный для проведения измерений в разных точках отбора пробы.
3.4 потоковый анализатор кислорода: Анализатор кислорода, стационарно располагающийся в непосредственной близости от точки отбора пробы, который осуществляет измерения в автоматическом непрерывном режиме.
4 Метод измерений
4.1 Измерения содержания кислорода в ПГГ выполняют с помощью потоковых или переносных анализаторов кислорода, принцип действия которых основан на электрохимическом методе.
; (1)
. (2)
Измерение плотности электрического тока проводят при постоянно прикладываемом электрическом потенциале. При отсутствии кислорода ток не генерируется.
5 Требования к обеспечению безопасности при выполнении измерений и к охране окружающей среды
5.1 ПГГ является газообразным малотоксичным пожаровзрывоопасным продуктом. По токсикологической характеристике ПГГ относят к веществам 4-го класса опасности по ГОСТ 12.1.007.
5.2 При работе с ПГГ учитывают предельно допустимые концентрации (ПДК) вредных веществ ПГГ в воздухе рабочей зоны, установленные в ГОСТ 12.1.005.
5.3 Концентрацию вредных веществ в воздухе рабочей зоны при работе с ПГГ определяют газоанализаторами, отвечающими требованиям ГОСТ 12.1.005.
5.5 При работе с ПГГ соблюдают требования безопасности, установленные в ГОСТ 12.1.004 и федеральных нормах и правилах [2].
5.6 При отборе проб ПГГ и проведении испытаний соблюдают требования ГОСТ Р 12.1.019 и федеральных норм и правил [3].
5.7 Работающие с ПГГ должны быть обучены правилам безопасности труда в соответствии с ГОСТ 12.0.004.
5.8 Санитарно-гигиенические требования к показателям микроклимата и допустимому содержанию вредных веществ в воздухе рабочей зоны должны соответствовать ГОСТ 12.1.005.
5.9 Чувствительный элемент анализатора содержит коррозионно-активный жидкий электролит, который может нанести вред здоровью человека при соприкосновении с кожей или попадании внутрь.
5.11 В настоящем стандарте не предусмотрено рассмотрение всех вопросов безопасности и охраны окружающей среды, связанных с его применением. Пользователь настоящего стандарта несет ответственность за установление соответствующих правил по технике безопасности и охране окружающей среды, а также определяет целесообразность применения законодательных ограничений перед его использованием.
6 Требования к квалификации персонала
6.1 Процедуры открытия и закрытия запорного вентиля, продувки пробоотборного устройства и пробоотборной линии, присоединения к пробоотборному устройству пробоотборной линии и анализатора, а также проверку герметичности проводят лица, имеющие квалификацию не ниже оператора третьего разряда.
6.3 Лица, указанные в 6.1 и 6.2, должны изучить настоящий стандарт, а также пройти аттестацию по общим требованиям промышленной безопасности в нефтяной и газовой промышленности и обязательный инструктаж по охране труда и промышленной безопасности.
7 Условия выполнения измерений
7.1 Температура воздуха и атмосферное давление в месте размещения анализатора кислорода, влияющие на его работу, не должны превышать допустимых пределов, указанных в эксплуатационной документации на анализатор.
7.2 Для контроля значений указанных параметров окружающей среды применяют дополнительные СИ соответствующих параметров. При низких значениях температуры окружающей среды необходимо размещать анализатор кислорода (при условии, что уровень и вид их взрывозащиты соответствуют классу взрывоопасных зон, категории и группе взрывоопасных смесей) в обогреваемых кожухах, шкафах и т.д.
7.3 Средства измерений, предусмотренные настоящим стандартом, применяют только при положительных результатах поверки, которые подтверждают свидетельства о поверке (или поверительными клеймами в соответствии с правилами по метрологии [4]) в аккредитованных в установленном порядке организациях.
8 Отбор проб
8.2 Для отбора проб ПГГ на газопроводе оборудуют точку отбора, оснащенную пробоотборным устройством по ГОСТ 31370.
8.3 Пробоотборные линии должны соответствовать требованиям ГОСТ 14162, быть по возможности короткими и должны быть изготовлены из нержавеющей стали марок 12Х18Н10Т, 08Х18Н12Т по ГОСТ 5632 или других, аналогичных им по свойствам.
8.4 Все элементы пробоотборной системы, контактирующие с исследуемым газом, должны быть изготовлены из нержавеющей стали марок, указанных в 8.3. Уплотнительные элементы пробоотборной системы должны быть изготовлены из фторопласта-4 по ГОСТ 10007.
Продувка (заполнение) газопроводов ГРП и котельной
4.2.1 При пуске газа выпуск газовоздушной смеси должен производиться через продувочные газопроводы, установленные в ГРП и в конечных точках продуваемых участков газопроводов. Запорные устройства, установленные на продувочных газопроводах, должны открываться в последовательности, указанной планом организации работ.
Заполнение газопроводов (продувку газопроводов и газового оборудования) газом необходимо осуществлять последовательно: до ГРП, в ГРП, до котельной, до горелок котла, до запальных устройств котла.
Каждая операция производится самостоятельно.
Во время продувки не допускается в радиусе 10 м от места выпуска газовоздушной смеси применение открытого огня, курение и другие действия, способные вызвать загорание газовоздушной смеси.
4.2.2 Время окончания продувки регламентируется содержанием кислорода, которое определяется анализом или сжиганием отбираемых проб. Отбор проб производится согласно ГОСТ 18917-82 [60]. Содержание кислорода в газе не должно превышать 1%, а сгорание газа должно происходить спокойно, без хлопков. После окончания продувки Вентиль продувочного газопровода на продуваемом участке газопровода необходимо закрыть.
4.2.3 Заполнение газопроводов котла газом должно производиться при включенных в работу дымососах, дутьевых вентиляторах, дымососах рециркуляции в последовательности, указанной в местной инструкции по эксплуатации котельной установки.
4.2.4 Продувать газопроводы котла через трубопроводы безопасности и горелочные устройства котла не допускается.
4.2.5 После окончания продувки участков газопроводов газом необходимо при рабочем давлении газа в газопроводах проверить герметичность всех соединений (сварных, резьбовых, фланцевых и сальниковых уплотнений) газопроводов, газового оборудования и арматуры в ГРП и котельной мыльной эмульсией или специальными приборами. Одновременно с этим проверяются на загазованность газовые колодцы, контрольные пункты, установленные на подземных газопроводах, а также другие сооружения, расположенные на расстоянии до 15 м по обе стороны от оси газопровода. Результаты проверок заносятся в оперативные журналы ГРП, котлов и журнал обходов подземных газопроводов.
4.2.6 После окончания продувки газопроводов ГРП и общего газопровода котельной следует:
— установить ручным задатчиком положение, необходимое для поддержания требуемого давления газа на выходе из ГРП;
— установить ключ-переключатель всех регулирующих клапанов в положение «Автомат», т.е. поставить регулирующие клапаны в автоматический режим регулирования;
— открыть полностью входную и выходную задвижки на ГРП;
— проверить по показаниям средств измерения работу регулирующих клапанов, давление газа на входе в ГРП и на выходе из него;
— включить установку электрохимической защиты подземных газопроводов в работу;
— сделать записи о пуске газа в оперативном журнале ГРП и машиниста котла, а также в наряде на газоопасные работы.
4.2.7 До окончания операций по розжигу первой растопочной горелки котла на газе запорное устройство растопочного продувочного газопровода на газопроводе котла должно находиться в открытом положении.
ВВЕДЕНИЕ
Настоящий «Свод Правил по сооружению магистральных газопроводов» был разработан ассоциацией «Высоконадежный трубопроводный транспорт» по заданию РАО «Газпром» в соответствии с введением в действие в 1994 г. Минстроем РФ СНиП 10-01-94 «Система нормативных документов в строительстве. Основные положения». Этот СНиП определил структуру нормативной документации по строительству, в которой предусматривается новый вид нормативного документа: Своды Правил по проектированию и строительству.
Согласно СНиП 10-01-94 «Своды Правил по проектированию и строительству устанавливают рекомендуемые положения в развитие и обеспечение обязательных требований строительных норм, правил и общетехнических стандартов Системы».
«В Сводах Правил приводят с необходимой полнотой рекомендуемые в качестве официально признанных и оправдавших себя на практике положения, применение которых позволяет обеспечить соблюдение обязательных требований строительных норм, правил, стандартов и будет способствовать удовлетворению потребностей общества».
«Нормативные документы Системы должны основываться на современных достижениях науки, техники и технологии, передовом отечественном и зарубежном опыте проектирования и строительства, учитывать международные и национальные стандарты технически развитых стран».
Эти основные положения СНиП 10-01-94 были приняты в качестве руководства по составлению «Свода Правил по сооружению магистральных газопроводов».
В практике Минстроя РФ Свод Правил составлялся впервые, поэтому вначале возникли сложности в определении его оптимального состава. В представленном виде объем и содержание Свода Правил по сооружению магистральных газопроводов одобрены Минстроем РФ.
Настоящий Свод Правил составлен в соответствии с действующими нормативами в области проектирования и строительства трубопроводных систем, ссылки на которые указаны в каждом его разделе. Однако отдельные рекомендации СП повышают и ужесточают требования действующих нормативных документов.
В Свод Правил введены также рекомендации по новым технологиям, прошедшим апробацию в отечественной или зарубежной практике. Требования их выполнения также, как и ужесточение нормативов, являются прерогативой, правом заказчика строительства газопроводов.
В СП предусматривается использование строительных и специальных материалов и конструкций, оборудования и арматуры только гарантированного качества и обеспечение высокого качества выполнения всего комплекса строительно-монтажных процессов, надежности и безопасности сооружаемых газопроводных систем.
После ввода в действие новой редакции СНиП «Магистральные трубопроводы» в Свод Правил по сооружению магистральных газопроводов, в случае необходимости, будут внесены коррективы. Так как Свод Правил разрабатывался применительно к строительству газотранспортной системы Ямал-Европа, многие рекомендации имеют адресный характер для технически сложных газопроводов этой системы.
В составлении Свода Правил принимали участие ученые и специалисты ассоциации «Высоконадежный трубопроводный транспорт», РАО «Газпром», АО «Роснефтегазстрой», ВНИИГаза и Института электросварки им. Е.О. Патона, АО «ВНИИСТ», АО «НГС-Оргпроектэкономика», ПО «Спецнефтегаз», Государственной академии нефти и газа имени И.М. Губкина, а также других организаций.
Проект Свода Правил прошел широкое обсуждение, по нему были получены заключения от 16 организаций РАО «Газпром», АО «Роснефтегазстрой» и других. Проведено согласительное совещание с участием всех заинтересованных организаций.
Свод Правил по сооружению магистральных газопроводов включает:
· СП 101-34-96. Свод Правил по выбору труб для сооружения магистральных газопроводов.
· Свод Правил по сооружению линейной части газопроводов:
¨ СП 102-34-96. Организация строительства;
¨ СП 103-34-96. Подготовка строительной полосы;
¨ СП 104-34-96. Производство земляных работ;
¨ СП 105-34-96. Производство сварочных работ и контроль качества сварных соединений;
¨ СП 106-34-96. Укладка газопроводов из труб, изолированных в заводских условиях;
¨ СП 107-34-96. Балластировка, обеспечение устойчивости положения газопроводов на проектных отметках;
¨ СП 108-34-96. Сооружение подводных переходов;
¨ СП 109-34-96. Сооружение переходов под шоссейными и железными дорогами;
¨ СП 110-34-96. Сооружение участков газопроводов в особо сложных геологических и других условиях;
¨ СП 111-34-96. Очистка полости и испытание газопроводов.
Настоящий раздел Свода Правил регламентирует очистку полости и испытание газопроводов.
Испытание на прочность и проверка на герметичность перед сдачей газопроводов в эксплуатацию занимает особо важное место в обеспечении надежности. Это позволяет определить запас прочности по отношению к рабочим нагрузкам, выявить и устранить в газопроводе дефектные элементы и тем самым обеспечить надежную работу газопровода на расчетных режимах.
Работы по очистке полости и испытанию газопроводов системы Ямал-Европа должны производиться по технологии нового технического уровня, включающей:
• защиту полости газопроводов от загрязнения на всех этапах сооружения газопровода;
• предварительную очистку полости протягиванием механических очистных устройств в процессе производства сварочно-монтажных работ;
• очистку полости газопровода и сбор загрязнений в конце очищаемого участка;
• предварительное испытание крановых узлов запорной арматуры до их монтажа в нитку газопровода;
• контроль проходного сечения газопровода (выявление вмятин, гофр, овальностей и др.) поршнем-калибром;
• испытание газопровода на прочность давлением, создающим напряжения в металле трубы до минимального нормативного предела текучести, и проверку на герметичность;
• обеспечение экологической безопасности при производстве работ;
• осушку полости газопровода;
• проверку газопровода внутритрубными диагностическими устройствами.
Цель очистки полости магистрального газопровода заключается в следующем:
• удалить случайно попавшие при строительстве внутрь газопроводов грунт, воду и различные предметы, а также поверхностный рыхлый слой продуктов коррозии и окалины путем протягивания механического очистного устройства в процессе производства сварочно-монтажных работ и пропуска поршня в процессе продувки или промывки;
• улучшить пропускную способность и обнаружить грубые нарушения целостности газопровода путем пропуска поршня;
• достигнуть хорошего качества очистки и осушки полости, обеспечивающего заполнение газопроводов транспортируемым газом без его загрязнения и увлажнения.
Испытание на прочность и проверку на герметичность участков системы газопроводов, сооружаемых в различных условиях, рекомендуется проводить следующими способами:
Учитывая сложность, повышенную стоимость и лимит времени на гидравлическое испытание магистральных газопроводов при отрицательных температурах, сложность, повышенную опасность пневматических испытаний, затрудняющих производство строительно-монтажных работ в энергетических коридорах, при разработке в составе проектов организации строительства (ПОС) и проектов производства работ (ППР) графиков организации строительства следует планировать проведение испытаний, как правило, во II и III кварталах года.
С целью повышения надежности системы газопроводов также рекомендуется:
• устанавливать максимально допустимое испытательное давление для линейной части газопровода не более величины, вызывающей напряжения в металле трубы до минимального нормативного предела текучести металла с учетом минусового допуска на толщину стенки;
• производить испытание переходов газопроводов категории В через железные и автомобильные дороги и примыкающие к ним участки трубопроводов категории I в три этапа;
• использовать методы проверки на герметичность, основанные не только на измерении параметров напорной среды в трубопроводе, но и дополнительно на непосредственном нахождении места утечки. При этом предполагается широкое использование технических средств для определения утечек в газопроводе, что позволит исключить потери транспортируемого продукта в действующем газопроводе.
Изучение статистики аварий на газопроводах показывает, что их значительное число имеет место в первые годы эксплуатации. Это связано, прежде всего, с наибольшей вероятностью именно в начале эксплуатации изменения пространственного положения трубопровода, схемы его нагружения и напряженно-деформированного состояния, достигающего в отдельных случаях предельных значений. Кроме того, такая ситуация возникает из-за известного несовершенства методики испытания трубопроводов и контроля качества производства строительно-монтажных и специальных работ.
При производстве работ по очистке полости, испытанию газопровода на прочность и проверке магистральных газопроводов на герметичность необходимо руководствоваться следующими документами:
• СНиП 2.05.06-85. Магистральные трубопроводы. Госстрой СССР. М, ЦИТП Госстроя СССР, 1985.;
• Главой СНиП III-42-80. Магистральные трубопроводы. Госстрой СССР. М, Стройиздат. 1981.;
• СНиП 3.01.01-85. Организация строительного производства, Госстрой СССР. М, ЦИТП Госстроя СССР, 1985.;
• ВСН 011-88. Миннефтегазстрой. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Очистка полости и испытание. М., ВНИИСТ, 1989.;
• Правилами техники безопасности при строительстве магистральных стальных трубопроводов. М., Недра, 1982.;
• Настоящим Сводом Правил.
Специальная рабочая инструкция по очистке полости, испытанию на прочность и проверке на герметичность магистральных газопроводов с использованием природного газа должна быть дополнительно согласована с Газнадзором РАО «Газпром» и с эксплуатирующей организацией, осуществляющей подачу газа.
Утвержденная инструкция по очистке полости и испытанию газопровода включается составной частью в ППР.
• способы, параметры и последовательность выполнения работ;
• схему очистки полости и испытания газопровода;
• методы и средства выявления и устранения отказов (застревание очистных устройств, утечки, разрывы и т.п.);
• схему организации связи на период производства работ;
• требования пожарной, газовой, технической безопасности и указания о размерах охранной зоны;
• требования по охране окружающей природной среды;
• специальные вопросы (размещение и перемещение комиссии, взаимоотношения комиссии с заинтересованными организациями, срочное медицинское обеспечение и др.).
Комиссия по испытанию газопровода назначается совместным приказом генерального подрядчика и заказчика или на основании совместного приказа их вышестоящих организаций. Председателем комиссии по испытанию назначается представитель подрядчика.
В случаях, когда для очистки полости газопроводов и их испытания используется природный газ, в испытаниях должны участвовать соответствующие эксплуатирующие организации.
Определяемое газоанализатором содержание кислорода в выходящей из газопровода газовоздушной смеси должно быть не более 2 %.
Замер параметров испытания должен производиться дистанционно приборами, вынесенными за пределы охранной зоны.
Производственная инструкция по отбору проб газа, анализу газа и определению загазованности помещений при работе котлов на природном газе
Технический директор ИвТЭЦ-3
______________ 2013 г.
Заместитель главного инженера
_______________ 2013 г.
ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ ИНСТРУКЦИЯ
по отбору проб газа, анализу газа
и определению загазованности помещений
при работе котлов на природном газе
Инструкция пересмотрена (без внесения изменений)
Начальник ХЦ ИвТЭЦ-3
Заместитель главного инженера по эксплуатации
Технический директор ИвТЭЦ-3
1.1 Природный газ используется на ИвТЭЦ-3 в качестве топлива для энергетических и теплофикационных котлов. Природный газ на% состоит из метана, горюч и взрывоопасен.
1.2 Контроль загазованности воздуха в газоопасных местах, где находится газоиспользующее оборудование, заполненные газом газопроводы и их арматура (помещения ГРП, котельное отделение главного корпуса КТЦ и помещения пиковой котельной), производится согласно «Графику контроля загазованности в газоопасных местах ИвТЭЦ-3», утвержденному техническим директором Ив ТЭЦ-3.
1.2.1 НСХЦ в присутствии начальника смены КТЦ или старшего машиниста КТЦ производит замеры содержания метана в воздухе переносным газоанализатором (СТХ-17-6, ОКА-92МТ, др.):
· в верхней части помещения пиковой котельной, смотровая площадка котлов, отм. 6,9м КВГМ-100 №3,4– 1 раз в смену;
· при выполнении ремонтных и аварийных работ в газоопасных местах ИвТЭЦ-3, в топках котлов, газоходах, воздуховодах, газопроводах.
1.2.2. Лаборант химанализа 4 разряда в присутствии старшего машиниста КТЦ производит замеры содержания метана в воздухе переносным газоанализатором (СТХ-17-6, ОКА-92МТ, др.):
1.4 П ри продувке газопроводов природным газом или сжатым воздухом при пуске газопроводов, выводе их на консервацию или в ремонт лаборант химанализа 3 разряда производит анализ газа, газовоздушной среды на содержание кислорода на газоанализаторе ВТИ. Отбор проб производит НС КТЦ или машинист КТЦ.
1.5 В случае неполного сгорания природного газа образуется окись углерода (СО) – ядовитый, горючий и взрывоопасный газ. При сжигании природного газа на ИвТЭЦ-3 производится контроль содержания окиси углерода в воздухе при работе котлов на природном газе согласно утвержденному графику. НСХЦ в присутствии начальника смены КТЦ или старшего машиниста КТЦ производит замеры содержания СО в воздухе переносным газоанализатором ОКА-92МТ:
2 СВОЙСТВА ПРИРОДНОГО ГАЗА
Горючий природный газ по токсикологической характеристике относится к веществам 4 класса опасности («малоопасным») в соответствии с ГОСТ 12.1.044-84.
2.3 Правила техники безопасности при эксплуатации газового хозяйства обуславливают следующие опасные свойства газообразного топлива:
а/ отсутствие запаха и цвета
б/ способность газа образовывать с воздухом пожаровзрывоопасные смеси
в/ удушающая способность газа.
Нижний концентрационный предел распространения пламени (НКПР)
Верхний концентрационный предел распространения пламени
3 ПРАВИЛА ОТБОРА ПРОБ ГАЗА НА АНАЛИЗ
3.1 Курение и использование открытого огня в газоопасных местах, при проверке загазованности производственных помещений категорически запрещается.
3.2 Обувь работников, производящих замеры загазованности и находящихся в газоопасных местах, не должна иметь металлических подков и гвоздей.
3.3 При выполнении газоопасных работ следует использовать переносные светильники во взрывозащищенном исполнении напряжением 12 Вольт
3.4 Перед выполнением анализа необходимо осмотреть газоанализатор. Не допускаются к применению средства измерения, у которых просрочен срок поверки или имеются повреждения.
Если содержание метана в воздухе более 1,0 % по объему, в дополнение к постоянной вентиляции помещение проветрить в течение 15 мин., для чего открыть дверь. Если устранить газ из помещения не удается даже усиленной вентиляцией, входить и работать в таком помещении при загазованности более 1 % по метану разрешается только в шланговом противогазе.
Действия в случае загазованности указаны в п. 6.
При обнаружении газа в колодце его проветривают в течение 15 мин. и повторяют анализ.
3.8 Не допускается для отбора проб спускаться в колодцы и другие подземные сооружения.
3.9 В воздухе рабочей зоны содержание природного газа должно быть не более 20 % от нижнего концентрационного предела распространения пламени (1 % по метану); концентрация кислорода должна быть не ниже 20 % по объему.
4 КОНТРОЛЬ ПРИ ВЫВОДЕ ГАЗОПРОВОДА В РЕМОНТ
И ЗАПОЛНЕНИЯ ЕГО ГАЗАМИ
4.1 До начала и в процессе выполнения работ по техническому обслуживанию и ремонту объектов газового хозяйства ТЭЦ (ГРП, газопроводы, др.) должен осуществляться контроль рабочей зоны на загазованность. Анализ на содержание метана в воздухе выполняется переносным газоанализатором с отметкой в наряде – допуске. При концентрации метана 1 % и выше работы должны быть приостановлены.
4.2 До начала работ, связанных с нарушением плотности газопроводов и газового оборудования (смена прокладок, арматуры, работа внутри котлов и т. п.) на газопроводе должны быть установлены заглушки, чтобы участок газопровода, подлежащий ремонту, был отглушен от части газопровода, находящегося под давлением. Газопровод должен быть полностью освобожден от газа продувкой сжатым воздухом. Окончание продувки определяется анализом по остаточному содержанию метана в выходном трубопроводе, который не должен быть более 1 %. Анализ производится переносным газоанализатором. Черезмин взять повторную пробу воздуха, сравнить результаты двух анализов. Если анализы показали отсутствие взрывоопасной концентрации природного газа (по метану), НС ХЦ сообщает об этом НС КТЦ.
4.5 При пуске газа газопроводы, находившиеся в ремонте или резерве, должны продуваться газом до вытеснения всего воздуха, в течение времени, указанного в производственной инструкции по эксплуатации газового оборудования и газопроводов, но не менее 10 мин. Окончание продувки определяется анализом на содержание кислорода в газопроводе, содержание кислорода в пробе должно быть не более 1 %.
4.6 Перед растопкой котла, если газопроводы находились не под избыточным давлением, определяется содержание кислорода в газопроводах котла. При содержании кислорода более 1 % по объему розжиг горелок не допускается.
5 СПОСОБЫ ВЫЯВЛЕНИЯ УТЕЧЕК ГАЗА
5.1 Неплотности могут быть выявлены по звуку, создаваемому выходящим газом (воздухом), по пузырям мыльной эмульсии, по запаху одоранта, по показаниям галлоидных течеискателей.
5.2 Наиболее широко применяется способ смачивания контрольных мест мыльной эмульсией: 35 г мыла (порошка) на 1 л воды с добавлением глицерина против высыхания.
5.3 Категорически запрещается проверять наличие утечек газа при помощи открытого огня.
5.4 Можно искать утечки газа с помощью переносного газоанализатора. Для этого прибор готовят согласно инструкции, затем подводят резиновый шланг к предполагаемому месту утечки газа, делают забор пробы и производят анализ.
6 ДЕЙСТВИЯ ПЕРСОНАЛА ХИМЦЕХА В АВАРИЙНЫХ СИТУАЦИЯХ
6.1 При обнаружении утечек природного газа, загазованности НС ХЦ по указанию НСС должен немедленно совместно с персоналом КТЦ проверить достоверность полученной информации с помощью переносного газоанализатора. Результат сообщить НСС.
6.2 При обнаружении в воздухе помещений ГРП, котельном отделении главного корпуса, на пиковой котельной концентрации метана 1 % и выше, при увеличении концентрации метана при последовательных замерах лаборант немедленно сообщает об этом НС ХЦ. НС ХЦ извещает НС ЭС, НС КТЦ для организации дополнительной вентиляции и незамедлительных работ по обнаружению и устранению утечки газа.
6.3 При концентрации газа в воздухе меньше 1 % по метану необходимо с помощью переносного прибора определить место утечки газа и сообщить НСС. До ликвидации утечки газа вести непрерывный контроль (каждые 30 мин.) загазованности помещения. После устранения утечки проверить переносным газоанализатором загазованность помещения. Результаты сообщить НСС.
6.4 При утечке газа и загазованности по метану 1 % и выше НС ЭС ставит в известность газовую службу ТЭЦ, технического директора ИвТЭЦ-3 и организует выполнение мероприятий в соответствии с Планом локализации и ликвидации аварийных ситуаций в газовом хозяйстве ИвТЭЦ-3.
Все работы в опасной зоне, кроме аварийно – восстановительных, должны быть приостановлены. Лица, не участвующие в аварийно – восстановительных работах, из опасной зоны должны быть удалены.
6.5 При обнаружении в воздухе концентрации метана больше 1 %, но меньше 5 % необходимо непрерывно, до ликвидации аварии, каждые 15 мин. определять загазованность возле опасной зоны в радиусе 50 м в подвалах, колодцах, на лестничных площадках.
После ликвидации аварии повторить замер загазованности и сообщить НСС.
6.6 При загазованности воздуха больше 5 % по метану необходимо покинуть взрывоопасную зону, сообщить НСС и вести непрерывный контроль загазованности в радиусе 50 м от места утечки газа до ликвидации аварии аналогично п.6.5.
После ликвидации аварии выполнить замеры загазованности воздуха и результаты сообщить НСС.
6.7 Во всех случаях после окончания замеров НС ХЦ должен сделать запись о результатах замеров загазованности в оперативном журнале НС КТЦ, поставить свою подпись.
Начальник ХЦ ___________________
Начальник ТТУ _____________________
Начальник КТЦ ______________________
С «Производственной инструкцией по отбору проб газа, анализу газа и определению загазованности помещений при работе котлов на природном газе» ознакомлен :
Заместитель начальника цеха
Начальник химической лаборатории
Инженер-химик химической лаборатории 2 категории