Експлуатація установок очищення газу

Размещено на http://www.allbest.ru/

Вступ

Природний газ є одним з найважливіших первинних енергоносіїв, що споживається в промисловості України, зокрема металургійній, цементній та хімічній.

Природний газ широко використовується як паливо на електростанціях, при виробництві будівельних матеріалів, в комунально-побутовому господарстві.

Необхідність транспортування великих об'ємів газу від місць видобутку до місць споживання спричинило швидкий розвиток газотранспортної системи України. На сьогоднішній день Україна посідає одне з перших місць у світі по розвитку газотранспортної мережі.

Надійна експлуатація магістральних газопроводів та їх споруд, газопроводів-відгалужень, а також подача газу відповідної якості споживачам, забезпечується забезпечуються завдяки постійному вдосконаленню методів підготовки газу до транспорту і споживання, зокрема осушка і очистка газу від механічних домішок, сірководню, вуглекислоти та інших шкідливих домішок, що знижують якість газу і спричиняють внутрішню корозію та ерозію матеріалу газопроводу.

1. Загальна частина

1.1 Вимоги до газу по ОСТ

Природний газ газових родовищ містить механічні тверді та рідкі домішки - пісок, пил, воду, масло, конденсат, сполуки сірки.

Залежно від того, де буде використовуватись газ, до його якості висуваються вимоги відповідно з ТУ У 320.00158764.007-95.

Якість газу, який надходить з промислів і газопереробних заводів у магістральні газопроводи, повинна забезпечити надійність і ефективність роботи газопроводів та компресорних станцій.

Вимоги до якості газу для комунально-побутового споживання такі:

забезпечення взаємозаміни газу за його тепловими характеристиками;

забезпечення санітарно-гігієнічних умов побутових приміщень, що мають газові прилади з горінням без відведення продуктів згорання;

забезпечення безпеки при використанні газу.

При використанні природних газів у процесах хімічної переробки якість газу визначається умовами постійності його складу, відсутністю рідкої фази і механічних домішок, обмеженням вмісту важких вуглеводнів і сполук сірки.

При використанні природних газів у процесах хімічної переробки якість газу визначається умовами постійності його складу, відсутністю рідкої фази і механічних домішок, обмеженням вмісту важких вуглеводнів і сполук сірки.

Основними показниками оцінки якості природного газу, що транспортується по магістральних газопроводах і подається споживачам є:

вміст вологи в газі;

точка роси по вуглеводнях;

вміст сірководню;

вміст механічних домішок;

вміст кисню;

вміст двоокису вуглецю;

вміст меркаптанової і загальної органічної сірки.

Вміст вологи в газі сприяє процесу корозії газопроводів і обладнання компресорних станцій, утворенню кристалогідратів.

Для запобігання цих явищ необхідно щоб точка роси газу по волозі була на 5-7 єК нижча від найнижчої температури газу при його транспортуванні по газопроводу.

Згідно ТУ У 320.00158764.007-95 на гази горючі природні встановлено технічні вимоги (табл.1.1).

Зазначені в табл.1.1 нормативи досягаються прийнятою технологією осушки газу на промислах і заводах, забезпечують умови безгідратного транспортування газу, надійну роботу засобів автоматики на компресорних і газорозподільчих станціях, усувають необхідність підігріву газу перед редукуванням.

Наявність у газі вуглеводнів, які конденсуються, призводить при певних термодинамічних умовах до виділення конденсату. Це знижує пропускну здатність магістральних газопроводів, збільшує потрібну потужність газоперекачувальних агрегатів.

Сучасні процеси поглинання з газу певних фракцій (процеси адсорбції, абсорбції) дають можливість відділити з газу важкі вуглеводні до точки роси “-10єС”. Така глибина видалення дає змогу найповніше використовувати вуглеводні для отримання зріджених газів, газових бензинів, індивідуальних вуглеводнів.

Наявність у газі сірководню сприяє розвитку корозії внутрішньої поверхні газопроводів, газоперекачувальних агрегатів, арматури, забруднює атмосферу приміщень токсичними продуктами.

Таблиця 1.1 Технічні вимоги на гази горючі природні (ТУ У 320.00158764.007-95)

№ п/п	Найменування показників	Норми
		з 01.05 до 30.09	з 01.10 до 30.04
1	2	3	4
1	Точка роси газу по волозі при 4.0 МПа, єС, не вища	-3	-5
2	Точка роси газу по вуглеводнях, єС, не вища	0	0
3	Масова частка сірководню, г/м3, не більше	0.02	0.02
4	Масова частка меркаптанової сірки, г/м3, не більше	0.036	0.036
5	Об'ємна частка кисню,%, не більше	0.5	0.5
6	Теплота згорання нижча, мДж/м3, при 20 єС і 101.324 кПа	32.5	32.5
7	Маса механічних домішок, г/м3, не більше	0.003	0.003

Наявність у газі механічних домішок викликає ерозію, зношення газопроводів, ГПА, призводить до засмічення контрольно-вимірювальних приладів і збільшує вірогдність аварійних ситуацій на КС, газопроводах, ГРС.

У природних газах кисень відсутній, але при будівництві газопроводів або ремонті - кисень повітря може бути внесений в порожнину газопроводу при умові недостатньої продувки газопроводу перед вводом в експлуатацію. Наявність кисню в природному газі може призвести до утворення вибухонебезпечних сумішей, а при наявності сірководню - до виділення елементарної сірки.

Вміст СО₂ в сухому газі спричиняє утворення баластної суміші, яка знижує калорійність газу. За техніко-економічними показниками вміст СО₂ у газі не повинен перевищувати 2%.

Меркаптанова сірка міститься в газі в невеликій кількості, вона вводиться в газ як одорант для надання характерного запаху.

Встановленими нормами вміст одоранту в газі зумовлений необхідним рівнем запаху і становить 16г на 1000м³ газу.

Наявність в газі органічної сірки більше 30-50мг обмежує можливість його використання для хімічних процесів.

Основним показником якості газу, що використовується в побутових газових пальниках є число Воббе. Даний показник визначає режим горіння газу в побутових приладах, взаємозаміну газу змінного складу для забезпечення нормального режиму горіння.

2. Технологічна частина

2.1 Способи очищення газу

Для підвищення гідравлічної ефективності та надійності роботи газопроводів на підприємствах транспорту газу проводяться періодична продувка і очистка внутрішньої порожнини газопроводів очисними пристроями(поршнями). При будівництві газопроводів передбачається монтаж вузлів запуску і прийому очисних чи діагностичних пристроїв, а також локальне підвищення швидкості газу.

Під час експлуатації магістральних газопроводів виникають значні труднощі, викликані забрудненням газу.

Очищення природного газу від механічних домішок здійснюється в декілька етапів - у привибійній зоні, на промислі, на лінійній частині і КС магістральних газопроводів та остаточно на ГРС.

Привибійна зона свердловини обладнується фільтрами. Існуючі конструкції фільтрів являють собою сталеві труби з перфорацією. Ці фільтри запобігають виносу з колони свердловини піску, вапняку та інших домішок гранулометричного складу.

Другий етап очищення газу проводиться на промислі в наземних сепараторах, де газ очищається від води і конденсату, а також від часток породи і пилу.

Третій етап очистки здійснюється на компресорних станціях газопроводу і передбачає очищення газу від механічних домішок (твердих і рідких частинок).

Четвертий етап очистки проводиться на ГРС і призначений для остаточної очистки газу перед споживанням.

Промислові пилоуловлювачі поділяються на дві групи відповідно до принципів очищення газу - апарати сухого і мокрого відділення пилу.

До апаратів сухого відділення пилу відносяться гравітаційні сепаратори і циклонні пилоуловлювачі, принцип дії яких полягає в штучному осаджуванні пилу під дією сили ваги і в результаті зниження швидкості потоку газу. Розмір часток пилу, що видаляються з газу в цих апаратах, понад 40мкм.

До апаратів мокрого відділення пилу відносяться масляні пилоуловлювачі, в яких очистка газу відбувається з допомогою промивання газу рідиною. Цей тип пилоуловлювачів розом з циклонними апаратами знайшов широке застосування в газовій промисловості.

Перевагою масляних вертикальних пилоуловлювачів є високий ступінь очищення газу(97-98%), а недоліками - велика металоємність, винос промивальної рідини, великий гідравлічний опір(35-50кПа).

Як промивальну рідину в масляних пилоуловлювачах застосовують солярове масло. Нормативна витрата масла становить 25 г на 1000м³.

2.2 Технічна характеристика і принцип роботи пилоуловлювачів очищення газу

Вертикальні масляні пилоуловлювачі широко застосовуються на компресорних станціях(КС) і ГРС. В газовій промисловості експлуатується ряд типорозмірів пилоуловлювачів(табл.2.1).

Таблиця 2.1 Технічна характеристика масляних пилоуловлювачів

Продуктивність, млн.м3/до-бу	Діаметр корпусу, мм	Висота, мм	Площа поперечного перерізу, м2	Кількість трубок	Кількість відбивачів	Розміри відбійної насадки	Товщина стінки	Маса, т	Діаметр контактних і дренажних трубок, м
5.5 МПа	7.5 МПа				контактних	дренажних із осадж.секції	дренажних із відбійної секції		довжина, мм	ширина, мм	Рроб =5.5МПа	Рроб =6.4МПа	Рроб =5.5МПа	Рроб =6.4МПа
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
		400	5100	0,126	5	2	2	13	360	148	12	15	1,06	1,20	0,089
		500	5350	0,196	6	2	2	24	430	222	15	18	1,52	1,72	0,089
		600	5550	0,282	9	3	2	32	510	296	18	20	2,10	2,27	0,089
2,4	3,36	1000	5950	0,785	26	5	3	75	925	333	28	32	5,84	6,45	0,089
		1200	6300	1,132	41	7	5	85	1135	333	33	40	8,50	9,80	0,089
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
		1400	6650	1,535	49	8	6	105	1340	333	40	45	12,20	13,42	0,089
4,8	5,76	1600	7000	2,040	57	9	6	125	1532	333	44	52	15,90	18,92	0,089
9,6	11,52	2400	8800	4,520	127	20	23	175	2370	333	46	-	30,00	-	0,089

Конструкцію масляного пилоуловлювача показано на рис.2.1.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис.2.1 Вертикальний масляний пилоуловлювач.

1 - люк-лаз; 2 - штуцер для рівнеміра; 3 - вхід газу; 4 - штуцер для дифманометра; 5 - вихід газу; 6 - жалюзійна секція; 7, 8 - секції контактних і дренажних трубок; 9 - трубка для зливу і наливу мастила.

Пилоуловлювач - це вертикальна посудина, розділена на чотири секції, які виконують різні функції в процесі очищення газу. Нижня секція заповнюється маслом і є збірником шлаку; секція контактних трубок служить для промивання газу; циліндрична частина до поперечної напівперегородки є осаджувальною камерою; жалюзійна секція складається із зигзагоподібних решіток, що виконують роль сепаратора для відділення рідини з мікрочастинками пилу.

В пилоочищувальну установку входить маслогосподарство: аккумулятор масла, відстійники з обв'язкою.

Недоліки масляних пилоуловлювачів повністю відсутні в циклонних пилоуловлювачах.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис.2.2. Вертикальний циклонний пилоуловлювач

Конструктивно циклонний пилоулов-лювач (рис.2.2) - це аппарат вертикальної циліндричної форми з вбудованими циклонами і складається з трьох техноло-гічних секцій:

а) розподіл газу, що надійшов;

б) очищення газу;

в) збирання рідини і механічних домішок.

Неочищений газ надходить через боковий вхідний патрубок, до якого приварені п'ять циклонів, розташованих зіркоподібно по колу. За рахунок відцентрової сили здійснюється відкидання, осадження вологи і механічних домішок, які виводяться з апарата автоматично через дренажний штуцер.

Різновидом циклонних пилоулов-лювачів є мультициклонні апарати, де за рахунок зменшення діаметру циклону підвищується якість очищення газу. Закручування потоку газу в них виникає завдяки спеціальним спрямовуючим лопаткам, закріпленим під кутом 25-30є.

Значно впливає на якість очищення природніх газів їх вологовміст. Тому ефективність роботи циклонних пилоуловлювачів в умовах підвищеного вмісту вологи, конденсату - погіршується по причині осадження липкої маси(пил і конденсат) в прохідних перерізах апарату. На даний час експлуатується ряд типорозмірів циклонних пилоуловлювачів(табл.2.2).

В експлуатації на КС для очистки газу від мекханічних домішок також застосовується обладнання різних зарубіжних фірм, наприклад: “Дженерал електрік”, “Нуова піньоне”, “Крезо Луар” та ін.

Це обладнання конструктивно дещо відрізняється від вітчизняного і тому потребує особливого вивчення для правильної експлуатації.

В якості апаратів для очищення газу від механічних домішок на КС застосовують скрубери фірми “Пірлес”, фільтри-сепаратори “СМР” та ін.

Таблиця 2.2 Технічна характеристика циклонних пилоуловлювачів очищення газу

Найменування	Тип	Продуктивність, млн.м3/добу	Розрахунковий робочий тиск, МПа	Максимальний робочий тиск, МПа	Діаметр апарата, мм	Діаметр циклонного елемента, мм	Кількість циклонних елементів, шт	Максимальний дренуємий об'єм, м3	Питомі металозатрати, кг/млн.м3	Маса, кг	Габарити, мм (ширина, висота)
Пилоуловлювач мультициклонний вертикальний	ГП 751	6.4	3.92	5.48	1600	60	189	2.45
Те саме	ГП 105.00.000	6.4	3.92	5.48	1600	60	187	2.0
Те саме	ГП 198.00.000 ГП 199.00.000	6.4	3.92	5.48	1600	60	187	2.3
Те саме	ГП 167.00.000	8.2	4.9	7.45	1600	60	187	2.3
Пилоуловлювач циклонний вертикальний	ГП 426.00.000 ГП 458.00.000	15	3.92	5.48	1850	600	5	5.2/ 3.2	1533	23000	3250 9300
Те саме	ГП 144.00.000	20	4.9	7.45	2000	600	5	5.2/ 3.2	1550	31000	3500 9500
Те саме	ГП 692.01.000	5	3.93	5.5	1200	350	5	-	1360	6800	2240 5675
Пилоуловлювач (скрубер) мультициклонний вертикальний	фірма “Пірлес”	16.8	3.97	7.45	2000	50.8	397	2.45			4670

2.3 Експлуатація установок очищення газу

Установки очистки газу експлуатуються у відповідності з виробничою інструкцією, складеною на основі інструкцій заводів-виробників обладнання, “Правил будови і безпечної експлуатації посудин, що працюють під тиском”, “Правил технічної експлуатації магістральних газопроводів”.

Технічне обслуговування установки очистки газу повинно включати:

зовнішній огляд обладнання і комунікацій;

включення в роботу і виключення з роботи апаратів очистки газу;

контроль перепаду тиску на вході і виході установки;

контроль рівня рідини в апаратах;

включення, виключення і контроль працездатності пристроїв підігріву і дренажу;

дренаж(продувка) з апаратів відсепарованих шламу і конденсату;

контроль витоків газу і їх усунення.

Періодичність виконання вказаних операцій визначається технічним станом обладнання, ступенем автоматизації, якістю газу і т. ін.

При продувках їх частота і тривалість повинні забезпечувати мінімальні затрати природного газу на їх виконання.

Дренаж забруднень з апаратів очистки в навколишнє середовище забороняється.

Число апаратів, що включаються в роботу, визначається в залежності від витрати газу по технічних характеристиках пилоуловлювачів.

3. Розрахункова частина

3.1 Розрахунок установки очистки газу

Враховуючи річну продуктивність газопроводу Q_річ=22 млрд.м³/рік та робочий тиск на вході КС - Р_роб=5.5МПа, необхідно вибрати пилоуловлювачі з такими технічними характеристиками, щоб забезпечити якісну очистку газу заданих об'ємів, а також необхідно визначити потрібну кількість пилоуловлювачів.

Для цього виконаємо технологічний розрахунок масляного вертикального пилоуловлювача.

Вихідні дані: Q_річ=22 млрд.м³/рік, Р_роб=5.5МПа.

Розрахунок.

Пропускну здатність пилоуловлювача визначає переріз контактних трубок.

Секундна витрата газу при заданих умовах визначається за формулою:

q_c=, (3.1)

де Q - кількість газу, що підлягає очищенню, м³/добу;

Т_роб - температура газу на вході в КС, °К, приймаємо Т_роб=288°К;

Р_ст - стандартний тиск, МПа (Р_ст=0.101325МПа);

Р_роб - робочий тиск, МПа;

Т_ст - стандартна температура, °К (т_ст=293°К).

Добова пропускна здатність газопроводу Q визначається за формулою

(3.2)

.

За формулою (3.1)

q_c=. (3.3)

В залежності від тиску приймаються допустимі швидкості потоку газу в пилоуловлювачі згідно табл.3.1.:

Для робочого тиску Р_роб =5,5Мпа приймаємо W₀=0,48м/с, W_к=0,27м/с.

Загальна потрібна площа групи пилоуловлювачів для очищення заданого об'єму газу визначається за формулою:

(3.4)

Таблиця 3.1 Допустимі швидкості в пилоуловлювачі

Тиск газу, МПа	Швидкість, м/с
	у контактних трубках, Wк	у вільному перерізі, Wо	набігання на жалюзі, Wж
1	2	3	4
1,0	3,35	1,12	0,65
2,0	2,35	0,79	0,45
3,0	1,95	0,65	0,37
4,0	1,68	0,56	0,34
5,0	1,50	0,50	0,28
6,0	1,38	0,46	0,26
7,0	1,27	0,43	0,24

Кількість пилоуловлювачів визначаємо за формулою:

, (3.5)

де f_n - площа поперечного перерізу одного пилоуловлювача;

n₀ - розрахункова кількість пилоуловлювачів, яка у випадку одержання дробового числа округлюється в бік більшого числа до цілого (n).

При розрахунку виходимо з умов:

загальна кількість пилоуловлювачів повинна бути не менше двох;

при відключенні одного з пилоуловлювачів допускається перевантаження тих, що лишилися в роботі не більше ніж на 33%.

Виконаємо порівняльний розрахунок для декількох пилоуловлювачів типових розмірів з діаметрами D₁=1400мм, f_n1=1,535м²; D₂=1600мм, f_n2=2,04м²; D₃=2400мм, f_n3=4,52м²; (табл.2.2).

За формулою (3.5):

;

округляючи, отримуємо n₁=18, n₂=13, n₃=6.

Визначимо затрати металу по кожному варіанту

, (3.6)

де g - вага одного пилоуловлювача.

g₁=12,2т; g₂=15,9т; g₃=30,0т; (табл.2.2).

За формулою (3.6)

G₁ = 12,2 · 18 = 219,6т;

G₂ = 15,9 · 13 = 206,7т;

G₃ = 30,0 · 6 = 180,0т.

Виходячи з мінімальних затрат металу найдоцільнішим буде варіант з пилоуловлювачами діаметром D=2400мм.

Визначаємо дійсне навантаження газового потоку на один пилоуловлювач

. (3.7)

При відключенні одного пилоуловлювача дійсне навантаження на пилоуловлювачі, що лишилися в роботі буде становити

.

Перевантаження пилоуловлювачів, що лишилися в роботі буде становити

,

що не перевищує допустимого значення перевантаження, яке становить 33%.

Проведемо перевірку шляхом визначення дійсних швидкостей потоку газу:

в контактних трубках:

, (3.8)

де - сумарна площа поперечного перерізу контактних трубок, м².

, (3.9)

де d_к , n_к - відповідно діаметр і кількість контактних трубок пилоуловлювача(d_к=0,089м , n_к=127).

За формулою (3.9) визначаємо

=.

За формулою (3.8) визначаємо

;

в осаджувальній секції:

, (3.10)

де f_o - площа вільного поперечного перерізу осаджувальної секції, м².

, (3.11)

де - сумарна площа, яку займають дренажні трубки в осаджувальній секції,м².

, (3.12)

де d_Д , n_Д - відповідно діаметр і кількість дренажних трубок пилоуловлювача(d_Д=0,089м , n_Д=20).

Отже за формулою (3.12)

.

Площа вільного поперечного перерізу осаджувальної секції становить

f_o=4,52 - 0,1244 = 4,3956м².

Дійсну швидкість потоку газу в осаджувальній секції визначаємо за формулою (3.10):

.

Оскільки дійсні швидкості потоку газу в осаджувальній секції не перевищують допустимої(табл.3.1), то пилоуловлювач вибрано правильно.

Отже за результатами розрахунку, для якісної очистки заданого об'єму газу від механічних домішок, вибираємо з типового ряду пилоуловлювачі діаметром 2400мм в кількості 6 штук.

Технологічна схема обв'язки пилоуловлювачів показана на листі №1 графічної частини курсового проекту.

4. Організаційна частина

4.1 Пожежна безпека на КС

Забезпечення пожежної безпеки на КС повинно здійснюватись у відповідності до Закону України «Про пожежну безпеку», «Правил пожежної безпеки України», «Правил пожежної безпеки в газовій промисловості України» та інших нормативних документів.

Відповідальність за протипожежний стан КС покладається на керівників управлінь, служб, цехів і змін.

Організація та здійснення заходів по доведенню стану пожежної безпеки на КС до належного стану покладається на керівника підрозділу пожежної безпеки та загальної охорони управління.

Для встановлення і підтримання належного режиму експлуатації всі будівлі і споруди на КС повинні бути класифіковані по їх вибухо- і пожежонебезпеці, про що робляться написи на металевих знаках, які закріплюються на вхідних воротах і дверях всіх будівель, приміщень і об'єктів, що знаходяться на території КС. Крім того, в кожному цеху, складському приміщенні та інших об'єктах на основі діючих правил пожежної безпеки, повинні бути розроблені, з врахуванням специфіки виробництва, протипожежні інструкції, погоджені з пожежною охороною підприємства, які після затвердження їх у встановленому порядку вивішуються на видних місцях.

В інструкціях по пожежній безпеці необхідно передбачати:

вимоги пожежної безпеки при знаходженні персоналу на території КС;

місця і порядок утримання засобів пожежогасіння, пожежної сигналізації і зв'язку;

порядок виконання вогневих і газонебезпечних робіт на території КС;

порядок допуску і правила руху транспорту на території КС;

вимоги по утриманню території, доріг, під'їздів до будівель, споруд джерел води;

обов'язки персоналу цехів при виникненні пожежі, правила виклику пожежної команди, зупинки і відключення обладнання;

порядок прибирання і очистки місць від пролитих горючих рідин, збору, зберігання і видалення промислених матеріалів, зберігання спецодягу;

виконання заходів по закінченні робочого дня(відключення електроенергії, переключення арматури та ін.);

місця де заборонено (дозволено) куріння і застосування відкритого полум'я.

На КС повинні бути схеми пожежного водопроводу з вказанням місць встановлення пожежних гідрантів (ПГ) і пожежних кранів (ПК).

В кожному компресорному цеху повинна бути розроблена протипожежна інструкція, погоджена з пожежною охороною, а також регулярно повинні проводитись тренування з членами ДПД по гасінню пожеж.

В період експлуатації компресорних цехів не допускається розміщувати у виробничих і допоміжних приміщеннях конторки, кладовки, а також споруджувати прибудови до будівель, не передбачені проектом і не погоджені з відповідними органами, так як ці будівлі будуть створювати додаткову пожежну небезпеку на об'єкті.

Для чіткого і оперативного використання в разі необхідності системи пожежогасіння біля гідрантів, водойм і засувок повинні бути встановлені вказівники.

У всіх виробничих приміщеннях КС повинні застосовуватись електросвітильники, що відповідають вимогам «Правил безпечної експлуатації електроустановок споживачів».

Приміщення компресорних цехів слід утримувати в чистоті. Підлоги у всіх приміщеннях повинні бути рівними, не мати виступів; канали на відмітці «нуль» повинні бути перекриті негорючим матеріалом. Двері у вибухонебезпечні приміщення повинні бути оббиті з обох сторін листовим металом, заземлені і постійно закриті для забезпечення необхідної вогнестійкості і зняття електричних зарядів з обслуговуючого персоналу.

При виникненні пожежі виробничий персонал повинен:

необхідно припинити доступ газу чи масла до місця пожежі;

викликати пожежну команду чи ДПД;

вжити заходів по гасінню пожежі первинними засобами пожежогасіння, що є в наявності;

довести до відома керівництва цеху і управління магістральних газопроводів про виникнення пожежі;

відключити приточно-витяжну вентиляцію до повної ліквідації пожежі.

Для швидкої ліквідації аварійних ситуацій і чіткої взаємодії персоналу необхідно, щоб весь персонал знав свої конкретні обов'язки і дії при виникненні пожежі. Для цього слід регулярно проводити навчально-тренувальні заняття по ліквідації загорань масла(газу), приблизний перелік осередків виникнення яких повинен бути висвітлений в інструкціях по ліквідації пожеж в цехах, будівлях та інших приміщеннях.

природний магістральний газопровід очищення

СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ

1. Правила будови та безпечної експлуатації посудин, що працюють під тиском., ДНАОП 0.00-1.07.-97

2. Правила технічної експлуатації магістральних газопроводів.

3. Громов В.В., Козловский В.И. Оператор магистальных газопроводов.-М.; Недра, 1981.

4. Розгонюк В.В. та ін. Довідник експлуатаційникові газонафтового комплексу.- К.;Росток, 1998.

5. Правила пожежної безпеки в газовій промисловості України.-К.; 1997.

6. Воржев Д.С., Андреев Г.С. Техника безопасности на предприятиях транспорта газа. М.; Недра, 1977.

Размещено на Allbest.ru

...