Расчет резервуаров газа в СУГ

Необходимые исходные данные для подбора газгольдеров

Для сжиженных углеводородных газов определяющими параметрами являются характеристики как жидкого состояния газа (жидкой фазы), так и его газообразной формы (паровой фазы).

СУГ состоит из смеси газов, основные компоненты которой — пропан и бутан. Поэтому характеристики смеси могут меняться в зависимости от соотношения газов в смеси.

Для расчетов возьмем следующие параметры для плотности и калорийности:

ПараметрЕд.измЗначение
   
Плотность паровой фазы смеси СУГкг/м32,2
Плотность жидкой фазы смеси СУГкг/м3545
   
Калорийность низшая паровой фазыккал/м325500
Калорийность низшая паровой фазыМДж/м3106,76

Для перевода размерности низшей калорийности из ккал в МДЖ используем коэффициент 238, 846

В формулу расхода паровой фазы газа входят следующие значения:

  • Тепловая нагрузка, кДж/ч
  • КПД котла
  • Низшая теплота сгорания паровой фазы, кДж/м3

В качестве нагрузки принимается номинальная мощность котлов. Как правило, она измеряется в кВт (что эквивалентно Дж/с), и для ее перевода в кДж/ч нужно умножить значение в кВт на 3600 (количество секунд в часе).

А чтобы низшую теплоту сгорания паровой фазы привести к размерности кДж/м3, нужно ранее принятую размерность МДж/м3 умножить на 1000.

Например, для нагрузки 1000 кВт приведенные значения параметров для формулы расхода паровой фазы будут следующими:

Данные входящие в формулу  
Нагрузка тепловаякВт1000
Нагрузка тепловая кДж/ч3600000
КПД котла 0,9
Низшая теплота сгорания паровой фазы кДж/м3106760

Расход газа (СУГ)

Последовательность действий для нахождения расхода газа:

  1. Находим расход паровой фазы в размерности (куб.м./ч): Тепловая нагрузка (кДж/ч)/ (КПД х низшая теплота сгорания (кДж/м3)).
  2. Переводим расход паровой смеси в размерность (кг/ч): Расход смеси (м3/ч) х плотность газовой фазы (кг/м3)
  3. Находим расход жидкой фазы смеси СУГ в размерности (кг/ч): Расход смеси (кг/ч)/плотность жидкой фазы (кг/м3)

Для тепловой нагрузки 1000 кВт результаты расчета будут следующими

Расход смеси паровой фазы в куб.м.м3/ч37,47
Расшифровка формулы: Тепловая нагрузка (кДж/ч)/ КПД х низшая теплота сг (кДж/м3)  
Расход смеси паровой фазы в кгкг/ч82,43
Расшифровка формулы: Расход смеси (м3/ч) х плотность газовой фазы (кг/м3)  
Расход смеси жидкой фазым3/ч0,15
Расшифровка формулы: Расход смеси (кг/ч)/плотность жидкой фазы (кг/м3)  

Определение объема резервуаров (газгольдеров)

Итак, мы имеем расход жидкой фазы в куб.м./час. Из этого расхода мы можем понять расход СУГ в сутки. Газгольдеры наполняются не более чем на 85% и не менее чем на 10%, с периодичностью 7-30 раз в сутки. При этом, введем коэффициент использования газового оборудования, т.к. котлы не всегда работают на полную мощность. Также, определим периодичность заправок, которая нас устраивает, задавшись промежутком времени между заправками в размерности (сутки).

Находим значения:

Коэффициент использования газового оборудования 0,7
Промежуток времени между заправками сут15
  
   
Расход смеси жидкой фазы в сутким3/сут2,52
Расшифровка формулы: Расход жидкой (м3/ч) х коэф х 24  
Объем в резервуаре для жидкой фазы (от 10 до 85% заполнения)м3/сут3,36
Расшифровка формулы: Объем Х 100%/75%  
Необходимый объем резервуаров СУГ для принятой частоты заправокм350,4
Расшифровка формулы: Необходимый объем в сутки х кол-во суток  

Проектирование газгольдеров СУГ на примере небольшого резервуара (образец проекта)

Конструктивные решения


На площадке хранилища СУГ проектом предусматривается размещение
следующего оборудования и сооружений:

  • одного подземного резервуара сжиженного углеводородного газа,
    вместимостью 9,1 м3 (Приокский механический завод, Россия) с резервуарной
    арматурой;
  • испарительной установки СУГ, PP-Tec 320 (Германия) производительностью
    25 кг/ч с двухступенчатым регулятором низкого давления GOK тип 052 (Германия) с
    ПЗК и ПСК;
  • надземных стальных газопроводов высокого давления жидкой и паровой фаз
    СУГ для обвязки резервуара и испарителя;
  • протекторной установки защиты резервуара от коррозии;
  • надземного стального газопровода низкого давления паровой фазы СУГ;
  • конденсатосборника;
  • проветриваемого ограждения.

Резервуар установить на железобетонных армированных плитах на отметке -2,000 от уровня земли, с уклоном 2‰ в сторону отбора жидкой фазы СУГ. Крепление резервуара к фундаменту осуществляется с помощью нержавеющих анкерных шпилек с гайками М20.

котлован для резервуара СУГ

Резервуар засыпать песком на высоту 0,6 м выше верхней образующей. Обсыпку резервуара выполнить песком средней крупности с уплотнением и последующей одерновкой, по результатам расчета на всплытие.

Вокруг резервуарной установки СУГ монтируется проветриваемое ограждение высотой 1,7 м типа «Gitter». Опоры, секции и калитка поставляются комплектно и монтируются на объекте, фундаменты для опор – монолитные бетонные в пробуренных скважинах. В ограждении предусматривается калитка шириной 1 м. Для слива газа и разворота автоцистерны обеспечить подъезд и оборудовать площадку твердым покрытием. На ограждение резервуарной установки повесить предупредительную табличку «Опасно ГАЗ» и предусмотреть освещение.

ограждение резервуара

Спецификация на ограждение резервуара

Технологическая часть

Краткое описание технологических процессов


Технологическая часть проекта разработана в соответствии с требованиями СП 62.13330-2011 «Газораспределительные системы», СП 42-101-2003 «Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб, ФНП в области промышленной безопасности «Правила промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением», ППР РФ «Правила противопожарного режима в Российской Федерации».

На территории расположения резервуарной установки выполняются следующие операции

  • прием газа от поставщика, поступающего в автомобильных цистернах и слив сжиженного газа из автоцистерн в подземную резервуарную установку;
  • хранение сжиженных газов;
  • подача жидкой фазы СУГ по надземному газопроводу к испарителю;
  • принудительная регазификация СУГ с помощью электрического испарителя;
  • снижение давления паровой фазы до низкого (0,005 МПа) и автоматическое поддержание заданного выходного давления независимо от изменения расхода и входного давления газа;
  • подача паровой фазы СУГ низкого давления до газового оборудования по подземному полиэтиленовому газопроводу, в низшей точке которого установлен кондесатосборник объемом 10 л.

Резервуар, испаритель и газопроводы оборудованы запорной и предохранительной арматурой, обеспечивающей безопасную эксплуатацию технологической системы.

Резервуарная установка сжиженных газов

Хранение сжиженного газа осуществляется в подземном резервуаре вместимостью 9,1 м3
(Приокский механический завод, Россия).

Запорная арматура, установленная в обвязке резервуара и испарительной установки позволяет подавать жидкую фазу СУГ в испарительную установку для работы системы на принудительной регазификации с помощью электрического испарителя, также предусмотрена подача паровой фазы СУГ для работы системы в теплое время года на естественной регазификации.

На резервуаре под защитным кожухом установлена следующая запорная арматура и контрольно-измерительные приборы, входящие в комплект поставки:

  • клапан наполнения фирмы GOK тип FV (Германия);
  • клапан отбора паровой фазы СУГ GOK тип 55212 (Германия);
  • клапан отбора жидкой фазы GOK тип FEV 55160 (Германия);
  • указатель уровня жидкой фазы СУГ фирмы Rochester® тип Junior 88592
  • (США)
  • клапан сбросной предохранительный RS 3145 фирмы RegO® (США) ;
  • манометр 0-25 bar фирмы GOK (Германия).

Предохранительные клапаны должны обеспечивать сброс газа из резервуаров при давлении в них на 15% превышающем рабочее. Манометры должны иметь класс точности не ниже 2,5. На шкале манометра должна быть нанесена красная метка, указывающая максимальное рабочее давление в резервуаре.

Слив СУГ в резервуары происходит с помощью заправочного рукава, соединяющего клапан наполнения резервуара и заправочное оборудование автоцистерны.


Технологические газопроводы

В обвязке резервуара и испарительной установки для компенсации сезонных температурных колебаний и пучинистости грунта использовать сильфонные металлорукава из стали 12Х18 Н10Т, DN20, PN40 в оплетке из стали 08Х18Н10. Технологические газопроводы утеплить теплоизоляцией из минеральной ваты, фольгированной алюминием. Толщина теплоизоляции min. 30 мм.

Прокладка газопровода

Подземный газопровод проложить на глубине не менее 1,4 м от уровня земли полиэтиленовой трубой ПЭ 100 SDR11 Ø 32 ГОСТ Р 50838-95.

Уклон газопровода выполнить не менее 5‰ в сторону конденсатосборника. Газопровод уложить на песчаном основании высотой 0,1 м и присыпать песком на 0,2 м над верхом трубы, далее уложить сигнальную ленту «Осторожно ГАЗ».

Выход газопровода из земли выполнить в футляре с отсыпкой среднезернистым песком по всей высоте в радиусе 0,5 м от трубы.

При выходе газопровода на фасад дома установить цокольный ввод с приварным шаровым краном. Концы футляра уплотнить монтажной пеной и силиконовым герметиком. На вертикальном участке трубы сделать штуцер с шаровым краном DN15 для отвода паровой фазы на резервный электрогенератор, после крана установить стабилизатор давления DUNGS 505 (1/2”) c пределами регулирования давления 25-50 мбар, далее гибкой подводкой DN15 фирмы Кофулсо (Корея) подвести газ к входному штуцеру газового электрогенератора.


Испарительная установка.

Для обеспечения заданного расхода газа и надежной работы системы в холодное время в составе резервуарной установки используется испарительная установка PP-Tec 320 (Германия), производительностью 25 кг/ч, расчетная степень загрузки испарителя — 80% .

В состав испарительной установки входит:

  • «сухой» электрический испаритель;
  • входные электромагнитные клапаны;
  • взрывозащищенная коробка электроуправления;
  • предохранительный клапан на выходном патрубке.

Испаритель представляет «сухой» теплообменник, в котором трубчатый электронагреватель (ТЭН) и змеевик (длинная металлическая трубка, изогнутая в виде спиральной цилиндрической пружины) погружены в алюминиевый сплав, который служит в качестве теплоносителя. ТЭН — трубчатые электронагреватели предназначены для преобразования электрической энергии в тепловую и
применяются в качестве комплектующих изделий в промышленных установках и бытовых нагревательных приборах. Нагрев жидкой фазы СУГ осуществляется путем теплопередачи от ТЭНов к теплоносителю — алюминиевому сплаву и далее к змеевику, заполненному жидкой фазой.

Принцип работы испарительной установки:

Жидкая фаза СУГ из резервуара поступает в теплообменник испарителя, в теплообменнике происходит испарение жидкой фазы СУГ. Температурный режим работы испарителя осуществляется полностью автоматически и регулируется термостатами. При нагреве теплоносителя до температуры 70-75 градусов С термостат прекращает подачу электропитания. Поступление очередных порций сжиженного газа охлаждает теплоноситель и при температуре алюминиевого блока около 60 градусов
С термостат снова автоматически включает трубчатые электронагреватели в электрическую цепь.

Несанкционированное повышение температуры в испарителе будет блокировано
дополнительным предохранительным термостатом, установленным на 100 градусов С. При
этом будет отключено питание электронагревателей и будут закрыты электромагнитные клапана на входе в испаритель.

Система защиты срабатывает в следующих случаях: расход газа, превышает производительность испарительной установки, выход ТЭНов из строя и прекращение нагрева жидкой фазы СУГ.

В летний период возможен пуск установки на естественной регазификации (по паровой фазе) без использования электрического испарителя от клапана отбора паровой фазы резервуара.
После понижения давления на двухступенчатом регуляторе давления (настройки указаны в табл. 1) до 0,005 МПа (5,0 кПа, 50 мбар) паровая фаза СУГ по подземному газопроводу низкого давления поступает к газовому оборудованию.

Монтаж испарительной установки производится на крышку горловины с помощью кронштейнов.

Присоединение испарительной установки к газопроводам – резьбовое Ermeto 12 мм, с помощью сильфонных металлорукавов из стали 12Х18 Н10Т, DN15, PN40 в оплетке из стали 08Х18Н10.

Защита от электрохимической коррозии.

В соответствии с требованиями ГОСТ 9.602-2005, п.5.4 проектом предусматривается защита подземного резервуара от коррозии изоляцией весьма усиленного типа с применением катодной поляризации резервуара методом установки гальванического анода (магниевого протектора ПМ 10-У).


Для защиты газопроводов от атмосферной коррозии надземные газопроводы после монтажа и испытаний необходимо покрыть двумя слоями грунтовки ГФ-021 ГОСТ 25129-82 и покрасить масляной краской для наружных работ ГОСТ 8292-85 в два слоя в соответствии с требованиями СП28.13330.2012, за исключением сильфонных металлорукавов, выполненных из легированной стали.

Оснащение средствами пожаротушения

Резервуары СУГ, размещенные на открытых площадках, следует относить к установкам категории Ан. Резервуарная установка СУГ должна быть оснащена первичными средствами пожаротушения в соответствии с Приложением 6 ППРРФ. Для этого оборудуется пожарный щит, расположенный вблизи оборудования СУГ.

Предельная защищаемая площадь одним щитом – 200 м2
.
Комплектация пожарного щита:

  • Огнетушитель порошковый (ОП), вместимостью 10л ………- 1 шт.
  • Лом……………………………………………………………….- 1 шт.
  • Ведро………………………………………………..…….……..- 1 шт.
  • Асбестовое полотно или войлок …………………………… — 1 шт.
  • Лопата штыковая………….…………….……………………….- 1 шт.
  • Лопата совковая…………..…………….………………….…. — 1 шт.
  • Ящик с песком 0,25м3 .………………………………………. — 1 шт.

Внутренний газопровод

Для нужд отопления главного дома в помещении отопительного оборудования устанавливается газовый котёл, Buderus Logano GE 315-170 , расчетная мощность 170 кВт. Для приготовления пищи на кухне устанавливается газовая варочная поверхность Gorenje Simplicity GKT 6 SY2B, 7,8 кВт. Для подключения газового бытового оборудования согласно СП 42-101-2003 п.6.4. предусмотрена изолирующая вставка-подводка гибкая (шланг резиновый для газа) либо гофрированная нержавеющая труба с фитингами для газа (с изолирующей вставкой) фирмы Кофулсо (Корея). В помещении отопительного оборудования перед котлом и на кухне перед газовой варочной панелью устанавливаются шаровые муфтовые краны, за ними стабилизаторы давления, соответственно DUNGS 510 (1”) и DUNGS 505 (1/2”) c пределами регулирования давления 25-50 мбар.

На вводе газопровода внутри помещения отопительного оборудования и кухни устанавливаются термозапорныые клапаны для автоматического перекрытия газопроводов при достижении температуры среды в помещениях при пожаре до 100 градусов С.

Также в помещении отопительного оборудования устанавливается электромагнитный запорный клапан, который работает совместно с сигнализаторами загазованности. Клапан используется в качестве запорного механизма для автоматического отключения подачи газа. Устройство контроля загазованности и режимов предназначено для непрерывного автоматического контроля содержания в
воздухе помещения горючих газов (C3H8 и C4H10, соответственно пропана и бутана) и продуктов горения (СО) и выдачи предаварийного и аварийного сигнала при превышении установленных порогов концентрации горючего газа и окиси углерода на внешние исполнительные устройства.

Газовое оборудование должно быть сертифицировано на соответствие требованиям государственных стандартов и нормативных документов, утвержденных в установленном порядке и иметь разрешение Ростехнадзора на их применение.

Вентиляция

Вентиляция помещения отопительного оборудования должна быть запроектирована согласно постановлению Правительства РФ от 29 октября 2010 г. N 870. В помещении должна быть оборудована естественная постоянно действующая общеобменная вентиляция, обеспечивающая трехкратный воздухообмен.

Приточная вентиляция

Площадь приточного отверстия определяется из условий трехкратного воздухообмена помещений и подачи приточного воздуха для сжигания газа. Количество приточного воздуха из расчета трехкратного воздухообмена помещения определяется по формуле:

Вытяжная вентиляция

Вытяжная вентиляция рассчитывается из условий трехкратного воздухообмена помещения независимо от количества работающего газоиспользующего оборудования. Количество удаляемого воздуха определяется по формуле

В помещении отопительного оборудования установить вент.канал размерами 120×120 мм и площадью живого сечения не менее 0,014 м2. Вентканал помещения отопительного оборудования с вентканалами других помещений жилого дома не объединять.

Отвод продуктов сгорания

Дымоходы для котлов должны быть выполнены в соответствии с рекомендациями
СП 42-101-2003.

Отвод продуктов сгорания от бытовых газовых приборов, в конструкции которых предусмотрен отвод продуктов сгорания в дымоход, следует предусматривать от каждого прибора по обособленному дымоходу. Сечение дымохода не менее диаметра дымоотводящего патрубка прибора, должно обеспечивать полный отвод и минимальное охлаждение продуктов сгорания газа. Работы по монтажу газоотводящих труб от газовых приборов выполняются силами заказчика.

В помещении отопительного оборудования в качестве легкосбрасываемой ограждающей конструкции используется оконный проем. В помещении отопительного оборудования остекление должно выполняться из условия: площадь отдельного стекла (Sост) 0,8 м2 при толщине стекла 3 мм согласно СП 42-101-2003.

Задание на электроснабжение

Предусмотреть электроснабжение испарительной установки суммарной мощностью 3,7 кВт 220 В/50Гц от электроснабжения дома. Сечение кабеля, точку подключения и план прокладки кабеля определить в проекте ЭС. Прокладку кабеля выполнить в отдельной траншее на глубине 0,7 м от поверхности земли, минимальное расстояние от поверхности трубы газопровода до кабеля: в плане 1 м, при пересечении расстояние в свету 0,2 м. При длине питающего кабеля до 50 метров можно использовать кабель сечением 3х2,5.

Предусмотреть освещение резервуарной установки.

Техника безопасности в строительстве и противопожарные мероприятия

При выполнении СМР и сдачи объекта строительства необходимо соблюдать
требования

  • СНиП 12-01-2004 “Организация строительства”,
  • СНиП 3.01.04-87 “Приемка в эксплуатацию законченных строительством объектов”,
  • СП 62.13330-11 «Газораспределительные системы»,
  • СНиП 12-03-2001 “Безопасность труда в строительстве. Часть 1. Общие требования”,
  • СНиП 12-04-2002 “Безопасность труда в строительстве. Часть 2. Строительное производство”,
  • ФНиП «Правила безопасности для объектов, использующих сжиженные углеводородные газы»,
  • “Правила устройств и безопасности эксплуатации сосудов, работающих под давлением” ГОСТ 153-39.3-051-2003.
  • Инструкции по технике безопасности для рабочих каждой профессии с учетом специфики местных условий должны быть разработаны в стройорганизации и утверждены главным инженером.

Инженерно-технические мероприятия ГО, мероприятия по предупреждению чрезвычайных ситуаций

Инженерно-технические мероприятия ГО МЧС выполняются в соответствии с требованиями СНиП
2.01.59-90, СНиП 11-01-95, СП 11-107-98 «Инженерно-технические мероприятия по предупреждению
ЧС».

В качестве решений по исключению разгерметизации резервуаров, газопроводов и предупреждению
аварийных выбросов проектом предусмотрено следующее:

  1. материалы, конструкция резервуаров, оборудование и газопроводы рассчитаны на обеспечение прочности и надежной эксплуатации их в рабочем диапазоне температур и расчетом давлении;
  2. расчетная толщина стенки резервуаров определена с учетом расчетного срока эксплуатации и вероятности коррозии;
  3. резервуары устанавливается подземно и оборудуются предохранительным клапаном, манометром и датчиком измерения уровня жидкой фазы СУГ;
  4. надземные части газопроводов окрашиваются масляной краской для наружных работ ГОСТ 8292-85 за два раза по двум слоям грунтовки ГФ-021 ГОСТ 25129-82;
  5. применение сертифицированных в установленном порядке материалов и оборудования, а также труб и соединительных деталей, предназначенных для газовой среды;
  6. проектируемая трасса газопровода и место установки резервуаров выбраны в наиболее безопасных местах с допустимыми приближениями к существующим строениям, подземным и надземным коммуникациям;
  7. для обеспечения качества сварных соединений газопровода выполняется контроль сварных стыков в объеме, предусмотренном СП 62.13330-2011;
  8. для обеспечения качества изоляции резервуаров и подземного газопровода выполняется контроль
    качества изоляции визуальным и приборным методами;
  9. должен осуществляться периодический контроль над состоянием резервуаров, газопровода и
    сооружений на нем, устранение мелких неисправностей, возникающих в процессе эксплуатации. Все работы по техническому обслуживанию газопровода и резервуара должны выполняться организацией, имеющей аттестованный в Ростехнадзоре персонал. Для локализации и ликвидации аварийной ситуации на проектируемом объекте в газовом хозяйстве заключить договор с аварийно-диспетчерской службой. На ограждение резервуарной установки необходимо повесить предупредительную табличку
    «Опасно – газ!»


Ввод в эксплуатацию объекта СУГ

Ввод в эксплуатацию объекта СУГ проводить в соответствии с ФНиП «Правила
безопасности для объектов, использующих сжиженные углеводородные газы». При вводе объекта СУГ в эксплуатацию должны быть выполнены:

  • подготовительные работы;
  • пуско-наладочные работы.

В процессе эксплуатации объекта газоснабжения не допускается пребывание на территории резервуарной установки лиц, не имеющих отношения к обслуживанию и ремонту оборудования резервуарной установки. Запрещается курить и пользоваться открытым огнем на территории резервуарной установки, о чем должны быть сделаны предупредительные знаки. Запрещается производить разборку и замену арматуры и оборудования под давлением газа.

Слив газа

Слив СУГ из автоцистерны осуществляется с помощью насоса, которым оборудована автоцистерна. Слив СУГ в резервуары допускается выполнять бригадой в составе не менее 2-х человек, один из которых может быть водителем автоцистерны. Слив СУГ запрещается при выявлении неисправностей в оборудовании, истечении срока очередного освидетельствования резервуара, отсутствии остаточного давления, отсутствии первичных средств пожаротушения. Выполнение сливоналивных операций во время грозы и при проведении огневых работ не допускается.

Во время слива СУГ не допускается оставлять без надзора сливные рукава. Нахождение водителя во время слива СУГ в кабине не допускается.

Перед сливом газа необходимо проверить внешним осмотром комплектность арматурных узлов резервуаров, отсутствия на них механических повреждений, исправность контрольно-измерительных приборов, ограды и подъездных путей.

Техническое обслуживание резервуарной установки и газопроводов СУГ

Хранение СУГ осуществляется с требованиями ГОСТ Р 54982-2012 «Системы газораспределительные. Объекты сжиженных углеводородных газов. Общие требования к эксплуатации. Эксплуатационная документация». Эксплуатацию резервуаров производить также в полном соответствии с требованиями «Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением» ПБ 03-576-03.
Техническое обслуживание резервуаров проводится по графикам в сроки, соответствующие указанным в паспортах на оборудование, арматуру и приборы и предусматривает:

  1. очистку территории и оборудования площадки резервуаров от пыли, грязи и снега;
  2. проведение внешних осмотров технического состояния резервуаров одновременно с обходом газопроводов;
  3. проверку исправности и параметров настройки предохранительных клапанов;
  4. проверку состояния и работоспособности пружинного манометра путем подключения второго манометра к клапану отбора жидкой фазы – таким методом манометр проверяется при каждом профилактическом осмотре и перед заполнением резервуара газом, один раз в шесть месяцев манометр подлежит поверке контрольным манометром.

Техническое обслуживание газопроводов и арматуры производится не реже 1 раза в 3 месяца и включает в себя следующие работы:

определение технического состояния газопроводов для выявления утечек СУГ в сварных стыках, фланцевых соединениях, а также недопустимых деформаций и напряженных участков, опор, устройств для установки КИП; окраску газопроводов, осмотр арматуры.

Ликвидация конденсатных и гидратных пробок на газопроводах паровой фазы СУГ

При снижении давления газа у потребителя или полном прекращении его подачи
необходимо проверить:

  • открытие всех отключающих устройств на газопроводе;
  • наличие сжиженного газа в резервуаре;
  • наличие давления газа в резервуаре;
  • наличие электропитания на испарителе;
  • наличие давления газа после регулятора давления ( проверить состояние ПЗК на
    регуляторе).

Ликвидация гидратной пробки в регуляторе производится отогревом с помощью технических средств, исключающих применение открытого огня. В случае полного прекращения подачи газа потребителям перед ликвидацией гидратной пробки закрываются краны на вводе.

Наличие давления газа после регулятора с одновременным отсутствием давления на входе
газа в цех свидетельствует о переполнении конденсатосборника. Для опорожнения конденсатосборника закрыть кран перед ним и слить конденсат через дренажный кран с
помощью шланга в специальную емкость.

В случае отсутствия давления перед краном на вводном газопроводе производится устранение гидратной пробки отогревом на участке выхода газопровода из земли. Ликвидация пробок на газопроводах производится с помощью обогрева водяным паром или горячей водой.

После выполнения работ по ликвидации пробок производится пуск газа потребителю. Не допускается пребывание на территории установки резервуара лиц, не имеющих отношения к обслуживанию и ремонту оборудования резервуара. Запрещается курить и пользоваться открытым огнем на территории установки резервуара, о чем должны быть сделаны предупредительные знаки. Запрещается производить разборку и замену арматуры и оборудования под давлением газа.