Перспектива развития газовой промышленности

Содержание
Раздел 1. Развитие газовой промышленности
1.1 Перспектива развитиягазовой промышленности
1.2 Охрана окружающейсреды
1.3 Общие данные пообъекту эксплуатации
Раздел 2. Расчетно-техническая часть
2.1 Эксплуатация ГРПШ
2.2 Эксплуатация наружных газопроводов
2.3 Эксплуатация газового оборудования котельной
2.4 Организация проведения защитных мероприятий подземныхгазопроводов от электролитической коррозии
2.4.1 Изоляция газопровода
2.4.2 Выбор и обоснование типа электролитической защиты подземныхгазопроводов от коррозии
2.5 Расчет катодной защиты
2.5.1 Коррозионные измерения на подземных стальныхгазопроводах
2.5.2 Расчет поверхности трубопровода, расположенного натерритории микрорайона
2.5.3 Расчет суммарного защитного тока
2.6 Эксплуатация установок электрохимической защиты
2.6.1 Порядок приемки и ввода в эксплуатацию установкиэлектрохимической защиты
2.6.2 Профилактическое обслуживание установокэлектрохимической защиты
2.7 Индивидуальное задание: Запах газа у газового колодца
Список используемой литературы

Раздел 1. Развитие газовойпромышленности
1.1 Перспективы развития газовойпромышленности
Газовая промышленность — этоединственная из топливных отраслей в которой, производство практически неснижается, добыча газа стабилизировалась на уровне 600-610 млрд. м3
В настоящее время в Россииместорождения, находящиеся в освоенных районах, уже разрабатываются ипостепенно исчерпываются. Каждая тонна полезных ископаемых будет стоить вседороже. Поэтому следует всегда помнить о не возобновляемости этих ресурсов истараться использовать их с максимальной эффективностью.
В наше время продолжает бурноразвиваться газовая промышленность и на ее основе осуществляется мироваягазификация городов, рабочих поселков и сельских населенных пунктов.
Газовые сети представляют собойсложную инжекционную систему трубопроводов для подачи газа потребителям. Даже внебольших населенных пунктах протяженность газопроводов измеряются многимидесятками и сотнями километров, а в крупных городских может достигать несколькотысяч километров. Все газопроводы взаимосвязаны между собой через регуляторныеустановки, обеспечивающие заданное давление газа в зависимости от назначениягазопроводов.
Надежность и безопасность работы исистем газоснабжения в значительной степени зависит от того, насколько хорошообслуживающий персонал знает устройство и принцип работы системы и ее отдельныхэлементов так же правильности принятых проектных решений.
Опыт показывает, что хорошосоставленный проект позволяет сохранить капиталовложение расход метана и надежностьсистемы не только не сжижается, а наоборот повышается. В последние годы в нашейстране бурными темпами развивается газовая промышленность.
Наряду с бурным ростом добычиприродного газа быстро развивается производство сжиженных газов. В настоящеевремя газовым топливом в быту пользуется 80% населения страны, причем большаячасть квартир газифицирована сжиженным газом. Природный газ преимущественноиспользуется промышленностью и в теплоэнергетике, в том числе наэлектростанциях, в отопительных котельных, в промышленных котельных.
Для газификации квартир, коммунальныхи промышленных предприятий построены десятки тысяч километров подземных газопроводов,на которых установлено большое число установок по регулированию давления газа идля защиты от коррозии. Газовое хозяйство городов и других населенных пунктовстало объемным и сложным. Основой его являются газовые сети с установками для регулированиядавления и для использования газа.
1.2 Охрана окружающей среды
Защита воздушного бассейна отзагрязнения — одна из важнейших проблем современности. Быстро развивающаясяпромышленность и транспорт приводят к загрязнению атмосферу газом, дымом,углекислотой, парами хлора, пылью металлургических и других промышленныхпредприятий. Выхлопные газы автомобилей выбрасывают в атмосферу свинец и оксидуглерода. Перевод в крупных городах автомобилей на сжиженный газ способствуеточищению воздушного бассейна.
Другим источником загрязнениявоздушного бассейна является всевозрастающие темпы потребления различноготоплива. С ростом его потребления увеличивается количество выбрасываемых ватмосферу токсичных и канцерогенных веществ. Известно, что при сжигании топливаобразуются вредные для здоровья человека вещества: сажа, зола, оксид углерода,оксид азота и т.д.
Одним из эффективных средств борьбыявляется замена твердого и жидкого топлива природным газом. Доля газа втопливном балансе страны 28% и с каждым годом она возрастает. Большимдостоинством природного газа является то, что при его сжигании не образуютсятвердые частицы. Современные газогорелочные устройства обеспечивают полнотусжигания газа и уменьшают концентрацию оксида углерода в продуктах сгорания додопустимых пределов. Существующие методы сжигания газа и горелок обеспечиваютснижение количества образующихся оксидов азота до минимума.
Соблюдение закона об охранеатмосферного воздуха, использование современных технологий добычи и транспортировкигаза, совершенствование конструкции газогорелочных устройств позволяет улучшитьохрану природы и защиту воздушного бассейна
1.3 Общие данные по газифицированномуобъекту
Микрорайон расположен в городе Энгельсеи застроен 5-этяжными жилыми многоэтажными домами. Рельеф местности спокойныйбез уклонов. Данным проектом предусматривается эксплуатация подземныхгазопроводов среднего и низкого давления, а также внутридомового газовогооборудование жилых домов.
В Микрорайоне представлены следующиеинженерные коммуникации: водопровод с глубиной заложения от 1,6 до 1,8 м;теплотрасса – от 0,3 до 0,5 м, электрокабель — 0,5 м. канализация -2 м.
Место расположения ГРП выбрано сучетом равномерного распределения газа у потребителей. Проектируемый газопроводпрокладывается на глубине 5,8 м по зеленой зоне с учетом пересечения ссуществующими инженерными коммуникациями. Выдержаны все расстояния по вертикалии по горизонтали согласно СНиП 42-01-2002 г. Диаметры газопроводов подобранысогласно гидравлическому расчету произведенному ранее и допустимые потери непревышают 1200 Па согласно СНиП.
Благоустройство микрорайонасложившееся и представлено в виде асфальтированных проездов и зеленыхнасаждений. Проведение мероприятий по защите газопроводов и теплотрассы.Канализация в микрорайоне выполнена из бетонных или чугунных труб, кабель связине бронирован и не подлежит защите от коррозии.
На газопроводе устанавливаютконтрольно – измерительные пункты, которые должны обеспечивать надежныйэлектрический контакт проводника с защищаемым сооружением, надежную изоляциюпроводника от грунта, механическую прочность при внешних воздействиях,отсутствие электрического контакта между электродом давления и сооружением,возможность измерения потенциалов независимо от сезонных условий.
Грунт в микрорайоне со среднейкоррозийной активностью, с удельным электрическим сопротивлением 32 Ом-м исредней плотностью катодного тока от 0,05 до 0,2 мА.
При проектировании защиты проводяткоррозийные измерения с целью выявления участков трасс, опасных в отношенииподземной коррозии.
При эксплуатации противокоррозийнойзащиты, электрические измерения проводят с целью определения эффективности действиясредств электрохимической защиты.

Раздел 2. Расчетно-техническая часть
2.1 Эксплуатация ГРПШ
Ввод в эксплуатацию ГРПШ. Приемку иввод в эксплуатацию ГРПШ производят в такой последовательности: проверяютисполнительно-техническую документацию и соответствие монтажа оборудованияпроектам; проводят ревизию ГРПШ; проверяют газопроводы оборудование напрочность и плотность: производят ввод в эксплуатацию.
При приемке ГРПШ комиссии предъявляютнеобходимую исполнительно-техническую документацию.
Проверку соответствия монтажаоборудования проекту производит бригада под руководством инженерно-техническогоработника. Оборудование здания ГРПШ должно соответствовать указанным в проектемаркам и размерам регуляторов, фильтров, задвижек предохранительных устройств,труб и т. д.
Ревизию ГРПШ производят опытныеслесари во главе с инженерно-техническим работником. Цель ревизии установитьукомплектованность и исправность оборудования ГРПШ. Ревизии подлежат регулятор,фильтр, предохранительные, сбросные и запорные устройства,контрольно-измерительные приборы.
Проверку на прочность газопроводов иоборудования производит строительно-монтажная организация. Проверка напрочность оформляется актом установленной формы. Под испытательным давлением напрочность газопроводы и оборудование ГРПШ выдерживают в течение 1 ч, после чегодавление снижают до норм, установленных для испытания на плотность (до рабочегодавления).
Испытание ГРПШ на плотностьпроизводится рабочим давлением после испытания на прочность в течение 12 ч. Приэтом падение давления не должно превышать 1 % начального давления. Послеиспытаний на прочность и плотность составляются акты установленной формы.
До ввода в эксплуатацию ГРПШ трубы иарматуру необходимо продуть газом. Продувку производят с соблюдением всехмероприятий, указанных в наряде на газоопасные работы. Воздух вытесняется поддавлением газа 1000—1500 Па путем сброса газо-воздушной смеси в атмосферу. Длясброса можно использовать специальную свечу, гидрозатвор или сбросной клапан.
Важнейшим условием пуска ГРПШ вэксплуатацию является организация продувки газа через наиболее отдаленную отнего точку подземного газопровода.
После продувки приступают к наладкеоборудования ГРПШ в такой последовательности: с помощью штока и рычаговсцепления открывают предохранительный клапан; ослабляют пружину пилота,разгружая рабочую мембрану регулятора, и открывают выходную задвижку зарегулятором. Затем медленно приоткрывают задвижку на входе и пропускают газ нарегулятор. Мембрана регулятора перемещается вверх, и клапан открывается,одновременно по импульсной трубке газ попадает в над мембранную полостьрегулятора. В этот момент мембрана регулятора будет испытывать давлениеодинаковой величины сверху и снизу, т. е. будет находиться в равновесии, ноклапан регулятора под действием своей массы и массы штока переместится вниз,прикроет седло, и расход газа прекратится.
Для возобновления расхода газанеобходимо поджать регулировочную пружину пилота (режим давления газаконтролируют выходным манометром), затем медленно открыть входную и выходнуюзадвижки, включить регулятор под нагрузку, и сброс газа в атмосферупрекратится. Далее настраивают на заданные режимы работы предохранительный исбросной клапаны или гидрозатвор, регулятор давления газа и определяют перепаддавлений газа на фильтре. В завершение проверяют плотность всех резьбовых ифланцевых соединений мыльной эмульсией.
Для настройкипредохранительно-запорного клапана на срабатывание при минимальном давлениикладут груз на шток мембраны, с помощью пилота снижают давление газа и поманометру определяют то давление, при котором клапан срабатывает. Если клапанопускается при давлении более высоком, чем положено, то груз уменьшают.Настройку предохранительно-запорного клапана на срабатывание при максимальномдавлении производят аналогичным способом, но вместо груза используют упругостьпружины, смонтированной в его корпусе.
Гидрозатвор настраивают после заливкив него жидкости. Уровень воды обеспечивает срабатывание клапана на максимум.
Дежурство членов бригады необходимо организоватьв течение всего времени производства пусконаладочных работ. Если по какой-либопричине подача газа потребителям задерживается или откладывается на следующийдень, то оставлять регулятор в подключенном состоянии не рекомендуется. Вданном случае можно закрыть задвижку на выходе из ГРПШ и приурочить работы повводу ею в эксплуатацию ко дню пуска газа потребителям.
После окончания работ в акте-нарядена пуск газа указывают давление на выходе газа и пределы настройки сбросных ипредохранительных устройств.
Для обеспечения нормальной ибесперебойной работы за ГРП устанавливают систематический надзор проводят техническое обслуживание. В состав работ потехническому обслуживанию ГРП входят:
обход ГРП и устранение выявленныхнеисправностей (профилактическое обслуживание);
плановая проверка состояния и работыоборудования;
профилактический ремонт оборудования(ревизия);
проверка контрольно-измерительныхприборов, а также приборов телемеханики (при их наличии).
Техническое обслуживание ГРП проводятв сроки, предусмотренные утвержденным графиком. Обход ГРП, оборудованных регистрирующимиконтрольно-измерительными приборами, обычно проводят 1 раз в два дня, аоборудованных приборами телемеханики, а также шкафного типа—не реже 1 раза вмесяц. Плановая проверка состояния и работы оборудования в них проводится нереже 2 раза в год (проверка настройки предохранительных клапанов — не реже 1раза в два месяца). Профилактический ремонт (ревизия) выполняется не реже 1раза в год. Рассмотрим состав работы при техническом обслуживании ГРП.
Обход ГРП начинают с внешнего осмотрапомещения ГРП и прилегающей к нему территории. При этом обращают внимание наследующее: не проводятся ли на прилегающей к нему территории какие-либоземляные и строительные работы; имеются ли решетки на окнах; нанесены липредупредительные надписи; сохранно ли крепление устройств молние защиты.Проверяют внешний вид здания ГРП. Затем приступают к внутреннему осмотрупомещения. Прежде всего, проверяют отсутствие загазованности помещения ГРПгазоанализатором типа ПГФ и проводят проверку плотности всех соединений иарматуры с помощью мыльной эмульсии. Отбор проб для анализа производят в трехточках: у двери, над регулятором давления, в середине помещения (на высоте2—2,5 м). Проба воздуха отбирается при закрытой двери помещения, чтобы потоксвежего воздуха, поступающего через дверной проем, не искажал показанийгазоанализатора.
Затем проверяют комплектность средствпожаротушения, инструмента и наличие аптечки. При необходимости слесарипроизводят уборку помещения, удаляют пыль и грязь с оборудования.
После выполнения перечисленных работприступают к проверке работы контрольно-измерительных приборов. У пружинныхманометров проверяют возврат стрелки на нуль после сообщения его с атмосферой исброса давления газа через трехходовой кран. При неточных показаниях манометрана трехходовой кран устанавливают контрольный манометр и с помощью трехходовогокрана производят одновременное измерение давления контрольным и рабочимманометрами. Если показания манометров окажутся различными, то рабочий манометрзаменяют исправным. Далее приступают к проверке показаний манометра,измеряющего перепад давлений на фильтре. Если перепад давлений на фильтреокажется выше допустимых 100 мм вод. ст. (1000 Па), то фильтр подлежит очистке.
Далее приступают к проверке работырегулятора давления и предохранительных устройств. Прежде всего, проверяютработу предохранительно-запорного клапана. В настоящее время во многих газовыххозяйствах применяют специальные приспособления для проверки пределовсрабатывания предохранительно-запорных клапанов. В процессе работы проверяютпредел срабатывания предохранительного сбросного устройства. Это достигаетсяпутем повышения давления газа на выходе из регулятора давления.
Все выявленные в ходе обхода ГРПнедостатки, не требующие немедленного устранения, слесари отмечают в рапорте,который сдают мастеру.
Плановая проверка состояния и работыоборудования ГРП. Выполняют все работы, предусмотренные при обходе ГРП. а такжеряд дополнительных работ. Работы выполняет бригада в составе 3—4 слесарей подруководством мастера. Работы выполняют по наряду на газоопасные работы. Приэтом проводят: осмотр и чистку фильтра; проверку хода и плотности закрытиязадвижек и предохранительного клапана; проверку плотности всех соединений иарматуры мыльной эмульсией; смазку трущихся частей и перенабивку сальников;продувку импульсных трубок к контрольно-измерительным приборам изапорно-предохранительному клапану; проверку плотности закрытия клапанарегулятора; определение плотности и чувствительности мембраны регуляторадавления и пилота; проверку настройки и работы запорно-предохранительногоклапана; проверку настройки и работы сбросных предохранительных клапанов(пружинных и гидравлических).
После выполнения работ по осмотру иобходу приступают к переводу работы ГРП через обводную линию (байпас). Этомупредшествует ряд подготовительных мероприятий. Необходимо убедиться, что кран изадвижка на байпасе закрыты, и проверить наличие заглушки, которую иногдаустанавливают между фланцами задвижки. Если заглушка имеется, ее извлекают, афланцевые соединения герметизируют. Закрывают кран свечи байпаса и открываютпервое отключающее устройство на байпасе, чтобы иметь возможность проверитьгерметичность фланцевого соединения, где стояла заглушка. Далее проверяютположение крана перед манометром, показывающим давление газа после регулятора,при этом убеждаются, что кран открыт. Около этого манометра устанавливаютдежурного слесаря (на весь период, во время которого происходит перевод ГРП дляработы через байпасную линию).
После перевода работы ГРП черезбайпасную линию бригада приступает к проверке оборудования. Один из членовбригады находится у входа в ГРП с наружной стороны и ведет контроль заработающими в помещении. Прежде всего, приступают к очистке фильтра.Предварительно следует плотно закрыть и затянуть затворы входной и выходнойзадвижек и с помощью одного из трехходовых кранов, установленных на манометрах,сбросить имеющийся в основной линии газ. После сброса газа трехходовой кран закрываюти по манометру контролируют отсутствие давления газа в отключенном участке.Если давление газа будет повышаться то необходимоподтянуть маховик входной задвижки или для большей надежности установитьметаллическую заглушку. Убедившись в герметичности отключения, приступают квскрытию фильтра. После того как отпущены все гайки на крышке фильтра (взависимости от ее конструкции), необходимо с помощью отвертки приподнять крышкуи еще раз убедиться в отсутствии притока газа. Затем следует снять болты икрышку.
Далее осторожно извлекают кассету, недопуская стряхивания пыли на пол помещения, и выносят ее за пределы помещенияна расстояние 15—20 м. Пыль и грязь из кассеты вытряхивают в приямок, которыйпотом засыпают землей. Промывку фильтра производят бензолом или бензином (присоблюдении соответствующих мер безопасности). Внутреннюю часть корпуса фильтрапротирают тряпкой, смоченной в керосине. Кассету фильтра очищают в ведре сбензином, подсушивают, а заполнитель смачивают турбинным или висциновым маслом.Затем кассету устанавливают в корпусе фильтра и герметично затягивают гайки накрышке фильтра.
При проверкепредохранительно-запорных клапанов большое внимание уделяют фиксации пределовнастройки на «минимум» и «максимум», а также безотказность срабатывания системырычагов. В практике использования этих клапанов наблюдаются случаи, когдамембрана головки клапана теряет эластичность и перестает реагировать наизменения импульса выходного давления.
Настройка сбросных предохранительныхустройств должна про- водиться с таким учетом, чтобы они срабатывали раньшепредохранительно-запорных клапанов. Например, при выходном низком давлениипредохранительно-запорный клапан должен срабатывать при давлении газа на 15 %выше рабочего давления. В свою очередь, сбросной клапан должен опережатьсрабатывание предохранительно-запорного клапана. Настройку сбросного клапанапроизводят на давление, превышающее рабочее на 5 %.
Важной задачей является проверкаплотности прилегания клапана регулятора давления к седлу. Это можно осуществлятьспособом, аналогичным способу проверки плотности предохранительно-запорныхклапанов.
Плотность мембран регуляторов ипилотов проверяют внешним осмотром или с помощью мыльной эмульсии, ачувствительность путем изменения нагрузки на мембрану и наблюдением за выходнымдавлением газа.
Последовательность операций попроверке состояния мембраны регулятора РДУК-2 следующая: сначала в нижней частимембранной коробки отворачивают пробку и присоединяют специальноеприспособление для опрессовки, затем снимают верхнюю крышку регулятора, чтобыследить за ходом клапана и движением мембраны.
Далее ставят штуцер импульсной трубкипод мембрану и на его место устанавливают пробку. В под мембранном пространстверегулятора создают давление воздуха до 3 кПа. Фиксируют верхнее положениеклапана регулятора и величину давления под мембраной по манометруприспособления, после чего дают несколько минут выдержки, чтобы убедиться вотсутствии падения давления в под мембранном пространстве. Эту операцию можноповторить несколько раз, чтобы точно зафиксировать положения клапана имембраны. При этой же операции проверяют ход штока клапана в направляющейвтулке. Аналогично проверяют герметичность мембраны пилота.
Чувствительность работы регулятораможно проверить несколькими способами. Наиболее простой способ заключается в том,что с помощью пилота регулятор несколько раз подвергают переменной нагрузке (отминимальной до максимальной). При этом чувствительность работы регулятораоценивают по плавности и быстроте реакции регулятора на изменение сжатияпружины пилота. При втором способе установленный режим выходного давления искусственнонарушается путем прикрытия сброса газа через свечу. Чувствительность работырегулятора оценивают по тому, насколько стабильно поддерживается давление послерегулятора. Третий способ заключается в том, что с помощью входной задвижкиизменяют давление газа, поступающего на регулятор, в диапазоне от рабочего доминимального и следят за работой регулятора, что позволяет определитьстабильность выходного давления и его соответствие паспортным данным.
У регулятора давления необходимотакже продуть и прочистить дроссели. Диаметры дросселей должны быть правильноподобраны и зафиксированы (для установленных режимов работы) в журнале ГРП.
Важное значение имеет также состояниеимпульсных трубок. Их проверяют на способность свободно пропускать газ и принеобходимости продувают воздухом с помощью насоса. Все трехходовые краны передманометрами подлежат продувке газом.
После окончания работ по плановойпроверке оборудования ГРП производят проверку герметичности всех соединений,подвергавшихся в процессе работы разгерметизации. Проверку производят сначалавоздухом, а затем газом под рабочим давлением.
Профилактический: ремонт оборудованияГРП (ревизия).Профилактический ремонт оборудования ГРП выполняет бригада квалифицированныхрабочих под руководством мастера. Профилактический ремонт заключается вразборке, ремонте, смазке и сборке отдельных узлов оборудования ГРП.
Работы, производимые припрофилактическом ремонте, по объему и последовательности выполнения отдельныхопераций отличаются от плановых проверок. Работа связана с разборкой всегооборудования, что позволяет регулярно 1 раз в год визуально проверить и оценитьтехническое состояние всех узлов и деталей при необходимости произвести ихремонт или замену.
Предварительно осуществляют внешнийосмотр газопроводов отключающих и предохранительных устройств, регуляторов,фильтров, контрольно-измерительных приборов. Осмотр производят с цельюобнаружения видимых дефектов, повреждений и определения состава работ поустранению обнаруженных неисправностей. На время проведения ревизии снабжениепотребителей газом осуществляется через обводной газопровод.
Ревизия отключающих устройств. Предварительно проверяют плавностьповорота пробок всех кранов и плавность хода штока каждой задвижки. При этом проверкупроизводят на режимах от положения «Закрыто» до положения «Открыто». Обращаютвнимание на то, чтобы фланцы, маховик, корпус задвижки и все остальные деталине имели трещин, надломов и других дефектов. Сальники отключающих устройствдолжны быть хорошо подтянуты и обеспечивать герметичность подвижных соединений.Тщательно проверяется герметичность задвижек при закрытом положении их затвора.В случае отсутствия герметичности задвижки заменяют.
Ревизия фильтров. Операции по ревизии фильтров вомногом аналогичны операциям при проведении их плановых проверок. В данномслучае обязательной является очистка и промывка их корпуса и кассеты снаполнителем. Следует равномерно распределять по кассете наполнитель и в случаенеобходимости дополнять до нормы. Необходимо убедиться, что поток газа проходиттолько через наполнитель кассеты и не имеет другого пути. Работы по ревизиифильтра требуют соблюдения особых мер предосторожности, так как существуетопасность самовозгорания пыли, накопившейся в корпусе фильтра. Поэтому припроведении этой операции запрещается проведение любых огневых работ. Послеокончания работ производят сборку фильтра, при этом следует помнить, чтозащитная сетка кассеты устанавливается перед наполнителем по ходу газа.
Ревизия предохранительно-запорныхклапанов.Характерной особенностью предохранительно-запорных клапанов типа ПКН и ПКВявляется отсутствие перепускного вентиля (для выравнивания давления), вместокоторого в центре золотника имеется отверстие. Это отверстие при автоматическомсрабатывании клапана закрывается нижним концом штока. Масса подъемного рычагаспособствует надежной герметизации основного и перепускного клапанов. Основнойпредохранительный клапан открывается легко, так как предварительнаяразгерметизация перепускного клапана обеспечивает быстрое выравнивание давлениядо и после клапана. Следует также иметь в виду, что мембрана клапана ПКВ (вотличие от клапана ПКН) не имеет опорной тарелки и ее активная площадьуменьшена за счет установки между фланцами металлического кольца.
Настройка клапанов ПКВ на нижнеезначение давления производится дополнительной пружиной, встроенной внутригорловины и воздействующей на шток мембраны. При проверке головок клапанов обращаютвнимание на целостность и эластичность мембран.
Ревизия предохранительно-сбросныхустройств.Предохранительно-сбросные клапаны полностью разбирают с целью проверкиплотности и работоспособности мембран. Тщательно проверяют внешний вид клапанаи плотность прилегания его к седлу. Проверку состояния пружины производятаналогично операции при проверке пружин предохранительно-запорных клапанов.
Гидравлические предохранительныеустройства (гидрозатворы) в летнее время заливают водой, зимой — глицерином иликеросином. Прежде всего необходимо убедиться, обеспечивает ли срабатываниегидрозатвора имеющийся в нем уровень жидкости. Проверяют также правильностьпоказаний водомерной трубки.
Далее приступают к очисткегидрозатворов. Характерными дефектами его являются скопление на дне корпусаразных отложений (песка, механических примесей и др.), а также коррозиивнутренней поверхности. Чтобы убедиться в наличии различных отложений на днегидрозатвора, достаточно с помощью металлического прута замерить внутреннюю инаружную высоту корпуса. После окончания ревизии прибор заливают жидкостью иподсоединяют к газопроводу.
Ревизия регуляторов давления. Объем работ и последовательностьопераций зависят от конструктивных особенностей регулятора. Например, ревизиюрегуляторов типа РДУК начинают с отсоединения и разборки пилота. Сначаланеобходимо проверить состояние мембраны, обратив особое внимание на ееплотность и эластичность. Пружину пилота проверяют визуальным осмотром, сравниваяее с эталонной. Важными характеристиками пружины, определяющими качество ееработы, являются высота полностью сжатой пружины и ее внутренний диаметр.
При ревизии пилота обращают вниманиена состояние его головки. Свободный ход клапана пилота (предел поднятия отседла) должен составлять 1,5—2 мм, диаметр иглы — 1,4 мм. Длина иглы и высотаподнятия клапана пилота от седла взаимосвязаны, свободный ход клапанарегулируется за счет длины иглы. Следует убедиться в плотности посадки клапанана седло. Для этого необходимо вывернуть и удалить из стакана пружину и создатьдавление воздуха со стороны входа газа в пилот из регулятора. При этом черезклапан не должен проходить воздух. При сборке пилота обращают внимание нацентровку мембраны, смещение которой не должно превышать 1 мм.
2.2 Эксплуатация наружныхгазопроводов
При технической эксплуатации наружныхгазопроводов выполняются следующие виды работ:
— ввод законченных строительствомгазопроводов в эксплуатацию (пуск газа);
— контроль давления и степениодоризации газа, подаваемого по газораспределительным сетям на территориипоселений;
— техническое обслуживание, текущий икапитальный ремонты газопроводов и сооружений на них, включая арматуру,установленную на вводе в здание или перед наружным газоиспользующимоборудованием потребителя;
— техническое обслуживание и ремонтсредств защиты газопроводов от электрохимической коррозии, проверкаэффективности действия ЭХЗ;
— проверка наличия и удаление влаги иконденсата из газопроводов;
— техническое диагностированиегазопроводов;
— локализация и ликвидация аварий,аварийно-восстановительные работы;
— демонтаж газопроводов и сооруженийна них.
Последовательность и приемыпроизводства работ приведены в настоящем ОСТ, действующих отраслевых типовыхинструкциях, руководящих документах, методиках, технологических картах,утвержденных в установленном порядке, и должны быть отражены в производственныхинструкциях, разрабатываемых эксплуатационными организациями.
Ввод в эксплуатацию законченныхстроительством стальных и полиэтиленовых газопроводов производится присоединениемих к действующим газопроводам газораспределительной сети с одновременным пускомгаза.
Порядок выполнения работ при вводегазопроводов в эксплуатацию приведен в настоящем разделе.
Для врезки законченных строительствомгазопроводов следует применять технологии, соответствующие предусмотренномупроектом способу их присоединения к действующим газораспределительным сетям.
Контроль за давлением газа вгазораспределительных сетях городов и населенных пунктов производится с помощьюего периодических (но не реже одного раза в год) замеров. Порядок выполненияработ по замерам давления газа приведен в настоящем разделе.
Контроль за степенью одоризации газаосуществляется проверкой в соответствии с государственными стандартамиинтенсивности запаха газа из проб, отбираемых в пунктах контроля, и спериодичностью, устанавливаемыми ГРО.
Проверка влаги и конденсата вгазопроводах, их удаление производится с периодичностью, исключающейвозможность образования закупорок.
При техническом обслуживаниигазопроводов производятся следующие виды работ:
— надзор за состоянием газопроводовпутем обхода трасс;
— техническое обследованиегазопроводов.
Обход трасс газопроводов производитсяв сроки, установленные эксплуатационной организацией, но не режепредусмотренных ПБ 12-529. Графики обхода следует периодически, не реже 1раза в 3 года, пересматривать, исходя из изменения условий эксплуатациигазопроводов. Работы при обходе трасс газопроводов выполняются в соответствии стребованиями ПБ 12-529 и настоящего раздела.
Периодическое техническоеобследование газопроводов производится в сроки, установленные ПБ 12-529, сцелью выявления утечек газа, а также повреждений изоляционных покрытийподземных стальных газопроводов.
Внеочередные приборные техническиеобследования газопроводов производятся в случаях, предусмотренных ПБ12-529.
Техническое обслуживание арматуры,установленной на газопроводах, производится в соответствии с требованиямираздела 8 настоящего ОСТ.
Текущий и капитальный ремонты(замена, реконструкция газопроводов) производятся по результатам техническогообслуживания и диагностирования газопроводов.
Основные виды работ, относящихся ктекущему и капитальному ремонтам газопроводов, способы локализации и ликвидацииаварий устанавливаются ПБ 12-529.
Реконструкция стальных газопроводов,не подлежащих дальнейшей эксплуатации, производится протяжкой полиэтиленовыхтруб внутри изношенных стальных газопроводов, облицовкой внутренней поверхностистальных газопроводов синтетическим тканевым шлангом на основе специальногодвухкомпонентного клея, другими методами, разрешенными к применению вустановленном порядке.
Техническое диагностированиегазопроводов производится в соответствии с требованиями ПБ 12-529 пометодикам, утвержденным Госгортехнадзором России.
Аварийно-диспетчерское обслуживаниегазопроводов осуществляется в соответствии с требованиями ПБ 12-559 инастоящего ОСТ.
Аварийно-восстановительные работыпроизводятся при необходимости ремонта газопровода и восстановления подачи газапотребителям после временной ликвидации утечки газа.
2.3 Эксплуатация газовогооборудования котельной
К работе попуску газа, обслуживанию и ремонту газопроводов и газового оборудованиякотельных допускаются сотрудники, которые прошли инструктаж по техникебезопасности, медицинский осмотр, закончили производственное обучение и сдалиэкзамен квалификационной комиссии.
После приемки газового оборудования,оформленной актом приемочной комиссии, при условии регистрации(освидетельствования котла) и при наличии разрешения инспектора котлонадзора,записанного в паспорт котла, разрешатся провести работы по растопке котласмонтированного (капитально отремонтированного), подведомственного органамГосгортехнадзора. Котел, не регистрируемый в местных органах Госгортехнадзора,растапливают по письменному распоряжению лица, ответственного за его безопаснуюэксплуатацию. Пуск любого котла возможен при наличии письменного распоряжения ипод руководством начальника котельной или лица, соответствующего ему подолжности, после внесения необходимой записи в сменный журнал.
Непосредственно перед пуском котловна газовом топливе проверяется:
- состояние кладки, гарнитуры и наличиетяги;
- все ли запорные устройства(краны, задвижки) на газопроводе закрыты, за исключением арматуры,установленной на продувочных трубопроводах и свечах безопасности;
- состояние газопроводов иарматуры на нем, воздухо-регулировочных шайб или заслонок, шиберов, КИП и автоматики;
- наличие необходимого давлениягаза в газопроводе котельной.
В процессе подготовки необходимотщательно вентилировать топки и газоходы всех котлоагрегатов не менее 10 – 15минут. Вентиляция топок осуществляется путем открытия шиберов, пуска дутьевыхвентиляторов и дымососов. При этом с помощью газоанализатором проверяется наотсутствие в газоходах метана качество вентиляции.
При наличии разрежения в топке неменее 0,00001—0,00002 МПа можно начинать розжиг горелок. Розжиг горелок и дальнейшееобслуживание котлов проходит при строгом соблюдении производственнойинструкции.
Розжиг горелок котла производится путемавтоматического розжига при наличии автоматики безопасности.
Произвести ручной розжиг горелкинезависимо от их типа и схемы газопроводов котла необходимо добиться устойчивогопламени запальной горелки. При погасании пламени подачу газа к запальникунемедленно прекращают и удаляют запальник из топки. Затем необходимо открытькран на свече безопасности и провентилировать топку и газоходы в течение 10—15мин.
Повторную проверку качествавентиляции топки производят после ликвидации причины срыва пламени, затемприступают к розжигу горелки. В случае нормального воспламенения вытекающего изосновной горелки газа, постепенно повышают давление газа, при этом контролируяего по манометру перед горелкой, и подают в нее необходимое количество воздуха.Запальник переносится к последующей горелке. Кран на продувочном газопроводеоткрывают уже после включения первой горелки, а при включении последней горелкикотла его закрывают и закрепляют на предусмотренном месте. В сменный журналзаносится окончание растопки котла.
Включение горелок, особенно вхолодной топке – это один из ответственных моментов эксплуатации котельнойустановки. Во время зажигания горелок наиболее часто происходят взрывыгазовоздушной смеси, образовавшейся в топке и газоходах.
При включении горелок основнымипричинами загазованности топки и возникновения взрыва может явиться:
- некачественная продувкагазопроводов, в том числе продувка их через горелки;
- неисправность арматуры горелоки ошибки персонала при фиксации их положения;
- повторное включение горелкибез предварительной вентиляции топки и газоходов;
- неправильная установказапальника по отношению к разжигаемой горелке, погасание факела запальника инеудовлетворительная вентиляция топки и газоходов;
- значительное поступлениевоздуха через воздухо-регулировочные устройства; розжиг соседней горелки отработающей без применения запальника.
Если на предприятии имеютсягазорегуляторные пункты (ГРП), необходимо поставить в известностьобслуживающего ГРП работника о подготовке к пуску теплоагрегатов, и получить отнего подтверждение возможности пуска.
После прекращения работы котловнеобходимо провести осмотр их газопроводов, воздуховодов, арматуры иаппаратуры. Все замечания следует занести в виде соответствующих записей вжурнал.
Схемы паропроводов, водопроводов игазопроводов с указанием всей арматуры на них, а также все эксплуатационныеинструкции должны быть вывешены в котельной на видном и доступном месте.Инструкции составляются применительно к данным конкретным условиям с учетомопыта эксплуатации и результатов испытаний оборудования в соответствии стребованиями действующих правил.
Инструкции по обслуживаниюоборудования должны иметь такую информацию как:
порядок пуска, остановки иобслуживания оборудования во время нормальной эксплуатации и при аварийныхрежимах;
порядок допуска ремонтного персоналак ремонту оборудования;
требования к технике безопасности,охране труда и противопожарные мероприятия.
В процессе работы котла дежурныйперсонал в соответствии с инструкциями, режимными картами и оперативнымитребованиями руководства котельной обязан вести надежный и наиболее экономичныйрежим работы оборудования.
Для достижения более надежной ибезопасной работы газового оборудования котельной необходимо регулярнопроводить плановые профилактические осмотры и ремонты газового оборудования сутвержденным графиком сроки.
Все результатыпланово-предупредительных проверок и ремонтов газового оборудования заносятся вспециальный журнал, или же составляются акты и ППР газопроводов и ГРП (ГРУ) вих паспортах.
Специалистами эксплуатационной илиспециализированной организаций, которые прошли специальную подготовку поустройству и эксплуатации автоматики, выполняются все профилактические работысистем автоматики. Проверку КИП производят в соответствии с ГОСТ 8.002—71.
2.4 Организация проведениязащитных мероприятий подземных газопроводов от электрохимической коррозии
 
2.4.1 Изоляция газопроводов
Грунт в микрорайоне со средней коррозийнойактивностью. Все стальные газопроводы, укладываемые в грунте в пределахгородов, должны иметь защитные покрытия весьма усиленного типа в соответствии стребованиями действующих нормативно-технических документов. В зависимости отиспользуемых материалов, полимерные защитные покрытия могут быть: мастичные,экструдированные из расплава, оплавляемые на тубах из порошков, из липкихнаклеиваемых на трубу лент. Защитные покрытия на стальные трубы наносятмеханизированным способом в условиях производственных баз строительно-монтажныхорганизаций или в трассовых условиях с использованием специальных механизмов.
В данном проекте применяют защитные покрытия,весьма усиленного типа на основе битумных мастик. В зависимости от типамастики, применяют покрытие двух видов: покрытие на основе битумно-атактическойи битумно-резиновой мастики толщиной 9 мм и покрытие на основе битумно-асболимерноймастики толщиной 7,5 мм.
2.4.2 Выбор и обоснованиетипа электрохимической защиты
Коррозия металла — это разрушениеметаллических поверхностей под влиянием химического или электрохимическоговоздействия окружающей среды. Почвенная коррозия является результатомвзаимодействия металла с разными агрессивными растворами грунта, причем рольэлектродов играет металл, а роль электролитов грунт. Существуют следующие видыактивной защиты трубопроводов: протекторная, дренажная, катодная.
Электродренаж — отвод блуждающихтоков попавших на газопроводы, обратно к их источникам. Отвод производитсячерез специальный провод, соединяющий защищаемый газопровод с источником тока. Различают прямой, поляризованный и усиленныйдренаж. Дренаж является основным видом защиты от электрохимической коррозии.Одна дренажная установка может защитить г/п длиной 6 км.
Протекторная защита — заключаетсяприсоединении к защищаемому сооружению металл. пластин или стержней(протекторов), обладающих более низким электропотенциалом чем металл.Сооружения. Применяют магниевые, аллюминевые, цинковые протекторы и их сплавы.
Наиболее эффективным методом являетсякатодная защита, которая заключается в искусственном создании специальногоисточника постоянного тока отрицательного потенциала. При этом защищаемыйгазопровод присоединяют к отрицательному плюсу. Эффективность действия катоднойзащиты зависит от состояния изоляционных покрытий. Так как в данном проекте непредусмотрено электрофицированного транспорта, рекомендуется применениекатодной защиты.
Принцип действия: ток от положительного полюса источника через соединительный кабель и анодноезаземление проходит в почву, из почвы через дефектные места в изоляции токпроникает в газопровод и по дренажному кабелю идет к отрицательному полюсуисточника, таким образом создается замкнутая цепь, по которой ток идет от анодачерез землю к газопроводу и далее по трубе к отрицательному полюсу источника.
При этом происходит постепенноеразрушение анода, что обеспечивает защиту газопровода от коррозии под влияниемего катодной поляризации. Заземлители катодных установок размешают отзащищаемого газопровода и смежных с ним металлических сооружений на расстоянии15-100 м в зависимости от величины тока стекающего с заземлителя. При катоднойзащите надо иметь ввиду, что если неправильно выбрать место установки и в поле действияокажутся другие металл. сооружения, то они могут быть разрушены токами этойустановки. Катодную защиту целесообразно применять для защиты газопроводов отпочвенной коррозии.
2.5 Расчет катодной защиты
 
2.5.1 «Коррозионные измерения наподземных стальных газопроводах
Электроизмерения на газопроводепроводят приборами, которые присоединяют к специальным проводникам.Контрольно-измерительные приборы необходимо устанавливать на г/п через каждые200-500м. Оценка опасности коррозии газопроводов блуждающими токами складываетсяпосле определения показателей:
- наличиеблуждающих токов в земле
- Разностьпотенциалов между газопроводом и землей
- Разностьпотенциалов между газопроводом и рельсами электрифицированного транспорта др.смежными подземными сооружениями
- Величина инаправление тока в газопроводе
- Плотность тока,стекающего из газопровода в землю.
Критериями опасности коррозииподземных стальных трубопроводов являются: коррозионная активность среды поотношению к металлу сооружения (почвенная коррозия), опасное воздействиепостоянного и переменного тока(коррозия блуждающими токами).
Коррозионная активность грунта по отношениюк стали характеризуется удельным электрическим сопротивлением грунтаопределяемым в полевых и лабораторных условиях. Удельное
Электросопротивление грунта определяетсядля выявления участков трассы прокладки трубопровода с высокой коррозионнойактивностью грунта, требующей защиты от коррозии и расчета катодной ипротекторной защиты. В полевых условиях определяют непосредственно на местностипо трассе подземного г/п без отбора проб грунта.
В качестве аппаратуры применяютизмерители сопротивления типа Ф-416, М-416, МС-8, в качестве электродов — стальные электроды длиной 250-350 мм и диаметром 15-20 мм.
Измерения производят в периодотсутствия промерзания грунтов на глубине заложения подземных сооружений, синтервалом 100-500 м. На действующей сети измерение проводят через каждыеН)0-200 м. Глубина забивки электрода в грунт не более 1/20 расстояния междуэлектродами.

2.5.2 Расчет поверхноститрубопроводов, расположен на территориимикрорайона
Определяем параметры катодной защитыв микрорайоне.
Исходные данные для расчета:
- Генпланмикрорайона м 1:500 нанесенным газопроводом и подземных коммуникаций.
- площадьмикрорайона
а = 185
в = 127,5
S^ = 2,3 гаГазопровод Водопровод Теплотрасса Ду L Ду L Ду L 57 242,5 d200 432,5 125x2 850 76 167,5 d100 95 70х2 180
3. На территории микрорайона расположены: газопроводы среднего и низкого давления, водопровод и теплотрасса.
Расчет:
1. Определяем площадь поверхности всехтрубопроводов в микрорайоне.
S= />
/>
/>
/>
2. Определяем суммарную площадьповерхности всех трубопроводов электрически связанных между собой.

/>
3. Определяем удельный вес каждого изтрубопроводов в общей массе сооружений.
/>
/>
/>
4. Определяем плотность поверхностикаждого из трубопроводов приходящиеся на единицу поверхности территорий.
/>газопровод
/>водопровод
/>теплотрасса
2.5.3 Расчет суммарного защитноготока
Цель расчета: Определить параметрыкатодной станции, необходимые для территории микрорайона в зоне действийустановок ЭХЗ.
Данные для расчета: плотностьповерхности защищаемых трубопроводов; коррозийная активность грунта.
Расчет:
1. Определяемсреднюю плотность тока, необходимого для защиты трубопроводов.

I=30-(100в +128т+34d+3l+0,6f+5p) ×/>;
I=30(100×26,6+128×65,9+34×29,75+3×107,75+0,6×266,53+5×32)×/>;
2. Определяемзначение суммарного защитного тока, необходимого для обеспечения катоднойполяризации подземных сооружений, расположенных в данном микрорайоне.
I=1,3×I×∑S
I=1,3×0,017×1131,3=25А
3. По планумикрорайона находим место расположения катодной станции и анодного заземления.Определяем удельную плотность сооружений.
/>
4. Определяем радиусдействия катодной установки
/>;
/>;
Полученныйрадиус действия катодной установки охватывает всю территорию микрорайона.
5. По таблицеприложения №2 “Сборника нормативных документов” для тока I=17A, p=32 Ом.м, выбираеманодное заземление из чугунных труб – Ду 150, L =12м, количество n =4 шт., сопротивление растеканию />=0,75м. Рассчитываем сопротивление дренажного кабеляАВРБ 3×16, длинной не более 100м, сопротивление R= 0,0646 Ом.
6. Определяемвыходное напряжение катодной станции.
/>
коррозия электролитический газопровод трубопровод
По силе тока и напряжению подбираемкатодную станцию типа ВКЗМ-0,6-24-У1, с учетом 30% запаса на развитие сети.
Техническая характеристика.
1) Номинальныйвыходной ток, А20.
2) Номинальноевыходное напряжение, В16,3.
3) Номинальнаявыходная активная мощность, кВ 0,6.
4) Полнаяпотребляемая мощность, кВа, не более 1,0.
5) Коэффициентполезного действия в номинальном режиме, % не менее 75.
6) Масса выпрямителей,кг, не более 70.
7) Габаритныеразмеры, мм, высота-глубина-ширина 660×460×400.
8) Коэффициентпульсаций выходного напряжения, % не более 10.
9) Напряжениепитающей сети, В 220(+22, -44).
10) Частота питающейсети, Гц 50±3.
11) Число фаз питающейсети 1.
12) Коэффициентмощности в номинальном режиме, не менее 0,80.
13) Диапазонрегулирования выходного напряжения, %, не менее 0,5-100.
14) Установленныйресурс, час от -0,3 до -3,5.
15) Диапазон рабочихтемператур, /> от -45 до + 45.
16) Величина установкисрабатывания счетчика наработки времени, В 0,3 по стальному электроду, 0,8 поМЭСД.
17) Установленныйресурс, час 25000.

2.6 Эксплуатация установок ЭХЗ
Задача повышения эксплуатационнойнадежности установок ЭХЗ к снижению отказов в работе катодных, дренажных,протекторных установок и уменьшению длительности перерывов в работе ЭХЗ.
Основными способами надежной работыЭХЗ являются:
- качественноеведение тех. надзора за строительством и капитальным ремонтом установок зашиты.
- повышение качестваработ по приемке установок ЭХЗ
- предустановочныйконтроль аппаратуры.
- повышение уровняэксплуатации за счет планово-предупредительных ремонтов.
- усовершенствованиеконструкций устройств ЭХЗ, узлов и деталей.
- телеконтроль за работой ЭХЗ.
- организациячеткого контроля за работой устройств ЭХЗ, анализ причин отказов и ихпредотвращение.
2.6.1 Порядок приемки и ввода ЭХЗ
Установки ЭХЗ вводят в эксплуатациюпосле завершения пусконаладочных работ и испытания на стабильность в течение 72ч. Электрозащитные установки принимают в эксплуатацию комиссия. Послеознакомления с исполнительной документацией приёмная комиссия проверяет выполнениезапроектированных работ — средств и узлов ЭХЗ. Электрозащитные установки,несоответствующие проектным параметрам, не должны подлежать приемке.
Электрозащитные установки вводят вэксплуатацию после подписания акта о приемке. На подземных трубопроводах, пролежавшихв грунтах более 6 мес. необходимо проверить их техническое состояние. Каждойпринятой установке присваивают порядковый номер и заводят специальный паспорт,в который заносят все данные приемочных испытаний.
Приемку в эксплуатацию изолирующих фланцев оформляют справкойи регистрируют в спец. журнале. При приемке контрольных проводникови контрольно-измерительных пунктов представляют исполнительный чертеж спривязками, а также оформляют справку. После ознакомления с исполнительнойдокументацией приемная комиссия проверяет выполнение запроектированных работ — средств и узлов электрозащиты, в том числе изолирующих фланцевых соединений,контрольно-измерительных пунктов, перемычек и других узлов, а такжеэффективность действия установок электрохимической защиты. Для этого измеряютэлектрические параметры установок и потенциалы трубопровода относительно землина участке, где в соответствии с проектом зафиксирован минимальный имаксимальный защитный потенциал. Электрозащитную установку вводят в эксплуатациютолько после подписания комиссией акта о приемке. Электрозащитные установки, несоответствующие проектным параметрам, не должны подлежать приемке. Еслиотступления от проекта или недовыполнение работ влияют на эффективность защитылибо противоречат требованиям эксплуатации, то они должны быть отражены в актес указанием сроков их устранения и представления к повторной приемке. Каждойпринятой установке присваивают порядковый номер и заводят специальный паспортэлектрозащитной установки, в который заносят все данные приемочных испытаний.При приемке в эксплуатацию изолирующих фланцев представляют: заключениепроектной организации на установку изолирующих фланцев; схему трассыгазопровода с точными привязками мест установки изолирующих фланцев (привязки изолирующихфланцев могут быть даны на отдельном эскизе); заводской паспорт изолирующегофланца (если последний получен с завода). Приемку в эксплуатацию изолирующихфланцев оформляют справкой. Принятые в эксплуатацию изолирующие фланцырегистрируют в специальном журнале. При приемке в эксплуатацию шунтирующихэлектроперемычек представляют заключение проектной организации на установкуэлектрической перемычки с обоснованием ее типа; исполнительный чертеж перемычкина подземных сооружениях с привязками мест установки; акт на скрытые работы соссылкой на соответствие проекту конструктивного исполнения электроперемычки. Приприемке в эксплуатацию контрольных проводников и контрольно-измерительныхпунктов представляют исполнительный чертеж с привязками; акт на скрытые работысо ссылкой на соответствие проекту конструктивного исполнения контрольныхпроводников и контрольно-измерительных пунктов.
2.6.2 Профилактическое обслуживанияЭХЗ
Включает периодический техническийосмотр установок, проверку эффективности их работы, а также контрольныеизмерения потенциалов на защищаемом трубопроводе в опорных пунктах. Для каждойзащитной установки необходимо иметь журнал контроля работы защитной установки,в которой заносят результаты технического осмотра и измерений. Обслуживаниедолжно осуществляться в соответствии с графиком тех.осмотров и планово-предупредительныхремонтов.
Основное назначение работ — содержание ЭХЗ в состоянии полной работоспособности, предупреждение ихпреждевременного износа и отказов в работе.
Технический осмотр включает:
- осмотр всехэлементов с целью выявления внешних дефектов плотности контактов, исправностимонтажа, отсутствие механических повреждений, подгаров и следов перегревов,отсутствие раскопок на трассе дренажных кабелей и анодных заземлителей.
- проверкуисправности предохранителей
- очистку корпусапреобразователя, блока совместной защиты снаружи и внутри.
- измерение тока инапряжения на выходе преобразователя
- измерениеполяризационного или суммарного потенциала трубопровода в точке подключенияустановки
- производствозаписи в журнале.
Технический осмотр с проверкойэффективности действия защиты включает: работы по тех.осмотру и измеренияполяризационных или суммарных потенциалов в постоянно закрепленных опорныйпунктах. Для катодных — 2 р/мес. дренажных — 4 р/мес. протекторных — 1р/6мес.
Капитальный ремонт включает: всеработы по техническому осмотру с проверкой эффективности действия ЭХЗ.
Внеплановый ремонт — вид ремонта,вызванный отказом и paботе оборудования и не предусмотренныйгодовым планом ремонта. Отказ в работе оборудования д.б. зафиксирован аварийнымактом, в котором указываются причины аварии и подлежащие устранению дефекты. Текущийремонт -1 раз в год
Капитальный ремонт –1р/5 лет
Если при техническом осмотре установлено,что катодная установка не работает, / а непрерывный контроль и возможность определитьпродолжительность ее работы отсутствует, следует принять, что перерыв в работеустановки составил 14 суток (от одного тех.осмотра до другого). В зонах опасноговлияния блуждающих токов суммарная продолжительность перерывов в работеустановок ЭХЗ, не должна превышать 48 часов в год.
2.7 Индивидуальное задание. Запахгаза у газового колодца
1. Возможные причиныаварии: неисправна задвижка, трещина в корпусе, отрыв фланца, поломка нажимнойбуксы сальника, нарушена герметичность фланца и сварных соединений газопроводас задвижками и компенсатором.
2. Последовательностьпроведения работ по локализации аварий: проведение инструктажа заявителя поприменению мер безопасности до прибытия аварийной бригады, регистрацияаварийной заявки, выписка аварийной заявки бригаде, провести инструктаж длявыполнения газоопасных работ в колодце и подготовить необходимую документациюдля возможного отключения объекта, расставить предупредительные знаки навъездах к газовому колодцу, определение концентрации газа в газовом колодце, иустанавливают наличие газа с помощью газоанализатора в радиусе 50 м, отключениеэлектрозащиты, при наличии загазованности прекратить выход газа, с помощьюмыльной эмульсии найти место утечки, сообщить АДС, руководителю об аварии, приаварии оповестить потребителя промышленных предприятий в отопительныхкотельных, отключить участок газопровода путем закрывания соответствующихзадвижек с обязательной установкой заглушек до и после неисправностей участка,продуть отключенный газопровод воздухом и анализировать газовоздушную смесь сцелью установления взрывоопасной концентрации газа в отключенном участкегазопровода и в колодце., замена задвижки и прокладки газопровода., проверитьколичество выполненных работ, известить потребителей о возможности подключенияих к системе газоснабжения, составить акт на ликвидированную аварию.
3. Действиядиспетчера:
Проинструктироватьзаявителя., заявку внести в журнал, выписать заявку аварийной бригаде,ознакомить бригаду с характером заявки, подготовить необходимую документацию нааварийный объект, обеспечить выезд аварийной бригады на объект в течении 5минут, поддержка постоянной связи с бригадой, сообщить начальнику АДС, руководителюоб аварии, требовать от мастера информацию о ходе работ по ликвидации аварии.,сообщить руководству предприятия о прекращении подачи газа по ликвидации авариина газопроводе, дать команду на отключение участка газопровода от сети.,организовать доставку необходимых материалов на место аварии, дать разрешениена открытие задвижки после выполнения работ, дать указание на подключениеобъекта к сети.
4. Действия мастера:
Получитьот диспетчера необходимую документацию., проверить исправлен ли газоанализатори СИЗ., дать бригаде краткий инструктаж по методам работы и в течении 5 минутвыехать с бригадой к месту аварии.
Поприбытию на место:
Ознакомитьсяс обстановкой и организовать охрану загазованной зоны с целью недопущенияоткрытого огня, оценив обстановку, дать указание проверить систему назагазованность с помощью газоанализатора в радиусе до 50 м, сообщить диспетчеруо концентрации газа в газовом колодце и о результатах проверки загазованности,произвести отключение электрозащиты газопровода., проветривание колодца, спомощью мыльной эмульсии произвести поиск утечки газа, с разрешения диспетчераорганизовать отключение газопровода путем закрытия соответствующих задвижек, собязательной установкой заглушки., принять меры по доставке необходимых материалов,произвести замену задвижек, проверить количество выполненных работ, сразрешения диспетчера производить подключение потребителей в системугазоснабжения и сообщить диспетчеру об окончании работ, составить техническийакт на ликвидацию аварии.
5. Действия слесаря:
Выяснитьхарактер аварийной записки., обеспечить выезд в течении 5 минут.
Поприбытию на место:
Проверитьс помощью газоанализатора наличие газа и участвовать в поиске утечки,подготовка необходимых материалов, участие в работах по ликвидации аварии.,проверить инструмент.
6. Действияшофера-слесаря:
Выезд наместо аварии, поддержка связи с диспетчером, поставить машину не более 15 м отобъекта, расставить предупредительные знаки у загазованной зоны, выполнятьраспоряжения мастера.

Список используемой литературы
- А.И. Гордюхин«Эксплуатация газового хозяйства», М, 1983 г.
- В.А.Жила,М.А.Ушаков, О.Н. Брюханов «Газовые сети и установки», М, 2003 г.
- К.Г. Кязимов«Справочник газовика», М, 2000 г.
- К.Г. Кязимов«Основы газового хозяйства», М, 1981 г.
Сборникнормативных документов для работников строительных и эксплуатационныхорганизаций газового хозяйства РСФСР «Зашита подземных трубопроводов от коррозии»,1991 г.