Министерствосельского хозяйства и продовольствия Российской Федерации
Петровскогофилиала ФГОУ СПО
”Саратовский сельскохозяйственныйтехникум”
Специальность270111
Эксплуатацияоборудования и систем газоснабжения
Курсовой проект
Тема: Эксплуатациягазопроводов и оборудования микрорайона с котельной и детальная разработказащиты газопроводов от электрохимической коррозии.
Пояснительнаязаписка
Разработал студент
Брагин Алексей Игоревич
Руководитель проекта
Горлачёв Александр Петрович
Петровск 2007г.
Содержание
1. Введение
1.1 Перспективы развитиягазовой промышленности
1.2 Общие данныепо газифицируемому объекту
2.Расчётно–технологическая часть
2.1 Эксплуатацияподземных и надземных газопроводов
2.2 Эксплуатациягазифицированных котельных, ГРП, ГРУ и ШРП
2.3 Эксплуатациявнутридомового газового оборудования
2.3.1 Организацияпроведения защитных мероприятий подземных газопроводов от электрохимическойкоррозии
2.3.2 Изоляциягазопроводов
2.3.3 Выбор иобоснование типа электрохимической защиты подземных газопроводов отэлектрохимической коррозии
2.4 Расчёткатодной защиты
2.4.1Коррозионные измерения на подземных, стальных газопроводах
2.4.2 Расчётповерхности трубопроводов, расположенных на территории микрорайона
2.4.3 Расчётсуммарного защитного тока
2.5 Эксплуатацияустановок электрохимической защиты
2.5.1 Порядокприёмки и ввода в эксплуатацию установок электрохимической защиты
2.5.2 Техническоеобслуживание и ремонт установок
электрохимическойзащиты
3. Списокиспользованной литературы
1. Введение
1.1Перспективы развития газовой промышленности
Возникновениеи развитие газовой промышленности в нашей стране относится к сороковым годам.Первый газовый завод был построен в Петербурге в 1835 году. Позднее былипостроены заводы в Риге, Вильно, Москве, Одессе, Харькове и некоторых другихгородах, крупнейшим из них был Московский завод, вступивший в строй в 1865году.
Весьгаз в то время вырабатывался из каменного угля и предназначался только дляосвещения, отчего газ получил название светильный. Трубы применялись толькочугунные с раструбчатыми соединениями на свинце.
ПослеВеликой Октябрьской социалистической революции началось применение газа в бытуи в промышленности, а газовое освещение стало вытесняться электрическим. Первыймагистральный газопровод Саратов – Москва, диаметром 300 мм и протяженностью850 км, вступил в эксплуатацию в 1946 году. Вслед за газопроводом Саратов –Москва были построены газопровод Кохтла – Ярве – Ленинград для подачиискусственного сланцевого газа из Эстонии и газопровод от месторожденийприродного газа в Западной Украине Дашава – Киев – Брянск – Москва.
Затемначалось интенсивное освоение газовых месторождений в Ставропольском иКраснодарском краях и строительство магистральных газопроводов в центральныхрайонах страны. Газовая промышленность вступила в период бурного развития.Началась широкая газификация городов и сельских населенных пунктов.
Загоды Советской власти построено свыше 200 тыс. км магистральных ираспределительных газопроводов. Важным звеном в общей системе газоснабжениястраны являются подземные газопроводы, по которым газ поступает непосредственнок жилым домам, коммунально-бытовым и промышленным предприятиям.
Эксплуатациеймагистральных газопроводов занимаются организации министерства газовойпромышленности (Трансгазы).
Внастоящее время газовым топливом в быту пользуются более 80% населения страны,причем большая часть квартир газифицированы сжиженным газом.
Природныйгаз используется преимущественно промышленностью и в теплоэнергетике, на долюкоторой приходится около 50% потребляемого газа, том числе на электростанцияхМинэнерго – 26%, в отопительных котельных – 15% и в промышленных котельных –14%. Нет ни одной отрасли народного хозяйства, где газ не используется.
1.2Общие данные по газифицированному объекту
Объект– жилой микрорайон площадью 3,8 Га. В микрорайоне имеются подземныекоммуникации:
Ø Газопровод(159×4; 114×4,5; 89×3,5; 57×3 ).
Ø Водопровод(108×3,5; 89×3,5; 60×3).
Ø Теплопровод(159×4,5; 114×4,5; 76×3)
Вданном микрорайоне используется газ Дашавского месторождения составом: СН 4 — 98,9%; С2Н6 — 0,3%;С3Н8 — 0,1%; С4Н10 — 0,1%; С5Н12 — 0%; N2 – 0,4%; СО2-0,2%.Низшая теплота сгорания данного газа 8513 ккал. Удельное электрическоесопротивление грунта 8,4 Ом*м.
2. Расчётно-технологическая часть
2.1 Эксплуатация подземных и надземных газопроводов
Кподземным газопроводам относятся уличные транзитные и распределительныегазопроводы различного давления, внутриквартальные и дворовые газопроводы,ответвления или вводы от уличных газопроводов.
Всостав работ по эксплуатации подземных газопроводов входят:
Ø Приёмкав эксплуатацию вновь построенных газопроводов;
Ø Присоединениевновь построенных газопроводов к действующим;
Ø Вводв эксплуатацию новых газопроводов;
Ø Надзори обслуживание газопроводов и сооружений на них;
Ø Профилактическийи капитальный ремонт;
Ø Контрольза давлением;
Ø Защитаот коррозии.
Наблюдениеза состоянием наружных газопроводов и сооружений на них осуществляется путемобхода трассы газопровода.
Непринятые в эксплуатацию участки газопровода должны быть отключеныметаллическими заглушками от действующего газопровода, а запорные устройстваперед этими участками опломбированы в закрытом положении. Бездействующиегазопроводы должны быть отрезаны с обеих сторон и продуты воздухом.
Нереже 1 раза в год следует выполнять следующие работы:
Ø очисткуколодцев от грязи и посторонних предметов;
Ø проверкуи закрепление лестниц и скоб в колодцах и ограждений наружных вводов;
Ø очисткузадвижек и компенсаторов от грязи и ржавчины;
Ø «разгон»червяка задвижки и его смазку;
Ø проверкуплотности и набивки сальников;
Ø проверкуплотности всех соединений задвижек и компенсаторов с помощью мыльной эмульсии;
Ø проверкусостояния компенсаторов (при снятых стяжных болтах).
Нереже 1 раза в 5 лет следует проводить проверку плотности и состояния изоляцииподземных газопроводов всех давлений с помощью приборов или методом бурового ишурфового осмотра. Допускается испытание газопроводов на плотность воздухом, понормам, принятым для таких испытаний после окончания строительства газопровода.
Буровойосмотр осуществляется бурением скважин через 3м или у сварных стыков нарасстоянии 0,3-0,5 м от стенки газопровода на глубину укладки его, а зимой вслучае промерзания грунта — на глубину промерзания. В местах расположенияконтрольных трубок скважины не бурятся. Наличие газа в скважинах определяетсягазоиндикатором, а при расположении ее более чем в 3 м от зданий, колодцев идругих сооружений — применением огня. Если газ не загорелся, скважина должнабыть проверена газоиндикатором.
Дляопределения состояния изоляции и труб подземного газопровода отрываются шурфыдлиной 1,5—2 м на 200 м газопровода, а также в местах расположенияконденсатосборников. Данные бурового и шурфового осмотров заносятся вэксплуатационный паспорт газопровода.
Ремонт(ревизия) внутренних газопроводов и газового оборудования должен производитьсяне реже 1 раза в год, если согласно паспортам заводов-изготовителей наоборудование и приборы автоматики не требуется проведения ремонта в более короткиесроки.
Капитальныйремонт газопроводов составляют следующие работы: замена отдельных участков трубили отдельных мест изоляции, замена внутренних газопроводов при капитальномремонте котельной, замена коверов, ремонт колодцев (перекладка горловин колодцев,наращивание колодцев, ремонт гидроизоляции или штукатурки, смена лестниц идр.), замена неисправных отключающих и сетевых устройств.
2.2Эксплуатациягазифицированных котельных, ГРП, ГРУ, ШРП
Эксплуатациягазифицированных котельных. Подготовка к приему газа. За подготовку к приему газа,а в дальнейшем – за эксплуатацию системы газоснабжения котельной несетответственность инженерно – технический работник, прошедший специальнуюподготовку. К организационным мероприятиям по приему газа относятся: Обучение иаттестация всего персонала; обеспечение персонала инструментом, средствамиличной защиты и приборами контроля загазованности воздушной среды; обеспечениерабочих мест стендами и плакатами по технике безопасности; Подготовкаэксплуатационной документации по обслуживанию газопроводов, газовогооборудования и котлов (графики планово – предупредительных осмотров и ремонтов,журналы, ведомости, паспорта ГРП и подземного газопровода и т. п.); Заключениедоговора на получение газа. До пуска газа необходимо выполнить следующие работы: Очистку коверов иколодцев ото льда и мусора, откачку воды; изготовление крюков для открытиякрышек колодцев; изготовление и проверку торцовых ключей для открытия задвижек,расположенных в колодцах, с поверхности земли; установку недостающих настенныхуказателей расположение устройств на подземных газопроводах; Набивку сальников,смазку штоков задвижек и вентилей; нанесение на арматуру нумерации, принятой всхеме газопроводов, и указателей направления вращения штурвалов; установкунакидных ручек на краны;
Ø Укомплектованияпомещения ГРП противопожарными средствами и нанесение предупредительныхнадписей «Огнеопасно – газ»;
Ø Подготовкутройника, ручного воздушного насоса и двухтрубного манометра дляпредварительной настройки и периодической проверки ПЗК и ПСУ на указанные впроекте пределы; присоединение компрессора для проведения контрольнойопрессовке газопроводов;
Ø Проверку наличия исрока действия клейма госповерителя на регистрирующих приборах в узле измерениярасхода газа, а в случае установки ротационного счётчика (РГ) – егорасконсервации; установку и проверку средств измерений (приборы, имеющиепросроченные клейма госповерителя, подлежат замене);
Ø Проверкукоммутации щитов автоматики, опробование её систем, предварительную настройкудатчиков автоматики безопасности на параметры отключения, указанные в проекте;
Ø Установку заглушекза запорными устройствами на газопроводах, не подготовленных к пуску котлов,отсоединение (глушение) продувочного и трубопровода безопасности этих котлов.
Предпусковыеработы по осмотру газопроводов, настройки предохранительных клапанов, проверкерегуляторов давления газа, расконсервации счётчиков, апробированию автоматики ипроверке средств измерений, как правило, выполняются под руководством представителейспециализированных организаций. До начала работ следует детально ознакомится спроектом, исполнительно-технической документацией, паспортами оборудования ипроизводственными инструкциями.
Пусконаладочные работы.
Подготовительныеработы. Основными этапами подготовки к проведению пусконаладочных работ послемонтажа котла являются:
Ø сушкаобмуровки;
Ø химическая,очистка поверхности нагрева;
Ø паровое(для паровых котлов) и комплексное опробование.
Доначала указанных работ должны быть укомплектованы штаты, эксплуатационныйперсонал обучен и проэкзаменован на право обслуживания котлов; обеспеченобесперебойное снабжение топливом, водой, электроэнергией, материалами,инструментами и запасными частями; составлены и выданы на рабочие местапроизводственные инструкции и технологические схемы; заготовлены формыэксплуатационной документации; получено разрешение комиссии на проведениекомплексного опробования.
Пускугаза к котлам должна предшествовать контрольная проверка на плотность запорныхустройств газопроводов котлов, продувочных трубопроводов и трубопроводовбезопасности, импульсных трубок. После контрольной проверки закрывают запорныеустройства на газопроводах неработающих котлов, за исключением крановтрубопроводов безопасности.
Дляобеспечения надежного пуска котла необходимо:
Ø проверитьналичие, состояние и правильность подключения средств измерений;
Ø проверитькоммутацию щитов автоматики, опробовать ее системы и произвести предварительнуюнастройку датчиков на указанные в проекте параметры;
Ø подготовитьк работе ЗЗУ, автоматику питания котла и проверить действие дистанционногоуправления регулирующими органами расхода газа, направляющими аппаратамидымососа и вентилятора.
Пусккотла, подведомственного органам Госгортехнадзора, допускается после приемкигазопроводов и газового оборудования, оформленной актами рабочей комиссии, приусловии регистрации (освидетельствования) котла и при наличии разрешенияинспектора котлонадзора, записанного в шнуровой книге котла. Котел, нерегистрируемый в местных органах Госгортехнадзора, растапливают по письменномураспоряжению лица, ответственного за его безопасную эксплуатацию. Пуск любогокотла ведется по распоряжению и под руководством начальника котельной или лица,соответствующего ему по должности, после внесения необходимой записи в журналраспоряжений и в строгом соответствии с утвержденной инструкцией.
Окончаниепуска котла оформляют актом.
Проведениепусконаладочных работ. К промышленной эксплуатации допускаются толькогазоиспользующие установки, на которых закончен комплекс пусковых ирежимно-наладочных работ, целью которых является наладка газоиспользующегооборудования, средств автоматического регулирования и безопасности,теплоутилизационных устройств, вспомогательного оборудования, установок водоподготовки.Конечным результатом работ на газоиспользующем оборудовании должно являтьсяустановление оптимальных режимов работы с учетом технологических условий иминимально возможными удельными расходами топлива.
Порезультатам наладочных работ должен быть составлен отчет, включающий следующиеразделы:
Ø Введение;
Ø Характеристикаоборудования;
Ø Программаи условия проведения работ;
Ø Результатыработы;
Ø Выводыи предложения.
Разрешениена пуск газа для промышленной эксплуатации выдается местным органомгосгазнадзора при наличии: режимных карт и графиков работы на основном ирежимном топливе, технологических схем газопроводов; инструкции по безопасной иэффективной эксплуатации котлов; документов об обучении и проверке знаний ИТР ирабочих, обслуживающих систему газоснабжения, котлы, установки водоподготовки.
Эксплуатациясистем газоснабжения котельных.
Вобъем работ по эксплуатации систем газоснабжения (газопроводов, газовогооборудования ГРП, ГРУ и котельных, систем автоматического регулирования и безопасностисжигания газа) входят:
Ø техническоеобслуживание;
Ø плановыеи капитальные ремонты;
Ø аварийно-восстановительныеработы.
Всеработы по эксплуатации систем газоснабжения должны выполняться с соблюдениемпроизводственных (технологических) инструкций, разработанных и утвержденных вустановленном порядке.
Эксплуатациякотлов.
Обслуживаниекотлов должно производиться в строгом соответствии с требованиямипроизводственных инструкций и указаниями, изложенными в режимных картах.
Пуск иостановку котлов следует производить в соответствии с графиком очередности ихработы, учитывающим изменение тепловой нагрузки котельной и периодичностьремонтов.
Работакотла с производительностью ниже минимальной, предусматриваемой режимнойкартой, не допускается. При наличии на котле нескольких горелокпроизводительность котла нужно регулировать изменением тепловой мощности всехгорелок (исключение составляют котлы ПТВМ). Включение или выключение отдельныхгорелок приводит к тепловым перекосам, перегреву выключенных горелок и снижениюэкономичности.
Нельзядопускать работу нескольких котлов с резко сниженной производительностью илиотдельных котлов с повышенной производительностью, так как это ведет к снижениюих КПД и перерасходу топлива. Каждый котел нужно загружать так, чтобыэкономичность при данной нагрузке была наивысшей.
Длянормальной работы котла очень важно исключать подсосы воздуха в топку. Призавышенной подаче воздуха снижается температура газов, что приводит куменьшению количества теплоты, передаваемой радиационным поверхностям, ивызывает перегрузку конвективных поверхностей. В результате повышаетсятемпература отходящих газов и, следовательно, снижается КПД котла и уменьшаетсяего производительность. Чем ближе присосы к топке и чем они больше, тем выше температураотходящих газов и потери теплоты с ними.
Приуменьшении избытка воздуха ниже оптимального значения в отходящих газахпоявляются продукты неполного сгорания, возникает потеря теплоты от химическойнеполноты сгорания топлива, снижаются КПД и производительность котла.
Регулированиетемпературы пара. Для регулирования температуры пара применяют различные методырегулирования: паровой, газовый и аэродинамический или сочетание их. Выборметодов регулирования температуры перегретого пара в каждом случаеосуществляется проектной организацией.
Периодическаяпродувка ведется в зависимости от показателей качества питательной воды ипрозрачности котловой воды не менее 1 раза в смену. Длительность периодическойпродувки не должна превышать 30 с при усиленном наблюдении за уровнем воды вкотле.
Контрольза качеством питательной, подпиточной, котловой, сетевой воды, конденсата ипара осуществляется химической лабораторией. Результаты анализов воды,выполнения режима продувки котлов, операции по обслуживанию оборудованияводоподготовки, а также состояние внутренних поверхностей котлов при остановкена чистку должны заноситься дежурным персоналом лаборатории в суточныеведомости и журналы по работе котлов и систем водоподготовки.
Сбор ивозврат конденсата. Возврат и использование конденсата является одним изважнейших условий экономии топлива, повышения надежности работы котлов иснижения эксплуатационных расходов на хим-водоочистку. Возврат конденсатадолжен предусматриваться за счет избыточного давления за конденсатоотводчикомили с помощью насосов.
Осмотри ремонт котлов и оборудования. Профилактическое обслуживание котлов ивспомогательного оборудования включает комплекс мероприятий:
Ø планово-предупредительныйосмотр (ППО) и мелкий ремонт деталей без снятия и разборки оборудования;
Ø планово-предупредительныйремонт (ППР) с частичной разборкой оборудования, исправлением мелких дефектов,ремонтом или заменой изношенных деталей и узлов;
Ø капитальныйремонт с полной разборкой оборудования и заменой изношенных деталей, узлов,механизмов и оборудования;
Ø работыпо реконструкции оборудования для повышения его производительности иэкономичности.
Непредвиденныеработы, необходимость которых выявлена эксплуатационным персоналом, проводятсявне графика, а работы аварийного характера выполняют незамедлительно.
Капитальныйремонт выполняют, как правило, специализированные ремонтные организации.Документация по капитальному ремонту оборудования должна быть утвержденазаказчиком и согласована с ответственным руководителем работ ремонтногопредприятия.
Техническоеобслуживание и плановые текущие ремонты выполняются в сроки, предусмотренныеграфиками, которые должны быть составлены исполнителями (начальник котельной,специализированная организация) и утверждены руководством предприятия.
Результатывыполнения работ по обслуживанию и ремонту газопроводов, газового оборудованияГРП (ГРУ) и котлов должны отмечаться в эксплуатационно-технической документации(журналы работ, ремонтные карты, прилагаемые к паспортам газопровода или ГРП).
ЭксплуатацияГРП, ГРУ, ШРП.
Регуляторыдавления являются основным оборудованием регуляторных пунктов, которыепредназначены для снижения давления газа и автоматического поддержания его назаданном уровне.
Регуляторыдавления обычно устанавливаются в комплекте с другим оборудованием и составляютгазорегуляторные пункты (ГРП) или газорегуляторные установки (ГРУ). ГРПразмещается в специальном здании, а оборудование ГРУ размещается внутригазифицируемых помещений.
Дляснабжения газом отдельных домов, а так же небольших коммунальных и промышленныхпотребителей часто регуляторы размещают в специальных шкафах (ШРП).
Приподготовке ГРП, ГРУ, ШРП для работы на газе открывание запорных устройств иподготовку оборудования к пуску ведут «от конца к началу» по ходу газа:
Ø проверяют,открыт ли кран продувочного трубопровода за регулятором. Если в схеме обвязкитакой трубопровод отсутствует, то проверяют, открыт ли кран ближайшегопродувочного трубопровода и запорные устройства по ходу газа к нему;
Ø приналичии счетчика открывают его запорные устройства и закрывают запорноеустройство на байпасе счетчика;
Ø проверяют,открыто ли запорное устройство на ПСУ;
Ø открываюткраны на показывающий и самопишущий манометры за регулятором;
Ø проверяют,открыты ли, или открывают краны на импульсных трубках регулятора и запорноеустройство за ним;
Ø вводятв зацепление рычаги ПЗК (открывают клапан для прохода газа);
Ø проверяют,открыты ли, или открывают краны на показывающий и самопишущий манометры передрегулятором.
Поуказанию и в присутствии представителя газобытовой организации удаляют заглушкуперед ГРП, ГРУ, ШРП, если она имеется, медленно открывая входное запорноеустройство. Убедившись по входному манометру в наличии давления, медленноприоткрывают запорные устройства байпаса до появления выходного давления,равного 0,05 кгс/см2 для газопроводов среднего давления и рабочемудавлению для газопроводов низкого давления. В течение 1-2 мин производятпродувку газопровода через дальний продувочный трубопровод, после чего приступаютк настройке оборудования на газе. Для этого необходимо:
Ø увеличитьвыходное давление газа запорными устройствами байпаса до давления срабатыванияПСУ и при необходимости произвести его поднастройку. Затем понизить выходноедавление до рабочего и проверить плотность по отсутствию выхода газа изсбросного трубопровода ПСК; после проверки отключить ПСУ;
Ø открытькран на импульсной линии ПЗК и ввести молоточек в зацепление. Понижая, а затем,увеличивая задвижками байпаса давление газа, проверить срабатывание ПЗК отпонижения и повышения давления газа. Если требуется, то произвестикорректировку настройки ПЗК методом, описанным выше.
Послепроверки настройки ПЗК нужно закрыть запорные устройства байпаса и открытьзапорное устройство ПСУ; при этом молоточек ПЗК должен быть выведен иззацепления, кран на его импульсной трубке закрыт, а рычаги должны бытьсцеплены.
Проверкуплотности закрытия ПЗК производят следующим образом. При работающем напродувочный трубопровод регуляторе выключают из работы ПЗК, и после снижениядавления газа до нуля закрывают кран на продувочном трубопроводе. Отсутствиеповышения давления за регулятором в течение 5 мин свидетельствует о плотностизакрытия ПЗК.
Послепроведения проверок ГРП, ГРУ, ШРП включают в работу. Нужно убедиться в том, чтозапорное устройство на вводе открыто полностью, ПЗК включено, открыты запорныеустройства на импульсных трубках, пружина пилота (а в беспилотных регуляторах —пружина регулятора) находится в свободном состоянии. Нагружая эту пружину,устанавливают за регулятором требуемое давление.
Послепуска ГРП (ГРУ) проверяют плотность соединений газопроводов и арматуры мыльнойэмульсией. Ввод ГРП (ГРУ) в эксплуатацию оформляют актом.
Попринятым для газовых хозяйств МЖКХ РСФСР нормативам надзор за работой ГРП, ГРУ,ШРП следует осуществлять в сроки, обеспечивающие безопасность эксплуатацииоборудования. Для предприятий и котельных следует рекомендовать посещениепомещений ГРП не реже 1 раза в сутки.
Надзорза работой ГРП, ГРУ, ШРП включает:
Ø проверкуисправности технологического оборудования;
Ø контрольправильности положения и надежности сцепления рычагов и молотка ПЗК;
Ø проверкуперепада давления в фильтре;
Ø сменукартограмм регистрирующих приборов;
Ø прочисткуперьев, заливку чернил, завод часовых механизмов, снятие показаний приборов. Нарегулирующей и предохранительной арматуре не должно быть различных непредусмотренных конструкцией проволочных скруток, прокладок и т. п.
В ГРПпроизводят:
Ø внешнийи внутренний осмотр здания и помещений; проверку наличия газа в воздухепомещения, а при необходимости — проверку всех соединений и арматуры;
Ø проверкуплотности стен, разделяющих основное помещение, где расположена отопительнаяустановка;
Ø проверкусостояния систем отопления (отопительных элементов шкафных ГРП), устройстввентиляции, освещения, телефона;
Ø измерениетемпературы воздуха внутри помещения;
Ø проверкуналичия и состояния противопожарного инвентаря.
Периодическивыполняют следующие работы:
Ø настройкуПЗК на верхний и нижний предел срабатывания;
Ø ПСУ«на сброс» при давлении, равном 1,15/эр — не реже 1 раза в 2 месяц;
осмотррабочих манометров и их сверку с контрольным прибором для определенияпогрешности показаний в рабочей точке и возврата стрелки к нулевой точке — нереже 1 раза в 6 месяцев;
промывкуфильтров, очистку или замену фильтрующего материала при перепаде давления внем, превышающем допустимый — по мере надобности, но не реже 1 раза в год; продувкуимпульсных трубок к средствам измерений, ПЗК и регулятору давления, проверкуотверстий дросселей — не реже 1 раза в 2 месяцев в холодное время года, летомпри проведении текущего ремонта.
Показанияприборов и результаты осмотра должны быть занесены в журнал обслуживания,который должен находиться в помещении ГРП, а журналы ГРУ и шкафных ГРП должнынаходиться на рабочем месте дежурного персонала.
Плановыйремонт (ревизию) оборудования ГРП, ГРУ, ШРП следует производить не реже 1 разав год.
Приэтом выполняются следующие работы: ликвидация дефектов, выявленных приобслуживании;
разборкаоборудования и запорных устройств, ремонт или замена изношенных частей идеталей, смазка трущихся частей, кроме находящихся в потоке газа (что можетпривести к налипанию на них пыли).
Послеокончания ремонта (ревизии) следует проверить работу оборудования ГРП нарежимах, предусмотренных графиком. Проверку срабатывания ПЗК и ПСУ желательнопроводить воздухом.
ПроверкуПЗК производят через штуцер за краном на импульсной трубке. Эту проверку можнопроизводить при работающем и неработающем оборудовании ГРП, ГРУ, ШРП или приработе по байпасу.
Нереже 1 раза в год следует проверять состояние изолирующих фланцев, измерятьпадение напряжения на них и синхронно разность потенциалов по обеим сторонамфланцев по отношению к земле.
Заменуустаревшего и износившегося оборудования ГРП. ГРУ и капитальный ремонт зданийГРП производят по мере необходимости, в среднем через 10 лет.
2.3Эксплуатациявнутридомового газового оборудования
Эксплуатациявнутридомового газового оборудования состоит из приёмки газового оборудования ипрофилактического обслуживания и ремонта. Приемка газового оборудования состоитиз: внешний осмотр газовой сети, арматуры и приборов; испытание газовойразводки; пуск газа. При осмотре сравнивают предъявляемый монтажнойорганизацией проект с натурой. При внешнем осмотре проверяют качество креплениягазовой разводки к стенам, наличие и правильность уклонов, сборки сгонов ифитингов, отсутствие перекосов, смятий труб отводов и уток, заваренных трещинна продольных швах труб, наличие гильз в перекрытиях и стенах, правильность ихустановки. Определяют качество установки приборов. Проверяют место ввода,подвальную разводку и места присоединения стояков. Внешнему осмотруподвергаются краны газовой разводки перед приборами и на самих приборах.
Газовуюсеть на прочность испытывают давлением воздуха, накачиваемого в испытываемуюсистему компрессором или воздушным насосом. После испытаний на прочностьпроизводят сдаточные испытания на плотность. До пуска газа принятая сеть иприборы должны быть оформлены документами.
Пускгаза в газовый ввод производится в момент присоединения его к действующемугазопроводу, причем присоединение начинается после того, как ввод продут чистымгазом по всей длине. После продувки стояков и квартирной разводки пускают газ вприборы. Ввод в эксплуатацию (пуск газа) оформляется актом.
Профилактическоеобслуживание включает в себя:
осмотргазового ввода и подвальной разводки;
проверкусостояния отключающих устройств на вводах и стояках и смазку их;
проверкуисправности стояка и кранов на ответвлениях в квартиры;
проверкуквартирной газовой разводки и кранов на ней;
осмотри наладку газовых приборов, регулирование горелок и автоматики4проверкусостояния тяги в газоходах;
Ø прочистку форсунокгазовых горелок, а также промывку радиаторов водонагревателей;
Ø выявление инемедленное устранение утечки газа;
Ø инструктажжильцов.
Локализацияи ликвидация аварий и аварийных ситуаций.
Работыпо локализации и ликвидация аварий и аварийных ситуаций должны производиться всоответствии с «Планом локализации и ликвидации возможных аварий»,разрабатываемым для АДС и ее филиалов, дежурных бригад газовых службпредприятий, эксплуатационного персонала, участвующего в выполнении аварийныхработ, применительно к местным условиям на основании требований Приложения Кнастоящего ОСТ. При организации дежурства работников филиалов АДС и газовыхслужб на дому дополнительно должна быть разработана система оповещения и сбораруководителя и членов аварийной бригады к месту аварии (аварийной ситуации) втечение 40 минут.
Планлокализации и ликвидации возможных аварий предусматривает:
— охват возможных аварийных ситуаций, связанных с использованием газа;
— четкое описание действий персонала АДС, работников эксплуатационных служб привыполнении работ по локализации и ликвидации каждого возможного вида аварий,аварийной ситуации;
— мероприятия по спасению людей и материальных ценностей;
— условия взаимодействия АДС с эксплуатационными службами эксплуатационнойорганизации и других ведомств (организаций);
— штатный состав службы, бригады и подготовку работников.
Приаварийных вызовах «Запах газа» в плане следует предусмотретьиспользование современных приборов для локализации аварий с целью:
— контроля фоновой концентрации углеводородных газов для обнаружения зон сопасной концентрацией 0,5% по объему, сигнализаторами взрывозащищенногоисполнения с диапазоном измерения 0,3% по объему и предупредительнойсигнализацией на 1% по объему. Сигнализаторы должны сохранять работоспособностьв диапазоне температур от минус 45 °С до 45 °С (в зависимости от климатическихзон);
— определения мест утечек газа в замкнутом пространстве из наружных газопроводови газопотребляющих установок приборами взрывозащищенного исполнения сдиапазоном измерения от 0,01 до 2,5% по объему с предупредительной сигнализацией1,0% по объему;
— выявления утечки газа из подземного газопровода высокочувствительнымигазоиндикаторами с принудительным пробоотбором и максимальной чувствительностьюне ниже 0,001% по объему с сохранением работоспособности в диапазоне температурот минус 20 °С до 45 °С;
— определения мест утечек газа из подземных газопроводов методом зондовогобурения. Для замера концентрации газа в каждой бурке применяются приборы сдиапазоном измерения 0 — 100% по объему. Бурка, где накапливается наибольшаяконцентрация газа за заданное время, находится ближе к месту повреждениягазопровода;
— определения места для отключения газопровода (крышек колодцев, коверов, скрытыхпод слоем грунта, снега, асфальта), аппаратурой для определения трассы иглубины заложения газопровода (металлоискателями). Приборы должны сохранятьработоспособность в интервале температур от минус 20 °С до 45 °С;
— определения природы метана переносным хроматографом, определяющим в пробах сконцентрацией метана до 0,5% по объему наличие тяжелых углеводородов.
Локализацияи ликвидация аварий на объектах СУГ производится в соответствии с требованиямиОСТ 153-39.3-052-2003.
Работыпо локализации и ликвидации аварий (аварийных ситуаций) выполняются в любоевремя суток под руководством специалистов. Способы временного устранения утечекиз газопроводов при локализации аварий устанавливаются требованиями ПБ 12-529 инастоящим ОСТ.
Привыполнении работ бригадами АДС составление наряда-допуска на выполнениегазоопасных работ не требуется.
Дежурныйперсонал АДС, принявший аварийную заявку, информирует заявителя о необходимыхмерах по обеспечению безопасности до прибытия аварийной бригады и высылает наобъект бригаду.
Наместе аварии (аварийной ситуации) руководитель работ должен:
— ознакомившись с обстановкой, немедленно приступить к выполнению мероприятий,предусмотренных оперативной частью плана ликвидации аварии, и руководитьработами по ликвидации аварии;
— проверить, вызваны ли необходимые технические средства, службы города,оповещены ли должностные лица;
— обеспечивать выполнение мероприятий, предусмотренных оперативной частью плана;
— докладывать в АДС об обстановке и при необходимости просить вызыватьдополнительные средства.
Приповреждениях подземных газопроводов (ввода или распределительного) илисооружений на них, сопровождающихся выходом газа, аварийная бригада должнапровести тщательное обследование всех прилегающих к месту утечки подземныхсооружений и зданий, расположенных в радиусе 50 м от места утечки, с целью проверки на загазованность. При наличии газа должны быть принятыследующие первоначальные меры:
— снижение давления газа в сети;
— прекращение подачи газа потребляющим агрегатам и установкам;
— отключение от действующей сети поврежденного участка газопровода;
— вентиляция естественная или принудительная загазованных помещений и сооружений;
— недопущение в загазованных зонах, помещениях включения и выключенияэлектроприборов, пользования открытым огнем, нагревательными приборами;
— ограждение и охрана загазованных помещений, зон с целью предотвращенияпроникновения туда посторонних лиц и внесения открытого огня.
Наличиегаза в загазованных помещениях, а также зданиях и подземных сооружениях врадиусе 50 м должно проверяться прибором периодически в течение всего времениликвидации аварийной ситуации.
Приобнаружении утечки газа в арматуре газопроводов, установленной в газовыхколодцах, должна быть организована вентиляция колодца и контроль назагазованность колодцев смежных коммуникаций и подвалов зданий, расположенных в15-метровой зоне от колодца с утечкой газа. При аварийных вызовах «Запахгаза» в квартире или другом помещении, на лестничной клетке аварийнаябригада должна проверить наличие газа в помещениях, указанных заявителем, атакже в соседних помещениях и подвале и устранить обнаруженную утечку. Послеустранения утечки и проветривания помещения следует повторно проверить наличиегаза в помещении, в соседних помещениях и подвалах здания.
Еслипри вызове «Запах газа» наличие газа в помещениях, указанныхзаявителем, не обнаружено, следует проверить наличие газа на лестничной клеткеи в подвале здания. Отбор проб воздуха следует производить из верхних зон дляприродного газа и из нижних зон (на высоте 30 см от пола) для СУГ. Если при выполнении работ по устранению утечки из газопровода илигазоиспользующего оборудования производилось отсоединение участка газопроводаот газораспределительной сети или были приняты меры по временному устранениюутечки, то последующее присоединение этого участка газопровода к действующейгазораспределительной сети и возобновление подачи газа должна производитьспециализированная ремонтная (эксплуатационная) служба ГРО.
Еслигазовые приборы и оборудование отключались АДС, то после ликвидации аварии этаслужба должна подключить их вновь.
Приприбытии очередной смены АДС для продолжения работ по устранению авариируководитель работающей смены должен проинформировать руководителя прибывшейсмены о характере аварии и принятых мерах по ее ликвидации.
Работыпо ликвидации аварии или аварийной ситуации считаются законченными послевыявления утечки газа и исключения возможности проникновения его в помещения исооружения.
Аварийно-восстановительныеработы (при необходимости) и подключение отключенных АДС объектов выполняетремонтная бригада эксплуатационной организации.
2.3.1 Организацияпроведения защитных мероприятий подземных газопроводов от электрохимическойкоррозии.
2.3.2 Изоляциягазопроводов
Коррозиейметаллических подземных сооружений называют процесс разрушения металла этихсооружений вследствие химического и электрохимического воздействия с окружающейсредой.Прихимической коррозии процесс разрушения металла не сопровождается протеканиемэлектрического тока. При электрохимической коррозии происходит протеканиеэлектронов от одних участков металла к другим, т.е. возникает электрическийток. На подземныегазопроводы наибольшее действие оказывает электрохимическая коррозия, вчастности почвенная и коррозия, и коррозия блуждающими токами.
Почвенная коррозия – разрушение металла подземныхсооружений путем электрохимического воздействия с электрической средой (почвой)в результате чего возникает электрический ток, разрушающий металлическиесооружения.
Коррозия блуждающими токами – электрохимический процессразрушения металлических подземных сооружений под влиянием постоянных токов отвнешних источников.
Для защиты газопроводов от почвенной коррозии в основномприменяются изоляционные покрытия при строительстве газопроводов
Защита газопровода от блуждающих токов осуществляется послеввода газопроводов в эксплуатацию.
В настоящее время для противокоррозионной защитыгазопроводов применяется:
Ø битумная изоляцияс различными армирующими материалами (стекловолокнистые материалы, бризол,гидроизол);
Ø изоляция на основеполиэтилена или полихлорвинила;
Ø цементныеторкретированные покрытия (при бестраншейной прокладке газопроводов).
Битумное изоляционное покрытие на основе нефтяных битумовсостоит из:
Ø битумнойгрунтовки;
Ø битумной мастики;
Ø армирующихматериалов;
Ø крафт — бумаги.
Для этих покрытий применяют холодные и горячие битумныегрунтовки.
Стекловолокнистый холст – рулонный нетканый материал изпересекающихся стеклянных волокон скрепленных синтетическими смолами.
Бризол– рулонный материал на основе битума сдобавлением резиновой крошки.
Гидроизол – представляет собой асбестовый картон,пропитанный нефтяным битумом.
Полимерные пленочные покрытия для изоляции газопроводовсостоят из:
Ø грунтовки;
Ø слоя липкойполивинилхлоридной или полиэтиленовой пленки;
Ø защитной обертки.
Лента липкая поливинилхлоридная изготовляется изсветотермостойкого пластика, покрытого перхлорвиниловым клеем.
2.3.3 Выбор и обоснование типаэлектрохимической защиты подземных газопроводов от электрохимической коррозии
Стальные газопроводы, уложенные в земле, подлежатэлектрической защите во всех анодных и опасных знакопеременных зонах независимоот агрессивности окружающего грунта.
При выборе того или иного метода защиты надо всегда иметь ввиду, что устройство защиты на данном сооружении очень часто приводят кнекоторому перераспределению потенциалов на других сооружениях. В отдельныхслучаях такое перераспределение может привести к весьма опасному положению.Поэтому при включении защиты надо тщательно проверить влияние его на соседниесооружения. Весьма желательно осуществлять комплексную защиту всех сооруженийгорода или района сразу. Однако такое решение возможно при заинтересованности иучастии в решении вопросов защиты всех владельцев подземных сооружений исвязано оно с значительными трудностями технического порядка. Поэтому задержкакомплексной защиты не может являться основанием для отказа от защиты отдельныхсооружений.
Надежная защита газопроводов от коррозии может бытьдостигнута только при технически грамотной эксплуатации электрозащитныхустановок. В процессе эксплуатации необходимо не только обеспечиватьсохранность и исправность установок, но и изменять режим работы их, так какэлектрическое состояние газопроводов меняется в зависимости от режима работыисточников блуждающих токов и времени года.
Все электрохимические методы защиты городских газопроводовот коррозии могут быть разделены на две основные группы:
Ø методы по отводу инейтрализации блуждающих токов;
Ø методы защиты внезон блуждающих токов.
Для защиты газопроводов от коррозии блуждающими токамимогут применять дренажи, катодную защиту, протекторы, изолирующие вставки, атакже перемычки на смежные подземные сооружения. Выбор того или иного методазащиты зависит от конкретных условий и в большинстве случаев определяется путемэкспериментального сравнения эффективности их действия. В случаях, когда однимиз способов защиты невозможно обеспечить защитные потенциалы на всех участкахзащищаемых газопроводов, следует применять защиту сочетанием двух и болееперечисленных способов.
Электрическим дренажем называется отвод блуждающих токов изанодной зоны защищаемого металлического сооружения при помощи изолированногопроводника обратно к источнику этих токов.
Для защиты металлических подземных сооружений применяют тривида дренажа: прямой (простой), поляризованный, усиленный.
Ø Прямой дренажобладает двусторонней проводимостью. Его можно присоединять только к минусовойшине или отсасывающему кабелю, когда исключена возможность стекания токов назащищаемый газопровод.
Ø Поляризованныйдренаж обладает только односторонней проводимостью, т. е. от газопровода кисточнику тока. При появлении положительного потенциала дренаж автоматическиотключается. Он позволяет производить присоединение дренажной установкинепосредственно к рельсам, что весьма важно при устройстве защиты в районе,удаленном от отсасывающего пункта или тяговой подстанции. На газопроводахустанавливают два вида поляризованных дренажей – выпрямительные иэлектромагнитные.
Ø Усиленныйэлектрический дренаж применяют в тех случаях, когда на защищаемом сооруженииостается опасная зона, а потенциал рельса был выше потенциала газопровода либокогда это экономически более выгодно по сравнению с увеличением сечениядренажного кабеля. В усиленном дренаже дополнительно в цепь включается э. д.с., позволяющая увеличить дренажный ток.
Протекторная защита предусматривает присоединение кзащищаемому сооружению металлических пластин и стержней, обладающих болеенизким электрическим потенциалом, чем металл сооружения. При таком соединениизащищаемое сооружение является катодом, а стержни (протекторы) будут анодом.При протекторной защите суммарные потери металла не уменьшаются, а наоборот,увеличиваются. Практическая выгода этого метода защиты заключается в том, чтокоррозия с более ценной конструкции сооружения переносится на более дешевую илегкозаменяемую конструкцию протектора.
Электрическое секционирование газопровода заключается втом, чтобы с помощью изолирующих вставок газопровод электрически разъединить наотдельные секции (участки), за счет чего уменьшается электрическая проводимостьсооружения, а в связи с этим уменьшается блуждающие токи, протекающие погазопроводу.
Наличие изолирующих вставок на газопроводах упрощаетрешение вопроса о защите отдельных участков газопроводов, а также позволяетменять электрический режим и производить измерения силы тока. как правило,применяют изолирующие вставки (фланцы) в местах подхода к городскихгазопроводов к ГРС. Для контроля за электрическим состоянием газопровода скаждой стороны изолирующего фланца (вставки) должны быть выведены к поверхностиконтрольные проводники. Вообще целесообразность применения диэлектрическихвставок и мест их установки мало изучена.
Защита дополнительным заземлителем применяется на отдельныхучастках, главным образом при сближении газопровода с рельсовыми путямиэлектрифицированных железных дорог, обладающих значительным и устойчивыхотрицательным потенциалом относительно земли. Дополнительное заземление,соединенное проводом (кабелем) с защищаемым сооружением, закапывают вблизи(желательно параллельно) рельсовых путей, если последние являются причинойобразования анодной зоны на газопроводе или вблизи того сооружения, подвлиянием которого возникла анодная зона. В этом случае разрушается негазопровод, а заземление, так как оно обладает меньшим переходнымсопротивлением из-за отсутствия изоляции.
Обычно таким способом защищаются только небольшие участкигазопроводов.
Катодная защита. Метод катодной защиты заключается вискусственном создании отрицательного потенциала на защищаемом сооруженииспециальным источником постоянного тока. при этом защищаемый газопроводприсоединяется к отрицательному полюсу (т. е. служит катодом).
Этот вид защиты применяют как от почвенной коррозии, так иот коррозии блуждающими токами.
Катодную защиту от блуждающих токов следует применять,когда устройство электрического дренажа нецелесообразно потехнико-экономическим соображениям (требуется дренажный кабель большой длины ибольшого сечения).
Эффективность действия катодной защиты зависит от состоянияизоляционного покрытия. При хорошей изоляции сокращается расход электрическойэнергии и увеличивается протяженность защищенных участков металлическихсооружений.
Принцип действия катодной защиты заключается в следующем.Ток от положительного полюса источника через соединительный кабель и анодноезаземление переходит в почву. Из почвы через дефектные места в изоляции токпроникает в газопровод и по дренажному направляется 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 постепенное разрушения анода, что обеспечивает защитусооружения от коррозии под влиянием его катодной поляризации.
При защите подземных металлических сооружений от почвеннойкоррозии для улучшения электрической проводимости газопровода могут применятсяшунтирующими перемычками на фланцах, задвижках и т.п.
Заземлитель надо размещать так, чтобы при действии катоднойустановки на пути защитного тока (до газопровода) не встречались другиеподземные сооружения, так как в противном случае этот ток на них будетоказывать вредное действие. В городских условиях размещение заземлителейявляется сложной задачей, в связи с чем нередко приходится их делатьраспределительными (от одной установки несколько, но более мелких).
При устройстве катодной защиты надо иметь в виду, что еслинеправильно выбрать место установки и в поле действия установки окажутся другиеметаллические сооружения, то они могут быть разрушены токами этих установки.
Эксплуатация установок катодной защиты обходятсязначительно дороже дренажей из-за расхода электроэнергии.
2.4 Расчет катодной защиты
2.4.1 Коррозионные измерения на стальных подземныхгазопроводах
Коррозионные измерения на подземных стальных трубопроводахвыполняют с целью определения опасности электрохимической коррозии иэффективности действия электрохимической защиты. Коррозионные измеренияподразделяются на проводимые:
Ø припроектировании;
Ø при строительстве;
Ø при эксплуатации.
При проектировании защиты вновь сооружаемых подземныхтрубопроводах проводят коррозионные измерения с целью выявления участков трасс,опасных в отношении подземной коррозии. При этом определяют коррозионнуюагрессивность грунтов и наличие блуждающих токов в земле.
При проектировании защиты уложенных в землю трубопроводовпроводят коррозионные измерения с целью выявления участков трубопроводов,находящихся в зонах коррозионной опасности, вызванных агрессивностью грунта иливлиянием блуждающих токов. При этом определяют коррозионную агрессивностьгрунтов и смещение разности потенциалов между трубопроводом и электродомсравнения.
При строительстве подземных трубопроводов проводят двегруппы коррозионных измерений:
Ø при производствеизоляционно-укладочных работ;
Ø при работах,связанных с монтажом и наладкой электрохимической защиты.
Коррозионные измерения при эксплуатации противокоррозионнойзащиты трубопроводов проводят с целью определения эффективности действиясредств электрохимической защиты.
На сети действующих трубопроводов измерение потенциаловпроводят в зонах действия средств электрозащиты подземных сооружений и в зонахвлияния источников блуждающих токов – два раза в год, а также после каждогозначительного изменения коррозионных условий. Результаты измерений фиксируют вкартах-схемах подземных трубопроводов. В остальных случаях измерения проводятодин раз в два года.
2.4.2 Расчет поверхности трубопроводов, расположенныхтерритории микрорайона
Цель расчета: определяем площадь защищаемого газопровода, атакже площадь водопроводов и теплотрассы для того, чтобы снять вредное влияниеблуждающих токов.
Данные для расчета:
Ø Генпланмикрорайона в М 1:500;
Ø Площадьмикрорайона;
Ø На территориимикрорайона, требующего защиту, расположены газопроводы низкого и высокогодавления, теплопроводы и водопроводы.
Расчет:
Определяем площадь поверхности по формуле:
S = (π/>×di x li) × 10-3
Площадь поверхности газопровода определяем по формуле:
Sг = π×(125x291.5+100x285+50x267.5) × 10-3= 203.95 м2
Результатвычислений заносим в таблицу 1.
Площадь поверхности водопроводов определяем по формуле:
Sв = πx(200x200+100x405)x10-3= 252.77 м2
Площадь поверхности теплопроводов определяем по формуле:Sт = πx(2x125x420+2x100x175+2x70x80)x10-3 =474.77 м2
ΣS = Sг + Sв + Sт;
ΣS = 203.95+252.77+474.77 = 933.49 м2;
Газопроводы Водопроводы Теплопроводы /> Ǿ, мм L, м
Sг Ǿ, мм L, м
Sв Ǿ, мм L, м Sт /> 269*6 291.5 203.95 200 200 252.77 2x125 420 474.77 /> 89*3,5 285 2x100 175 /> 100 405 /> 76*3 267.5 2x70 80 />
Определяемудельный вес поверхности каждого из трубопроводов в общей массе сооружений, %
Тогда удельный вес газопровода находим по формуле:
g = Sг / ΣS × 100%;
g = 203.95/933.49 × 100% = 21.85%;
Удельный вес теплопровода находим по формуле:
с = 474.77/933.49 × 100% = 50.86%;
Удельный вес водопровода находим по формуле:
b = 252.77/933.49 × 100% = 27.08%;
Определяем плотность поверхности каждого из трубопроводовпроходящей на единицу поверхности территории, м3/ Га.
Плотность поверхности газопровода находим по формуле:
d = Sг / Sтер;
d = 203.95/3.8 = 53.67 м2 / Га;
Плотность поверхности водопровода находим по формуле:
е = Sв / Sтер;
е = 252.77/3.8 = 66.52 м2 / Га;
Плотность поверхности теплопровода находим по формуле:
f = Sт / Sтер;
f = 474.77/3.8 = 124.94 м2 / Га;
2.4.3 Расчет суммарного защитного тока
Цель расчета: Определить параметры катодных станций,необходимые для обеспечения защитного потенциала на всех сооружениях, которыерасположены в зоне действия установок ЭХЗ.
Данные для расчета:
Ø плотностьповерхности защищаемых трубопроводов;
Ø коррозионнаяактивность грунта.
Расчет:
1.Определяем среднюю плотность тока, необходимого длязащиты трубопроводов по формуле:
j = 30 — (100b + 128с + 34d + 3е + 0,6f + 5ρ)× 10-3;
j = 30-(100×27.08 + 128×50.86 +34×53.67 + 3×66.52 + 0,6×124.94 + 5×77) × 10-3;
j = 0,0183А / м2
где ρ – удельное сопротивление грунта равное 77Ом×м.
Если значение средней плотности защитного тока менее 6 мА/м2,то в дальнейших расчетах следует принимать 6 мА/м2.
Значение суммарного защитного тока, который необходим дляобеспечения катодной поляризации подземных сооружений, располагаемых в данноммикрорайоне определяется по формуле:
I = 1,3 × j x ΣS;
I = 1,3 × 0,0183 × 933.49 = 22.21А
В зависимости от суммарного тока принимаем количествокатодных станций (одна) и располагаем их на генплане.
Установка катодной защиты состоит из катодной станции,анодного заземления, защитного заземления и соединительных кабелей, которыенеобходимо расположить на генплане.
Определяем удельную плотность сооружениях по формуле:
К = ΣS / Sтер(Га);
К = 933.49/3.8 = 245.66
Определяем радиус действия катодной установки:
/>/>; м
R = 60/>= 139.8 м
Исходя из размеров защищаемой территории и радиуса действиякатодной станции принимаем к установке одну катодную станцию Iк.с. = 23 А.
По таблице выбираем анодное заземление (4 чугунные трубы D = 150 мм Rа.з. = 1,31 Ом).Дренажный кабель АВРБ-3×16 длинной 60 метров Rкаб = 0,038 Ом
Определяем выходное напряжение катодной станции по формуле:
Uвых = Iк.с. × (Rа.з. + Rкаб.);
Uвых = 23 × (1,31+0,038) = 31.004в
Где Rа.з. — сопротивление растеканиюанодных заземлений;
Rкаб. – сопротивление дренажного кабеля.
Подбираем катодную станцию с учетом 30 — 50% запаса дляразвития сети. В данном случае наиболее оптимальной является станция типа КСК –1200 – 1
Ø выходная мощность:1,2 кВт.
Ø Напряжениевыпрямленного тока: 60 в.
Ø Выпрямляемый ток:23 А.
Ø Масса: 60 кг.
Ø Размеры:294×595.
2.5 Эксплуатация установок электрохимической защитыподземных стальных трубопроводов от коррозии
2.5.1 Порядок приемки и ввода в эксплуатацию установокэлектрохимической защиты
Приемка в эксплуатацию электрозащитных установок. Все вновьсмонтированные устройства и установки электрической защиты газопроводов откоррозии принимаются в эксплуатацию комиссией в составе представителей:
Ø конторы или службызащиты управления;
Ø эксплуатационноготреста или конторы;
Ø заказчика;
Ø строительно-монтажнойорганизации.
При приемке установок подрядчик представляет комиссииследующую исполнительную техническую документацию:
Ø исполнительныйплан размещения установок электрозащиты с привязками в масштабе 1: 500;
Ø паспорт наустановку электрозащиты;
Ø акты на скрытыеработы по прокладке дренажного кабеля, по монтажу контура анодного заземления(для станций катодной защиты), по монтажу защитного контура заземления, попроверке сопротивления растеканию контура анодного заземления (для станцийкатодной защиты), по монтажу ЛЭП и др.;
Ø разрешениеэнергоснабжающей организации на подключение установки к ЛЭП.
В присутствии членов комиссии должно быть произведеноопробование установки электрозащиты с соответствующими измерениями. Ввод вэксплуатацию защитных устройств и установок разрешается на основании актовприемочных комиссий. При вводе установки в эксплуатацию проверяется влияние еена соседние металлические сооружения. Такая проверка должна производится в присутствиипредставителей владельцев этих сооружений.
2.5.2 Техническое обслуживание и ремонт установокэлектрохимической защиты
Эксплуатациядренажных установок заключается в техническом обслуживании (осмотре)установок, контроле работы их и, если требуется, изменение режима работы, атакже в периодических контрольных измерениях на защищаемых газопроводах.
При техническом обслуживании (осмотре) дренажных установокпроизводятся не реже четырех раз в месяц и включает в себя:
Ø внешний осмотрвсех элементов дренажа с целью выявления внешних дефектов;
Ø проверкаисправности предохранителей;
Ø проверка состоянияконтактов у имеющихся на дренаже реле;
Ø чистка контактовреле, а также чистка дренажа (шкафа) от пыли, снега, грязи и т.п.
При контроле работы дренажных установок производится:
Ø измерение среднейвеличины силы тока, проходящего в цепи дренажа, и определение направления тока,при котором дренаж работает;
Ø измерение величиныи знака разности потенциалов между защищаемым сооружением и рельсами (минусовойшиной), при которой срабатывает поляризованный дренаж;
Ø определениесредней величины этой разности потенциалов;
Ø измерение разностипотенциалов между защищаемым сооружением и землей в точке присоединениядренажа.
Приэксплуатация катодных станций производят технический осмотр и контроль за ихработой.
В технический осмотр входят:
Ø проверкаисправности монтажа предохранителей;
Ø очистка агрегатовот снега, пыли и грязи.
Осмотр производится не реже двух раз в месяц по графику.Результаты осмотра регистрируются в журнале.
Контроль за работой станции катодной защиты (СКЗ)газопроводов заключается в измерении:
Ø величины силы токаСКЗ;
Ø величины выходногонапряжения катодной станции;
Ø разностипотенциалов газопровод – земля.
Эксплуатацияпротекторов заключается в техническом осмотре и контроле их работы.
Технический осмотр протекторных установок производится одинраз в шесть месяцев, а контроль эффективности работы – два раза в год.
При контроле работы протекторных установок проводятизмерение:
Ø потенциаловзащищаемого газопровода по отношению к земле, как в пунктах присоединенияпротекторов, так и на участках между протекторами;
Ø силы тока в цепипротектор – газопровод;
Ø электрохимическогопотенциала протектора по отношению к земле.
Протектор считается непригодным к дальнейшемуиспользованию, если износ его составляет 90%.Такие протекторы заменяют новыми.
Текущий ремонт защитных установок выполняют в процессеэксплуатации на основании заключений технического осмотра.
Текущий ремонт установок электрохимической защиты включает:
Ø все виды работ потехническому осмотру и обслуживанию с проверкой эффективности работы устанокэлектрохимической защиты;
Ø ремонт выпрямителяи других элементов схемы;
Ø измерениесопротивления изоляции токоведущих частей;
Ø устранение обрывовдренажных линий;
Ø проведение полнойревизии оборудования.
Капитальный ремонт установок электрохимической защитыпроизводят оринтировочно один раз в пять лет и включает работы по заменеанодных заземлителей, дренажных и питающих линий. После капитального ремонтаосновное оборудование электрозащиты проверяется в работе под нагрузкой втечении, указанного заводом изготовителем, но не менее 24 часов. На периодтекущего и капитального ремонта установки демонтируют и заменяют аналогичнымииз резерва.
Список использованной литературы
1. Справочникэксплуатационника.
Авторы: Л.Я. Порецкий, Р.Р. Рыбаков, Е.Б.Столпнер, О.А. Тасс, И.А. Шур.
2. Сжигание газов.
Авторы: В.М. Чепель, И.А. Шур.
3. Эксплуатациягазовых сетей и установок.
Авторы: А.И. Гордюхин. «Стройиздат» Москва– 1971г.
4. Правилабезопасности в газовом хозяйстве.
Авторы: И.С. Берсенев, А.И. Гордюхин.Москва «Недра» — 2004г.
5. Сборникнормативных документов для работников строительных и эксплуатационныхорганизаций газового хозяйства РФ.
Защита подземных трубопроводов откоррозии. Ленинград «Недра» 1991г.
6. Конспекты.