Министерство сельского хозяйства и продовольствия Российской Федерации

Петровского филиала ФГОУ СПО

”Саратовский сельскохозяйственный техникум”

Специальность 270111

Эксплуатация оборудования и систем газоснабжения

Курсовой проект

Тема: Эксплуатация газопроводов и оборудования микрорайона с котельной и детальная разработка защиты газопроводов от электрохимической коррозии.

Пояснительная записка

Разработал студент

Брагин Алексей Игоревич

Руководитель проекта

Горлачёв Александр Петрович

Петровск 2007г.

Содержание

1. Введение

1.1 Перспективы развития газовой промышленности

1.2 Общие данные по газифицируемому объекту

2. Расчётно–технологическая часть

2.1 Эксплуатация подземных и надземных газопроводов

2.2 Эксплуатация газифицированных котельных, ГРП, ГРУ и ШРП

2.3 Эксплуатация внутридомового газового оборудования

2.3.1 Организация проведения защитных мероприятий подземных газопроводов от электрохимической коррозии

2.3.2 Изоляция газопроводов

2.3.3 Выбор и обоснование типа электрохимической защиты подземных газопроводов от электрохимической коррозии

2.4 Расчёт катодной защиты

2.4.1 Коррозионные измерения на подземных, стальных газопроводах

2.4.2 Расчёт поверхности трубопроводов, расположенных на территории микрорайона

2.4.3 Расчёт суммарного защитного тока

2.5 Эксплуатация установок электрохимической защиты

2.5.1 Порядок приёмки и ввода в эксплуатацию установок электрохимической защиты

2.5.2 Техническое обслуживание и ремонт установок

электрохимической защиты

3. Список использованной литературы

Введение

1.1 Перспективы развития газовой промышленности

Возникновение и развитие газовой промышленности в нашей стране относится к сороковым годам. Первый газовый завод был построен в Петербурге в 1835 году. Позднее были построены заводы в Риге, Вильно, Москве, Одессе, Харькове и некоторых других городах, крупнейшим из них был Московский завод, вступивший в строй в 1865 году.

Весь газ в то время вырабатывался из каменного угля и предназначался только для освещения, отчего газ получил название светильный. Трубы применялись только чугунные с раструбчатыми соединениями на свинце.

После Великой Октябрьской социалистической революции началось применение газа в быту и в промышленности, а газовое освещение стало вытесняться электрическим. Первый магистральный газопровод Саратов – Москва, диаметром 300 мм и протяженностью 850 км, вступил в эксплуатацию в 1946 году. Вслед за газопроводом Саратов – Москва были построены газопровод Кохтла – Ярве – Ленинград для подачи искусственного сланцевого газа из Эстонии и газопровод от месторождений природного газа в Западной Украине Дашава – Киев – Брянск – Москва.

Затем началось интенсивное освоение газовых месторождений в Ставропольском и Краснодарском краях и строительство магистральных газопроводов в центральных районах страны. Газовая промышленность вступила в период бурного развития. Началась широкая газификация городов и сельских населенных пунктов.

За годы Советской власти построено свыше 200 тыс. км магистральных и распределительных газопроводов. Важным звеном в общей системе газоснабжения страны являются подземные газопроводы, по которым газ поступает непосредственно к жилым домам, коммунально-бытовым и промышленным предприятиям.

Эксплуатацией магистральных газопроводов занимаются организации министерства газовой промышленности (Трансгазы).

В настоящее время газовым топливом в быту пользуются более 80% населения страны, причем большая часть квартир газифицированы сжиженным газом.

Природный газ используется преимущественно промышленностью и в теплоэнергетике, на долю которой приходится около 50% потребляемого газа, том числе на электростанциях Минэнерго – 26%, в отопительных котельных – 15% и в промышленных котельных – 14%. Нет ни одной отрасли народного хозяйства, где газ не используется.

1.2 Общие данные по газифицированному объекту

Объект – жилой микрорайон площадью 3,8 Га. В микрорайоне имеются подземные коммуникации:

Газопровод (159Ч4; 114Ч4,5; 89Ч3,5; 57Ч3 ).

Водопровод (108Ч3,5; 89Ч3,5; 60Ч3).

Теплопровод (159Ч4,5; 114Ч4,5; 76Ч3)

В данном микрорайоне используется газ Дашавского месторождения составом: СН 4- 98,9%; С 2Н 6- 0,3%; С 3Н8- 0,1%; С 4Н 10- 0,1%; С 5Н 12- 0%; N2 – 0,4%; СО 2-0,2%. Низшая теплота сгорания данного газа 8513 ккал. Удельное электрическое сопротивление грунта 8,4 Ом*м.

2. Расчётно-технологическая часть

2.1 Эксплуатация подземных и надземных газопроводов

К подземным газопроводам относятся уличные транзитные и распределительные газопроводы различного давления, внутриквартальные и дворовые газопроводы, ответвления или вводы от уличных газопроводов.

В состав работ по эксплуатации подземных газопроводов входят:

Приёмка в эксплуатацию вновь построенных газопроводов;

Присоединение вновь построенных газопроводов к действующим;

Ввод в эксплуатацию новых газопроводов;

Надзор и обслуживание газопроводов и сооружений на них;

Профилактический и капитальный ремонт;

Контроль за давлением;

Защита от коррозии.

Наблюдение за состоянием наружных газопроводов и сооружений на них осуществляется путем обхода трассы газопровода.

Не принятые в эксплуатацию участки газопровода должны быть отключены металлическими заглушками от действующего газопровода, а запорные устройства перед этими участками опломбированы в закрытом положении. Бездействующие газопроводы должны быть отрезаны с обеих сторон и продуты воздухом.

Не реже 1 раза в год следует выполнять следующие работы:

очистку колодцев от грязи и посторонних предметов;

проверку и закрепление лестниц и скоб в колодцах и ограждений наружных вводов;

очистку задвижек и компенсаторов от грязи и ржавчины;

«разгон» червяка задвижки и его смазку;

проверку плотности и набивки сальников;

проверку плотности всех соединений задвижек и компенсаторов с помощью мыльной эмульсии;

проверку состояния компенсаторов (при снятых стяжных болтах).

Не реже 1 раза в 5 лет следует проводить проверку плотности и состояния изоляции подземных газопроводов всех давлений с помощью приборов или методом бурового и шурфового осмотра. Допускается испытание газопроводов на плотность воздухом, по нормам, принятым для таких испытаний после окончания строительства газопровода.

Буровой осмотр осуществляется бурением скважин через 3м или у сварных стыков на расстоянии 0,3-0,5 м от стенки газопровода на глубину укладки его, а зимой в случае промерзания грунта — на глубину промерзания. В местах расположения контрольных трубок скважины не бурятся. Наличие газа в скважинах определяется газоиндикатором, а при расположении ее более чем в 3 м от зданий, колодцев и других сооружений — применением огня. Если газ не загорелся, скважина должна быть проверена газоиндикатором.

Для определения состояния изоляции и труб подземного газопровода отрываются шурфы длиной 1,5—2 м на 200 м газопровода, а также в местах расположения конденсатосборников. Данные бурового и шурфового осмотров заносятся в эксплуатационный паспорт газопровода.

Ремонт (ревизия) внутренних газопроводов и газового оборудования должен производиться не реже 1 раза в год, если согласно паспортам заводов-изготовителей на оборудование и приборы автоматики не требуется проведения ремонта в более короткие сроки.

Капитальный ремонт газопроводов составляют следующие работы: замена отдельных участков труб или отдельных мест изоляции, замена внутренних газопроводов при капитальном ремонте котельной, замена коверов, ремонт колодцев (перекладка горловин колодцев, наращивание колодцев, ремонт гидроизоляции или штукатурки, смена лестниц и др.), замена неисправных отключающих и сетевых устройств.

2.2 Эксплуатация газифицированных котельных, ГРП, ГРУ, ШРП

Эксплуатация газифицированных котельных. Подготовка к приему газа. За подготовку к приему газа, а в дальнейшем – за эксплуатацию системы газоснабжения котельной несет ответственность инженерно – технический работник, прошедший специальную подготовку. К организационным мероприятиям по приему газа относятся: Обучение и аттестация всего персонала; обеспечение персонала инструментом, средствами личной защиты и приборами контроля загазованности воздушной среды; обеспечение рабочих мест стендами и плакатами по технике безопасности; Подготовка эксплуатационной документации по обслуживанию газопроводов, газового оборудования и котлов (графики планово – предупредительных осмотров и ремонтов, журналы, ведомости, паспорта ГРП и подземного газопровода и т. п.); Заключение договора на получение газа. До пуска газа необходимо выполнить следующие работы: Очистку коверов и колодцев ото льда и мусора, откачку воды; изготовление крюков для открытия крышек колодцев; изготовление и проверку торцовых ключей для открытия задвижек, расположенных в колодцах, с поверхности земли; установку недостающих настенных указателей расположение устройств на подземных газопроводах; Набивку сальников, смазку штоков задвижек и вентилей; нанесение на арматуру нумерации, принятой в схеме газопроводов, и указателей направления вращения штурвалов; установку накидных ручек на краны;

Укомплектования помещения ГРП противопожарными средствами и нанесение предупредительных надписей «Огнеопасно – газ»;

Подготовку тройника, ручного воздушного насоса и двухтрубного манометра для предварительной настройки и периодической проверки ПЗК и ПСУ на указанные в проекте пределы; присоединение компрессора для проведения контрольной опрессовке газопроводов;

Проверку наличия и срока действия клейма госповерителя на регистрирующих приборах в узле измерения расхода газа, а в случае установки ротационного счётчика (РГ) – его расконсервации; установку и проверку средств измерений (приборы, имеющие просроченные клейма госповерителя, подлежат замене);

Проверку коммутации щитов автоматики, опробование её систем, предварительную настройку датчиков автоматики безопасности на параметры отключения, указанные в проекте;

Установку заглушек за запорными устройствами на газопроводах, не подготовленных к пуску котлов, отсоединение (глушение) продувочного и трубопровода безопасности этих котлов.

Предпусковые работы по осмотру газопроводов, настройки предохранительных клапанов, проверке регуляторов давления газа, расконсервации счётчиков, апробированию автоматики и проверке средств измерений, как правило, выполняются под руководством представителей специализированных организаций. До начала работ следует детально ознакомится с проектом, исполнительно-технической документацией, паспортами оборудования и производственными инструкциями.

Пусконаладочные работы.

Подготовительные работы. Основными этапами подготовки к проведению пусконаладочных работ после монтажа котла являются:

сушка обмуровки;

химическая, очистка поверхности нагрева;

паровое (для паровых котлов) и комплексное опробование.

До начала указанных работ должны быть укомплектованы штаты, эксплуатационный персонал обучен и проэкзаменован на право обслуживания котлов; обеспечено бесперебойное снабжение топливом, водой, электроэнергией, материалами, инструментами и запасными частями; составлены и выданы на рабочие места производственные инструкции и технологические схемы; заготовлены формы эксплуатационной документации; получено разрешение комиссии на проведение комплексного опробования.

Пуску газа к котлам должна предшествовать контрольная проверка на плотность запорных устройств газопроводов котлов, продувочных трубопроводов и трубопроводов безопасности, импульсных трубок. После контрольной проверки закрывают запорные устройства на газопроводах неработающих котлов, за исключением кранов трубопроводов безопасности.

Для обеспечения надежного пуска котла необходимо:

проверить наличие, состояние и правильность подключения средств измерений;

проверить коммутацию щитов автоматики, опробовать ее системы и произвести предварительную настройку датчиков на указанные в проекте параметры;

подготовить к работе ЗЗУ, автоматику питания котла и проверить действие дистанционного управления регулирующими органами расхода газа, направляющими аппаратами дымососа и вентилятора.

Пуск котла, подведомственного органам Госгортехнадзора, допускается после приемки газопроводов и газового оборудования, оформленной актами рабочей комиссии, при условии регистрации (освидетельствования) котла и при наличии разрешения инспектора котлонадзора, записанного в шнуровой книге котла. Котел, не регистрируемый в местных органах Госгортехнадзора, растапливают по письменному распоряжению лица, ответственного за его безопасную эксплуатацию. Пуск любого котла ведется по распоряжению и под руководством начальника котельной или лица, соответствующего ему по должности, после внесения необходимой записи в журнал распоряжений и в строгом соответствии с утвержденной инструкцией.

Окончание пуска котла оформляют актом.

Проведение пусконаладочных работ. К промышленной эксплуатации допускаются только газоиспользующие установки, на которых закончен комплекс пусковых и режимно-наладочных работ, целью которых является наладка газоиспользующего оборудования, средств автоматического регулирования и безопасности, теплоутилизационных устройств, вспомогательного оборудования, установок водоподготовки. Конечным результатом работ на газоиспользующем оборудовании должно являться установление оптимальных режимов работы с учетом технологических условий и минимально возможными удельными расходами топлива.

По результатам наладочных работ должен быть составлен отчет, включающий следующие разделы:

Введение;

Характеристика оборудования;

Программа и условия проведения работ;

Результаты работы;

Выводы и предложения.

Разрешение на пуск газа для промышленной эксплуатации выдается местным органом госгазнадзора при наличии: режимных карт и графиков работы на основном и режимном топливе, технологических схем газопроводов; инструкции по безопасной и эффективной эксплуатации котлов; документов об обучении и проверке знаний ИТР и рабочих, обслуживающих систему газоснабжения, котлы, установки водоподготовки.

Эксплуатация систем газоснабжения котельных.

В объем работ по эксплуатации систем газоснабжения (газопроводов, газового оборудования ГРП, ГРУ и котельных, систем автоматического регулирования и безопасности сжигания газа) входят:

техническое обслуживание;

плановые и капитальные ремонты;

аварийно-восстановительные работы.

Все работы по эксплуатации систем газоснабжения должны выполняться с соблюдением производственных (технологических) инструкций, разработанных и утвержденных в установленном порядке.

Эксплуатация котлов.

Обслуживание котлов должно производиться в строгом соответствии с требованиями производственных инструкций и указаниями, изложенными в режимных картах.

Пуск и остановку котлов следует производить в соответствии с графиком очередности их работы, учитывающим изменение тепловой нагрузки котельной и периодичность ремонтов.

Работа котла с производительностью ниже минимальной, предусматриваемой режимной картой, не допускается. При наличии на котле нескольких горелок производительность котла нужно регулировать изменением тепловой мощности всех горелок (исключение составляют котлы ПТВМ). Включение или выключение отдельных горелок приводит к тепловым перекосам, перегреву выключенных горелок и снижению экономичности.

Нельзя допускать работу нескольких котлов с резко сниженной производительностью или отдельных котлов с повышенной производительностью, так как это ведет к снижению их КПД и перерасходу топлива. Каждый котел нужно загружать так, чтобы экономичность при данной нагрузке была наивысшей.

Для нормальной работы котла очень важно исключать подсосы воздуха в топку. При завышенной подаче воздуха снижается температура газов, что приводит к уменьшению количества теплоты, передаваемой радиационным поверхностям, и вызывает перегрузку конвективных поверхностей. В результате повышается температура отходящих газов и, следовательно, снижается КПД котла и уменьшается его производительность. Чем ближе присосы к топке и чем они больше, тем выше температура отходящих газов и потери теплоты с ними.

При уменьшении избытка воздуха ниже оптимального значения в отходящих газах появляются продукты неполного сгорания, возникает потеря теплоты от химической неполноты сгорания топлива, снижаются КПД и производительность котла.

Регулирование температуры пара. Для регулирования температуры пара применяют различные методы регулирования: паровой, газовый и аэродинамический или сочетание их. Выбор методов регулирования температуры перегретого пара в каждом случае осуществляется проектной организацией.

Периодическая продувка ведется в зависимости от показателей качества питательной воды и прозрачности котловой воды не менее 1 раза в смену. Длительность периодической продувки не должна превышать 30 с при усиленном наблюдении за уровнем воды в котле.

Контроль за качеством питательной, подпиточной, котловой, сетевой воды, конденсата и пара осуществляется химической лабораторией. Результаты анализов воды, выполнения режима продувки котлов, операции по обслуживанию оборудования водоподготовки, а также состояние внутренних поверхностей котлов при остановке на чистку должны заноситься дежурным персоналом лаборатории в суточные ведомости и журналы по работе котлов и систем водоподготовки.

Сбор и возврат конденсата. Возврат и использование конденсата является одним из важнейших условий экономии топлива, повышения надежности работы котлов и снижения эксплуатационных расходов на хим-водоочистку. Возврат конденсата должен предусматриваться за счет избыточного давления за конденсатоотводчиком или с помощью насосов.

Осмотр и ремонт котлов и оборудования. Профилактическое обслуживание котлов и вспомогательного оборудования включает комплекс мероприятий:

планово-предупредительный осмотр (ППО) и мелкий ремонт деталей без снятия и разборки оборудования;

планово-предупредительный ремонт (ППР) с частичной разборкой оборудования, исправлением мелких дефектов, ремонтом или заменой изношенных деталей и узлов;

капитальный ремонт с полной разборкой оборудования и заменой изношенных деталей, узлов, механизмов и оборудования;

работы по реконструкции оборудования для повышения его производительности и экономичности.

Непредвиденные работы, необходимость которых выявлена эксплуатационным персоналом, проводятся вне графика, а работы аварийного характера выполняют незамедлительно.

Капитальный ремонт выполняют, как правило, специализированные ремонтные организации. Документация по капитальному ремонту оборудования должна быть утверждена заказчиком и согласована с ответственным руководителем работ ремонтного предприятия.

Техническое обслуживание и плановые текущие ремонты выполняются в сроки, предусмотренные графиками, которые должны быть составлены исполнителями (начальник котельной, специализированная организация) и утверждены руководством предприятия.

Результаты выполнения работ по обслуживанию и ремонту газопроводов, газового оборудования ГРП (ГРУ) и котлов должны отмечаться в эксплуатационно-технической документации (журналы работ, ремонтные карты, прилагаемые к паспортам газопровода или ГРП).

Эксплуатация ГРП, ГРУ, ШРП.

Регуляторы давления являются основным оборудованием регуляторных пунктов, которые предназначены для снижения давления газа и автоматического поддержания его на заданном уровне.

Регуляторы давления обычно устанавливаются в комплекте с другим оборудованием и составляют газорегуляторные пункты (ГРП) или газорегуляторные установки (ГРУ). ГРП размещается в специальном здании, а оборудование ГРУ размещается внутри газифицируемых помещений.

Для снабжения газом отдельных домов, а так же небольших коммунальных и промышленных потребителей часто регуляторы размещают в специальных шкафах (ШРП).

При подготовке ГРП, ГРУ, ШРП для работы на газе открывание запорных устройств и подготовку оборудования к пуску ведут «от конца к началу» по ходу газа:

проверяют, открыт ли кран продувочного трубопровода за регулятором. Если в схеме обвязки такой трубопровод отсутствует, то проверяют, открыт ли кран ближайшего продувочного трубопровода и запорные устройства по ходу газа к нему;

при наличии счетчика открывают его запорные устройства и закрывают запорное устройство на байпасе счетчика;

проверяют, открыто ли запорное устройство на ПСУ;

открывают краны на показывающий и самопишущий манометры за регулятором;

проверяют, открыты ли, или открывают краны на импульсных трубках регулятора и запорное устройство за ним;

вводят в зацепление рычаги ПЗК (открывают клапан для прохода газа);

проверяют, открыты ли, или открывают краны на показывающий и самопишущий манометры перед регулятором.

По указанию и в присутствии представителя газобытовой организации удаляют заглушку перед ГРП, ГРУ, ШРП, если она имеется, медленно открывая входное запорное устройство. Убедившись по входному манометру в наличии давления, медленно приоткрывают запорные устройства байпаса до появления выходного давления, равного 0,05 кгс/см2 для газопроводов среднего давления и рабочему давлению для газопроводов низкого давления. В течение 1-2 мин производят продувку газопровода через дальний продувочный трубопровод, после чего приступают к настройке оборудования на газе. Для этого необходимо:

увеличить выходное давление газа запорными устройствами байпаса до давления срабатывания ПСУ и при необходимости произвести его поднастройку. Затем понизить выходное давление до рабочего и проверить плотность по отсутствию выхода газа из сбросного трубопровода ПСК; после проверки отключить ПСУ;

открыть кран на импульсной линии ПЗК и ввести молоточек в зацепление. Понижая, а затем, увеличивая задвижками байпаса давление газа, проверить срабатывание ПЗК от понижения и повышения давления газа. Если требуется, то произвести корректировку настройки ПЗК методом, описанным выше.

После проверки настройки ПЗК нужно закрыть запорные устройства байпаса и открыть запорное устройство ПСУ; при этом молоточек ПЗК должен быть выведен из зацепления, кран на его импульсной трубке закрыт, а рычаги должны быть сцеплены.

Проверку плотности закрытия ПЗК производят следующим образом. При работающем на продувочный трубопровод регуляторе выключают из работы ПЗК, и после снижения давления газа до нуля закрывают кран на продувочном трубопроводе. Отсутствие повышения давления за регулятором в течение 5 мин свидетельствует о плотности закрытия ПЗК.

После проведения проверок ГРП, ГРУ, ШРП включают в работу. Нужно убедиться в том, что запорное устройство на вводе открыто полностью, ПЗК включено, открыты запорные устройства на импульсных трубках, пружина пилота (а в беспилотных регуляторах — пружина регулятора) находится в свободном состоянии. Нагружая эту пружину, устанавливают за регулятором требуемое давление.

После пуска ГРП (ГРУ) проверяют плотность соединений газопроводов и арматуры мыльной эмульсией. Ввод ГРП (ГРУ) в эксплуатацию оформляют актом.

По принятым для газовых хозяйств МЖКХ РСФСР нормативам надзор за работой ГРП, ГРУ, ШРП следует осуществлять в сроки, обеспечивающие безопасность эксплуатации оборудования. Для предприятий и котельных следует рекомендовать посещение помещений ГРП не реже 1 раза в сутки.

Надзор за работой ГРП, ГРУ, ШРП включает:

проверку исправности технологического оборудования;

контроль правильности положения и надежности сцепления рычагов и молотка ПЗК;

проверку перепада давления в фильтре;

смену картограмм регистрирующих приборов;

прочистку перьев, заливку чернил, завод часовых механизмов, снятие показаний приборов. На регулирующей и предохранительной арматуре не должно быть различных не предусмотренных конструкцией проволочных скруток, прокладок и т. п.

В ГРП производят:

внешний и внутренний осмотр здания и помещений; проверку наличия газа в воздухе помещения, а при необходимости — проверку всех соединений и арматуры;

проверку плотности стен, разделяющих основное помещение, где расположена отопительная установка;

проверку состояния систем отопления (отопительных элементов шкафных ГРП), устройств вентиляции, освещения, телефона;

измерение температуры воздуха внутри помещения;

проверку наличия и состояния противопожарного инвентаря.

Периодически выполняют следующие работы:

настройку ПЗК на верхний и нижний предел срабатывания;

ПСУ «на сброс» при давлении, равном 1,15/эр - не реже 1 раза в 2 месяц;

осмотр рабочих манометров и их сверку с контрольным прибором для определения погрешности показаний в рабочей точке и возврата стрелки к нулевой точке - не реже 1 раза в 6 месяцев;

промывку фильтров, очистку или замену фильтрующего материала при перепаде давления в нем, превышающем допустимый - по мере надобности, но не реже 1 раза в год; продувку импульсных трубок к средствам измерений, ПЗК и регулятору давления, проверку отверстий дросселей - не реже 1 раза в 2 месяцев в холодное время года, летом при проведении текущего ремонта.

Показания приборов и результаты осмотра должны быть занесены в журнал обслуживания, который должен находиться в помещении ГРП, а журналы ГРУ и шкафных ГРП должны находиться на рабочем месте дежурного персонала.

Плановый ремонт (ревизию) оборудования ГРП, ГРУ, ШРП следует производить не реже 1 раза в год.

При этом выполняются следующие работы: ликвидация дефектов, выявленных при обслуживании;

разборка оборудования и запорных устройств, ремонт или замена изношенных частей и деталей, смазка трущихся частей, кроме находящихся в потоке газа (что может привести к налипанию на них пыли).

После окончания ремонта (ревизии) следует проверить работу оборудования ГРП на режимах, предусмотренных графиком. Проверку срабатывания ПЗК и ПСУ желательно проводить воздухом.

Проверку ПЗК производят через штуцер за краном на импульсной трубке. Эту проверку можно производить при работающем и неработающем оборудовании ГРП, ГРУ, ШРП или при работе по байпасу.

Не реже 1 раза в год следует проверять состояние изолирующих фланцев, измерять падение напряжения на них и синхронно разность потенциалов по обеим сторонам фланцев по отношению к земле.

Замену устаревшего и износившегося оборудования ГРП. ГРУ и капитальный ремонт зданий ГРП производят по мере необходимости, в среднем через 10 лет.

2.3 Эксплуатация внутридомового газового оборудования

Эксплуатация внутридомового газового оборудования состоит из приёмки газового оборудования и профилактического обслуживания и ремонта. Приемка газового оборудования состоит из: внешний осмотр газовой сети, арматуры и приборов; испытание газовой разводки; пуск газа. При осмотре сравнивают предъявляемый монтажной организацией проект с натурой. При внешнем осмотре проверяют качество крепления газовой разводки к стенам, наличие и правильность уклонов, сборки сгонов и фитингов, отсутствие перекосов, смятий труб отводов и уток, заваренных трещин на продольных швах труб, наличие гильз в перекрытиях и стенах, правильность их установки. Определяют качество установки приборов. Проверяют место ввода, подвальную разводку и места присоединения стояков. Внешнему осмотру подвергаются краны газовой разводки перед приборами и на самих приборах.

Газовую сеть на прочность испытывают давлением воздуха, накачиваемого в испытываемую систему компрессором или воздушным насосом. После испытаний на прочность производят сдаточные испытания на плотность. До пуска газа принятая сеть и приборы должны быть оформлены документами.

Пуск газа в газовый ввод производится в момент присоединения его к действующему газопроводу, причем присоединение начинается после того, как ввод продут чистым газом по всей длине. После продувки стояков и квартирной разводки пускают газ в приборы. Ввод в эксплуатацию (пуск газа) оформляется актом.

Профилактическое обслуживание включает в себя:

осмотр газового ввода и подвальной разводки;

проверку состояния отключающих устройств на вводах и стояках и смазку их;

проверку исправности стояка и кранов на ответвлениях в квартиры;

проверку квартирной газовой разводки и кранов на ней;

осмотр и наладку газовых приборов, регулирование горелок и автоматики4проверку состояния тяги в газоходах;

прочистку форсунок газовых горелок, а также промывку радиаторов водонагревателей;

выявление и немедленное устранение утечки газа;

инструктаж жильцов.

Локализация и ликвидация аварий и аварийных ситуаций.

Работы по локализации и ликвидация аварий и аварийных ситуаций должны производиться в соответствии с "Планом локализации и ликвидации возможных аварий", разрабатываемым для АДС и ее филиалов, дежурных бригад газовых служб предприятий, эксплуатационного персонала, участвующего в выполнении аварийных работ, применительно к местным условиям на основании требований Приложения К настоящего ОСТ. При организации дежурства работников филиалов АДС и газовых служб на дому дополнительно должна быть разработана система оповещения и сбора руководителя и членов аварийной бригады к месту аварии (аварийной ситуации) в течение 40 минут.

План локализации и ликвидации возможных аварий предусматривает:

- охват возможных аварийных ситуаций, связанных с использованием газа;

- четкое описание действий персонала АДС, работников эксплуатационных служб при выполнении работ по локализации и ликвидации каждого возможного вида аварий, аварийной ситуации;

- мероприятия по спасению людей и материальных ценностей;

- условия взаимодействия АДС с эксплуатационными службами эксплуатационной организации и других ведомств (организаций);

- штатный состав службы, бригады и подготовку работников.

При аварийных вызовах "Запах газа" в плане следует предусмотреть использование современных приборов для локализации аварий с целью:

- контроля фоновой концентрации углеводородных газов для обнаружения зон с опасной концентрацией 0,5% по объему, сигнализаторами взрывозащищенного исполнения с диапазоном измерения 0,3% по объему и предупредительной сигнализацией на 1% по объему. Сигнализаторы должны сохранять работоспособность в диапазоне температур от минус 45 °С до 45 °С (в зависимости от климатических зон);

- определения мест утечек газа в замкнутом пространстве из наружных газопроводов и газопотребляющих установок приборами взрывозащищенного исполнения с диапазоном измерения от 0,01 до 2,5% по объему с предупредительной сигнализацией 1,0% по объему;

- выявления утечки газа из подземного газопровода высокочувствительными газоиндикаторами с принудительным пробоотбором и максимальной чувствительностью не ниже 0,001% по объему с сохранением работоспособности в диапазоне температур от минус 20 °С до 45 °С;

- определения мест утечек газа из подземных газопроводов методом зондового бурения. Для замера концентрации газа в каждой бурке применяются приборы с диапазоном измерения 0 - 100% по объему. Бурка, где накапливается наибольшая концентрация газа за заданное время, находится ближе к месту повреждения газопровода;

- определения места для отключения газопровода (крышек колодцев, коверов, скрытых под слоем грунта, снега, асфальта), аппаратурой для определения трассы и глубины заложения газопровода (металлоискателями). Приборы должны сохранять работоспособность в интервале температур от минус 20 °С до 45 °С;

- определения природы метана переносным хроматографом, определяющим в пробах с концентрацией метана до 0,5% по объему наличие тяжелых углеводородов.

Локализация и ликвидация аварий на объектах СУГ производится в соответствии с требованиями ОСТ 153-39.3-052-2003.

Работы по локализации и ликвидации аварий (аварийных ситуаций) выполняются в любое время суток под руководством специалистов. Способы временного устранения утечек из газопроводов при локализации аварий устанавливаются требованиями ПБ 12-529 и настоящим ОСТ.

При выполнении работ бригадами АДС составление наряда-допуска на выполнение газоопасных работ не требуется.

Дежурный персонал АДС, принявший аварийную заявку, информирует заявителя о необходимых мерах по обеспечению безопасности до прибытия аварийной бригады и высылает на объект бригаду.

На месте аварии (аварийной ситуации) руководитель работ должен:

- ознакомившись с обстановкой, немедленно приступить к выполнению мероприятий, предусмотренных оперативной частью плана ликвидации аварии, и руководить работами 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 вызывать дополнительные средства.

При повреждениях подземных газопроводов (ввода или распределительного) или сооружений на них, сопровождающихся выходом газа, аварийная бригада должна провести тщательное обследование всех прилегающих к месту утечки подземных сооружений и зданий, расположенных в радиусе 50 м от места утечки, с целью проверки на загазованность. При наличии газа должны быть приняты следующие 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 выключения электроприборов, пользования открытым огнем, нагревательными приборами;

- ограждение и охрана загазованных помещений, зон с целью предотвращения проникновения туда посторонних лиц и внесения открытого огня.

Наличие газа в загазованных помещениях, а также зданиях и подземных сооружениях в радиусе 50 м должно проверяться прибором периодически в течение всего времени ликвидации аварийной ситуации.

При обнаружении утечки газа в арматуре газопроводов, установленной в газовых колодцах, должна быть организована вентиляция колодца и контроль на загазованность колодцев смежных коммуникаций и подвалов зданий, расположенных в 15-метровой зоне от колодца с утечкой газа. При аварийных вызовах "Запах газа" в квартире или другом помещении, на лестничной клетке аварийная бригада должна проверить наличие газа в помещениях, указанных заявителем, а также в соседних помещениях и подвале и устранить обнаруженную утечку. После устранения утечки и проветривания помещения следует повторно проверить наличие газа в помещении, в соседних помещениях и подвалах здания.

Если при вызове "Запах газа" наличие газа в помещениях, указанных заявителем, не обнаружено, следует проверить наличие газа на лестничной клетке и в подвале здания. Отбор проб воздуха следует производить из верхних зон для природного газа и из нижних зон (на высоте 30 см от пола) для СУГ. Если при выполнении работ по устранению утечки из газопровода или газоиспользующего оборудования производилось отсоединение участка газопровода от газораспределительной сети или были приняты меры по временному устранению утечки, то последующее присоединение этого участка газопровода к действующей газораспределительной сети и возобновление подачи газа должна производить специализированная ремонтная (эксплуатационная) служба ГРО.

Если газовые приборы и оборудование отключались АДС, то после ликвидации аварии эта служба должна подключить их вновь.

При прибытии очередной смены АДС для продолжения работ по устранению аварии руководитель работающей смены должен проинформировать руководителя прибывшей смены о характере аварии и принятых мерах по ее ликвидации.

Работы по ликвидации аварии или аварийной ситуации считаются законченными после выявления утечки газа и исключения возможности проникновения его в помещения и сооружения.

Аварийно-восстановительные работы (при необходимости) и подключение отключенных АДС объектов выполняет ремонтная бригада эксплуатационной организации.

2.3.1 Организация проведения защитных мероприятий подземных газопроводов от электрохимической коррозии.

2.3.2 Изоляция газопроводов

Коррозией металлических подземных сооружений называют процесс разрушения металла этих сооружений вследствие химического и электрохимического воздействия с окружающей средой. При химической коррозии процесс разрушения металла не сопровождается протеканием электрического тока. При электрохимической коррозии происходит протекание электронов от одних участков металла к другим, т.е. возникает электрический ток. На подземные газопроводы наибольшее действие оказывает электрохимическая коррозия, в частности почвенная и коррозия, и коррозия блуждающими токами.

Почвенная коррозия – разрушение металла подземных сооружений путем электрохимического воздействия с электрической средой (почвой) в результате чего возникает электрический ток, разрушающий металлические сооружения.

Коррозия блуждающими токами – электрохимический процесс разрушения металлических подземных сооружений под влиянием постоянных токов от внешних источников.

Для защиты газопроводов от почвенной коррозии в основном применяются изоляционные покрытия при строительстве газопроводов

Защита газопровода от блуждающих токов осуществляется после ввода газопроводов в эксплуатацию.

В настоящее время для противокоррозионной защиты газопроводов применяется:

битумная изоляция с различными армирующими материалами (стекловолокнистые материалы, бризол, гидроизол);

изоляция на основе полиэтилена или полихлорвинила;

цементные торкретированные покрытия (при бестраншейной прокладке газопроводов).

Битумное изоляционное покрытие на основе нефтяных битумов состоит из:

битумной грунтовки;

битумной мастики;

армирующих материалов;

крафт - бумаги.

Для этих покрытий применяют холодные и горячие битумные грунтовки.

Стекловолокнистый холст – рулонный нетканый материал из пересекающихся стеклянных волокон скрепленных синтетическими смолами.

Бризол – рулонный материал на основе битума с добавлением резиновой крошки.

Гидроизол – представляет собой асбестовый картон, пропитанный нефтяным битумом.

Полимерные пленочные покрытия для изоляции газопроводов состоят из:

грунтовки;

слоя липкой поливинилхлоридной или полиэтиленовой пленки;

защитной обертки.

Лента липкая поливинилхлоридная изготовляется из светотермостойкого пластика, покрытого перхлорвиниловым клеем.

2.3.3 Выбор и обоснование типа электрохимической защиты подземных газопроводов от электрохимической коррозии

Стальные газопроводы, уложенные в земле, подлежат электрической защите во всех анодных и опасных знакопеременных зонах независимо от агрессивности окружающего грунта.

При выборе того или иного метода защиты надо всегда иметь в виду, что устройство защиты на данном сооружении очень часто приводят к некоторому перераспределению потенциалов на других сооружениях. В отдельных случаях такое перераспределение может привести к весьма опасному положению. Поэтому при включении защиты надо тщательно проверить влияние его на соседние сооружения. Весьма желательно осуществлять комплексную защиту всех сооружений города или района сразу. Однако такое решение возможно при заинтересованности и участии в решении вопросов защиты всех владельцев подземных сооружений и связано оно с значительными трудностями технического порядка. Поэтому задержка комплексной защиты не может являться основанием для отказа от защиты отдельных сооружений.

Надежная защита газопроводов от коррозии может быть достигнута только при технически грамотной эксплуатации электрозащитных установок. В процессе эксплуатации необходимо не только обеспечивать сохранность и исправность установок, но и изменять режим работы их, так как электрическое состояние газопроводов меняется в зависимости от режима работы источников блуждающих токов и времени года.

Все электрохимические методы защиты городских газопроводов от коррозии могут быть разделены на две основные группы:

методы по отводу и нейтрализации блуждающих токов;

методы защиты вне зон блуждающих токов.

Для защиты газопроводов от коррозии блуждающими токами могут применять дренажи, катодную защиту, протекторы, изолирующие вставки, а также перемычки на смежные подземные сооружения. Выбор того или иного метода защиты зависит от конкретных условий и в большинстве случаев определяется путем экспериментального сравнения эффективности их действия. В случаях, когда одним из способов защиты невозможно обеспечить защитные потенциалы на всех участках защищаемых газопроводов, следует применять защиту сочетанием двух и более перечисленных способов.

Электрическим дренажем называется отвод блуждающих токов из анодной зоны защищаемого металлического сооружения при помощи изолированного проводника обратно к источнику этих токов.

Для защиты металлических подземных сооружений применяют три вида дренажа: прямой (простой), поляризованный, усиленный.

Прямой дренаж обладает двусторонней проводимостью. Его можно присоединять только к минусовой шине или отсасывающему кабелю, когда исключена возможность стекания токов на защищаемый газопровод.

Поляризованный дренаж обладает только односторонней проводимостью, т. е. от газопровода к источнику тока. При появлении положительного потенциала дренаж автоматически отключается. Он позволяет производить присоединение дренажной установки непосредственно к рельсам, что весьма важно при устройстве защиты в районе, удаленном от отсасывающего пункта или тяговой подстанции. На газопроводах устанавливают два вида поляризованных дренажей – выпрямительные и электромагнитные.

Усиленный электрический дренаж применяют в тех случаях, когда на защищаемом сооружении остается опасная зона, а потенциал рельса был выше потенциала газопровода либо когда это экономически более выгодно по сравнению с увеличением сечения дренажного кабеля. В усиленном дренаже дополнительно в цепь включается э. д. с., позволяющая увеличить дренажный ток.

Протекторная защита предусматривает присоединение к защищаемому сооружению металлических пластин и стержней, обладающих более низким электрическим потенциалом, чем металл сооружения. При таком соединении защищаемое 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, что коррозия с более ценной конструкции сооружения переносится на более дешевую и легкозаменяемую конструкцию протектора.

Электрическое секционирование газопровода заключается в том, чтобы с помощью изолирующих вставок газопровод электрически разъединить на отдельные секции (участки), за счет чего уменьшается электрическая проводимость сооружения, а в связи с этим уменьшается блуждающие токи, протекающие по газопроводу.

Наличие изолирующих вставок на газопроводах упрощает решение вопроса о защите отдельных участков газопроводов, а также позволяет менять электрический режим и производить измерения силы тока. как правило, применяют изолирующие вставки (фланцы) в местах подхода к городских газопроводов к ГРС. Для контроля за электрическим состоянием газопровода с каждой стороны изолирующего фланца (вставки) должны быть выведены к поверхности контрольные проводники. Вообще целесообразность применения диэлектрических вставок и мест их установки мало изучена.

Защита дополнительным заземлителем применяется на отдельных участках, главным образом при сближении газопровода с рельсовыми путями электрифицированных железных дорог, обладающих значительным и устойчивых отрицательным потенциалом относительно земли. Дополнительное заземление, соединенное проводом (кабелем) с защищаемым сооружением, закапывают вблизи (желательно параллельно) рельсовых путей, если последние являются причиной образования анодной зоны на газопроводе или вблизи того сооружения, под влиянием которого возникла анодная зона. В этом случае разрушается не газопровод, а заземление, так как оно обладает меньшим переходным сопротивлением из-за отсутствия изоляции.

Обычно таким способом защищаются только небольшие участки газопроводов.

Катодная защита. Метод катодной защиты заключается в искусственном создании отрицательного потенциала на защищаемом сооружении специальным источником постоянного тока. при этом защищаемый газопровод присоединяется к отрицательному полюсу (т. е. служит катодом).

Этот вид защиты применяют как от почвенной коррозии, так и от коррозии блуждающими токами.

Катодную защиту от блуждающих токов следует применять, когда устройство электрического дренажа нецелесообразно по технико-экономическим соображениям (требуется дренажный кабель большой длины и большого сечения).

Эффективность действия катодной защиты зависит от состояния изоляционного покрытия. При хорошей изоляции сокращается расход электрической энергии и увеличивается протяженность защищенных участков металлических сооружений.

Принцип действия катодной защиты заключается в следующем. Ток от положительного полюса источника через соединительный кабель и анодное заземление переходит в почву. Из почвы через дефектные места в изоляции ток проникает в газопровод и по дренажному направляется к отрицательному полюсу источника. Таким образом создается замкнутая цепь, по которой ток идет от анода через землю к газопроводу и далее по трубе к отрицательному полюсу источника. При этом происходит постепенное разрушения анода, что обеспечивает защиту сооружения от коррозии под влиянием его катодной поляризации.

При защите подземных металлических сооружений от почвенной коррозии для улучшения электрической проводимости газопровода могут применятся шунтирующими перемычками на фланцах, задвижках и т.п.

Заземлитель надо размещать так, чтобы при действии катодной установки на пути защитного тока (до газопровода) не встречались другие подземные сооружения, так как в противном случае этот ток на них будет оказывать вредное действие. В городских условиях размещение заземлителей является сложной задачей, в связи с чем нередко приходится их делать распределительными (от одной установки несколько, но более мелких).

При устройстве катодной защиты надо иметь в виду, что если неправильно выбрать место установки и в поле действия установки окажутся другие металлические сооружения, то они могут быть разрушены токами этих установки.

Эксплуатация установок катодной защиты обходятся значительно дороже дренажей из-за расхода электроэнергии.

2.4 Расчет катодной защиты

2.4.1 Коррозионные измерения на стальных подземных газопроводах

Коррозионные измерения на подземных стальных трубопроводах выполняют с целью определения опасности электрохимической коррозии и эффективности действия электрохимической защиты. Коррозионные измерения подразделяются на проводимые:

при проектировании;

при строительстве;

при эксплуатации.

При проектировании защиты вновь сооружаемых подземных трубопроводах проводят коррозионные измерения с целью выявления участков трасс, опасных в отношении подземной коррозии. При этом определяют коррозионную агрессивность грунтов и наличие блуждающих токов в земле.

При проектировании защиты уложенных в землю трубопроводов проводят коррозионные измерения с целью выявления участков трубопроводов, находящихся в зонах коррозионной опасности, вызванных агрессивностью грунта или влиянием блуждающих токов. При этом определяют коррозионную агрессивность грунтов и смещение разности потенциалов между трубопроводом и электродом сравнения.

При строительстве подземных трубопроводов проводят две группы коррозионных измерений:

при производстве изоляционно-укладочных работ;

при работах, связанных с монтажом и наладкой электрохимической защиты.

Коррозионные измерения при эксплуатации противокоррозионной защиты трубопроводов проводят с целью определения эффективности действия средств электрохимической защиты.

На сети действующих трубопроводов измерение потенциалов проводят в зонах действия средств электрозащиты подземных сооружений и в зонах влияния источников блуждающих токов – два раза в год, а также после каждого значительного изменения коррозионных условий. Результаты измерений фиксируют в картах-схемах подземных трубопроводов. В остальных случаях измерения проводят один раз в два года.

2.4.2 Расчет поверхности трубопроводов, расположенных территории микрорайона

Цель расчета: определяем площадь защищаемого газопровода, а также площадь водопроводов и теплотрассы для того, чтобы снять вредное влияние блуждающих токов.

Данные для расчета:

Генплан микрорайона в М 1:500;

Площадь микрорайона;

На территории микрорайона, требующего защиту, расположены газопроводы низкого и высокого давления, теплопроводы и водопроводы.

Расчет:

Определяем площадь поверхности по формуле:

S = (πЧ di x li) Ч 10-3

Площадь поверхности газопровода определяем по формуле:

Sг = πЧ(125x291.5+100x285+50x267.5) Ч 10-3 = 203.95 м2

Результат вычислений 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

Определяем удельный вес поверхности каждого из трубопроводов в общей массе сооружений, %

Тогда удельный вес газопровода находим по формуле:

g = Sг / ΣS Ч 100%;

g = 203.95/933.49 Ч 100% = 21.85%;

Удельный вес теплопровода находим по формуле:

с = 474.77/933.49 Ч 100% = 50.86%;

Удельный вес водопровода находим по формуле:

b = 252.77/933.49 Ч 100% = 27.08%;

Определяем плотность поверхности каждого из трубопроводов проходящей 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, которые расположены в зоне действия установок ЭХЗ.

Данные для расчета:

плотность поверхности защищаемых трубопроводов;

коррозионная активность грунта.

Расчет:

1.Определяем среднюю плотность тока, необходимого для защиты трубопроводов по формуле:

j = 30 - (100b + 128с + 34d + 3е + 0,6f + 5ρ) Ч 10-3;

j = 30-(100Ч27.08 + 128Ч50.86 + 34Ч53.67 + 3Ч66.52 + 0,6Ч124.94 + 5Ч77) Ч 10-3;

j = 0,0183А / м2

где ρ – удельное сопротивление грунта равное 77 ОмЧм.

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 для обеспечения катодной поляризации подземных сооружений, располагаемых в данном микрорайоне определяется по формуле:

I = 1,3 Ч j x ΣS;

I = 1,3 Ч 0,0183 Ч 933.49 = 22.21 А

В зависимости от суммарного тока принимаем количество катодных станций (одна) и располагаем их на генплане.

Установка катодной защиты состоит из катодной станции, анодного заземления, защитного заземления и соединительных кабелей, которые необходимо 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 действия катодной 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-3Ч16 длинной 60 метров Rкаб = 0,038 Ом

Определяем выходное напряжение катодной станции по формуле:

Uвых = Iк.с. Ч (Rа.з. + Rкаб.);

Uвых = 23 Ч (1,31+0,038) = 31.004 в

Где Rа.з. - сопротивление растеканию анодных заземлений;

Rкаб. – сопротивление дренажного кабеля.

Подбираем катодную станцию с учетом 30 - 50% запаса для развития сети. В данном случае наиболее оптимальной является станция типа КСК – 1200 – 1

выходная мощность: 1,2 кВт.

Напряжение выпрямленного тока: 60 в.

Выпрямляемый ток: 23 А.

Масса: 60 кг.

Размеры: 294Ч595.

2.5 Эксплуатация установок электрохимической защиты подземных стальных трубопроводов от коррозии

2.5.1 Порядок приемки и ввода в эксплуатацию установок электрохимической защиты

Приемка в эксплуатацию электрозащитных установок. Все вновь смонтированные устройства и установки электрической защиты газопроводов от коррозии принимаются в эксплуатацию комиссией в составе представителей:

конторы или службы защиты управления;

эксплуатационного треста или конторы;

заказчика;

строительно-монтажной организации.

При приемке установок подрядчик представляет комиссии следующую исполнительную техническую документацию:

исполнительный план размещения установок электрозащиты с привязками в масштабе 1: 500;

паспорт на установку электрозащиты;

акты на скрытые работы по прокладке дренажного кабеля, по монтажу контура анодного заземления (для станций катодной защиты), по монтажу защитного контура заземления, по проверке сопротивления растеканию контура анодного заземления (для станций катодной защиты), по монтажу ЛЭП и др.;

разрешение энергоснабжающей организации на подключение установки к ЛЭП.

В присутствии членов комиссии должно быть произведено опробование установки электрозащиты с соответствующими измерениями. Ввод в эксплуатацию защитных устройств и установок разрешается на основании актов приемочных комиссий. При вводе установки в эксплуатацию проверяется влияние ее на соседние металлические сооружения. Такая проверка должна производится в присутствии представителей владельцев этих сооружений.

2.5.2 Техническое обслуживание и ремонт установок электрохимической защиты

Эксплуатация дренажных установок заключается в техническом обслуживании (осмотре) установок, контроле работы их и, если требуется, изменение режима работы, а также в периодических контрольных измерениях на защищаемых газопроводах.

При техническом обслуживании (осмотре) дренажных установок производятся не реже четырех раз в месяц и включает в себя:

внешний осмотр всех элементов дренажа с целью выявления внешних дефектов;

проверка исправности предохранителей;

проверка состояния контактов у имеющихся на дренаже реле;

чистка контактов реле, а также чистка дренажа (шкафа) от пыли, снега, грязи и т.п.

При контроле работы дренажных установок производится:

измерение средней величины силы тока, проходящего в цепи дренажа, и определение направления тока, при котором дренаж работает;

измерение величины и знака разности потенциалов между защищаемым сооружением и рельсами (минусовой шиной), при которой срабатывает поляризованный дренаж;

определение средней величины этой разности потенциалов;

измерение разности потенциалов между защищаемым сооружением и землей в точке присоединения дренажа.

При эксплуатация катодных станций производят технический осмотр и контроль за их работой.

В технический осмотр входят:

проверка исправности монтажа предохранителей;

очистка агрегатов от 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:

величины силы тока СКЗ;

величины выходного напряжения катодной станции;

разности потенциалов газопровод – земля.

Эксплуатация протекторов заключается в техническом осмотре и контроле их работы.

Технический осмотр протекторных установок производится один раз в шесть месяцев, а контроль эффективности работы – два раза в год.

При контроле работы протекторных установок проводят измерение:

потенциалов защищаемого газопровода по отношению к земле, как в пунктах присоединения протекторов, так и на участках между протекторами;

силы тока в цепи протектор – газопровод;

электрохимического потенциала протектора по отношению к земле.

Протектор считается непригодным к дальнейшему использованию, если износ его составляет 90%.Такие протекторы заменяют новыми.

Текущий ремонт защитных установок выполняют в процессе эксплуатации на основании заключений технического осмотра.

Текущий ремонт установок электрохимической защиты включает:

все виды работ по техническому осмотру и обслуживанию с проверкой эффективности работы устанок электрохимической защиты;

ремонт выпрямителя и других элементов схемы;

измерение сопротивления изоляции токоведущих частей;

устранение обрывов дренажных линий;

проведение полной ревизии оборудования.

Капитальный ремонт установок электрохимической защиты производят оринтировочно один раз в пять лет и включает работы по замене анодных заземлителей, дренажных и питающих линий. После капитального ремонта основное оборудование электрозащиты проверяется в работе под нагрузкой в течении, указанного заводом изготовителем, но не менее 24 часов. На период текущего и капитального ремонта установки демонтируют и заменяют аналогичными из резерва.

Список использованной литературы

Справочник эксплуатационника.

Авторы: Л.Я. Порецкий, Р.Р. Рыбаков, Е.Б. Столпнер, О.А. Тасс, И.А. Шур.

Сжигание газов.

Авторы: В.М. Чепель, И.А. Шур.

Эксплуатация газовых сетей и установок.

Авторы: А.И. Гордюхин. «Стройиздат» Москва – 1971г.

Правила безопасности в газовом хозяйстве.

Авторы: И.С. Берсенев, А.И. Гордюхин. Москва «Недра» - 2004г.

Сборник нормативных документов для работников строительных и эксплуатационных организаций газового хозяйства РФ.

Защита подземных трубопроводов от коррозии. Ленинград «Недра» 1991г.

Конспекты.