–PAGE_BREAK–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:
Ø планово-предупредительный осмотр (ППО) и мелкий ремонт деталей без снятия и разборки оборудования;
Ø планово-предупредительный ремонт (ППР) с частичной разборкой оборудования, исправлением мелких дефектов, ремонтом или заменой изношенных деталей и узлов;
Ø капитальный ремонт с полной разборкой оборудования и заменой изношенных деталей, узлов, механизмов и оборудования;
Ø 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:
Ø 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;
Ø при наличии счетчика открывают его запорные устройства и закрывают запорное устройство на байпасе счетчика;
Ø проверяют, открыто ли запорное устройство на ПСУ;
Ø открывают краны на показывающий и самопишущий манометры за регулятором;
Ø проверяют, открыты ли, или открывают краны на импульсных трубках регулятора и запорное устройство за ним;
Ø вводят в зацепление рычаги ПЗК (открывают клапан для прохода газа);
Ø 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:
Ø 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;
Ø 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:
Ø проверку исправности технологического оборудования;
Ø контроль правильности положения и надежности сцепления рычагов и молотка ПЗК;
Ø проверку перепада давления в фильтре;
Ø смену картограмм регистрирующих приборов;
Ø 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:
Ø внешний и внутренний осмотр здания и помещений; проверку наличия газа в воздухе помещения, а при необходимости — проверку всех соединений и арматуры;
Ø проверку плотности стен, разделяющих основное помещение, где расположена отопительная установка;
Ø проверку состояния систем отопления (отопительных элементов шкафных ГРП), устройств вентиляции, освещения, телефона;
Ø измерение температуры воздуха внутри помещения;
Ø проверку наличия и состояния противопожарного инвентаря.
Периодически выполняют следующие работы:
Ø настройку ПЗК на верхний и нижний предел срабатывания;
Ø 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;
Ø прочистку форсунок газовых горелок, а также промывку радиаторов водонагревателей;
Ø выявление и немедленное устранение утечки газа;
Ø 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.
продолжение
–PAGE_BREAK–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:
Ø битумная изоляция с различными армирующими материалами (стекловолокнистые материалы, бризол, гидроизол);
Ø изоляция на основе полиэтилена или полихлорвинила;
Ø цементные торкретированные покрытия (при бестраншейной прокладке газопроводов).
Битумное изоляционное покрытие на основе нефтяных битумов состоит из:
Ø битумной грунтовки;
Ø битумной мастики;
Ø армирующих материалов;
Ø 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:
Ø грунтовки;
Ø слоя липкой поливинилхлоридной или полиэтиленовой пленки;
Ø 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:
Ø методы по отводу и нейтрализации блуждающих токов;
Ø 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.
Ø Прямой дренаж обладает двусторонней проводимостью. Его можно присоединять только к минусовой шине или отсасывающему кабелю, когда исключена возможность стекания токов на защищаемый газопровод.
Ø 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.
Ø 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:
Ø при проектировании;
Ø при строительстве;
Ø 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:
Ø при производстве изоляционно-укладочных работ;
Ø 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.
продолжение
–PAGE_BREAK–