Работы, выполняемые при профилактическом обслуживании газопроводов.

При профилактическом обслуживании газопроводов выполняются следующие работы:

- осмотр и проверка на загазованность колодцев и камер подземных сооружений;

- наблюдение за коверами и настенными знаками;

- проверка сборников конденсата и удаление последнего;

- наблюдение за состоянием дорожного покрытия и производством работ вблизи газопроводов с целью защиты их от повреждений;

- проверка давления газа в газопроводах;

- выявление и устранение закупорок газопроводов;

- буровой и шурфовой осмотр и устранение выявленных утечек газа;

- проверка и мелкий ремонт арматуры, установленной на газопроводах;

- составление технической документации (ведение журнала, составление протоколов, эскизов, выдача уведомлений и т. д.).

Приборы, применяемые для проверки состояния изоляции.

В настоящее время разработан и выпускается целый ряд приборов и систем, позволяющих контролировать изоляционное покрытие до и после укладки трубопроводов в траншею: толщиномеры, адгезиметры, дефектоскопы, искатели повреждений изоляции на подземных трубопроводах. Качество исходных материалов проверяют, сопоставляя данные, приведенные в паспорте и сертификатах, с результатами лабораторных анализов, а также контролем соответствия их свойств требованиям ТУ и ГОСТ на эти материалы.

Критерии качества нанесенного на трубы изоляционного покрытия.

Качество нанесенного на трубы изоляционного покрытия определяют внешним осмотром, измерением толщины и сплошности покрытия, адгезии (прилипаемости) к металлу, прочности при ударе, переходного сопротивления. Внешний осмотр изоляции следует проводить в процессе наложения каждого слоя покрытия по всей длине трубы и после окончания изоляции. При этом не допускаются пропуски, поры, трещины, сгустки, вздутия, пузыри, расслоения, складки и другие дефекты изоляции.

Переходное сопротивление как критерий качества комплексной защиты трубопроводов.

Критерием качества комплексной защиты трубопроводов является переходное сопротивление, которое характеризует состояние изоляционного покрытия и позволяет оптимизировать расход тока катодной поляризации трубопровода. Снижение переходного сопротивления во времени вызывает необходимость либо увеличивать ток катодных станций и их число, либо ремонтировать изоляцию на данном участке. Наибольшее влияние на состояние изоляционного покрытия и, следовательно, на значение переходного сопротивления и его изменение во времени оказывают следующие основные факторы: материал и толщина изоляционного покрытия, диаметр трубопровода, температура транспортируемого продукта, удельное электрическое сопротивление и состав грунта.

Документация на устройства защиты газопроводов от электрохимической коррозии.

При проведении обследований на предприятиях и организациях, осуществляющих проектирование стальных подземных газовых сетей в части обеспечения их защитой от электрохимической коррозии, необходимо проверить:

1.1. Наличие лицензии на право выполнения проектных работ по защите газопроводов от электрохимической коррозии.

1.2. Профессиональную подготовку персонала, допущенного к выполнению проектно-изыскательских работ.

1.3. Обеспеченность проектной организации необходимой для проектирования защиты нормативно-технической документацией (ГОСТ 9.602-89, СНиП 2.04.08-87, СНиП 3.05.02-88*, ГОСТами и ТУ на применяемые защитные покрытия и оборудование для активной защиты).

1.4. Наличие необходимых приборов и оборудования для определения критериев опасности коррозии стальных подземных газопроводов из-за коррозионно-агрессивной среды по отношению к металлу сооружения (почвенная коррозия) и опасности воздействия блуждающих токов (коррозия блуждающими токами) (2.1 ГОСТ 9.602-89).

Протекторная защита

Комплектные магниевые протекторы типа ПМУ, применяемые для защиты подземных сооружений от коррозии, представляют собой магниевые аноды, помещенные вместе с порошкообразным активатором в хлопчатобумажные мешки.

Исходными данными для проектирования протекторной защиты являются:

- сопротивление изоляционного покрытия;

- удельное электрическое сопротивление грунта вдоль сооружения;

- электрохимические характеристики протекторов;

- диаметр трубопровода.

Установка КИП.

КИП устанавливают на вновь строящемся газопроводе после укладки его в траншею до засыпки землей. Установка КИП на действующих газопроводах должна выполняться в специальных шурфах. При установке КИП должны быть обеспечены надежный электрический контакт проводника с газопроводом, изоляция проводника от грунта, доступность для обслуживающего персонала и возможность проведения измерения потенциала независимо от сезонных условий.

Основные задачи АДС.

Основными задачами АДС является - Принятие первоначальных мер по локализации и ликвидации аварийных ситуаций, а именно:

- прекращение подачи газа в случае аварии на газо-потребляющих агрегатах или установках, либо отключение действующей сети поврежденного участка газопровода;

- осуществление естественной и принудительной вентиляции 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;

- в необходимых случаях проведение эвакуации людей из загазованных помещений.

Первичные датчики.

Ионизационный датчик - контролирует наличие пламени в горелке.

ЭКМ - электроконтактный манометр - датчик давления пара на паровом котле

ЭКТ - электроконтактный термометр - датчик температуры воды. Установлен на выходе воды из водогрейного котла и на выходе экономайзера.

ДН - датчик напора - датчик давления (воздух, газ)

ДНТ - датчик напора и тяги - датчик контролирующий давление воздуха и разряжение в топке.

СПД - сигнализатор падения давления - датчик разряжения в топке.

СПУ - сигнализатор предельных уровней - контролирует уровень воды в паровом котле. СПУ имеет два датчика контролирующих верхний и нижний уровень воды в барабане.

Турбинные счетчики газа.

Выполнены в виде трубы, в которой расположена винтовая турбинка, как правило с небольшим перекрытием лопаток одной другую. В проточной части корпуса расположены обтекатели перекрывающие большую часть сечения трубопровода, чем обеспечивается дополнительное выравнивание эпюры скоростей потока и увеличение скорости течения газа. Кроме того происходит формирование турбулентного режима течения газа, за счет чего обеспечивает линейность характеристики счетчика газа в большом диапазоне. Высота турбинки как правило не превышает 25-30% радиуса. На входе в счетчик в ряде конструкций предусмотрен дополнительный струевыпрямитель потока выполненный или в виде прямых лопаток или в виде «толстого» диска с отверстиями разного диаметра. Установка сетки на входе турбинного счетчика, как, правило, не применяется, так как ее засорение уменьшает площадь проходного сечения трубопровода, соответственно увеличивает скорость течения потока, что приводит к увеличению показаний счетчика.

Преобразование скорости вращения в турбинки в объемные значения количества прошедшего газа осуществляется путем передачи вращения турбинки через магнитную муфту на счетный механизм, в котором путем подбора пар шестеренок (во время градуировки) обеспечивается линейная связь между скоростью вращением турбинки и количеством пройденного газа.

Мембранные счетчики газа.

Принцип работы счетчика основан на перемещении подвижных перегородок (мембран) камер при поступлении газа в счетчик. Впуск и выпуск газа, расход которого необходимо измерить, вызывает переменное перемещение мембран и через систему рычагов и редуктор приводит в действие счетный механизм. Мембранные счетчики отличаются большим диапазоном измерения до 1:100, но рассчитаны для работы при низком давлении газа, как правило не более 0,5 кгс/см 2. Мембранные счетчики в основном предназначены для измерения расхода газа в домах, котеджах. Если турбинные и ротационные счетчики газа сопровождаются шумом, связанным с вращением подвижных элементов, то мембранные счетчики работают бесшумно. Они не требуют смазки во время эксплуатации, в то время как турбинные счетчики необходимо смазывать раз в квартал. Однако при больших расходах более 25 м 3/ч размеры счетчиков становятся довольно большими.

Струйные счетчики газа.

Принцип работы основан на колебании струи газа в специальном струйном генераторе. Струя газа по переменно перебрасывается из одного устойчивого положения в другое и создает при этом пульсации давления и звука с частотой пропорциональной скорости течения газа и соответственно объемного расхода. В электронном преобразователе происходит вычисление количества пропущенного газа. В настоящее время серийно выпускаются толь две модификации струйных бытовых счетчиков газа СГ-1 для измерения расхода 0,03 – 1,2 м 3/ч и СГ-2 для 0,03 – 6,0 м 3/ч.

Левитационный счетчик газа.

Является тахометрическим прибором, в котором подвижный элемент вращается в газовых подшипниках. Скорость вращения подвижного элемента пропорциональна объемному расходу. Вторичный преобразователь преобразует скорость вращения в электрический сигнал, которых в электронном блоке преобразуется в измеренные количество пройденного газа. Результаты индицируются на индикаторе. Диапазон измеряемых расходов от 0,03 до 7 м 3/ч. Температура измеряемого газа от –50 до +50 0С. Температура окружающей среды –30 до +50 0С. Основная погрешность ± 1,5%.

Барабанные счетчики газа.

Принцип действия состоит в том, под действием перепада давления газа происходит вращение барабана, разделенного на несколько камер, измерительный объем которых ограничен уровнем затворной жидкости. При вращении барабана периодически разные камеры заполняются и опорожняются газом. Ранее выпускаемые барабанные газовые счетчики ГСБ-160 на пределы измерения 0,08-0,24 м 3/ч. ГСБ-400 на пределы 0,2-6 м 3/ч. - в настоящее время не выпускаются. Основная погрешность измерения 1,0%.

Импортные барабанные счетчики Ritter в России сертифицированы не все выпускаемые фирмой типоразмеры, как правило, используются в качестве образцовых средств. Основная погрешность измерения 0,2%. Диапазоны измерения всех семи типоразмеров от 1 л/ч до 18000 л/ч.

Требования к конструкциям регуляторов давления газа.

Конструкции регуляторов давления газа должны удовлетворять следующим требованиям:

· зона пропорциональности не должна превышать 20 % верхнего предела настройки выходного давления для комбинированных регуляторов и регуляторов баллонных установок и 10 % для всех других регуляторов;

· зона нечувствительности не должна быть более 2,5 % верхнего предела настройки выходного давления;

· постоянная времени (время переходного процесса регулирования при резких изменениях расхода газа или входного давления) не должна превышать 60 с.