книги из ГПНТБ / Литвиненко, П. А. Слесарь по обслуживанию газового оборудования промышленных предприятий учеб. пособие

Потенциалы газопровода относительно земли измеряют высоко­ омным вольтметром, подключенным к газопроводу и заземляющему электроду (рис. 47). Продолжительность измерения потенциалов

Рис. 46. Устройство контрольного пункта.

1 — колпак; 2 — контактная гайка; 3 — шайба; 4 — гайка; 5 —

5 с. Результаты измерений заносят в журнал. По ним подсчитывают сумму положительных и отрицательных показаний, определяют их среднее значение делением суммы потенциалов одного знака на общее

,103

число записей показаний прибора. Полученные значения минималь­ ных, максимальных и средних потенциалов записывают в сводную ведомость, по которой строят потенциальные диаграммы (не реже двух раз в год).

Таблица 21

Классификация коррозийной активности грунтов в зависимости от их удельного (электрического)

сопротивления

а — между газопроводом и металлическим сооружением; б — между газопроводом и рельсами; 1 — газопровод; 2 — подземное сооруже­ ние; 3 — контрольный пункт газопровода; 4 — контрольный пункт сооружения; 5 — вольтметр; 6 — рельс.

Газопроводы с потенциалом -f 0,1 в считаются опасными в корро­ зийном отношении, а при разности 0,5 в и более необходимо прини­ мать срочные меры для защиты их от коррозии.

Как правило, на трассу доставляют трубы, покрытые изоляцией, выполненной на производственной базе, а на трассе изолируют лишь стыки.

Применяют также машины и поточные линии для очистки, грун­ товки и изоляции труб битумно-резиновыми мастиками с усилива­ ющими обертками из бризола, изола, стеклоткани, стеклохолста, крафт-бумаги. Выбор конструкции изоляционного покрытия дол­ жен обеспечить нормативную диэлектричность, эластичность, водо­ непроницаемость, монолитность, хорошую прилипаемость к металлу, химическую и биологическую стойкость в грунте и высокую механи­ ческую прочность (при переменных температурах).

Применяют нормальный, усиленный или весьма усиленный тип изоляции. Типы битумов и конструкции противокоррозийной изоля­ ции стальных газопроводов приведены в табл. 22.

104

105

Контролировать качество изоляции необходимо на всех стадиях ее наложения. По окончании любого вида изоляционной работы немедленно определяют ее качество дефектоскопом, а на уложенном в траншею и присыпанном газопроводе — искателем повреждения изоляции ИПИТ.

При проверке изоляции дефектоскопом (рис. 48) к зачищенному концу газопровода 8 крепят провод высокого напряжения 7. Элект­ рическую цепь дефектоскопа замыкают выключателем 2, а искатель 9

только его концы и оголенные участки.

К электрическим методам защиты газопроводов от коррозии блуждающими токами относятся: электрический дренаж, катодная и протекторная защиты, а также использование изолирующих вста­ вок на определенных участках газопроводов.

Э л е к т р и ч е с к и м д р е н а ж е м называют отвод блужда­ ющих токов из анодной зоны защищаемого металлического сооруже­ ния при помощи изолированного проводника обратно к источнику этих токов (рельсам, отсасывающему кабелю или отрицательной шине тяговой подстанции). На рис. 50 показана схема поляризован­ ного дренажа УПДУ-57 односторонней проводимости — от газопро­ вода к источнику тока. С появлением положительного потенциала на рельсах дренаж автоматически отключается. Он позволяет при­ соединять дренажную установку непосредственно к рельсам.

106

На рис. 51 показана схема действия катодной защиты. На за­ щищаемом газопроводе 2 искусственно создается отрицательный по­ тенциал от истопника постоянного тока 5. От этого защищаемый участок газопровода превращается в катодную зону. При погруже­ нии в грунт рельсов или старых труб и подключении их к положи­ тельному источнику постоянного тока через провода 4 вблизи от

7 8 9 /О II 12

газопровода создается анодная зона. Так, искусственно создается электрическая цепь, и электрический ток посылается катодной станцией от положительного полюса источника питания через

ление.

соединительный кабель и анодное заземление 6 в почву и через де­ фектные места в изоляции газопровода на металл трубы и возвра­ щается к отрицательному полюсу источника по дренажному ка­ белю, присоединенному к газопроводу. В процессе организованного движения тока постоянно разрушается не газопровод, а погруженные

107

в землю старые трубы (анод). Но этот вид защиты имеет недо­ статки — малую зону действия и большие расходы на электроэнергию.

Схема действия протекторной защиты показана на рис. 52.

Кзащищаемому сооружению присоединяют металлические стержни

ипластины, обладающие более н и з к и м электрическим потенциалом, чем металл сооружения. Участок газопровода превращается в катод, а стержни (протекторы) становятся анодом. Протекторы устанавли­ вают на расстоянии до 4,5 м от газопровода (рядом, над или под ним). Электрический ток из почвы протекает через протектор к металлу газопровода, используя поврежденные места изоляции, и возвра­ щается к протектору по изолированному кабелю. Поэтому протек­ тор, выполненный из металла с низким электрическим потенциалом,

разрушается блуждающими токами, а газопровод сохраняется.

§ 55. Эксплуатация средств электрозащиты

Защитные установки обслуживаются электромонтерами по электрокоррозийной защите IV—V разрядов. При контрольных замерах потенциалы газопроводов относительно земли для катодных и дре­ нажных установок замеряют ежемесячно, а для протекторных — 4 раза в год.

Контрольные осмотры проводят по графикам: для катодных уста­ новок 2 раза в месяц, для дренажных — 4 раза в месяц и протек­ торных — 1 раз в месяц.

§ 56. Утечки газа из подземных и надземных газопроводов. Правила и способы обнаружения и устранения утечек

Утечки газа возможны из стыковых соединений стальных и чу­ гунных газопроводов, сальниковых уплотнений арматуры, повре­ жденных участков и арматуры действующих газопроводов.

Обнаруживают утечки газа по запаху, при помощи газоанализа­ тора, химических реактивов и другими способами. При этом обра­ щают внимание на участки, где они наиболее вероятны. В первую очередь осматривают предполагаемое место утечки по заявке и опре­ деляют истинное ее направление; обследуют помещения подвалов, колодцы и подземные сооружения в радиусе не менее 50 м; если где-то обнаружен газ с концентрацией больше допустимой, в ту сторону направляют обследование; осматривают все коверы сооружений на газопроводе; проверяют состояние по'верхности дорожного покрытия в местах пересечения газопровода с другими подземными сооруже­ ниями. Наиболее тщательно проверяют места пересечений сооруже­ ний ниже газопровода, каналы теплосети и многоотверстной теле­ фонной канализации выше газопровода, а также колодцы и камеры, параллельные газопроводу. Следует убедиться, что они не являются причиной утечки газа. Обращают внимание на растительность вблизи или над газопроводом (она вянет и желтеет при утечке газа) и снеж­ ного покрова (неслежавшийся снег буреет над местом утечки),

108

а в дождливую погоду — на поверхность стекающей или застойной воды (по газовым пузырькам определяется место утечки). По резуль­ татам осмотра немедленно принимают решение о выполнении ава­ рийных работ. Первоочередная задача — принять меры по пред­ отвращению распространения утечки и проникновения газа в здания.

Если здание загазовано, людей, не имеющих отношения к поиску, удаляют, открывают окна и двери и устанавливают охрану, чтобы никто не зажег огонь. При необходимости обесточивается электросеть. Источники огня обязательно гасят.

Утечку газа на подземных газопроводах, вводах и сооружениях на них обнаруживают путем бурения скважин диаметром 20—30 мм над стыками или через каждые 2—3 м вдоль трассы, но не ближе 200 мм от наружной образующей' трубы. Зимой скважины бурятдо поперечной оси газопровода или глубже, если глубина промерза­ ния более глубины заложения газопровода. Обычно достаточно Ъробурить 10—12 скважин, чтобы выявить места утечки. Скважины бу­ рят пневматическими бурами, электробурами, электровибраторами* перфораторами и вручную при строгом соблюдении правил техники безопасности. При работах вручную клинья забивают кувалдами* а извлекают воротом. При бурении в мерзлом грунте клинья нагре­ вают до красного каления. Зимой бурение вручную нецелесообразно. Если в одной траншее параллельно уложены, например, водопровод и газопровод низкого или среднего давления, при буровом осмотре рекомендуется руководствоваться схемой, показанной на рис. 53. Пробурив скважины и определив участок с наибольшей концентра­ цией газа, немедленно разрабатывают котлован, чаще всего шурф * 1,5 X 2 м. Участок с наибольшей концентрацией газа определяют опробованием буровых скважин огнем (рис. 54). Этот способ допустим

* Шурф — вертикальная или наклонная подземная выработка, имеющая непосредственный выход на земную поверхность.

ЮЗ

в аварийном порядке вскрыть стояк, найти утечку газа и испра­ вить. Имеющий трещину или пораженный коррозией стояк заменяют новым; надлом резьбы в верхней части стояка устраняют нарезкой новой резьбы специальным приспособлением (рис. 56) без раскапы­ вания котлована. Сбитый или отломанный кран заменяют исправным.

При сильной (аварийной) утечке газа и необходимости замепы верхней арматуры отключают газопровод или на время выполне­ ния этих работ понижают давление газа в нем, а стояк на газопро­ воде с давлением 3 кгс/см2 временно забивают деревянной пробкой, входящей в комплект инвентаря аварийной бригады. При замене

Рис. 56г Приспособление для нарезки резьбы на стояке конденсатосборника или гидрозатвора.

а — отрезное устройство; б — приспособление в сборе; в — нарезное устройство; 1 — квад­ рат для воротка 10\ г — рукоятка подачи клина 6; 3 — гайка подачи; 4 — шпиндель; 5 — трубка подачи; 7 — сухарь; 8 — головка ключа; 9 — ребра; 11 — стопор гайки; 12 — режу­ щий ролик (резец); 13 — державка ролика; 14 — направляющая гайка; 15 — кольца сколь­ жения; 16 ■— штанга; 17 — корпус клуппа; 18 — стопорный болт; 19 — гнездо для плашки.

крана (например, конденсатосборника) давление газа в газопроводе должно быть не выше 2000 мм вод. ст.

Расстояние между крышкой ковера и пробкой на кране стояка или просто пробкой должно быть не менее 100 мм, иначе от наезда колесного транспорта на крышку ковера стояк или его соединения могут согнуться либо надломиться.

В случае засорения уплотняющих пазов в нижней части корпуса задвижки, снимают крышку ее, вынимают диски и очищают пазы от грязи. Уплотняющие поверхности задвижки, пропускающей газ, шабруют и притирают; при отрыве дисков от шпинделя их вынимают сняв крышку задвижки, и восстанавливают крепление. Если шпин­ дель задвижки изогнут, его или задвижку заменяют, а неисправную отправляют для ремонта в мастерскую. Неисправную буксу сальника

111

и маховик задвижки можно заменить на месте ее работы. Чтобы за­ движку не заедало, смазывают шпиндель.

При замене искривленного шпинделя задвижки (например, «Лудло») снимают колпачок и маховик; отвинчивают болты сальникового фланца, снимают его и извлекают набивку; отвинчивают болты саль­ никовой коробки и снимают коробку; вывертывают справа налево погнутый шпиндель, а на его место завинчивают новый и последова­ тельно ставят на место все снятые части задвижки. Если изогнутый шпиндель нельзя удалить, снимают крышку и вывинчивают его. Новый шпиндель устанавливают вместе с крышкой. Качество смон­ тированной задвижки проверяют на прочность и плотность. Во время монтажа задвижки фланцевые прокладки и сальниковую набивку заменяют новыми.

При смене оборванного шпинделя отключают участок газопровода с поврежденной задвижкой и полностью демонтируют ее. Задвижку монтируют в той же последовательности, как и при смене изогнутого шпинделя, при этом сальник набивают, затягивают болтами сальни­ ковый фланец, надевают маховик и закрепляют колпачком. Во всех случаях при ремонте задвижек (отрыв фланцев корпуса, уплотни­ тельных колец на дисках и корпусах, поломки корпусов, сальниковой коробки, маховиков), когда необходимо разобрать внутренние части, отключают прилежащие участки газопровода. Причем ремонтные работы выполняют в следующем порядке. Из колодца задвижку вы­ нимают после снятия болтов из фланцев и их расклинивания при помощи воротков или блоков, укрепленных в перекрытиях колодцев. Иногда расчеканивают в колодце несколько раструбов фасонных частей и разбирают задвижку на части. В некоторых случаях при­ меняют то и другое вместе. После расчеканки раструбов весь узел сдвигают в сторону одного из раструбов, чтобы легче вынуть задвиж­ ку. Для установки новой задвижки собирают на болтах все фланце­ вые соединения и тщательно заделывают расчеканенные раструбы. Затем проворачивают шпиндель задвижки на закрытие и открытие с учетом числа оборотов на полное закрытие, и, убедившись в исправ­ ности задвижки, открывают все закрытые при выключении участка.

Для набивки вновь или перебивки сальника на работающих за­ движках с невыдвижным шпинделем задвижку закрывают, отвинчи­ вают колпачок и снимают маховик; ослабляют болты и снимают сальниковый фланец; заменяют старую набивку новой, укладывая плетенку кольцами вокруг шпинделя и сальниковой коробки и уплотняют ее легкими, ударами конопатки; надевают сальниковый фланец, притягивая его болтами так, чтобы шпиндель вращался свободно; надевают маховик; ставят на место колпачок и открывают задвижку. Затем проверяют работу сальника.

Для перебивки сальников у задвижек «Лудло» после очистки резьбы шпинделя от грязи и смазки задвижку закрывают; чтобы при снятии сальникового фланца она не открывалась, делают временный упор шпинделя, который разбирают после затяжки сальникового фланца.

112