Добавил:
Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:

LK-SEDAK-2009-62-L-pech

.pdf
Скачиваний:
42
Добавлен:
28.02.2016
Размер:
5.31 Mб
Скачать

13.1.2.Послідовність перевірки ізоляційного покриття

1.Візуально визначають:

а). матеріал ізоляційного покриття (бітум, поліетилен та ін.).

б). стан зовнішньої поверхні ізоляції (гладка; зморшкувата; горбиста; обпливла; яка має продавленість зверху, знизу, з боків і т.п.)

в). наявність наскрізних ушкоджень ізоляційних покрить (тріщин, порожнеч, проколів, порізів, пропусків ізоляції і т. п.).

2.Руками (методом прощупування) і простукуванням дерев'яною рукояткою ізоляційного покриття по периметру і довжині труби в шурфі визначають суцільність ізоляції та наявність сторонніх вкраплень. Наприклад: коренів дерев, осколків цеглин, будівельного або побутового сміття тощо. Суцільність ізоляції перевіряють також за допомогою імпульсних електропошукових дефектоскопів типу ―ДИ-74‖, ―ДКИ-1‖, ―ПУЛЬСАР-2И‖, ―КРОНА‖. З імпульсного трансформатора на елек- трод-шукач подається висока напруга, необхідна для пробою іскрового проміжку. Якщо ізоляція без дефектів, то між електродами спеціального індикатора виникає періодичний розряд. При наявності ушкоджень ізоляції (навіть мікротріщин) між електродом-шукачем і трубою виникає розряд, при цьому розряд між електродами індикатора припиняється.

3.Приладовим методом за допомогою електромагнітних товщиномірів з діелектричним покритям та на електропровідних феромагнітних матеріалах визначають товщину ізоляції в 4-х точках по периметру труби. Використовуються, як правило, прилади типу «ВТ-12», «ВТ-12П», «Константа К5», «ВТА-20», «УКТ-2». Прилади реєструють напругу з вимірювальної обмотки перетворювача, яка виникає через зміну магнітного опору в ланцюзі ―перетворювач - поверхня феромагнітної основи‖, а цифрова шкала показує товщину ізоляційного покриття в міліметрах.

4.Приладовим методом за допомогою адгезиметрів перевіряється ступінь адгезії. Для визначення адгезії бітумної ізоляції застосовується аджезиметр типу ―СМ-1‖, ―АД-1‖. Для плівкових полімерних матеріалів – адгезиметр типу «АР-2м». Прилад за допомогою пружиного індікатора вимірює зусилля відриву підтягнутого зразка ізоляції площею 1 см2 або зусилля відшаровування 1 см ширини смуги, необхідного для відриву покриття. Опір відриву повинен бути не менше 50 Н/м2 при температурі повітря +250С.

201

Допускається визначення адгезії бітумної ізоляції методом вирізання трикутника (рис. 2.2) під кутом 450 у двох напрямках. У місці надрізу ізоляцію піднімають ножем, щоб відокремити від труби. Адгезія вважається задовільної, якщо вирізаний трикутник не відділяється, а при відриві на металевій поверхні труби залишаються сліди ізоляції.

Рис. 2.2 - Перевірка ізоляції методом трикутника

5.Зразок ізоляції обстежують на наявність крихкості, тріщинуватості, розшарування і обсипання при ударі. Міцність покриття ( витримування удару) визначають за допомогою вільно падаючого вантажу масою яка залежить від передбачуваної ударної міцності покриття. Якщо після випробування у місцях ударів не з´явилися пори і тріщини, які можна виявити электроіскровим дефектоскопом, то рахують що покриття витримало навантаження на удар .

6.По розшаруванню зразка який обстежується та його товщині визначають тип ізоляції (нормальна, посилена, дуже посилена).

7.Перехідний опір ізоляційного покриття на діючих газопроводах у шурфах вимірюється за методом «мокрого контакту» («мокрого рушника»).

Принцип методу “ мокрого контакту”: на очищену поверхню труби шириною 0,5 м по її периметру накладають тканевий рушник змочений у 3%-ному розчині NaCl, а зверху накладають металевий електрод-

202

бандаж шириною 0,3 м. За допомогою джерела струму подається робоча напруга між трубопроводом та бандажем і фіксується сила витоку струму. Перехідний опір у місці вимірювання розраховується для одиниці площі поверхні газопроводу за законом Ома.

Після закінчення робіт з перевірки корозійного стану, стану ізоляції і металу труби в шурфі ушкоджена при обстеженні ділянка ізоляції повинна бути відновлена за відповідною технологією ремонту ізоляції.

13.2. Обстеження стану металу газопроводів

Стан металу трубопроводу перевіряється в шурфі на зачищеній ділянці ~ 0,5 м по периметру візуально огляд по периметру, нижня частина труби оглядається за допомогою дзеркала.

При наявності корозійних ушкоджень визначають ступінь корозії металу в залежності від кількості каверн на одиницю поверхні та їх глибини. Глибина каверн вимірюється штангенциркулем або мікрометричним глибиноміром. Товщина стінки труби визначається з однієї сторони за допомогою ультразвукового товщиноміра типу УТ-93П, УТ-300, ФОНОН-5, ТУЗ-1, БУЛАТ, T-MIKE і ін.

13.2.1. Визначення корозійного стану газопроводу

Корозійний стан газопроводу можна визначити по агресивності ґрунту, в якому прокладений газопровід, та результатами небезпечної дії блукаючих струмів.

Корозійна агресивність ґрунту по відношенню до стальних підземних газопроводів визначається за двома показниками:

1.питомому електричному опору ґрунту;

2.середньою щільністю катодного струму при зсуві потенціалу на 100 мВ в негативну сторону відносно потенціалу корозії. Показники корозійної агресивність груту відповідно до сталі приведені в таблиці 2.3.

Питомий електричний опір ґрунту визначають в польових або лабораторних умовах. В польових умовах опір ґрунт з´ясовують без посередньо на місці по трасі газопроводу що обстежується приладами типу М-416, МС-08, TELLUROHM по 4-х електродній схемі без відбору проб ґрунту. На 2-а електрода подається живлення від зовнішнього джерела

203

струму, а між іншими двома електродами приймачами вимірюють спадання напруги. Прилад показує величину опору ґрунту в Ом. Питомий опір розраховується по формулі:

= 2 R ,

(2.6)

де R – виміряний приладом опір, Ом;

- відстань між електродами, рівна глибині закладання газопроводу, м.

Таблиця 2.3 - Корозійна агресивність ґрунту стосовно сталі.

Корозійна агресивність

Питомий електричний опір

Середня щільність

ґрунту стосовно сталі

ґрунту, Ом м

катодного струму,

 

 

А/м2

Низька

більш 50

до 0,05

Середня

від 20 до 50

від 0,05 до 0,2

Висока

до 20

більш 0,2

Для визначення питомого опору ґрунту в лабораторних умовах в шурфах (на трасі) проводять відбір проб грунту із шарів, розташованих на глибині прокладки газопроводу з інтервалом 50 –200 м на відстані 0,5-0,7 м від бічної стінки труби. В лабораторії збирається 4-х електродна схема, ідентична схемі для польових умов. За результатами вимірювань виконується розрахунок по формулі (2.6).

Наявність блукаючих струмів перевіряється шляхом вимірювання різниці потенціалів «трубопровід-земля» при включеній і відключеній захисної установки, у зоні дії якої знаходиться обстежуваний газопровід. За показниками приладу роблять висновок про наявність або відсутністі блукаючих струмів, а також визначають ступінь небезпеки блукаючих струмів.

Вимірювання виконуються реєструючим або показуючим вольтметром із внутрішнім опором не менш 20 кОм на 1 В шкали. Для цієї мети використовуються стрілочний ампервольтметр М-231 (рис. 2.3а), цифрові вимірювачі різниці потенціалів ―ИРПЦ-100 і ИРПЦ-100М‖, цифрові мультиметри типу FLUKE (рис. 2.3б), електронні самописи з програмним забезпеченням, а також реєструючий мультиметр типу RAMLOG і вимірювальник різниці потенціалів ПРИМА-40.

Якщо газопровід знаходиться в зоні небезпечного впливу блукаючих струмів то рекомендується вимірювання проводити реєструючим приладом. Як допоміжний електрод для вимірювання різниці потенціалів

204

а)

б)

Рис. 2.3: а – ампервольтметр М- 231; б- мультиметр FLUKE

«трубопровід-земля» використовується неполяризуючий мідносульфатний насичений електрод – Cu|CuSO4. В зимовий час також використовують електрод, але виконаний для роботи в зимовий час (до мінус 300С) з додаванням етиленглюколя. Сталевим електродом порівняння користуватися не рекомендується їз-за здатності металу поліризуватися в зовнішньому полі це приводить до значним викривленням вимірювань.

13.2.2. Оформлення результатів обстеження газопроводу

За результатами обстеження складається «Акт шурфового обстеження підземних газопроводів».

Шурф із прив'язками відображається (наноситься) на схемі газопроводу.

13.3. Корозійне обстеження газопроводів

Корозійне обстеження трубопроводів проводять з метою визначення ступеня корозійної небезпеки.

Завдяки корозійному обстеженню виявляють ділянки газопроводів які:

-знаходяться в ґрунтах низької, середньої і високої корозійної агресивності;

205

-мають анодні і знакозмінні зони та небезпечний вплив блукаючих струмів;

-знаходяться в зоні впливу електрозахисних пристроїв (ЕЗП), установлених на суміжних підземних комунікаціях;

-мають захисний потенціал від джерел блукаючих струмів;

-мають захисний потенціал і знаходяться в зоні дії ЕЗП, установлених на газопроводі.

Наявність блукаючих струмів визначають спостерігаючи за зміною

потенціалів на газопроводах по його величині (цифрі) та знаку (+, -), або тільки по величині. Дія блукаючих струмів визнається небезпечним, коли на приладі з´являється найбільший розмах коливань потенціалу, який вимірюється відносно мідносульфатного електрода і порівняння результатів перевищує 0,04 В. А також при наявності протягом вимірювань миттєвого позитивного зсуву потенціалу незалежно від корозійної агресивності ґрунтів.

13.3.1. Визначення рівня захисту газопроводу

По трасі газопроводу що обстежується виконують вимірювання різниці потенціалів «трубопровід-земля» у КВПах або на стояках дворових вводів. Технологія вимірювання така ж, як і при шурфовому методі.

Крім цього виконується перевірка роботи ізолюючих фланцевих з'єднань (ІФЗ) у місцях виходу газопроводу із землі. З даною метою здійснюють синхронні вимірювання потенціалів на газопроводі до і після ІФЗ, а також вимірюється спадання напруги на ІФЗ.

Якщо потенціал до і після ІФЗ синхронно змінюється, то ІФЗ не працює. Якщо спадання напруги більше 5 мВ, ІФЗ працює ефективно.

Вимірювання потенціалів по трасі здійснюється на наступних об´єктах:

-в містах у зонах впливу, від електрифікованого рейкового транспорту, блукаючого струму – через кожні 100 м (10 вимірювань на 1 км траси);

-у містах, де електрифікований рейковий транспорт відсутній, виконується 7 вимірювань на 1 км траси;

-у населених пунктах сільської місцевості – 5 вимірювань на 1 км траси;

206

-на трасах за межами населених пунктів – 2 вимірювання на 1 км.

За результатами вимірювань будується діаграма зсуву потенціалів і виконується розрахунок анодних, знакоперемінних та катодних зон за певною довжиною, а також у процентному відношенні до загальної

довжини обстежуваної траси газопроводу.

 

Зсув потенціалів розраховується за формулами:

 

 

E min

= E min

– Eс

(2.7)

 

E max

= E max

– Eс

(2.8)

де E min

- найменше значення виміряного потенціалу газопроводу;

E max

- найбільше значення виміряного потенціалу газопроводу;

Eс -

стаціонарний потенціал газопроводу (якщо відсутня

можливість

визначення стаціонарного потенціалу, то приймається значення Eс = - 0,7 В по мідносульфатному електроду порівняння).

Діаграма зсуву потенціалу будується у такій послідовності:

1.траса обстежуваного газопроводу на схемі приймається за вісь абсцис, на яку наносяться точки вимірювань;

2.на вісі ординат відкладають в прийнятому масштабі позитивні і негативні значення зсувів потенціалів;

3.потім усі точки найменших і окремо найбільших зсувів з'єднуються лініями;

4.простір між віссю абсцис і лінією негативних значень фарбується в синій колір, а між віссю абсцис і лінією позитивних значень – у червоний колір (рис. 2.4).

I

 

II

 

 

III

 

КВП -1

КВП-2

КВП-3

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 2.4 - Діаграма зсуву потенціалів на ділянці газопроводу.

I – анодна зона; II – знакоперемінна зона; III – катодна зона (зона захисту)

207

З’ясування анодних, знакоперемінних і катодних зон здійснюється за допомогою співвідношення довжини анодної, знакоперемінної і катодної зон відповідно до загальної довжини газопроводу що обстежується в процентному відношенні.

Рівень захисту газопроводу визначається в процентах як відношення довжини катодної зони газопроводу до загальної довжини газопроводу що обстежується.

За результатами вимірювань і побудованих діаграм роблять висновок про ефективність роботи діючих засобів захисту і даються рекомендації про необхідність виконання додаткових заходів щодо захисту.

13.3.2. Визначення шкідливої дії джерел блукаючих струмів на газопроводи

Для виявлення умов поширення блукаючих струмів і ступеня їхнього впливу на газопроводи виконуються вимірювання різниці потенціалів «рейка-земля». Принцип вимірювання такий, як і для вимірювання різниці потенціалів «трубопровід-земля», але в даному випадку в якості допоміжного електроду використовується сталевий електрод порівняння який віддаляється на відстань 20 м від рейкової мережі.

Підприємства-власника електрифікованого рейкового транспорту подають відомості до газового господарства про різницю потенціалів на «відсмоктуючих пунктах-земля» і відсмоктуючими пунктами тягових підстанцій. Отримані результати вимірювань порівнюються з нормативними значеннями.

13.3.3. Оформлення результатів корозійного обстеження

На схему газопроводу наносяться точки вимірювання потенціалів (КВП, вводи) і проставляються одержані значення потенціалів. Також на схему наносяться найближчі електрозахисні установки (ЕЗУ), розташовані на газопроводі або поблизу (у зоні дії яких знаходиться газопровід що обстежується).

На схемі вказується наявність і відсутність ІФЗ на виходах газопроводів із землі, а при їх наявності - також їхній стан ( робочий, або неробочий).

Якщо обстежувана траса перетинає або проходить поруч з залізничною або мережею електрифікованого рейкового транспорту – то джерела

208

блукаючих струмів (рейкова мережа, тягові підстанції і відсмоктуючи пункти) наносяться на схему і проставляються потенціали рейкової мережі.

Ділянки обстежуваної траси фарбують на схемі в колір, який відповідає рівню захисту (для катодних зон - синій) або корозійному руйнуванню (для анодних зон – червоний, для знакоперемінних – червоний і синій).

При наявності на газопроводах корозійно-шкідливих зон необхідно проаналізувати роботу найближчої ЕЗУ, її зони захисту, режими роботи, ступінь зносу анодного заземлення. Уточнити і ліквідувати місця ушкоджень ізоляції трубопроводу, визначити шкідливий вплив джерел блукаючих струмів. Особливу увагу приділяють наявності і працездатності ІФЗ і ізолюючих прокладок на тих газопроводах, що мають безпосередній контакт із заземленим устаткуванням та іншими спорудами (ГРП, ШРП, котельні, житлові і суспільні будинки, мости, опори та інші конструкції). Втрати захисного струму при відсутності ІФЗ і ізолюючих прокладок можуть досягати значень до 15 А.

Результати вимірювань потенціалів заносяться в «Відомість».

13.4. Перевірка якості зварювальних стиків

Перевірка якості зварювальних стиків здійснюється в наступних випадках:

-якщо в процесі експлуатації спостерігалося розкриття або розрив зварювальних стиків;

-якщо при останній перевірці на герметичність було встановлено, що місце витоку газу знаходиться на зварювальному стику.

Послідовність перевірки якості зварювальних стиків:

1)По обидві сторони від кожного дефектного зварювального стику перевіряється по одному прилягаючому стику гамаабо рентгенографірюванням.

2)Якщо при просвічуванні цих стиків буде виявлений хоча б один неякісний стик, необхідно додатково провести перевірку гамаабо рентгенографірюванням не менш 5 % зварювальних стиків газопроводу які перевіряються. Крім того, усі стики цього газопроводу додатково перевіряють на герметичність шляхом пробурювання свердловин над кожним стиком глибиною не менш 0,7 глибини закладення газопроводу з перевір-

209

кою загазованості високочутливими газоіндікаторами чутливістю 0,001 %. При виявленні загазованості в свердловині ці стики бути перевіряють гамаабо рентгенографіруванням.

Якщо в процесі експлуатації на даному газопроводі не було розривів і витоків газу то зварювальні стики рахуються якісними, і перевірка їхнього стану не здійснюється.

Результати рентгенографії заносяться в «Протокол перевірки зварювальних стиків газопроводу радіографічним методом».

13.5. Мета діагностики технічного стану (паспортизації) газопроводів

Метою паспортизації газопроводів є створення єдиної системи обліку і моніторингового контролю за станом газопроводів. Моніторинг – це спостереження за станом газових мереж та їхніх споруд а також технологічних систем. Мета моніторингу – здійснення діагностики з подальшим прогнозом щодо експлуатації газопроводів. Його можна проводити на глобальному регіональному і локальному рівні. Глобальний рівень охоплює усю країну; регіональний – окремий регіон; локальний – окремі дільниці мережі в місті або населеному пункті.

Таблиця 2.4 - Перелік використовуваної при обстеженні газопроводів вимірювальної апаратури.



універсальна апаратура типу АНПІ, К-40, ФЕРРОФОН, Спрут-5, АППК-

 

2000;

високочутливі газоіндікатори типу ВГІ-2; Тестер-СН4, Універсал,

 

ЕХ-ТЕС, Варіотек;

товщиноміри ізоляційних покриттів типу ВТ-12, ВТ-12П, КОНСТАНТА К5,

 

ВТА-20; УКТ-2;адгезіметри типу СМ-1, АД-1, АР-2м; іскрові дефектоскопи

 

типу ДІ-74, ДКІ-1, ПУЛЬСАР-2І, КРОНА;

ультразвукові товщиноміри металу типу УТ-93П, УТ-УТ-300, ФОНОН-5,

 

ТУЗ-1, БУЛАТ, Т-МIKE;

рентгенівський апарат типу МІРА-2Д, АРІНА;



ампервольтметр типу М 231, цифрові вимірники різниці потенціалів ВРПЦ-

 

100 і ВРПЦ-100м, мультиметр типу FLUKE, електронні самописи з

 

програмним забезпеченням: мультиметр типу RAMLOG і вимірник різниці

 

потенціалів ПРИМА-40;

 

вимірник опору М 416, МС-08, TELLUROHM;

 

лабораторна установка для виміру опору ґрунту.

210

Тут вы можете оставить комментарий к выбранному абзацу или сообщить об ошибке.

Оставленные комментарии видны всем.

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]