9.8. Огляд устаткування

Резервуари групових установок зріджених газів, що підлягають реєстрації в Держміськтехнагляді, повинні піддаватися періодичним технічним оглядам - внутрішньому огляду і гідравлічному випробуванню із звільненням від грунту не рідше чим через десять років. Перед внутрішнім оглядом необхідно: спорожнити резервуар, понизити тиск газу в нім до атмосферного, потім від'єднати резервуар від трубопроводів рідкої і газової фаз шляхом встановлення заглушок, заповнити резервуар водою при відкритому верхньому люку або продути парою або інертним газом, провести аналіз повітря в резервуарі. До проведення огляду треба перевірити товщину стінки резервуарів. Про результати перевірки необхідно повідомити інженера-інспектора.

Резервуари в робочому стані оглядаються не рідше ніж 1 раз на квартал. Результати огляду записуються в паспорт. При внутрішньому огляді резервуару слід звертати увагу на наступні можливі дефекти: надриви, тріщини, витріщені віддушини, корозію стінок.

Після внутрішнього огляду резервуару проводиться гідравлічне його випробування тиском, що становить 1,25 від робочого, але не менше 3 кгс/см² протягом 5 хв. Потім тиск знижується до робочого. Резервуар оглядається, зварні шви обстукуються молотком вагою 0,5-1,5 кг.

Резервуар вважається таким, що витримав випробування в тому випадку, якщо в ньому не виявлено розриву, течі і залишкових деформацій після випробувань. При запотіванні в стінках або швах, резервуари вважаються такими, що не витримали випробування. Результати випробування заносяться в паспорт.

Позачерговому огляду піддаються резервуари в наступних випадках:

а) після реконструкції або ремонту, пов'язаного з установкою латок, і зварюванням окремих частин резервуару;

б) якщо резервуар перед пуском в експлуатацію знаходився в бездіяльності більше 3 років

в) якщо резервуар був демонтований і встановлений на нове місце.

Обстеження групових установок включає наступні роботи:

а) виявлення і усунення витоків газу в арматурі головки ємкості;

б) контроль за тиском газу в дворових мережах;

в) перевірку справності запобіжних клапанів;

г) контроль за станом і забарвленням кожухів і огородження групових установок;

д) перевірку наявності і комплектності протипожежного інвентарю.

9.9. Експлуатація засобів електрозахисту підземних газопроводів

Експлуатація засобів електрозахисту здійснюється спеціально навченими працівниками. На кожну установку необхідно мати паспорт і журнал контролю робіт. У паспорті міститься технічна характеристика і режим роботи цих установок, в журнал заносяться всі роботи, пов'язані з оглядом і перевіркою установок.

9.9.1. Протекторний захист.

Протекторний захист в основному застосовують для захисту газопроводів від ґрунтової корозії. В анодних зонах при середніх потенціалах газопроводу не більше 0,3 В, у знакозмінних зонах та за наявності блукаючих струмів промислової частоти встановлюють поляризовані протектори. Для катодної поляризації невеликих по довжині і тупикових газопроводів застосовують одиночні протектори і групові протекторні установки.

Протектори можуть підключатись до підземних газопроводів безпосередньо або через контрольно-вимірювальні пункти. Схеми встановлення протекторів наведені на (рис. 9.4 - 9.5) Використовуючи групові протекторні установки на контрольно-вимірювальний пункт слід виводити пронумеровані з'єднувальні провідники від кожного протектора. Під час підключення поляризованих протекторів до газопроводу застосовують германієві діоди з середнім значенням випрямленого струму 0,3 А, а при підключаючи групові протектори сплавні германієві діоди з середнім значенням випрямленого струму 3-10 А.

Рис. 9.4. Схема установки протекторів на сталевих газопроводах

I - протектор на рівні газопроводу (L = 3-6 м); II - протектор на рівні газопроводу з роз'ємним контрольно-вимірювальним пунктом у ковері; IIІ - протектор під газопроводом (h = 2,5-4,5 м); IV - протектор під газопроводом з роз'ємним контрольно-вимірювальним пунктом у ковері. 1 - газопровід; 2 - протектор; 3 - контрольно-вимірювальний пункт в стоянку; 4 - контрольно-вимірювальний пункт у ковері.

Рис. 9.5. Вертикальна групова протекторна установка: 1 - газопровід; 2 - контрольно-вимірювальний пункт; 3 - протектор; 4 - активатор.

Протекторна установка повинна мати максимальну струмовіддачу і величину ЕРС, тривалий час експлуатації, а також мінімальну вартість. Тому ефективність протекторного захисту багато в чому залежить від правильного вибору матеріалу протектора і середовища, в якому останній знаходиться. У сьогоденні найбільш часто застосовують магнієві, алюмінієві та цинкові протектори і їх сплави. Але найбільш широко застосовують протектори на основі магнієвих сплавів, тому що у цинку мала струмовіддача, а на поверхні алюмінію щільний, з поганою провідністю шар.

Для більш ефективної роботи протектора його встановлюють не прямо в грунт, а спеціальний активатор, призначення якого зменшити анодну поляризаційність протектора, знижувати опір розтікання струму протектора, усувати причини, що призводять до утворення щільних продуктів корозії на поверхні протектора.

Вибір схеми розстановки протекторів здійснюють виходячи з конкретних умов захищеної споруди. Для захисту магістральних газопроводів широко застосовують протектори магнієвих сплавів типу ПМ5, ПК10, ПМ20, ПМ5У, ПМ10У, ПМ20У.

Протектор ПМ - це блок D - подібного перерізу з магнієвих сплавів Мл16 та Мл16пч". У верхньому торці протектора є воронка з виводом сталевої серцевини, що служить для підключення провідника. Ізоляція місця з'єднання провідника з серцевиною виконується в воронці.

Протектори з сплавів Мл16пч ефективні в грунтах підвищеної, високої і дуже високої корозійної активності, в грунтах підвищеної і середньої активності доцільно застосовувати протектори з сплавів Мл16.

Протектори ПМ5У, ПМ10У, ПМ20У - це комплект до складу якого входять магнієвий протектор (ПМ5, ПМ10, ПМ20) з підключеним до нього провідником порошкоподібного активатора, розташованих у бавовнянопаперовому мішку. Активатор - це суміш епсоміту (сірчанокислого натрію), бентонітової глини марки Б, та будівельного гіпсу. Під час зберігання на складі при транспортуванні протектор додатково упаковують в бавовняний мішок, який знімають перед встановленням протектора в ґрунт.

Рис. 9.6. Загальний вигляд протектора з активатором

1 - мішок паперовий; 2 - дріт марки ПРСП ізольований; 3 - електроізоляційна стрічка; 4 - бітумно-гумова мастика; 5 - магнієвий анод; 6 - шайба картонна (фанерна); 7 - активатор; 8 - мішок бавовнянопаперовий.

Рис. 9.7. Конструкція магнієвого анода ПМ

1- магнієвий анод; 2 - контактна серцевина.

Таблиця 9.2