ЭКСПЛУАТАЦИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ...

и. Я.КОТЛЯР, в. м. пиляк

ЭКСПЛУАТАЦИЯМАГИСТРАЛЬНЫХГАЗОПРОВОДОВ

Издание 2-е,переработанное и дополненное

Издательство « Н Е Д Р А»

Ленинградское отделение

Ленинград • 1971

а-зя)Н

л-а,

Р-е.

ГУIX

оео-х-Р-ы-II.

сягоза

ойЛЯ

иели

й-JXш-ЛЯ

и,

аяно

УДК 621.53 В В Е Д Е Н И Е

Эксплуатация магистральных газопроводов. Изд. 2-е, пере-раб. и дополн. И.Я.Котляр, В. М. Пиляк. Л., «Недра»,1971, 248 стр.

В книге рассматриваются устройство линейной частигазопровода и его сооружений, общие вопросы транспортагаза, описываются службы эксплуатации магистральногогазопровода, ремоитно-восстановительная служба. Особоевнимание уделяется описанию установок по защите от кор-розии. Приводятся основные правила техники безопасностина магистральных газопроводах.

Книга рассчитана на инженерно-технических работни-ков, мастеров, линейных трубопроводчиков,' ремонтеров,диспетчеров, обслуживающих линейную часть газопроводов.

Таблиц 56, иллюстраций 97, приложений 4, библиогра-фия — 21 название.

3-8-4160-71

Использование природных горючих газов имеет огромное зна-чение для развития экономики нашей страны. Газ употребляетсякак топливо в промышленности и в быту. Как ценное сырье онприменяется в химической промышленности, где из него вырабаты-вают различные пластмассы, удобрения, искусственные волокна,каучук и другие ценные материалы.

Газ считается самым дешевым топливом. Применение его наэлектростанциях дает возможность снизить стоимость электроэнер-гии на 30% по сравнению с электростанциями, работающими на угле.Простота подачи газа в топки позволяет автоматизировать работуподавляющего числа котельных и различного рода печей, работающихна газе. Кроме того, использование газа как топлива имеет большоесанитарное значение. Газ сгорает в воздухе без дыма, не дает ко-поти и не загрязняет атмосферы городов. Применение газа для тех-нологических целей цементной, металлургической, стекольно-фар-форовой и других видов промышленности ведет к значительному повы-шению производительности труда и улучшению качества продукции.

Газовая промышленность в нашей стране начала развиватьсясравнительно недавно, с 1950 г. По разведанным запасам природногогаза Советский Союз занимает первое место в мире. Добыча газа запоследние 10 лет увеличилась более чем в 5 раз и в 1970 г. составила198 млрд. м3.

За прошедший период было открыто много крупных месторожде-ний газа в Ставропольском и Краснодарском краях, УкраинскойССР, Узбекской ССР, Туркменской ССР и др. В настоящее времяосваиваются новые районы добычи газа. Открыты крупнейшиев мире газовые месторождения на севере Тюменской области, в КомиАССР.

Для транспорта газа от промыслов к потребителям в европей-ской части страны создана разветвленная система магистральныхгазопроводов с многочисленными отводами к городам и промыш-ленным предприятиям. Такие системы создаются в настоящее времяи в восточных районах страны, в первую очередь в Средней Азии,Казахстане и Западной Сибири.

Протяженность магистральных газопроводов, составлявшаяв 1940 г. всего 325 км, достигла к 1970 г. 59 тыс. км. Значительно

увеличились и диаметры газопроводов, что в свою очередь позволилотранспортировать газ с меньшими затратами.

Характерной тенденцией в сооружении магистральных газопро-водов является применение труб больших диаметров. СоветскийСоюз первым при строительстве магистральных газопроводов приме-нил трубы диаметром 1020 и 1220 мм.

Для снабжения газом европейской части страны и Урала из место-рождений Узбекской ССР и Туркменской ССР проложены круп-нейшие в мире газопроводные магистрали: двухниточный газопроводБухара — Урал протяженноетью 2340 км и двухниточный газопро-вод Средняя Азия — Центр протяженностью свыше 3000 км.

В связи с открытием крупнейших газовых месторожденийв Западной Сибири и в Коми АССР и необходимостью транспорти-ровки больших количеств газа в 1967 г. начали сооружать грандиоз-ную систему газопроводов. Строительство газопроводов этой системыпроходит в сложнейших условиях: на значительном протяжениитрасса газопровода проходит в районе многолетней мерзлоты, пере-секает большое количество озер и болот, зоны тундры и лесотундры.Общая длина трассы газопроводов системы превышает 5000 км.

В 1969 г. было закончено строительство первого участка газо-провода от Вуктылскфго газового промысла через Ухту до Торжкапротяженностью 1380 км. Впервые в мировой практике этот участокполностью сооружен из труб диаметром 1220 мм.

В дальнейшем для сооружения системы газопроводов ЗападнаяСибирь — Центр будут применяться трубы диаметром 2,5 м, а про-изводительность- этой системы будет измеряться сотнями миллиар-дов кубических метров газа в год.

Таким образом, основной тенденцией в газовой промышленностиявляется создание сверхмощных газовых промыслов и сооружениесверхмощных систем магистральных газопроводов и подземныххранилищ газа.

Г л а в а I

ПОДГОТОВКА ГАЗАПЕРЕД

ДАЛЬНИМ ТРАНСПОРТОМ

§ 1. ОЧИСТКА ГАЗА ОТ МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ

Состав природного газа

Природным газом называют смесь горючих газов, добываемыхиз недр земли. Основной составляющей природного газа являетсяметан СН4, содержание которого достигает 98%. Остальная частьсмеси состоит из предельных углеводородов: этана С2Н6, пропанаСаН8, бутана С4Н10 и пентана С5Н1 2. Кроме того, в состав природныхгазов в небольших количествах входят азот N2 и углекислый газСО,, иногда сероводород H 2S, водород Н2 и др.

Природные газы разделяются на три группы:1) газы чисто газовых месторождений, т. е. смеси сухих газов,

свободных от тяжелых углеводородов; к таким месторождениям

Т а б л и ц а 1. Состав н плотность природных газовнекоторых месторождений

относятся Североставропольское, Дашавское, Газлинское, Березов-ское и др.;

2) газы газоконденсатных месторождений, в которых газ нахо-дится вместе с конденсатом (конденсатом называется широкая фрак-ция, состоящая из бензина, лигроина, керосина и солярового масла);к ним относятся месторождения Коробковское, Песчано-Уметское,Краснодарские, Кызылкумские и др.;

3) попутные нефтяные газы; месторождения этого типа находятсяв Татарии, Башкирии, Волгоградской области, Краснодарскомкрае и др.

В большинстве случаев природные газы вообще не имеют запахаили имеют слабый запах бензина, а в тех случаях, когда в газеимеются примеси серы, — запах сероводорода.

В табл. 1 приведен примерный состав природных газов различ-ных газовых Месторождений СССР. Из таблицы видно, что все при-родные газы состоят в основном из метана и в небольших количест-вах в них находятся тяжелые углеводороды, азот и углекислота.Сероводород содержится только в газах Бугурусланского, Жирнов-ского и Елшанского месторождений.

Аппараты для очистки газа от механических примесей

Природные и попутные газы, транспортируемые по магистраль-ным газопроводам, почти всегда содержат различные твердые при-меси (песок, пыль, сварочный грат, окалину и др.) и жидкие примеси(воду, конденсат, масло). Большинство примесей попадает в газо-провод с газом из скважин. Однако на новых газопроводах, в особен-ности в начальный период эксплуатации, несмотря на обязательнуюпродувку перед вводом в эксплуатацию, в них остается большоеколичество разных механических примесей и воды. Масло система-тически попадает в газопровод через компрессоры и центробежныенагнетатели, установленные на компрессорных станциях.

Очистка газа перед подачей его в газопровод крайне необходима.Твердые частицы, находящиеся в газе, попадая в поршневые ком-прессоры, ускоряют износ поршневых колец, клапанов и цилиндров,а в центробежных нагнетателях — износ рабочих колес и самогокорпуса нагнетателя. Кроме того, они разрушают арматуру, уста-новленную на линейной части газопровода, на компрессорных и газо-распределительных станциях. Жидкие частицы воды и копденсата,скапливаясь в пониженных местах, сужают сечение газопроводаи способствуют образованию в нем гидратных и гидравлическихпробок.

На магистральных газопроводах для очистки газа от механиче-ских примесей широко применяются пылеуловители, газоочисти-тели и сепараторы различной конструкции. На головных сооруже-ниях магистральных газопроводов при входе на компрессорныеи газораспределительные станции сооружаются установки по очисткегаза от механических примесей: масляные и сухие пылеуловители,

в

висциновые фильтры, шаровые масляные газоочистители (скруббо-сферы), адсорберы и др. В СССР применяются установки с масля-ными пылеуловителями и висциновыми фильтрами. В последнеевремя начали находить применение циклонные сепараторы.

Масляные цилиндрические пылеуловители устанавливаются груп-пами на головных сооружениях магистральных газопроводов, накомпрессорных и газораспределительных станциях. Количествопылеуловителей определяется рас-четом в зависимости от необходи-мой производительности, но долж-но быть не менее двух.

На ГРС используются большейчастью пылеуловители диаметром1000, 1200, 1400 и 1600 мм, накомпрессорных станциях и голов-ных сооружениях — пылеулови-тели диаметром 2400 мм. На ГРСс малой производительностью при-меняются висциновые фильтры.

Пылеуловители испытываютсяна давление 70 кГ/см2 и пред-назначены для неагрессивнойсреды с температурой не свыше70° С. Пылеуловители диаметромдо 1600 мм рассчитываются нарабочее давление 64 кГ/см2, диа-метром 2400 мм — на рабочеедавление 55 кГ/см2.

Масляный пылеуловитель(рис. 1) представляет собой верти-кальный цилиндрический сосуд сосферическими днищами, рассчи-танный на максимальное рабочеедавление газа в газопроводе.Диаметр пылеуловителей 400—2400 мм, а высота соответственно5,1-8,8 м.

Пылеуловитель состоит из трех секций: нижней промывочной А(от нижнего днища до перегородки 5), в которой все время поддер-живается постоянный уровень масла; средней осадительной Б (отперегородки 5 до перегородки 6), где газ освобождается от крупныхчастиц масла, и верхней отбойной В (от перегородки 6 до верхнегоднища), где происходит окончательная очистка газа от масла.

Внутри пылеуловителя имеются устройства, обеспечивающиеконтактирование газа с маслом и отделение твердых и жидкихчастиц от газа.

Работа пылеуловителя заключается в следующем. Очищаемыйгаз через газоподводящий патрубок 10, ударяясь о козырек 9, входит

7

Рис. 1. Масляный пылеуловитель.

в пылеуловитель, где в связи со снижением скорости из него выпадаюти осаждаются наиболее крупные частицы пыли и жидкости. Далеегаз поступает в контактные трубки 4, ниже которых на определенномуровне находится смачивающая жидкость (масло), и проходит в оса-дительную секцию Б. Проходя через контактные трубки со значи-тельной скоростью, газ увлекает за собой масло, которое, промываяего, соединяется со взвешенными частицами пыли и механическихпримесей.

В осадительной секции скорость газа резко снижается; выпада-ющие при этом крупные частицы пыли и жидкости в виде шлака по

5

Гт3

X

i

г-

f

73

Т

Рис. 2. Схема очистки газа масляными пылеуловителями.

дренажным трубкам 11 стекают вниз. Наиболее мелкие частицы изосадительной секции газовым потоком уносятся в верхнюю скруб-берную секцию В. Скрубберная секция состоит из десяти рядовперегородок, расположенных в шахматном порядке. Проходя в лаби-ринте перегородок и ударяясь о них, газ совершает много поворотов.Благодаря этому частицы масла осаждаются на швеллеровых пере-городках 8 и затем стекают на дно скрубберной секции, с которойпо дренажным трубкам 11 спускаются в нижнюю часть пылеулови-теля. Очищенный газ через газоотводящий патрубок 7 выходитв газопровод.

Осевший на дне пылеуловителя шлам периодически (через 2—3месяца) удаляют через люк 12. Осевшее внизу загрязненное маслоудаляют продувкой через трубу 1 в отстойник. Взамен загрязненногомасла в пылеуловитель по трубам 2 из маслоотстойника доливаетсядо нормы свежее очищенное масло. Продувка производится в зимний.период не реже одного раза в сутки или по мере подъема уровнямасла, если он поднимается выше нормального быстрее чем за 24 ч.Полная очистка пылеуловителя через люк производится 3—4 разав год. Контроль за маслом в пылеуловителе ведется по шкале ука-зателя уровня 5 V

8

Загрязненное масло периодически очищают и заменяют по схеме,указанной на рис. 2. В состав установки для очистки газа кромегруппы масляных пылеуловителей 1 входят отстойники 2, пред-назначенные для отстоя отработанного масла с целью повторногоего использования. Отстой сливается в передвижную емкость 4объемом 3—5 м3. ^

Масляный аккумулятор 3 предназначен для заправки пылеуло-вителей свежим маслом, закачиваемым в аккумулятор насосом 7 иземкостей 5, 6. Масло из аккумулятора в пылеуловители подается

Рис. 3. Общий вид установки пылеуловителей на компрессор-ной станции.

самотеком за счет разности высотных отметок, так как при этомаккумулятор заполняется газом с давлением, равным давлениюв пылеуловителе. Количество заливаемого масла в пылеуловительдиаметром 2400 мм не превышает 1,5—2,0 иг.

В качестве смачивающей жидкости в масляных пылеуловителяхприменяется соляровое масло марки Л, ГОСТ 1666—51. Расходмасла допускается не свыше 25 г на 1000 м3 газа.

На рис. 3 показан общий вид установки пылеуловителей накомпрессорной станции.

Пропускная способность масляного пылеуловителя может бытьориентировочно рассчитана по формулам

где QCT — максимальная пропускная способность пылеуловителяпри стандартных условиях, м3/сутки; QH — то же, при нормальныхусловиях; D — внутренний диаметр пылеуловителя, м; р — рабочее

давление газа в пылеулови-теле, кГ/см2; , — плотностьсмачивающей ЖИДКОСТИ, кг/ж3;

— плотность газа при рабочихусловиях, кг/ж3; Т — темпера-тура газа в пылеуловителе, °К.

Техническая характеристикамасляных пылеуловителей раз-личных диаметров приведенав табл. 2.

Висциновые фильтры (рис. 4)( состоят из корпуса, входного и

выходного штуцеров и фильт-рующей секции, заполненнойкольцами Рашига размером15 X 15 X 0,2 или 25 X 25 XX 0,5 лш, смоченными в висци-

новом масле (ГОСТ 7611—55).Газ, проходя по извили-

нам колец, изменяет свое на-правление, и пылинки прили-пают к смоченной висциновыммаслом поверхности. Фильтрыочищают, промывая кольцав керосине или в горячем содо-вом растворе.

Висциновые фильтры выпу-скаются диаметром 500, 600 и1000 мм. Их пропускная спо-собность рассчитывается подопускаемой скорости движе-ния газа, которая принимаетсядо 1 м/сек при полном сечениифильтра. Производительностьфильтров и пылеуловителей взависимости от диаметра и ра-бочего давления представленана рис. 5, 6.

§ 2. ОСУШКА ГАЗА

В горючих газах обычносодержатся водяные пары. Ко-личество водяных паров в еди-нице объема или веса газа назы-вается абсолютной влажностью,которая выражается в граммахна кубометр или в граммах накилограмм газа.

Охл. Soda

Конденсат 8-СХНЙ-М—канализацию

Рис. 8. Технологическая схема установки осушки газа.

1 — вход газа; 2 — выход газа; 3 — абсорбер (контактор); 4 — холодильник; 5 — трубо-провод ДЭГ; 6 — секции теплообменников; 7 — выветриватель; 8 — промежуточная емкостьДЭГ; 9 — насос; ю — десорбер (выпарная колонна); 11 — испаритель; 12 — насос; 13 —конденсатор; 14 — емкость конденсата; 15 — насос орошения выпарной колонны; 16 — ва-

куум-насос.

Наиболее часто в качестве сорбента применяется диэтиленгли-коль 95—97%-ной концентрации.

«/На рис. 8 приведена технологическая схема по осушке газа ДЭГ.Газ, идущий с газовых промыслов, пройдя установку пыле-

уловителей и пункт замера, по газопроводу 1 поступает в абсор-бер 3. Сначала газ идет в нижнюю скрубберную секцию, где очи-щается главным образом от взвешенных капель жидкости, и, про-

14

ходя через тарелки, поднимаетсявверх. Число колпачковых таре-лок в абсорбере от 4 до 10. На-встречу потоку газа протекает95—97%-ный раствор ДЭГ, вводи-мый в абсорбер насосом 9. Осу-шенный вследствие контакта с рас-твором газ проходит через верх-нюю скрубберную секцию, гдеосвобождается от захваченных ка-пель раствора, и по газопроводу 2направляется в магистраль. Насы-щенный раствор, содержащий6—8% влаги, с нижней глухойсборной тарелки абсорбера по-ступает в теплообменники 6, гденагревается встречным потокомрегенерированного раствора, и за-тем в выпарную колонну (десор-бер) 10, где производится регене-рация раствора. Затем растворДЭГ подогревается в испарителе11 и из него выпаривается влагав

Регенерированный раствор ДЭГнасосом 12 прокачивается черезтеплообменники 6, где он отдаеттепло встречному потоку насы-щенного раствора, поступающегов десорбер, затем для дальней-шего понижения температуры про-ходит через холодильник 4 в про-межуточную емкость 8, откуданасосом 9 закачивается опятьв абсорбер.

Водяной пар из регенерацион-ной колонны поступает в конден-сатор 13, где основная часть егоконденсируется и подается в ем-кость конденсата 14 В этой емко-сти газ отсасывается из конденсатавакуум-насосом 16 и направляетсяна сжигание.

Рис. 9. Абсорбер тарельчатого типа.

1 — дренажная труба; 2 — нижняя скруб-берная насадка; 3 — колонна; 4 — тарелкадля сбора ДЭГ; 5 — колпачковая тарелка;в — сетка; 7 — верхняя скрубберная насад-ка; 8 — выходной патрубок; В — отбойник!

10 — входной патрубок.

Часть полученной воды, содержащей диэтиленгликоль (реф-люкс), подается в верхнюю часть колонны насосом 15 для пониже-ния температуры, что является необходимым для конденсации паровДЭГ и сбора конденсата.

Рис. 10. Испаритель.

1 — вход раствора ДЭГ; г — корпус; 3 — трубная решетка; 4— вы-ход парой ДЭГ; 5 — отбойник чара; в — вход пара; 7 — кипятиль-ные трубы; 8 — отбойник конденсата; 9 — выход конденсата,

10 — сферическое днище.

Установка осушки газа должна быть оборудована соответству-ющими контрольно-измерительными приборами и регулирующейаппаратурой. Уровень раствора ДЭГ в абсорбере и десорбере под-держивается автоматически регулятором уровня.

16

На установке по осушке газа жидким поглотителем используютследующую аппаратуру.

Абсорбер (контактор) и десорбер (выпарная колонна), применя-емые на головных сооружениях магистральных газопроводов дляосушки газа, являются, как правило, колоннами тарельчатоготипа. Диаметр и высота колонн выбираются в соответствии с проек-том, так как от этих параметров зависит скорость движениягаза и раствора ДЭГ.

На рис. 9 показан контактор тарельчатого типа диаметром2400 мм на рабочее давление 55 кГ/см2.

Рис. 11. Кожухотрубный теплообменник.

Давление газа в контакторе замеряется манометром, которыйустанавливается против нижней скрубберной секции. Контактори его тарелки должны осматриваться и очищаться не реже одногораза в год, а в некоторых случаях и чаще.

Выпарная колонна (десорбер) — значительно меньшего диа-метра, чем контактор, и меньшей высоты. Давление паров и темпе-ратура в десорбере, а также уровень ДЭГ поддерживаются соответ-ствующими регуляторами.

Испаритель представляет собой теплообменник, предназначенныйдля испарения влаги, находящейся в растворе ДЭГ. Раствор ДЭГпротекает по трубам, а водяной пар — по межтрубному простран-ству. На рис. 10 приводится испаритель десорбера с поверхностьюнагрева 25 м2.

Теплообменники состоят из кожухотрубных секций с различнымколичеством трубок в зависимости от требуемой поверхности на-грева. В трубном пространстве секции теплообменника проходитхолодный насыщенный раствор ДЭГ из контактора, в межтрубномпространстве — горячий раствор его из десорбера.

Контактор, испаритель и теплообменники являются сосудамивысокого давления и должны в соответствии с этим регистрироватьсяв органах Госгортехнадзора.

2 II. Я. Котляр, В. М.'^иляк

На рис. 11 показан теплообменник с поверхностью нагрева 125 ж2.Конденсатор представляет собой горизонтальный кожухотруб-

ный теплообменник. По межтрубному пространству обычно пропус-кается паро-газовая смесь, по трубному — вода. Трубное простран-ство выполняется многоходовым.

Насосы. На установках осушки газа применяются паровые,поршневые и центробежные насосы различных конструкций.

Технологические показатели работы современных установок поосушке газа ДЭГ следующие:

Рабочее давление газа, кГ/см* 55Температура газа в абсорбере, °С 42Точка росы осушенного газа, РС —7Скорость газа в абсорбере, м/сек 0,24Концентрация раствора ДЭГ на входе в абсорбер, % 98.5Количество подаваемого раствора на 1000 мЗ газа, л 48,3Концентрация раствора ДЭГ на выходе из абсорбе-

ра, % 96,3Температура ДЭГ на выходе из десорбера, °С . . . 126Температура входа в десорбер, °С 71,6Абсолютное давление в десорбере, мм рт. ст. . . 250Количество рефлюкса, л/ч 466Температура рефлюкса, °С 30Температура в испарителе, °С 154Абсолютное давление в испарителе, мм рт. ст. . . 250Концентрация раствора на выходе испарителя, % 98,5Температура регенерированного ДЭГ на входе в кон-

тактор, °С 30Расход насыщенного водяного пара, т/ч 2,1Избыточное давление водяного пара, мм рт. ст. 13Потери ДЭГ на 1000 ж8 газа, г 25—30

Следует отметить, что широко применяемый для осушки газа зарубежом триэтиленгликоль (ТЭГ) имеет значительные преимуществаперед диэтиленгликолем. Основные преимущества ТЭГ следующие:а) возможность получения газа с более низкой точкой росы, б) воз-можность регенерации ТЭГ при атмосферном давлении до болеевысокой концентрации, в) меньшая упругость паров ТЭГ по сравне-нию с ДЭГ, что соответственно уменьшает его потери (в 8—10 раз).

Осушка газа твердыми поглотителями

Установки для осушки газа с твердыми поглотителями (адсор-бентами) на головных сооружениях магистральных газопроводовимеют значительно меньшее распространение, чем установки с жид-кими поглотителями. В качестве адсорбентов применяются активи-зированная окись алюминия, боксит, флюорит и силикагель. В табл. 3приведены характеристики адсорбентов, применяемых для осушки

газа.Технологическая схема промышленной установки по осушке

газа твердыми поглотителями показана на рис. 12. Установка со-стоит из группы адсорберов (не менее двух), подогревателя газаи теплообменников. Сам технологический процесс значительно

18

Рис. 12. Технологическая схема осушки газа погло-тителями.

проще, чем на установках с жидким поглотителем. Влажный, под-лежащий осушке газ проходит через пылеуловитель 7, где очи-щается от песка, пыли и различных механических примесей. Затемгаз поступает в адсорбер 2, где пропускается через один или не-сколько слоев адсорбента. На каждой установке осушки должнооыть не менее двух адсорберов, из которых один находится в работе,а второй на регенерации и охлаждении. Регенерация адсорбентапроизводится следующим образом. Определенное количество газа,требуемое для регенерации адсорбента, отводят из линии сухогогаза в коммуникации регенерационной системы. Компрессором 4газ подается в подогреватель 3, где он нагревается до 180—200° С,

19

затем поступает в адсорбер, где и происходит регенерация адсор-бента. По выходе из адсорбера регенерационный газ, насыщенныйбольшим количеством водяных паров, поступает в холодильник 6,а затем в сепаратор 5, где из него выделяется влага, поглощенная имиз адсорбента. Из сепаратора газ опять подается компрессором 4в адсорбер 2 для регенерации адсорбента.

Циклы регенерации газа продолжаются до полного извлечениявлаги из адсорбента. После окончания цикла регенерации адсорберподключается в работу, а второй адсорбер становится на регене-рацию.

Продолжительность цикла насыщения составляет 10—20, а охла-ждения — 4—8 ч. Для получения более глубокой осушки газажелательно не допускать полного насыщения влагой адсорбента.

Продолжительность службы адсорбента зависит от его качества,состава и загрязненности газа и колеблется от 3 до 6 лет.

На магистральных газопроводах широко применяются неболь-шие установки по осушке газа твердыми поглотителями. Установкипредназначены для осушки природного газа, подаваемого на узлыуправления кранами с пневмоприводом.

Низкотемпературная сепарация газа

Низкотемпературная сепарация газа основана на свойстве газовсамоохлаждаться при их дросселировании. Вследствие охлажденияпроисходит конденсация тяжелых углеводородов и воды и отделениеих от газа. В СССР многие из газовых месторождений являютсягазоконденсатными. К ним можно отнести почти все месторожденияКраснодарского края, Газлинское месторождение в Узбекской ССР,Шебелинское месторождение Украинской ССР, Вуктылское КомиАССР и некоторые другие.

Как уже отмечалось, сбор газа на промыслах газоконденсатныхместорождений и в особенности его транспортировка представляютзначительные трудности, так как скопление конденсата в низкихместах способствует образованию гидратных пробок. При попада-нии газового конденсата в центробежные нагнетатели происходятсильные гидравлические удары, что может повлечь серьезную ава-рию. Поэтому перед подачей газа с конденсатом в газопровод необ-ходима осушка его и возможно более полное удаление конденсатаиз газа.

Осушка газа при помощи низкотемпературной сепарации широкоприменяется на газоконденсатных месторождениях с большимпластовым давлением. В последнее время этот метод находит такжеприменение на магистральных газопроводах, транспортирующихгаз из газоконденсатных месторождений.

Схема действия установки низкотемпературной сепарации пока-зана на рис. 13. Выходящий из скважины газ без дросселированияна головке скважины по шлейфу подходит к установке и поступаетво влагосборник 2, где он проходит предварительную очистку и где

20

частично отделяется капельная влага. Частично очищенный газпопадает в теплообменник 4, в котором он охлаждается холоднымгазом из сепаратора 7, и подходит к штуцеру 6 с более низкой темпе-ратурой. Охладившийся в теплообменнике газ перед штуцером сновавыделяет часть жидкости в гидроуловителе 5. Во избежание образо-вания гидратов перед теплообменником 4 в газ впрыскиваетсяметанол или диэтиленгликоль. Далее газ проходит через штуцер 6,

Рис. 13. Схема установки низкотемпературной сепарации.

1 — отвод; 2 — влагосборник; 3 — бачок для метанола; 4 — теплооб-менник; 5 — гидроуловитель; в — штуцер; 7 — сепаратор; 8 — кон-

денсатосборник; 9 — рубашка для обогрева емкости.

дросселируется, снижает температуру и, входя в сепаратор 7, выде-ляет оставшуюся жидкость, которая сливается в конденсатосбор-ник 8, находящийся под сепаратором. В некоторых случаях в кон-денсатосборнике делается рубашка 9, которая обогревается посто-ронними теплоносителями (пар, горячая вода, отходящие газы).Это позволяет поддерживать в конденсатосборнике температуру,необходимую для разложения кристаллогидратов V

§ 3. ОДОРИЗАЦИЯ ГАЗА

Большинство природных и попутных газов, транспортируемыхпо магистральным газопроводам, не имеет запаха. Поэтому трудносвоевременно обнаружить наличие газа в помещении или местоутечки его в газопроводе. Для предотвращения возможных утечекперед закачкой в магистральный газопровод газу придают специфи-ческий запах.

Вещества, при помощи которых газам придается специфическийзапах, называются одорантами.

Реагенты, используемые для одоризации горючих газов, должныобладать следующими свойствами:

1) сильным (даже при малых концентрациях), резким и доста-точно характерным запахом, отличающимся от других запахов,возможных в жилых и других помещениях;

21

2) физиологической безвредностью при тех концентрациях, кото-рые нужны для создания ощутимого запаха;

3) не должны агрессивно действовать на металлы и материалыгазовых сетей и приборов, с которыми приходит в соприкосновениеодорированный газ;

4) возможно меньшей растворимостью в воде и других веществах,способных конденсироваться в газопроводах (смола, газовый бензин);

5) достаточно высокой упругостью паров;6) не должны слишком сильно поглощаться почвой, а в помеще-

нии не должны создавать стойкий, медленно исчезающий запах;7) продукты горения одоранта не должны заметно ухудшать

санитарно-гигиенические условия в кухнях и других помещениях,где газ сжигается открытым пламенем, т. е. без отвода продуктовгорения в дымовые каналы и трубы.

Изложенным требованиям в значительной мере удовлетворяютвещества, приведенные в табл. 4.

Удельный расход одоранта зависит от его качества, от нижнегопредела взрываемости одорируемого газа, от токсичности газа,климатических условий и некоторых других факторов.

Запах одоранта, содержащегося в газе, должен ощущаться чело-веком с нормальным обонянием при объемном содержании газав воздухе помещения, не превышающем V8 нижнего предела взры-ваемости.

В табл. 5 приведены сигнальные нормы концентрации горючихгазов в воздухе.

По данным табл. 5 подсчитаны необходимые среднегодовыенормы впрыскивания в газопровод различных одорантов на 1000 м3

природного газа (табл. 6).В газовой промышленности СССР в качестве одоранта наиболее

широкое распространение получил этилмеркаптан.' . Из прак-тики применения зтилмеркаптана (так же, как и некоторых других

22

одорантов) известно, что восприятие запаха с повышением темпера-туры возрастает. Это обстоятельство следует учитывать при одори-зации газа в холодных и жарких районах страны. Кроме того, расхододоранта в летний период может быть снижен по сравнению с расхо-дом его зимой.

Одоризация газа, как правило, производится в головной частигазопровода. Одорированный газ, проходя по трубам довольнозначительные расстоянрш, приходит к конечным потребителямс начальной степенью одоризации. Только в начальный периодэксплуатации вновь построенного газопровода одорант будет те-ряться за счет реакции его с окислами металла внутренней поверх-ности труб, и степень одоризации газа заметно снизится. Периоднасыщения одорантом внутренней поверхности труб продолжаетсяот 6 до 12 месяцев. В этот период необходимо подавать в газопроводповышенное количество одоранта. В тех случаях, когда газ на голов-ных сооружениях не одоризируется, это производится на газорас-пределительных станциях, подающих газ бытовым потребителям.

Одоризационные установки

Для ввода одоранта в газопровод в настоящее время применяютсяодоризационные установки различных типов.

Барботажная одоризационная установка работает по принципунасыщения части отведенного потока газа парами одоранта в барбо-

23

тажной камере. Схема работы одоризационной установки барботаж-ного типа приведена на рис. 14.

Создаваемый диафрагмой 1 перепад давления обеспечивает поступ-ление газа по трубе 2 в барботажную камеру 4 одоризатора; вводнаятрубка 6 заканчивается в этой камере барботажным колпачком 7,опущенным в слой одоранта. Камера 4 установлена внутри горизон-тального цилиндрического корпуса одоризатора 3. Из камеры насы-щенный одорантом газ проходит вдоль корпуса и за отбойной пере-городкой 15 выходит в основной газопровод 17. Уровень одорантав камере 4 поддерживается постоянным при помощи поплавковогорегулятора 5, автоматически обеспечивающего подачу одорантав камеру из емкости 9, в которой хранится расходный его запас.

Рис. 14.. Схема барботажного одорпзатора.

Емкость 9 (вертикальный цилиндрический резервуар) установленанепосредственно на корпусе одоризатора; по мерному стеклу 14ведут наблюдение как за общим наличием одоранта, так и за егорасходом в процессе одоризации. Трубка 10 служит для выравнива-ния давления в резервуаре, которое контролируется манометром 11.Вентиль 13 предназначен для выпуска газа при периодическом запол-нении емкости одорантом. При помощи вентиля 16 в конце сменывыпускают механически увлеченный жидкий одорант, количествокоторого учитывают при расчете расхода на процесс.

Резервуар наполняется пневматически. Бочку с одорантом с однойстороны соединяют с газопроводом через штуцер с вентилем 18,а с другой стороны — при помощи гибкого шланга со штуцером 12резервуара. Под давлением газа жидкость перетекает в резервуар.Вентиль 8 служит для опорожнения емкости (в случае необходи-мости) .

Степень одоризации газа регулируют при помощи вентиля 19,изменяя количество газа, проходящего через одоризатор, при пере-

24

паде давления, создаваемого диафрагмой 1. Если при полностьюоткрытом вентиле 19 степень одоризации газа недостаточна, то нужнозаменить диафрагму 1 на диафрагму с меньшим отверстием, увели-чив тем самым перепад давления.

Установка с капельным одоризатором служит для ввода одорантав газопровод в виде капель или тонкой струи. На рис. 15 показанасхема капельного одоризатора.

Из промежуточной емкости 9 одорант под давлением газа черезфильтр 2 поступает в одоризатор 4. Газ в промежуточную емкостьподается непосредственноиз магистральнрго газо-провода 1. Одоризаторимеет два бачка. Один изних является рабочим,второй в это время напол-няется одорантом или на-ходится в резерве. Уро-вень одоранта в рабочемсосуде проверяется по мер-ному стеклу 5. Расход одо-ранта устанавливают почислу подаваемых капельв единицу времени. Длянаблюдения за режимомввода одоранта в газопро-вод имеется смотровоеустройство (фонарь) 3.В промежуточную емкость.9 одорант сливается пнев- Рис. 15. Схема капельного одоризатора.

матпчески или же вручнуючерез воронку 8. Для не-больших ГРС капельныеодоризаторы выполняютсяс одним сосудом.

В последнее время на магистральных газопроводах стали внед-ряться автоматические одоризационные установки различных кон-струкций. Эти установки дают возможность полностью автоматизи-ровать работу газораспределительных станций, а также сократитьрасход одоранта.

Ниже приводится схема автоматической одоризационной уста-новки АОГ-ЗО, разработанной Саратовским институтом Восток-гипрогаз.

Автоматический одоризатор газа модели АОГ-ЗО предназначендля автоматического ввода одоранта в газ пропорционально егорасходу на газораспределительных станциях магистральных газо-проводов. Принцип действия одоризатора основан на замере вели-чины перепада давления на расходомерной диаграмме и преобразо-вании ее в величину хода плунжера насоса-дозатора одоранта.

25

1 — газопровод; 2 — фильтр; з — смотровое устрой-ство; 4 — расходный бачок; s — указатель уровня;в—7 — манометры; 8 — воронка; 9 — подземная

емкость.

На рис. 16 представлена схема одоризатора.Перепад давления от расходомерной шайбы 1 поступает в блок

преобразователя и насоса-дозатора 13, где перепад преобразуетсяв угол поворота профилированного кулачка, ограничивающего ходплунжера насоса-дозатора. Одорант из основной емкости 9 черезфильтр 11 и всасывающий клапан 12 поступает в насос и в заданнойдозировке через нагнетательный клапан 14 и распылитель 16 посту-пает в газопровод. Контроль за впрыском осуществляется по мано-метру 17.

Рис. 16. Схема автоматического одоризатора газа.

Калибровочная емкость 10 предназначена для контрольныхзамеров расхода одоранта в процессе эксплуатации.

Подача давления на привод насоса-дозатора осуществляетсясо стороны неодорированного газа. Газ под давлением через фильтр 2поступает в редуктор 3, где редуцируется до величины давленияпитания, которая контролируется по манометру 4. Затем газ черезклапан 5 поступает в реле времени 6, которое задает цикличностьработы насоса-дозатора, а следовательно, производительности доза-тора. Время одного цикла пневмореле регулируется с помощьюемкостей: регулируемой 8 и нерегулируемой 7.

Одоризатор дополнительно снабжен автоматически включа-ющейся аварийной капельницей 18. Переключение на аварршныйрежим осуществляется при помощи датчика давления 15, который

26

контролирует величину давления впрыска одоранта в газопровод,а в случае отклонения давления от заданного подает команду наклапан 5. Клапан перекрывает давление питания привода насосаи включает в работу аварийную капельницу, настроенную по сред-нему расходу газа на действующей ГРС. С переходом на капельнуюодоризацию подается аварийный сигнал.

Одоризация газа производится на газовых промыслах и на голов-ных сооружениях магистральных газопроводов. На ГРС при боль-шой протяженности магистральных газопроводов и на некоторых КСпроизводится доодоризация газа до необходимой концентрации.

Одоранты являются легкоиспаряющимися горючими жидкостями,причем их пары могут образовывать с воздухом взрывоопасныесмеси. Поэтому помещения, в которых монтируются одоризационныеустановки, относятся к категории взрыво- и пожароопасных; онидолжны быть изолированы от других помещений и иметь отдельныйвход. Хранить одоранты желательно в условиях низких температур,так как в этом случае выделяется меньше паров. Не рекомендуетсядержать бочки с одорантом на солнце. Особую осторожность следуетсоблюдать при переливании одоранта. Это нужно делать только наоткрытом воздухе, обязательно вдвоем и желательно в противо-газах.

На одоризационных установках необходимо иметь раствор хлор-ной извести или марганцовокислого калия для нейтрализацииодоранта в местах его попадания на пол или грунт.

Г л а в а II

ТЕХНОЛОГИЯ ТРАНСПОРТА ГАЗАПО

МАГИСТРАЛЬНЫМ ГАЗОПРОВОДАМ

§ 1. ОСНОВНЫЕ СООРУЖЕНИЯМАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

Под магистральным газопроводом следует понимать комплекссооружений, предназначенных для транспортировки природногоили попутного нефтяного газа от газовых или нефтяных промысловк потребителям газа (городам, поселкам, промышленным предприя-тиям и электростанциям). Имеются также магистральные газопро-воды, перекачивающие искусственный газ от газосланцевых иликоксогазовых заводов, как, например, Кохтла-Ярве — Таллин и не-которые другие.

Длина магистрального газопровода может составлять от десятковдо нескольких тысяч километров. Большинство газопроводов, соору-женных с 1958 г., имеет диаметр труб от 720 до 1220 мм.

При увеличении диаметра труб наряду со значительным увели-чением производительности транспортировки газа играет большуюроль экономия металла, снижаются затраты на строительство иэксплуатацию газопроводов. В связи с этим для сооружения системыгазопроводов Западная Сибирь — Центр будут применены трубыдиаметром до 2500 мм, а производительность этой системы будетизмеряться сотнями миллиардов кубических метров в год.

В табл. 7 приводятся относительные технико-экономическиепоказатели газопроводов в зависимости от диаметра труб.

Таблица 7. Технико-экономические показателимагистральных газопроводов

Показатели

Производительность

Удельные металловложения .Удельные капиталовложения

1020

1,01,01,01,01,0

Диаметр

1220

1,61,421,250,840,79

газопровода, мм

1420

2,371,951,710,820,72

2000

5,944,003,820,670,64

2500

10,56,136,150,570 58

28

Газ по газопроводу движется либо при помощи пластового давле-ния, либо при помощи компрессорных станций, расположенных вдольгазопровода. Расстояния, на которых должны располагаться ком-прессорные станции, определяются гидравлическим расчетом.

Магистральный газопровод представляет собой сложное инженер-ное сооружение в состав которого входят:

1) головные сооружения;2) стальной трубопровод с ответвлениями, запорной арматурой

и линейными сооружениями;3) компрессорные станции (КС);4) газораспределительные станции (ГРС);5) дома линейных ремонтеров и аварийно-ремонтные пункты

(АРП);6) устройства линейной и станционной связи;7) устройства катодной, протекторной и дренажной защиты;8) подземные хранилища газа (ПХГ);9) вспомогательные сооружения.

Головные сооруженияГоловные сооружения располагаются вблизи газовых промыслов

и в своем составе имеют установки по очистке, осушке и одоризациигазов. Работа этих установок подробно рассмотрена в гл. I.

Магистральный газопровод

После головных сооружений очищенный и осушенный газ поступаетв магистральный газопровод. Магистральный газопровод может бытьпостоянного и переменного диаметра. В некоторых случаях онсостоит из двух или нескольких газопроводов, уложенных парал-лельно по одной трассе.

В зависимости от рабочего давления СНиП П-Д-10-62 устанавли-вают три класса магистральных газопроводов: 1) высокого давленияпри рабочем давлении выше 25 кГ/см2; 2) среднего давления прирабочем давлении выше 12 до 25 кГ/см2 включительно; 3) низкогодавления при рабочем давлении до 12 кГ/см2 включительно.

В настоящее время максимально допустимое рабочее давлениев магистральных газопроводах 55 кГ/см2.

Однако анализ зависимости относительно {стоимости строитель-ства линейной части магистральных газопроводов от рабочего давле-ния показал, что значительное снижение удельных затрат на линей-ную часть магистрального газопровода (при постоянном его диа-метре) может быть достигнуто при повышении в нем' давления до75—100 кГ/см2. В соответствии с этим принято решение увеличитьпропускную способность магистральных газопроводов путем повы-шения рабочего давления в них до 75 кГ/см\ Этим же решениемпредусматривается в 1972 г. выпуск выеркопрочных труб, запорнойарматуры и центробежных нагнетателей, обеспечивающих рабочеедавление в 75 кГ/см".

29

Для отключения отдельных участков газопровода на магистраль-ном газопроводе предусматривается установка отключающей арма-туры, на расстоянии не более чем через 25 км.

Кроме того, установка отключающей арматуры обязательнав следующих местах: а) на обоих берегах водных преград при пере-сечении их газопроводом в две нитки и более; б) при каждом ответ-влении магистрального газопровода; в) по обеим сторонам проез-жего автомобильного моста при прокладке по нему газопровода;г) на участках газопроводов, примыкающих к компрессорнымстанциям, на расстоянии 500—700 м от границ территории компрес-сорной станции (краны безопасности).

Линейные краны на магистральных газопроводах устанавливаютсяс ручным пневматическим или пневмогидравлическим приводом.

Для опорожнения газопровода на обеих сторонах участков междуотключающей арматурой устанавливаются продувочные свечи (нарасстоянии не менее 5 м от отключающей арматуры при диаметрегазопровода до 500 мм и не менее 1 5 л — при диаметре газопроводаболее 500 мм).

Высота продувочной свечи должна быть не менее 3 м от уровняземли. Ее диаметр определяется исходя из условия опорожненияучастка газопровода между запорными кранами в течение 1,5—2 ч.

Для контроля наличия конденсата и выпуска его на магистраль-ных газопроводах устанавливаются конденсатосборникн.

Узлы управления арматурой конденсатосборников помещаютсяв наземных вентилируемых киосках, выполненных из несгораемыхматериалов.

Дома линейных ремонтеров

Вдоль трассы газопровода через 20—25 км располагаются домалинейных ремонтеров. На пересеченной местности при наличии рек,болот, искусственных сооружений, а также при тяжелых климатиче-ских условиях района дома линейных ремонтеров могут распола-гаться и чаще. Линейные ремонтеры имеют телефонную связь какс ближайшей компрессорной станцией или аварийно-ремонтнымпунктом, так и между собой.

На новых газопроводах, проходящих по пустынным и полупу-стынным районам, дома для линейных ремонтеров не предусматри-ваются. Трасса осматривается в основном с вертолетов линейныммастером или начальником ремонтно-восстановительной службы.

Для предохранения металла труб от коррозии на газопроводахсооружается непрерывно действующая электрозащита. .Для предо-хранения от почвенной коррозии применяется катодная или протек-торная защита, а от блуждающих токов — электродренажная защита.

Для оперативного руководства перекачкой газа вдоль газопро-вода сооружается селекторная или радиорелейная высокочастотнаясвязь.

На рис. 17 представлена схема магистрального газопровода.

30

Следует отметить, что при наличии большого пластового давленияна скважинах промысла в первый период эксплуатации головнаякомпрессорная станция не строится. В дальнейшем при понижениипластового давления при го-ловных сооружениях стро-ятся дожимные компрессор-ные станции.

Магистральный газопро-вод и ответвления от негозаканчиваются газораспреде-лительной станцией (ГРС).

Компрессорные станции

В результате гидравли-ческого сопротивления в тру-бопроводе давление вдольнего падает. В связи с этимна магистральных газопрово-дах сооружаются компрес-сорные станции, предназна-ченные для повышения да-вления до величин, опреде-ляемых прочностью металлатруб. При этом пропускнаяспособность газопровода зна-чительно возрастает.

На компрессорных стан-циях имеются: один илинесколько компрессорныхцехов; электростанция илитрансформаторная подстан-ция; система водоснабженияс насосными станциями I и IIподъема, циркуляционнойсистемой охлаждения ком-прессорных агрегатов, водо-напорной башней, градир-ней и резервуаром для хра-нения пожарного запасаводы; узел дальней и внут-ренней связи; установка порегенерации масел со скла-дом горюче-смазочных ве-ществ; химическая лабора-тория; котельная; механиче-ская мастерская; установкамасляных пылеуловителей;

31

приемные и нагнетательные коллекторы газа с отключающей арма-турой; автотранспортный парк и материальный склад.

На рис. 18 показан генплан промежуточной компрессорнойстанции, оборудованной центробежными нагнетателями с газотур-бинным приводом.

Р и с . 18. Генплан промежуточной компрессорной станции с газотурбиннымприводом: а — газ высокого давления, б — газ низкого давления, в — водо-

провод, г — к а н а л и з а ц и я , д — теплотрасса.

I — проходная; 2 — административное здание с узлом смазки; 3 — котельная, механическаямастерская, гараж; 4 — трансформаторная подстанция; S — водонапорная башня; 6 — на-сосная станция II подъема; 7 — резервуар для воды емкостью 500 м"\ 8 — ГРС; 9 — химлабо-ратория; ю — компрессорный цех; 11 — пылеуловитель; 12 — односекционная градирня!

13 — материальный склад; 14 — септик; 15 — хлораторная.

На магистральных газопроводах для перекачки газа применяютсядва вида компрессорных станций, имеющих разные технологическиесхемы:

а) оборудованные газомоторными поршневыми компрессорами;б) оборудованные центробежными нагнетателями с приводом

от газовых трубин или электродвигателей.

32

На рис. 19 даны примерные технологические схемы промежуточ-ных компрессорных станций, оборудованных газомоторными ком-прессорами и центробежными нагнетателями. Как видно из рисунков,технологическая схема зависит от типа оборудования, установлен-ного для компрпмирования газа.

Поршневые компрессоры, как правило, включаются параллельно.Турбокомпрессоры в зависимости от расхода газа или необходимойстепени сжатия могут включаться как параллельно, так и последо-вательно, а также отдельными группами, последовательно-парал-лельно.

на жилой поселок идругие объекты

На собственныеi нужды станции

Рис. 19. Технологическая схема компрессорной станциис поршневыми газомоторными компрессорами (я) п центро-

бежными нагнетателями (б).

1 — пылеуловители; 2 — установка редуцирования газа; 3 — газо-мотокомпрессор или центробежный нагнетатель.

Нa магистральных газопроводах в основном применяются газо-моторные компрессоры типа 10ГК мощностью 1000 л. с, изготовля-емые заводом «Двигатель революции». Они устанавливаются толькона газопроводах сравнительно малой производительности или жена компрессорных станциях, работающих на переменном режиме.

С 1950 г. в связи с бурным развитием газовой промышленностии все возрастающими требованиями транспортировки большихколичеств газа начали внедряться турбокомпрессоры — центро-бежные нагнетатели с приводом от газовых турбин и электродвига-телей.

3 И. Я. Котляр, В. М. Пиляк 33

Турбокомпрессорные агрегаты имеют значительные преимуществаперед газомоторными компрессорами. Так, например, если мощностьгазокомпрессора 10ГК составляет 1000 л. с, то мощность газовыхтурбин ГТ-700-4 и ГТ-700-5, являющихся приводом центробежногонагнетателя, более 5000 л. с. Максимальный к. п. д. 10ГК состав-ляет 23%, а к. п. д. газотурбинных двигателей достигает 26%.

В последние годы промышленностью выпущено несколько новыхтипов газовых турбин, применяющихся для привода центробежныхнагнетателей различной производительности. Это газовые турбиныГТ-750-6 мощностью 6000 кет и ГТК-10 мощностью 10 000 кетНевского машиностроительного завода им. В. И. Ленина, газоваятурбина ГТУ-6 мощностью 6000 кет Свердловского турбомоторногозавода.

В настоящее время готовятся к выпуску агрегаты ГТУ-16 мощ-ностью 16 000 кет Свердловского турбомоторного завода и ГТК-25мощностью 25 000 кет Невского машиностроительного заводаим. В. И. Ленина.

Газораспределительные станции (ГРС)

Газораспределительные станции сооружаются в конце каждогомагистрального газопровода или ответвления от него и предназна-чаются для следующих целей:

а) снижения давления газа до требуемого и поддержания этогодавления в заданных пределах;

б) дополнительной очистки газа от механических примесей;в) дополнительной одоризации поступающего к потребителям

газа;г) учета и регулирования расхода газа, отпускаемого потреби-

телям;д) защиты газопроводов от недопустимого повышения давления.Газораспределительные станции имеют входное давление от

30 до 55 кГ/см2, а выходное давление в зависимости от потребите-лей — от 3 до 26 кГ/см2.

ГРС могут сооружаться для снабжения одного или несколькихпотребителей. Сооружаются они в настоящее время как по типовымпроектам Гипрогаза (ТР-884, ТР-885 и ТР-886), так и по индиви-дуальным проектам.

Типовой проект ТР-884 — проект автоматизированной ГРС с на-домным обслуживанием, производительностью до 100 и 170 тыс. м3/ч(при давлении газа на входе 10 кГ/см2) соответственно с одними с двумя потребителями. Проект содержит набор чертежей отдель-ных узлов ГРС, из которых можно скомпоновать ГРС производитель-ностью от 20 до 200 тыс. м3/ч и более при входных давлениях осу-шенного газа от 8 до 64 кГ/см2. Для неосушенного газа по этомупроекту могут сооружаться ГРС при давлениях газа на входедо 20 кГ/см2. При давлениях на входе свыше 20 кГ/см2 и производи-тельности выше 50 тыс. м3/ч такие ГРС могут применяться только

34

с дополнительным подогревом регулирующих клапанов. По типо-вому проекту ТР-884 можно строить большое число ГРС как с одним,так и с двумя потребителями и с различной компоновкой технологи-ческого оборудования.

Схема ГРС на двух потребителей, выполненная по типовомупроекту ТР-884, представлена на рис. 20. Работа ГРС по данной

16

Услодные обозначения не предисмотвенные Г0СТ0МЭ923-59

Рис. 20. Типовая схема ГРС на двух потребителей по ТР-884: а — узел дистан-ционного управления краном, б — гидроприставка, в — газовый фильтр,

г — фильтр и редуктор приборные, д — переходник.

1—манометр показывающий ОБМГН-160; 2, 3, 4 — манометры показывающие ОБМ-160;5 — манометр U-образный ПР-620; 6,7 — манометр электроконтактный ЗКМ; 8,9 — термо-метр технический, ртутный; 10, 11 — диафрагма камерная ДКН-25; 10а, 10 , 11й, 11" —дифманометр поплавковый ДП-430; 12, 13 — регулятор давления РД или МСТМ-410 в ком-плекте с фильтром и редуктором; 125, 12е, 13й, 1-Зб, 13е — клапан регулирующий ВО типа К,ру = 64 кГ/см'; 14 — редуктор кислородный; 15 — регулятор низкого давления РД-32 илиРД-20; 16 — разделительный сосуд; 17 — разделительный сосуд с автоматическим запорнымклапаном; 18, 19, 20 — изолирующие фланцы. Расположение контрольно-измерительныхприборов на схеме: I — в помещении регулирования и на месте отбора показателей, II —в помещении расходомеров, III — на щите сигнализации ГРС, IV — на щитах в помещении

операторов.

схеме сводится к следующему. Газ из входного газопровода поетупаетв узел отключающих устройств и направляется на очистку в масля-ные пылеуловители или висциновые фильтры (в зависимости отпроизводительности ГРС). После очистки газ поступает в ниткиредуцирования одного и другого потребителей, где происходитснижение давления газа до заданных величин. Затем газ направ-ляется в выходные газопроводы потребителей, на каждом из которыхзамеряется и одоризуется газ. Схемой предусматривается возмож-ность непродолжительного снабжения газом потребителей в аварий-

3* 35

ных случаях или производстве ремонтных работ на ГРС по байпас-ным линиям, минуя ГРС. В этом случае газ дросселируют вручнуюпри помощи кранов. Для дополнительной защиты газопроводовпотреоителей от повышения давления на выходных нитках установ-лены пружинные предохранительные клапаны, через которые сбра-сываются излишки газа в атмосферу.

В последнее время для редуцирования газа при газоснабжениинебольших бытовых, промышленных и сельскохозяйственных объек-тов начали применяться автоматические газораспределительныестанции в шкафном исполнении (АГРС).

Рис. 21. Технологическая схема АГРС-1.1 — входной трубопровод; 2 — змеевик подогревателя; з — горелка инфракрасного излу-чения; 4 — терморегулятор; 5 — коллектор редуцирующего блока; в — электромагнитныйклапан; 7 — двухступенчатый редуктор; 8, 8а •— краны с пневмоприводом; 9, 9а — висцино-вые фильтры; 10, Юа — регуляторы давления первой ступени; и, На — регуляторы давле-ния второй ступени; is — выходной коллектор; 13 •— предохранительный клапан; 14 —объемный счетчик газа РС-1000; IS — капельная одоризационная установка; 16, 17 — им-пульсные механизмы повышения давления; 18 — импульсный механизм понижения давления;

19 — клапан сброса.

Эти АГРС полностью изготовляются в заводских условиях, нетребуют постоянного присутствия обслуживающего персонала и обес-печивают подачу газа от магистрального газопровода к потребителюс заданным давлением и нормальной одоризацией.

Работает АГРС-1 следующим образом (рис. 21). Газ из магистраль-ного газопровода через входной трубопровод 1 поступает в змеевикподогревателя 2, где нагревается горелками инфракрасного излуче-ния 3 и проходит в коллектор редуцирующего блока 5. Терморегу-лятор 4 поддерживает заданную температуру газа. Для отключения

36

горелок в случае погасания запальника предусмотрен электромаг-нитный клапан 6 типа ЭМК. Подача газа к горелкам низкого давленияосуществляется через двухступенчатый регулятор давления газа 7.

Из коллектора 5 газ через кран с пневмоприводом 8 (или 8а}и внсциновые фильтры 9 (или 9а) поступает в устройство редуциро-вания. Редуцирующая часть разделена на 2 нитки: рабочую и резерв-ную. В нормальном положении кран с пневмоприводом 8, располо-женный на входе рабочей нитки, открыт, а кран с пневмоприводом8а на входе резервной нитки — закрыт. Регулятор давления пря-мого действия 10 первой ступени снижает давление до 6 кГ/см".

Из регулятора давления первой ступени газ с давлением 6 кГ/см2

подходит к регулятору давления второй ступени 11.После снижения давления до заданного значения газ поступает

в коллектор 12, соединяющий рабочую и резервную нитки. На кол-лекторе имеется отвод для установки предохранительного клапана 13.Из коллектора газ проходит к объемному счетчику газа 14, одори-руется и затем подается в газопровод, идущий к потребителю.

В газопровод за счетчиком врезаны импульсные линии, по кото-рым подается газ в камеры регуляторов давления второй ступении в импульсные механизмы. Импульсные механизмы повышениядавления 16 и 17, импульсный механизм понижения давления 18,предохранительный клапан сброса 19 составляют автоматику за-щиты, которая поддерживает давление газа на выходе АГРС-1в установленных пределах.

АГРС оборудована контролирующими датчиками с электрическимвыходом, позволяющими осуществлять дистанционный контроль заее работой.

На газораспределительных станциях магистральных газопрово-дов применяются следующие формы обслуживания: вахтовое, надом-ное и объездное.

Вахтовое обслуживание предусматривает обслуживание станциикруглосуточно с постоянным нахождением на них дежурного персо-нала. При вахтовом обслуживании ГРС обслуживается 5—9 опера-торами, поэтому данная форма обслуживания считается наиболееотсталой. В настоящее время вахтовое обслуживание применяется нагазораспределительных станциях, имеющих большой расход газа(не менее 250—300 тыс. м5/ч), а также на ГРС, обслуживающих пред-приятия, на которых газ является технологическим сырьем и гдедаже короткая непредвиденная остановка может привести к серьез-ным последствиям.

При надомном обслуживании ГРС работают без постоянноговахтенного персонала: ГРС с надомным обслуживанием обслужи-вается двумя операторами, дежурящими на дому, вместо 5—9 опе-раторов при круглосуточном вахтовом обслуживании.

В схеме ГРС с надомным обслуживанием должна быть предусмот-рена предупредительная сигнализация в доме оператора, при по-мощи которой в дом подается сигнал о нарушении нормальнойработы ГРС (понижения давления до 0,9рн или повышения давления

37

до 1,1рн)> а также сигнал о нарушении работы автоматизированнойкотельной (при погасании факела загорается красный сигнал).ГРС с надомным обслуживанием в настоящее время получили наи-большее распространение.

При объездном обслуживании, наиболее прогрессивной формеэксплуатации ГРС, все работы по профилактическому осмотруи ремонту оборудования, средств автоматики и телемеханики, кон-трольно-измерительных приборов осуществляются при периодиче-ском объезде ГРС бригадой КИП и автоматики районного управления.

При переводе газораспределительной станции на объездноеобслуживание необходимо: а) автоматизировать ГРС, иметь теле-контроль, выведенный на пульт диспетчера райуправления, и расхо-домеры с многодневной записью расхода; б) организовать диспет-черскую связь со всеми потребителями, получающими газ с этойГРС; в) при районном управлении организовать круглосуточноедежурство операторов, которые в случае возникновения неисправ-ности обязаны выехать на ГРС в любое время суток; г) производитьпериодический объезд автоматизированных ГРС, находящихся наобъездном обслуживании, не реже одного раза в неделю. Во времяобъезда проверяют работу и проводят профилактический осмотроборудования, средств автоматики и КИП, смену картограмм расхо-домеров, а также необходимые ремонтные работы.

Подземные хранилища газа

Добыча и транспорт газа по магистральным газопроводам немогут в точности соответствовать газопотреблению. Обычно макси-мальная пропускная способность газопровода должна обеспечиватьсреднегодовую потребность в газе.

Газ с промысла в магистральный газопровод подается в основномравномерно, в то время как газопотребление происходит неравно-мерно. Колебания расхода газа наблюдаются в течение суток, подням недели, месяцам и сезонам года. Чередуются периоды мини-мального и максимального газопотребления: ночные часы с мини-мальным расходом газа и дневные часы с увеличением по сравнениюсо среднесуточным расходом (суточная неравномерность); воскрес-ные дни с пониженным расходом против остальных дней недели(недельная неравномерность); летние месяцы с минимальным расхо-дом и зимние месяцы с максимальным расходом (сезонная неравно-мерность).

Наибольший суточный расход газа наблюдается обычно с 7 до 9,с 12 до 14 и с 18 до 20 ч. По дням недели наибольшие расходы бываютв субботние и предпраздничные, наименьшие — в воскресные и празд-ничные дни. На расход газа в газопроводах значительно влияютколебания температуры наружного воздуха, причем летом расходгаза примерно в 1,5 раза меньше, чем зимой.

В настоящее время на магистральных газопроводах суточнаянеравномерность газопотребления регулируется за счет аккумули-

38

рующей способности конечного участка газопровода. Недельнаянеравномерность газопотребления также может частично или пол-ностью покрываться за счет емкости участка газопровода послепоследней компрессорной станции и за счет емкости всего газопро-вода.

Рис. 22. Схема подземного хранилища газа.1 — скважина для отбора газа из хранилища; г — линия подачи газа потребителям; з —магистральный газопровод; 4 — компрессорная станция; 5 — насос для подачи воды в пласт;в — водозаборный колодец; 7 — скважина для закачки газа в хранилище; 8 — скважинадля сбора утекающего газа; 9 — скважина для закачки воды в пласт; 10 — известняк; 11 —песчаник; 12 — известняк; 13, 14 — глинистые отложения; 15 — пористый песчаник; 16 —

глинистые отложения.

Поступление газа с промыслов в газопровод в дни минимальногогазопотребления превышает газопотребление и газопровод напол-няется до максимального допустимого давления на выходе из ком-прессорной станции. В дни максимального газопотребления недоста-ток газа (по сравнению с поступлением его с газовых промыслов)возмещается из емкости газопровода.

39'

Покрытие неравномерности газопотребления в течение суток,а также недельной неравномерности за счет емкости газопроводавозможно на магистральных газопроводах сравнительно небольшойемкости, объем которых составляет не менее 50% от суточной про-пускной способности газопровода. Однако использовать газопро-воды небольшой протяженности даже больших диаметров для покры-тия суточной и недельной неравномерности не представляетсявозможным. В этих случаях суточная неравномерность может покры-ваться путем организации газгольдерных парков, что при большихрасходах тоже не является достаточно эффективным.

Чтобы устранить сезонную неравномерность газопотребленпя,создают подземные хранилища природного газа для закачки в нихизлишков газа летом с последующим использованием его при необ-ходимости зимой.

Подземное хранение газа дает возможность более полно использо-вать пропускную способность магистральных газопроводов, обеспе-чивает резерв в случае аварии, а также создает условия для болеенормальной работы газовых промыслов и магистральных газопро-водов.

В настоящее время, в связи с большими потоками транспортатаза, для обеспечения надежности газоснабжения в зимние месяцыкрупных промышленных центров созданы подземные хранилищавблизи Москвы, Ленинграда, Киева, Ташкента, Саратова. Ведутсяработы по сооружению новых мощных хранилищ вблизи Риги,Ленинграда, Киева и Саратова.

На рис. 22 показана схема подземного хранилища газа. Летомв подземные хранилища через скважины специальными компрессор-ными станциями, оборудованными газомоторными поршневыми ком-прессорами, закачивают газ в пласты, оттесняя воду и создаваябольшие объемы для накопления газа. Зимой газ через те же сква-жины под давлением пласта подается в городские сети.

Учитывая перспективность метода подземного хранения газа,в настоящее время решаются вопросы его дальнейшего усовершен-ствования и уменьшения стоимости сооружения хранилищ.

§ 2. РЕЖИМ РАБОТЫМАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА

При эксплуатации магистральных газопроводов контролю под-лежат следующие основные показатели:

а) давление газа в начале и в конце участка, на выходе с про-мысла и на отводах на газораспределительные станции;

б) количество транспортируемого газа, температура его на входеи выходе компрессорной станции, средняя по участку, на входев газораспределительную станцию;

-в) наличие конденсата, влаги, сероводорода, тяжелых углеводо-родов и загрязнений в газе, давление на входе п выходе компрессор-ной станции, количество работающих агрегатов и режим их работы;

40

г) исправность оборудования на компрессорных и газораспреде-лительных станциях, герметичность газопровода;

д) режим закачки газа в подземные хранилища, режим отборагаза постоянными и буферными потребителями и другие показатели,характеризующие состояние газопровода, его сооружений и оборудо-вания.

Режим давления газа в газопроводе

Режим давления в газопроводе необходимо знать, чтобы иметь,возможность определять засоренность газопровода, скопления влаги,,гидратных пробок, находить места разрывов, утечек и др.

Для определения давления в любой точке газопровода, не име-ющего закупорок, применяется формула

где х — расстояние искомой точки от начала газопровода в доляхего длины; рн — начальное давление, am; pK — конечное давле-ние, am.

При различных гидравлических расчетах, в частности при опре-делении пропускной способности газопровода и аккумулирующейспособности газопровода, при учете количества газа и в ряде другихслучаев необходимо знать среднее давление газа.

Среднее давление газа на участке газопровода может быть под-считано по формуле

Для этой цели используют манометры, установленные в начале-и конце участка газопровода.

Опытами, проводимыми МИНХиГП им. Губкина, определено,что в магистральных газопроводах большой производительностирасчет среднего давления можно производить по упрощенной фор-муле, как среднеарифметическое начального и конечного давлений:

Причем ошибка в данном случае не превышает 1,5% в сторонууменьшения.

Скорость газа в газопроводе можно определить по формуле

QT

где Q — расход газа через данное сечение (при 20° С и 760 мм рт. ст.),м3/сек; р — давление газа, am; F — сечение трубы, мг; Т — темпе-ратура, °К.

Руководствуясь этими формулами, эксплуатационный персоналможет рассчитать и вычертить графики изменения давления на

41

любом участке газопровода и сравнить их с данными приборов натрассе газопровода. Такие сравнения помогут быстро определитьненормальности в режиме транспорта газа как на отдельных участ-ках, так и на всем газопроводе.

Пропускная способность магистральных газопроводоц

Пропускная способность при стационарном режиме определяетсяв соответствии с указаниями по производству' гидравлическихрасчетов магистральных газопроводов РТМ-1025.

Производительностью магистрального газопровода или его участканазывается количество газа, поступающего в него за год. Пропускнойспособностью газопровода или его участка называется максимальноеколичество газа, которое может быть передано по газопроводу илиучастку газопровода в сутки при максимальном использованиипринятых расчетных параметров и установившемся режиме.

Расчетная пропускная способность магистрального газопроводаили его участка, необходимая для обеспечения заданной производи-тельности, определяется как максимальная суточная пропускнаяспособность q по формуле

где Q — производительность газопровода, млн. м3/год; Кгод — сред-негодовой коэффициент неравномерности транспорта газа.

Среднегодовой коэффициент неравномерности транспорта газадолжен учитывать характер потребления газа и наличие подземныххранилищ и буферных потребителей. При отсутствии данных о не-равномерности газопотребления для газопроводов, не имеющихподземных хранилищ, Кгол принимается равным 0,85 для газо-проводов протяженностью более 300 км с отбором газа и 0,75 длягазопроводов протяженностью менее 300 км.

Расчетная пропускная способность отводов от магистральныхгазопроводов, необходимая для обеспечения заданной производитель-ности отвода, может быть определена из максимального часовогопотребления газа по формуле

где — максимальное часовое потребление газа.Пропускная способность газопроводов с абсолютным давлением

выше 3 am и с разностью высотных отметок начала и конца расчет-ного участка не более 200 м определяется по формуле

где D — внутренний диаметр газопровода, см; рн и рк — соответ-ственно начальное и конечное абсолютные давления на расчетномучастке, am; Tcp — средняя по длине газопровода температура транс-

портируемого газа, °К; — относительная плотность газа; Zcp —средний коэффициент сжимаемости; — коэффициент гидравличе-ского сопротивления участка; L — длина участка газопровода, пм\или

где d — внутренний номинальный диаметр, мм.Коэффициент гидравлического сопротивления при течении газа

по газопроводу с учетом усредненных местных сопротивлений (краны,повороты трассы, разветвления) определяется по формуле

где Re — число Рейнольдса; к — эквивалентная шероховатость труб.При гладкостенном режиме течения газа коэффициент К опреде-

ляется по формуле

Значение числа Re определяется по формуле

где — динамическая вязкость газа.Значения динамической вязкости некоторых газов приведены

в табл. 8 и 9.

Вязкость смеси газов ориентировочно определяется по формуле

42

После введения в формулу данных, являющихся постояннымидля рассматриваемого газопровода, определяем по каждомуучастку в отдельности. Так, например, при = 0,583 и Z)y = 700 мм

Фактические параметры газа на расчетном участке должны бытьвзяты по контрольно-измерительным приборам на день расчета приустановившемся движении газа в газопроводе.

Из определенных фактическим путем параметров, необходимыхдля расчета, постоянными величинами приняты: длина участка ма-гистрального газопровода, его диаметр, относительная плотностьи температура газа. Для более точного подсчета необходимо какможно тщательнее замерять давление газа в начале и конце участка.Средний коэффициент сжимаемости, определяемый по номограмме,также зависит от среднего давления и средней температуры.

В связи с тем, что относительно точные результаты могут бытьполучены только при установившемся режиме, диспетчерская службауправления магистральных газопроводов должна по согласованиюс управлениями промыслов и крупными потребителями газа в периодзамеров обеспечить постоянную подачу газа в газопровод, а такжепостоянные отборы газа потребителями (безусловно, с некоторымиколебаниями). Это дает возможность иметь в пунктах замера постоян-ные давление и расход газа. Полученные результаты измерений об-рабатываются, после чего по приведенным формулам подсчитываютфактический коэффициент гидравлического сопротивления.

После определения фактического коэффициента гидравлическогосопротивления вычисляются давления газа в начале и в конце участ-ков по формулам

где

Как видно из приведенного материала, объем вычислений, кото-рые требуются для определения оптимального технологическогорежима, довольно значителен. Поэтому в настоящее время началиприменять универсальные электронно-вычислительные машины, чтодает возможность не только быстро проводить все необходимые рас-четы, но и выбрать оптимальный вариант из множества технологи-чески допустимых.

Эффективность работы газопровода

В процессе эксплуатации магистрального газопровода часто воз-никают значительные отклонения фактических параметров от рас-четных, соответствующих разработанному технологическому режиму.

52

Для оценки загрязненности газопровода или его участка и срав-нения их фактической пропускной способности с расчетной вводитсякоэффициент эффективности работы газопровода, равный отношениюфактической производительности газопровода к расчетной при тех жеусловиях:

где Е — коэффициент эффективности; Qф — фактическая производи-тельность, м3/сутки; Qp — расчетная производительность, м3/'сутки.

Чем чище внутренние стенки труб и чем меньше загрязнен газо-провод, тем ближе величина коэффициента эффективности к единице.Поэтому необходимо систематически определять коэффициент эф-фективности и в случае получения низкого его значения обязательноочищать и продувать газопровод. Коэффициент эффективности такжеможет быть выражен через фактический и теоретический коэффи-циенты гидравлического сопротивления:

§ 3. ДИСПЕТЧЕРСКИЙ КОНТРОЛЬЗА РАБОТОЙ ГАЗОПРОВОДА

В каждом управлении магистральных газопроводов имеетсядиспетчерская служба, являющаяся службой оперативного контроля.Она обеспечивает работу магистрального газопровода в наивыгод-

- нейшем технологическом режиме при наиболее целесообразном ис-пользовании оборудования КС.

В соответствии с Правилами технической эксплуатации в задачидиспетчерской службы управления магистрального газопроводавходят:

1) контроль за выполнением плана транспорта газа;2) обеспечение бесперебойного газоснабжения потребителей и опе-

ративный учет газа, транспортируемого по газопроводам;3) обеспечение рациональной работы оборудования КС и кон-

троль за поддержанием необходимого давления на всех участкахмагистрали газопровода;

4) разработка оперативных графиков подачи газа потребителямв соответствии с установленным планом и с учетом сезонной и суточ-ной неравномерностей потребления газа;

5) обеспечение оперативного контроля за выполнением графиковремонтных работ основного технологического оборудования на КСи магистрали газопровода, а также составление графиков по выпол-няемым на трассе и КС ремонтным работам;

6) оперативное руководство режимом отбора газа из газопроводадля закачки в подземное хранилище и возвратом его из хранилищав газопровод;

53

7) контроль за подготовленностью ремонтно-аварийной бригадык выезду на трассу газопровода.

В состав диспетчерской службы входят главный диспетчер, стар-шие диспетчеры и операторы (в управлении газопровода) и диспет-черы (в районных управлениях).

По усмотрению руководства управления газопровода диспетчер-ской службе могут быть оперативно подчинены дежурный персоналсвязи и КИП, дежурные электрики, оперативные руководители сменна подземных хранилищах газа, а также сменный персонал компрес-сорных цехов, ГРС и АРП.

В соответствии с задачами, стоящими перед диспетчерской служ-бой, в диспетчерской управления газопроводов должна вестисьследующая документация:

1) суточная ведомость работы магистрального газопровода, в ко-торой отмечаются все основные параметры работы газопровода:давление на входе и выходе КС; количество газа, получаемого от по-ставщиков; выдача газа потребителям; количество газа, отпускаемогочерез ГРС; количество работающих агрегатов на каждой КС; запасгаза в газопроводах; точка росы газа; расход метанола в районныхуправлениях. Кроме того, в суточной ведомости отмечаются всераспоряжения, отдаваемые руководством управления в районы, рас-поряжения диспетчера об остановке и пуске агрегатов или переходес одного агрегата на другой, распоряжения о заливке метанола,изменения в режиме работы КС и др. Обычно большинство из ука-занных выше сведений собирается через каждые 2 ч;

2) журнал давления газа на магистральных кранах по домамлинейных ремонтеров газопровода и отводов. Данные о давлениигаза вдоль трассы газопровода собираются один-два раза в суткидиспетчерами районных управлений. После анализа данные пере-даются диспетчеру. Эти сведения необходимы для определения воз-можного загрязнения труб, гидратообразования, а следовательно,и* снижения в связи с этим пропускной способности газопровода,определения разрывов и крупных утечек газа;

3) суточные рапорты о работе КС, в которые входят данные о рас-ходе газа за сутки, среднесуточное количество агрегатов в работе,давление на входе и выходе каждой КС.

Кроме того, диспетчерами ведутся журналы аварий на КС и газо-проводе, ежесуточного приема газа в газопровод и выдачи его потре-бителям, входящих и исходящих телефонограмм.

Для возможности приема быстрых и оперативных решений принеполадках в работе КС, ГРС и магистрали газопровода в распо-ряжении диспетчера управления должна находиться следующаятехническая документация:

1) план трассы магистрального газопровода и отводов;2) технологические схемы всех КС и АРП со всеми инженерными

сооружениями;3) схемы коммуникаций промыслов, подающих газ в газопровод;4) схемы ГРС, КРПи схемы обвязки скважин подземных хранилищ;

54

5) графики для определения производительности поршневыхгазомоторных компрессоров и центробежных нагнетателей.

Функции диспетчеров районных управлений имеют свою специ-фику в зависимости от расположения района в системе газопроводов.Так, например, диспетчер головного районного управления, котороеимеет установки по осушке и очистке газа и осуществляет прием газаот промыслов, должен хорошо знать схему промыслового хозяйства,контролировать технологические процессы осушки и очистки газа,в то время как функции диспетчера промежуточного или хвостовогорайонного управления во многом отличны. Поэтому для диспетчероврайонных управлений составляются должностные инструкции, в ко-торых обязанности их дифференцируются в зависимости от специфи-ческих обязанностей районного управления.

Так же как и диспетчеры управлений магистрального газопро-вода, диспетчеры РУ ведут суточные ведомости, в которых отме-чаются основные показатели по транспорту газа в пределах своегорайона: давление и температура на входе и выходе КС, количествоработающих и находящихся в резерве или ремонте агрегатов, давле-ние газа на входе и выходе ГРС, сведения по обходу трассы линей-ными ремонтерами, расход метанола, давление газа на трассе, рас-ход газа на собственные нужды, данные о работе станции катоднойзащиты, распоряжения руководства районного управления, замеча-ния по работе агрегатов и о неполадках оборудования, а также дру-гие данные, специфичные для работы каждого районного управленияк отдельности.

В распоряжении диспетчеров районных управлений должна на-ходиться следующая документация:

1; план трассы магистрального газопровода и отводов на участкерайонного управления;

2) генплан КС с нанесенными на нем технологическими трубо-проводами с запорной арматурой, коммуникациями водоснабжения,канализации, тепловых трасс, электрических кабельных линий и тру-бопроводов газа низкого давления;

3) схемы ГРС, находящихся в подчинении районного управ-ления;

4) инструкции по технике безопасности и должностные инструк-ции ;

5) инструкции по эксплуатации автоматизированных котельных,насосных, ГРС и другого оборудования;

6) графики для определения производительности газомоторныхкомпрессоров и центробежных нагнетателей в зависимости от типаустановленного на КС оборудования.

В своей работе диспетчеры должны быть тесно связаны с основ-ными службами районного управления — ремонтно-восстановитель-ной, энергоснабжения, связи и др. Все остановки на ремонт или про-филактический осмотр всего основного или вспомогательного обору-дования, вне зависимости от существующих графиков, производятсятолько по разрешению дежурного диспетчера, который, прежде чем

55

дать разрешение, обязан согласовать вопрос с диспетчером упра-вления.

О всех авариях или неполадках в работе оборудования КС дис-петчер немедленно докладывает диспетчеру управления, главномуинженеру района и вместе с ними принимает меры к устранениюнеполадок.

Ответственность за бесперебойное газоснабжение потребителейвозложена на диспетчера управления и диспетчеров районных упра-влений. Поэтому персонал КС, АРП и ГРС не имеет права без раз-решения диспетчера отключать потребителей (хотя бы временно),сокращать или увеличивать подачу газа, испытывать оборудованиеи запорную арматуру на магистрали газопровода, останавливать илипускать газоперекачивающие агрегаты, за исключением случаеваварийной необходимости.

В связи с тем, что диспетчеры районных управлений контроли-руют работу автоматизированных котельных, насосных и ГРС (на-ходящихся на территории КС), они в своей работе должны быть тесносвязаны со службой КИП и автоматики и в случае неполадок или не-правильных показаний каких-либо приборов принять меры к устра-нению неполадок.

В задачи диспетчеров управления и диспетчеров районных упра-влений входит строгое соблюдение разработанного режима. Основныепоказатели, за которыми должен вестись контроль диспетчерскимперсоналом управления и районов, следующие: давление газа в на-чале и в конце участка между КС, на входе и выходе ГРС и в местахустановки линейных кранов; температура газа на выходе из головныхсооружений, а также на входе и выходе КС и ГРС; наличие конден-сата, влаги, сероводорода и механических 'загрязнений в газе; режимотбора газа основными и побочными потребителями; работа оборудо-вания КС.

На практике режим работы газопровода часто меняется, и диспет-черу приходится самостоятельно разрабатывать оперативный режимна непродолжительное время в зависимости от сложившейся обста-новки. Например, в воскресные дни или при резком повышении тем-пературы воздуха, когда расход газа снижается против обычныхдней, диспетчеру приходится разрабатывать такой режим, при кото-ром транспорт газа обеспечивался бы минимальным количествомагрегатов.

Широкое внедрение автоматизации и телемеханизации газопро-водов, а также применение счетно-вычислительных машин для опре-деления режима в различных условиях намного облегчают задачидиспетчерского контроля магистральных газопроводов.

Г л а в а III

УСТРОЙСТВО ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИМАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

§ 1. ТРУБЫ

Для сооружения магистральных газопроводов применяются бес-шовные или сварные трубы из низколегированных или малоуглеро-дистых мартеновских спокойных сталей с максимальным содержа-нием углерода в металле труб не более 0,27%. Сталь труб должнахорошо свариваться.

Показатели, характеризующие химический состав и механиче-ские свойства металла труб, допускаемых к применению для ма-гистральных газопроводов, должны удовлетворять требованиямтехнических условий или ГОСТ.

Поставляемые для сооружения магистральных газопроводовтрубы имеют сертификаты завода-изготовителя, в которых должныбыть указаны: а) номинальный размер труб; б) номер ТУ, по кото-рым изготовлены трубы; в) марка стали; г) результаты механиче-ских испытаний; д) результаты гидравлических испытаний.

На каждой трубе на расстоянии около 500 мм от одного из кон-цов должны быть выбиты клейма: марка стали, месяц и год изгото-вления трубы, номинальные размеры по толщине стенки и диаметру,товарный знак завода и клеймо ОТК, номер трубы, номера плавок,из которых изготовлена труба. Клейма выбиваются вблизи от про-дольного шва. Участок клеймения обводится черной краской.

Каждая труба должна подвергаться на заводе-изготовителегидравлическому испытанию внутренним давлением, создающимв металле труб кольцевые напряжения, равные 90% от пределатекучести металла в готовой трубе. Расчет напряжений ведется поминимальной толщине стенки трубы.

Характеристика газопроводных труб больших диаметров, выпу-скаемых отечественной промышленностью из низколегированныхсталей, приведена в табл. 10.

В обозначении марок стали (ГОСТ 5058—65 и ГОСТ 4543—61)первые две цифры слева означают среднее содержание углерода в со-тых долях процента; буквы справа от этих цифр означают: Г — мар-ганец, С — кремний, Ф — ванадий, В — вольфрам, X — Хром,Н — никель, Д — медь, Р — бор, Ю — алюминий, Т — титан,Ц — цирконий, М — молибден, П — фосфор. Цифры после этих

57

Т а б л и ц а 10. Основные характеристики газопроводных труб диаметром более 426 мм

букв указывают на приблизительное процентное содержание соответ-ствующего элемента в целых единицах. Отсутствие цифры означает,что содержание этого легирующего элемента примерно до 1,5%.

Трубы из низколегированной стали имеют предел текучести 3438 кГ/мм2, предел прочности 48—52 кГ/мм'2 и относительное удлине-ние не менее 18%.

Колена изготовляются путем гнутья бесшовных или прямошов-ных труб (но не со спиральным швом), применяемых для строи-тельства газопроводов. В табл. И приведен химический составсталей этих труб.

§ 2. ЗАПОРНАЯ АРМАТУРА

Чтобы иметь возможность отключать отдельные участки газо-провода для ремонтных работ, а также для сохранения газа во времяаварийных разрывов газопровода, на магистральных газопроводахне реже чем через 20—25 км устанавливают запорную отключающуюарматуру. Кроме того, запорная арматура устанавливается во всехответвлениях к потребителям газа, на шлейфах компрессорных стан-ций, на берегах рек и др.

Чтобы иметь возможность сбрасывать газ при необходимостиопорожнения газопровода, запорную арматуру устанавливают такжеи на свечах.

В качестве запорной арматуры применяются краны, задвижкии вентили.

Запорная арматура для определенного диаметра газопроводаи рабочего давления газа выбирается согласно ГОСТ 355—67 и ГОСТ356—68. ГОСТ 355—67 устанавливает диаметры условных проходов,для которых изготовляется запорная арматура.

Условным проходом Dy называется номинальный внутренний диа-метр прохода в присоединительных концах арматуры. Часто путаютусловный проход с внутренним диаметром. Необходимо иметь в виду,что при одном и том же условном проходе внутренний диаметр можетбыть разным. Постоянным является наружный диаметр трубы (ондолжен соответствовать стандарту), а внутренний диаметр изменяется-в зависимости от толщины стенки трубы. Так, например, трубас условным диаметром Dy = 700 мм имеет наружный диаметр 720 мм,а толщину стенки от 8 до 10 мм, отсюда внутренний диаметр трубыбудет изменяться от 700 до 704 мм.

ГОСТ 356—68 устанавливает условное давление в зависимостиот рабочего давления, температуры газа и свойств металла, из кото-рого изготовлена арматура.

Краны

Кранами называется такая запорная арматура, которая закры-вает или открывает проход жидкости или газа путем поворота пробки.

По конструкции краны делятся на простые поворотные краныс выдвижной пробкой и краны с принудительной смазкой, по способу

60

присоединения к трубопроводу — на фланцевые, муфтовые и с кон-цами под приварку, по роду управления — с ручным управлением,с пневмоприводом и с пневмогидравлическим приводом. Последниеимеют дублирующий ручной привод.

На магистральных газопроводах применяются краны с принуди-тельной смазкой на давление до 64 кГ/см2 типа 11с320бк и 11с321бк,а также краны со сферическимзатвором.

Краны с ручным управлениемтипа 11с320бк для надземной иликолодезной установки выполня-ются с концами для фланцевогосоединения и под приварку. Такиекраны устанавливаются на линей-ной части магистральных газо-проводов, на свечах и обводныхлиниях основных кранов, на над-земных трубопроводах компрес-сорных и газораспределительныхстанций и на обвязке газомотор-ных компрессоров.

Краны с ручным приводом длябесколодезной подземной уста-новки выполняются только с кон-цами под приварку. На рис. 28изображен кран для бесколодез-ной установки с ручным приводоми обводом. Такие краны устана-вливаются на линейной части ма-гистральных газопроводов и наузлах подключения КС. Крансостоит из корпуса 1,- пробки 2,верхней крышки 3, маховика 4, обводного байпаса 6, крана наобводе 5.

На рис. 29 показан разрез этого крана. Кран открывается илизакрывается следующим образом. Маховик 16 приводит во вращениечервяк 15, передающий это движение червячному сектору 7, шпин-делю 5, через шпонку нижнему шпинделю 19, который при поворотена 90° перемещается вдоль оси на 0,5 мм. Нижний шпиндель черезсоединительное кольцо 4 поворачивает на 90° пробку 2. Со шпинде-лем '5 вращается указатель 13, показывающий положение крана«открыто» пли «закрыто», которое фиксируется выступом 28на крышке редуктора'. Стрелки маховика показывают направлениевращения его, когда запорный орган крана открывают или закрывают.Пробка 2 внизу имеет отверстие, служащее для поджатия ее газомвверх по оси.

Герметичность крана достигается уплотнительной смазкой, на-гнетаемой болтом 12 по трубе в полость верхней крышки и оттуда

61

Рис. 28. Кран для подземной уста-новки 11с321бк.

по каналам в кольцевые и продольные пазы пробки 2. Смазка посту-пает также на сальниковое уплотнение резьбовой поверхности ниж-него шпинделя 19. Трубку, подводящую давление смазки к мано-

1В 15 11 13 II 10

10

21

22

23

авидРис. 29. Разрез крана для подземной установки: а — устройство, б

сверху.

1 — корпус; 2 — пробка, имеющая два кольцевых продольных паза! 3 — верхняя крышка;4 — соединительное кольцо; 5 — шпиндель; в — регулировочное кольцо; 7 — червячныйсектор; * — корпус редуктора;, 9 — крышка редуктора; 10 — направляющая втулка шпин-деля; 11 — обратный клапан; 12 — болт для набивки смазки; 13 — указатель открытия|14 — шпонка; 15 — червяк; 16 — маховик; 17 — упорно-опорные подшипники; 18 — мано-метр давления смазки; 19 — нижний шпиндель; 20, 21 — прокладки; 22 — шар; 23 — кол-пачок; 24 — регулировочный винт; 25 — подпятник; 26 — мембраны; 27 — нижняя крышка;

28 — выступ на крышке редуктора.

метру, заполняют глицерином. Давление смазки не должно превы-шать 100 кГ/см2.

Для набивки смазки болт 12 осторожно вывинчивают и на его местозавинчивают приспособление для набивки смазки. При вывертыва-нии болта следует иметь в виду, что в случае неисправности шарико-

62

вого обратного клапана 11 болт давлением газа может быть с силойвырван из гнезда.

На рис. 30 показан фланцевый колодезный кран с ручным приво-дом. По своему устройству он аналогичен крану, приведенномуна рис. 28. Перед закрытием крана также необходимо в полостикрана создать давление смазки. Кран закрывают, вращая маховикпо часовой стрелке до указателя «закрыто». После этого для созданиягерметичности необходимо набить смазку до давления 100 кГ/см2,

Рис. 30. Кран фланцевый с ручным приводом типа11с320бк для надземной установки.

Количество оборотов маховика, необходимое для полного откры-вания или закрывания кранов, составляет 240 при Dy = 700 мм;250 — при Dy = 400 500 мм; 120 — при Dy = 200 ,300 мм и15 — при Dy = 100 150 мм.

Краны с Dy = 50 80 мм перекрываются рукояткой, закре-пленной на шпинделе. Максимальное усилие на маховике и рычагепри перекрывании кранов с односторонним давлением на пробкуне должно превышать 50 кГ.

Широкое распространение на магистральных газопроводах на-ходят сейчас краны с пневматическим приводом. По конструкциидеталей запорных органов (корпуса и пробки) краны, снабженные

63

пневматическим приводом, аналогичны кранам с ручным управле-нием. Поэтому ниже дается описание только узлов пневмопривода.

Пневматический привод крана (рис. 31) состоит из цилиндра 1,поршня 8 с резиновыми самоустанавливающимися в его кольцевыхканавках кольцами 2, штока 3 и головки цилиндра 6, заканчива-ющейся двумя проушинами, которыми пневмоцилиндр шарнирносоединен с корпусом редуктора. Шток, вставленный в отверстиеголовки цилиндра, уплотняется манжетным сальником 4. Штуцер 5,закрытый пробкой, служит для периодической заливки жидкойсмазки (веретенное масло) в цилиндр. Штуцера 7, приваренныек стенкам цилиндра, предназначены для присоединения гибких шлан-

7 6

Рис. 31. Пневматический привод крана.

гов высокого давления, идущих от пневмоэлектрических клапановузла управления к рабочим полостям пневмоцилиндра.

Свободный конец штока соединен специальной вилкой с рычагом,насаженным жестко на верхний конец шпинделя крана. Навинчиваяили свинчивая соединительную вилку, можно точно установить не-обходимые концевые положения пробки крана. Для предотвращениясамопроизвольного отвинчивания шток закреплен в соединительнойвилке контргайкой.

Мультипликатор (рис. 32) предназначен для автоматическойподачи уплотнительной смазки в полость крана. Так же как и приручной смазке, давлением, создаваемым мультипликатором, смазканагнетается в продольные и кольцевые пазы, в результате чего до-стигается герметичность затвора пробкового крана.

Мультипликатор состоит из малого цилиндра 1 с донышком17, большого цилиндра 3, штока 4, поршней 2 и 6 и указателя коли-чества смазки 5. Соединение цилиндров фланцевое. На поршни на-деты самоуплотняющиеся кольца 7 и 13, сделанные из масломорозо-стойкой резины. На конце штока приварена сферическая пята 11,которая опирается на подпятник 14 и соединяется с поршнем разрез-ной шайбой 12.

64

В крышку 8 большого цилиндра вварен штуцер 9, через которыйподается газ под давлением. В крышке же находится отверстие дляконтрольного манометра, закрытое пробкой 10. В малый цилиндрвмонтированы вентиль 16с манометром 15 и штуцер 18с обратным клапаном 19.Через этот штуцер смазкаподается в мультипликаторприспособлением для ручнойсмазки.

Основные данные крановмагистральных газопроводовс ручным и пневматиче-ским приводом приводятсяв табл. 12 и 13.

Шаровые равнопроходныекраны

Основной недостаток опи-санных выше кранов — боль-шое гидравлическое сопро-тивление вследствие малогопроходного сечения по сра-внению с проходным сече-нием трубы. Так; например,в газопроводе из труб диа-метром 720 мм проходное се-чение пробки составляетвсего 46% проходного сече-ния трубы. Шаровые краныDy = 1000 мм, ру = 64 кГ/см1

имеют проходной диаметр630 мм. Проходное сечениеотверстия этого крана соста-вляет 83% сечения трубыдиаметром 700 мм и 40%сечения трубы диаметром1020 мм.

Для устранения вышеука-занных недостатков в 1969 г.Мышегским арматурным за-водом сконструированы ша-ровые равнопроходные краны Dy = 1000 мм, в которых проходноесечение пробки равно сечению трубопровода. Разработана такжедокументация и изготовлены опытные образцы шаровых равно-проходных кранов с условными проходами 300, 400, 500, 700 и1200 мм.

5 и. Я. Котляр, В. М. Пиляк

Рис. 32. Мультипликатор крана с пневмо-приводом.

Т а б л и ц а 12. Основные данные кранов с ручным приводом (см. рис. 28)

Услов-ный

проходDy, мм

Тип

Строи-тельная

длина L,мм

Общаявысота Н,

мм

Присоединитель-ные размеры, мм

D

Диаметрштур-вала,

мм

Вес,кг

5080

100150200300

100150200300

400500700

11с20бк11с20бкНс20бк11с320бк11с320бк11с320бк

11с20бк-1Цс320бк-111с320бк-1Цс320бк-1

11с321бк11с321бк11с321бк

Фланцевые

250310350450550750

4404905407708451105

88121150204260364

175210250340405430

———480480600

400500600800

Вварные

5407708451105

100152204305

114182235330

320480480600

Вварные для подземной установки

120013001600

275028003210

400511700

433544726

7007001150

33,160,979,0197300605

78190266571

218428304315

Т а б л и ц а 13. Основные данные вварных кранов с пневмоприводом

Условный

проход Dy,мм

150200300400500700

80100700

Строитель-

ная длинаL, мм

500600800120013001600

3504001600

Общая

высота Н,мм

Для

200028502980327032803700

Для

5558002300

Присоединитель-ные размеры, мм

D Di

Диаметр

штурвала,мм

подземной установки

152204305404511680

182235330433544726

4804806007007001150

надземной установки

80100680

100114726

—4801150

Вес, кг

3687801001269036005075

91,22454300

66

Шаровые равнопроходные краны Dy = 1000 мм с рабочим да-влением 64 кГ/см"- изготавливаются двух типов: для колодезнойи бесколодезной установки (рис. 33, 34).

Шаровые равнопроходные краны конструктивно отличаются отранее выпускаемых .кранов. Они состоят из следующих основныхузлов: узла крана /, гидропривода //, двух гидроприставок III,четырех мультипликаторов IV. На крышке редуктора привода кранаустановлен конечный выключатель 13, который предназначен длявыключения тока в цепи узла управления при конечных положениях

Р и с . 3 3 . Равнопроходной кран Dy = 1000 мм со сферическим затворомс пневмоприводом и мультипликаторами для подземной установки.

крана. Узел крана состоит из следующих основных деталей: корпу-са 1, крышки 12, двух колец 2, шаровой пробки 11 и соединительногокулачка 10.

Гидропривод обеспечивает возвратно-поступательное перемеще-ние штока 6 и поворот рычага 8, соединенного со шпинделем 7.Шпиндель 7 соединен с пробкой 11 при помощи соединительногокулачка 10.

Для создания герметичности в резьбовом соединении шпинделяс горловиной корпуса предусмотрена кольцевая канавка для сальни-ковой набивки 9, куда при помощи болта 3 по трубке 4 подается поддавлением спецсмазка.

Сальниковая набивка состоит из измельченного асбеста (70%),смешанного со спецсмазкой (30%).

к* 67

Для обеспечения герметичности затвора крана по трубам 5,при помощи мультипликатора IV в канавки колец 2 подается спец-смазка под давлением 120 кГ/см2. Давление смазки определяетсяманометром, установленным на трубке мультипликатора.

На одном из баллонов гидроприставки монтируется шестиходовойпереключатель 14.

Рис. 34. Равнопроходной кран Dy = 1000 мм со сферическим затвором длянадземной установки.

Четыре мультипликатора, устанавливаемые на приводе крана,при монтаже соединяются между собой металлическими трубками.На каждое кольцо крана смазка под давлением подается одновре-менно двумя мультипликаторами.

В табл. 14 приведены основные данные шаровых равнопроходныхкранов со сферическим затвором Dy = 1000 мм.

Таблица 14. Основные данные шаровых равнопроходных кранов

Тип крана

МЗ-35007-00-1000МЗ-35008-00-1000

Диаметрусловно-го про-

хода Dy,мм

10001000

Высотаот оси # 0 ,

мм

22553470

Высотаобщая Н,

мм

22304445

Присоеди-нительные

размеры,мм

D

10201020

985985

Дли-на 1

44504450

Вес,кг

14 35017 280

Задвижки

Запорная арматура, в которой проход открывается путем подъемаплоского диска перпендикулярно движению среды, называется за-движкой.

На магистральных газопрово-дах применяют только стальныезадвижки на давление до 64 кГ/см2

с условным проходом от 50 до600 мм.

Для задвижек, устанавливае-мых на подземных участках газо-провода, строятся специальныеколодцы, дающие возможностьобслуживать арматуру (набиватьи подтягивать сальники, смазы-вать, красить и т. д.). Присоеди-

68

Рис. 35. Задвижка 30с75бр с невыдвиж- Рис. 36. Задвижка 30с572нж с вы-ным шпинделем. движным шпинделем.

нительные концы задвижек делаются как под приварку, так и дляфланцевого соединения.

Шпиндель задвижек делается выдвижным и невыдвижным.В задвижке с выдвижным шпинделем резьбовая втулка находится

69

вне корпуса, и поэтому она доступна для осмотра и смазки. В за-движках с невыдвижным шпинделем резьбовая часть находится вну-три корпуса и, следовательно, для осмотра и смазки недоступна.Такие задвижки по высоте меньше, чем задвижки с выдвижнымшпинделем.

Привод задвижек может быть ручной, гидравлический и электри-ческий.

На рис. 35 показана задвижка 30с75бр с невыдвижным шпинде-лем. Задвижка состоит из штурвала 1, сальникового устройства 2с сальниковой набивкой, предотвращающего выход газа через шпин-дель 3, крышки 4, стального корпуса задвижки 5, затворного клина 6

и направляющих 7.На рис. 36 изображена задвижка

30с572нж с выдвижным шпинделем,также имеющая распространение намагистральных газопроводах.

Вентили

На магистральных газопроводахвентили (рис. 37) применяются глав-ным образом как запорная арматурана контрольно-измерительных при-борах, конденсатосборниках, узлахзапорных устройств, редуцирующихустановках и др.

Вентиль открывают с помощьюзолотника 5, укрепленного на шпин-деле 2. Нижняя поверхность золот-ника пришлифовывается к седлу 6и при закрытии полностью перекры-вает проходное отверстие. На шпин-деле имеется резьба, которой онввертывается в неподвижную втул-ку 7. Нормальной установкой вен-тиля считается такая, при которойструя жидкости или газа движетсяиз-под клапана, так как в этомслучае сальник не испытывает да-

вления и меньше подвергается износу. На корпусе вентиля обычноделается стрелка, показывающая направление движения рабочейсреды из-под клапана.

Большой недостаток вентилей — их значительное гидравличе-ское сопротивление (в 5—10 раз больше, чем у задвижек). Поэтомувентили изготовляются малых диаметров. Максимальный условныйпроход вентиля 200 мм.

70

Линейные отключающие узлы

Рис. 37. Вентиль 15кч-19.1 — штурвал; 2 — шпиндель; з —сальниковое устройство; 4 — корпус;5 — золотник; 6 — седло; 7 — втулка.

Устанавливаемая на трассе магистрального газопровода запор-ная арматура группируется в так называемые линейные отключа-ющие узлы. В соответствии с Правилами проектирования и сооруже-ния магистральных газопроводов линейные отключающие узлыустанавливаются:

а) на линейной части газопровода не реже чем через 25 км;б) на всех отводах и ответвлениях от магистральных газопро-

водов;в) на участках газопроводов,

примыкающих к компрессорнымстанциям;

г) на всех нитках многони-точных водных переходов;

д) по обеим сторонам мостапри прокладке по нему газо-провода.

Конструкция линейных от-ключающих узлов зависит отпринятой к установке запорнойарматуры. При установке за-движек линейный отключающийузел обычно состоит из основ-ной задвижки, обводной линиивокруг нее, двух задвижек наобводной линии и продувочнойсвечи между ними. Следует отметить, что в настоящее время за-движки на вновь сооружаемых газопроводах не устанавливаются,а на многих старых газопроводах задвижки заменяют на краны с со-ответствующей реконструкцией линейных отключающих узлов.

В конструкцию линейного отключающего узла с крановой арма-турой, устанавливаемой непосредственно на газопроводе, входятосновной кран, соответствующий диаметру газопровода, обычнобесколодезной установки с байпасом, и продувочные свечи с отклю-чающими кранами, устанавливаемые на свечах. Свечи располагаютсяв 5 м от основного крана при диаметре газопровода до 500 мми в 15 м — при диаметре свыше 500 мм. Свечи предназначаются длясбрасывания газа в атмосферу при производстве различного родаремонтных работ. Высота свечей должна быть не менее 3 м от уровняземли.

На байпасах отключающих устройств имеются штуцера под мано-метры для возможности замера давления газа в случае необходи-мости.

Линейные отключающие узлы с кранами обычно ограждаютсяметаллической сеткой, которую укрепляют на железобетонных стол-бах. Сетка для ограды применяется с ячейками 80 X 80 мм из про-волоки диаметром 3 мм.

71

Рис. 38. Линейный отключающий узелс задвижкой, оборудованный в бетон-

ном корпусе.

Сетка и все металлические части, а также арматура покрываютсяалюминиевой краской. Площадка внутри ограждения летом очи-щается от растительности, а зимой от снега. Чтобы краны не былидоступны для посторонних лиц, двери ограды всегда должны быть

I

на замке. Штурвалы основных кранов прикрепляются к стойкецепью, а из штурвалов свечи вынимается шпонка

Линейные отключающие узлы с задвижками монтируют в специ-альных бетонных или кирпичных колодцах с раскрывающимисяна две половины крышками, промежуточным полом (из съемных щи-72

тов) и металлической лестницей для спуска в колодец (рис. 38)»Подземная часть колодца тщательно изолируется от попадания влаги.В сменках колодца, через который проходит газопровод, устанавли-ваются патроны; зазоры между ними и трубой уплотняютсяс помощью сальникового устройства. Трубы и арматура в колод-цах должны быть тщательно вычищены и покрыты водостойкимикрасками.

На рис. 39 показаны схемы различных конструкций линейныхотключающих узлов, оборудованных кранами. Как видно из рисунка,линейные отключающие узлы, предназначенные для перекрытияосновной магистрали газопровода, имеют свечи по обе стороны от-ключающего крана для сбрасывания газа на любом из двух участ-ков газопровода. На отключающем кране отвода от магистральногогазопровода устанавливается только одна свеча за краном по напра-влению газа. На двухниточных переходах продувочные свечи уста-навливаются на основной и резервной нитках между отключающимиузлами и на основной нитке до узлов.

§ 3. ПЕРЕХОДЫ ГАЗОПРОВОДОВЧЕРЕЗ ЕСТЕСТВЕННЫЕ И ИСКУССТВЕННЫЕ ПРЕПЯТСТВИЯ

Магистральные газопроводы, имеющие значительную протяжен-ность, пересекают различные искусственные и естественные препят-ствия (большие и малые реки, озера, болота, овраги, железныеи шоссейные дороги) и различного рода инженерные сооружения(коллекторы, металлические и железобетонные трубопроводы, элек-трические и телефонные кабели, подземные каналы и др.)- Пересече-ние газопровода с естественным или искусственным препятствиемназывается обычно переходом.

На магистральных газопроводах переходы являются наиболееответственными участками, так как доступ к ним для ремонта илиликвидации повреждения очень затруднен, требует длительного вре-мени, а во многих случаях применения специальных механизмов(болотные тракторы, понтоны и др.).

В соответствии со строительными нормами и правиламиСНиП Н-Д-10-62 магистральные газопроводы по предъявляемымтребованиям к их конструкции, контролю качества сварных сты-ков и характеру испытания в зависимости от их местораспо-ложения, условий работы, требований безопасности, характерагрунта и других факторов разделяются на четыре категории(табл. 15).

Участки I категории сооружают из труб с утолщенной стенкойпри 100%-ном контроле монтажных сварных соединений физиче-скими методами и предварительном гидравлическом испытании приРисп = 1,25рраб.

Участки II категории сооружают из труб с утолщенной стенкойпри 100%-ном контроле монтажных сварных стыков физическимиметодами.

73

Т а б л и ц а 15. Категории участков магистральных газопроводов

Характеристика участка

Переходы через водные преграды:

а) подводные и надводные через судоходные преграды(в русловой части)

б) подводные—через несудоходные преграды с зерка-лом воды в межень 20 м я более (в русловой части)

в) участки газопроводов, прокладываемые на заливае-мых поймах при переходах через водные преградыв одну нитку

г) то же, в две нитки и более

Участки подземных трубопроводов, прокладываемые по боло-там при укладке их на основание с неустойчивыми грун-тами (торф, ил и т. п.) с несущей способностью менее0,25 кГ/см*

То же, при укладке на основание с устойчивыми грунтамис несущей способностью 0,25 кГ/см^ и более

Подземные переходы через железные дороги общего пользо-вания (на перегонах), включая участки по обе стороныдороги на расстоянии 40 -и от осей крайних путей, но неменее 25 м от подошвы земляного полотна

Подземные переходы через подъездные железные дорогипромышленных предприятий, включая участки по обе сто-роны дороги на расстоянии 25 м от осей крайних путей

Подземные переходы через автомобильные дороги I и 11 кате-горий, включая участки по обе стороны дороги на расстоя-нии 25 м от подошвы насыпи земляного полотна . . . .

То же, через автомобильные дороги III и IV категорий . ,

Подземные переходы через автомобильные дороги V катего-рии, включая участки по обе стороны дороги на расстоя-нии 15 м от подошвы насыпи земляного полотна . . . .

Надземные переходы через железные дороги (на перегонах)и автомобильные дороги всех категорий

Участки газопроводов, примыкающие к компрессорным стан-циям в пределах 250 м по обе стороны от линии граництерритории станции

Участки подземных газопроводов при пересечении их с ли-ниями электропередач: напряжением 500 кв и более в пре-делах охранной зоны -

То же, с линиями электропередач напряжением 500 кв . .

Участки подземных газопроводов, прокладываемые в земля-ных насыпях

Подземные и надземные переходы через несложные препят-ствия (овраги, балки, рвы, пересыхающие ручьи и др.)

74

Категория

I

I

IIIII

II

III

I

I

I

II

HI

I

II

II

III

IV

IV

Продолжение табл. 15

Характеристика участка Категория

Участки подземных газопроводов, прокладываемые вне пере-ходов через искусственные и естественные препятствия . .

Участки газопроводов, прокладываемые в тоннелях при пере-сечении селевых потоков и конусов выноса

IV

I

П р и м е ч а н и я . 1. В особых случаях при соответствующем обоснованиив проекте допускается повышать категорию отдельных участков газопроводов.2. Границами переходов газопроводов через водные преграды следует считатьбереговые колодцы, а при их отсутствии —горизонт высоких вод. 3. Изменениекатегории отдельных участков газопроводов может быть допущено по согла-сованию с Государственной газовой инспекцией Мингазпрома СССР.

Участки III категории сооружают из труб с нормальной толщи-ной стенки при 100%-ном контроле монтажных сварных соединенийфизическими методами.

Участки IV категории сооружают из труб с нормальной толщи-ной стенки при 5%-ном контроле монтажных сварных стыков физи-ческими методами.

Подводные переходы (дюкеры) строятся в одну-две или большениток. При зеркале воды в межень от 20 до 50 м, при глубине водыдо 2 ж и ширине заливаемой поймы не более 500 м разрешается со-оружать однониточный переход. Во всех других случаях должнысооружаться переходы не менее чем в две нитки.

Диаметр газопровода на однониточных переходах сохраняетсяравным диаметру основной магистрали. На двухниточных перехо-дах диаметры трубы выбираются с таким расчетом, чтобы суммарнаяплощадь сечения труб была примерно равна сечению трубы основ-ного газопровода. Так, например, для газопровода Dy = 700 ммдиаметр каждой нитки дюкера должен составлять 500 мм, для газо-провода Dy = 1000 мм — 700—800 мм.

Расстояния между параллельными дюкерами, уложенными в рус-ловой части водных преград шириной до 400 м, должны составлять30 м при Dy до 500 мм, 40 м — при Dy от 600 до 900 мм и 50 м —при Dy свыше 900 мм. На каждые последующие 400 м ширины вод-ной преграды расстояние между дюкерами должно увеличиватьсяна 10 м.

Как правило, подводные переходы должны быть заглублены в днореки, озера и т. д. не менее чем на 0,5 м. Заглубление производитсяпутем предварительного рытья траншеи при помощи скреперов,гидромониторов или взрывным методом. В исключительных случаях,когда рытье траншеи не представляется возможным (скальные грунтыи др.), разрешается укладка газопровода непосредственно по днуводной преграды с обязательной пригрузкой его камнями.

75

Чтобы не допустить всплытия газопровода, на него устанавливаютспециальные грузы. Для укладки на пойменной части применяютсяжелезобетонные грузы, на русловой — чугунные.

Рис. 40. Типы грузов для балластировки трубопроводов: а — седловидныйжелезобетонный, б — кольцевой чугунный, в — шарнирный.

Грузы, применяемые для балластировки газопроводов на подвод-ных переходах и поймах рек, а также на болотных поймах и перехо-дах через болота, изготовляются разных видов и различного объем-ного веса. Несмотря на то, что чугунные грузы имеют большую объем-

76

ную массу (около 7,5 т/м3) и более компактные размеры, большераспространены железобетонные грузы, так как применение чугун-ных балластов вызывает большой расход металла. Так, например,на 1 км газопровода диаметром 500 мм с толщиной стенки 10 ммтребуется около 160 т чугунных грузов. Железобетонные грузыимеют значительно меньшую объемную массу, и для ее увели-чения в бетон добавляют железную руду, барий и другие утяже-лители.

Железобетонные и чугунные грузы изготовляются различнойконструкции: 1) одиночные седловидные (только железобетонные)устанавливаются на газопроводе без прикрепления к нему; 2) коль-цевые, состоящие из разъемной пары полумуфт и закрепляемые на га-зопроводе при помощи стяжных болтов; 3) шарнирные.

Одиночные грузы седловидной формы применяют в основномна болотах и пойменных местах. Для предохранения изоляции газо-провода от разрушения при навеске грузов на изоляцию вдоль осинакладываются специальные рейки (футеровка), закрепляемые на га-зопроводе при помощи проволоки.

3 2Ряс. 41. Установкаутяжеляющих грузовпри переходе черезводные препятствия.1 — футеровка из тонкихдосок; 2 — скрутка изпроволоки 5—6 мм; 3 —

утяжеляющие грузы.

Кольцевые грузы (чугунные и железобетонные) состоят из двуходинаковых полумуфт, плотно охватывающих газопровод и скрепляе-мых между собой стяжными болтами.

Шарнирные грузы также изготавливаются чугунными и железо-бетонными для газопроводов 273—720 мм весом соответственно 250—2500 кг. Шарнирные грузы могут иметь различные разновидности.На рис. 40 приведены конструкции утяжеляющих грузов, а нарис. 41 — установка их на переходе газопровода через водные пре-пятствия.

В последнее время на заболоченных и периодически обводняемыхучастках против всплытия газопровода вместо утяжеляющих грузовстали применять более экономичные винтовые анкера.

• Анкер представляет собой стальной стержень, оканчивающийсявинтовой лопастью диаметром 300 мм. Два таких стержня ввинчи-ваются в грунт в траншею по обе стороны трубы. Верхние концыстержней привариваются к металлическому поясу, обхватывающемутрубу сверху. Под поясом укладываются специальные прокладки дляпредотвращения нарушения изоляции газопровода. Стержни анке-ров и удерживающие пояса покрываются противокоррозионной изо-ляцией. Расстояние между анкерами определяется проектом, в котс-ром учитываются диаметр газопровода, плотность грунта, вес одного

77

погонного метра трубы и другие факторы. В слабых грунтах анкеране используются.

В соответствии с правилами речной инспекции для обеспечениябезопасности прохождения различного вида судов по рекам все местаподводных переходов через судоходные реки должны быть обозна-чены предупредительными и сигнальными знаками. В процессе экс-плуатации нитки переходов через водные преграды должны бытьоткрыты и находиться в рабочем состоянии.

Переходы через железные и шоссейные дороги

Подземные пересечения газопроводом железных и автомобиль-ных дорог I—IV категорий осуществляются в защитных кожухахиз труб диаметром на 100—200 мм больше диаметра газопровода.Толщина стенок кожуха устанавливается проектом. Концы кожухадолжны выводиться при переходах через железные дороги на 2 м

Рис. 42. Схемы подземных переходов: а — через шоссей-ную дорогу, б — через железную дорогу.

1 — свеча; 2 — полотно дороги; з — патрон; 4 — сальниковоеуплотнение; s — газопровод.

за подошву насыпи железнодорожного полотна, но не менее чем на25 м по нормали от осей крайних путей железных дорог МПС и не ме-нее 15 м от осей крайних путей промышленных железных дорог,а при переходах через автомобильные дороги — на 2 м за подошвунасыпи, но не менее чем на 10 м по нормали от бровки земляногополотна дороги.

От кожуха сооружается вытяжная свеча, которая отводитсяна расстояние не менее 40 м по нормали от осей крайних путей желез-ных дорог МПС, 25 м от осей крайних путей промышленных желез-ных дорог и 20 м от подошвы земляного полотна автомобильной78

дороги. Высота вытяжной свечи от уровня земли должна быть не ме-нее 5 м.

Межтрубное пространство на концах кожуха законопачиваетсяпенькой, пропитанной в битуме. Законопаченные концы оберты-ваются несколькими слоями бризола и покрываются сверху битумом.

Участок газопровода, находящийся в защитном патроне, покры-вается весьма усиленной изоляцией и футеруется деревяннымирейками, для того чтобы между патронами и газопроводом не былоэлектрической связи, а также для предохранения от поврежденияизоляции при протаскивании газопровода в патрон.

На рис. 42 показаны схемы переходов через железную и шоссей-ную дороги. Строительство переходов через железные и шоссейныедороги ведется, как правило, методом бурения или продавливаниячерез насыпь, поэтому защитной изоляции на кожухах не делается.

Воздушные переходы

При пересечении горных рек, глубоких оврагов и балок, глубокихущелий с высокими и крутыми откосами и в некоторых других слу-чаях сооружаются надземные (воздушные) переходы.

Рие. 43. Конструкция надземных переходов: а — переход черезреку, б — балочный переход, в — висячий переход.

Тип перехода выбирается в соответствии с технико-экономиче-ским расчетом, которым определяется наибольшая эффективностьперехода по сравнению с подземными переходами.

По конструкции надземные переходы, применяемые на газопро-водах, делятся на балочные, арочные и висячие.

Балочные переходы сооружаются при пересечении небольших ба-лок, оврагов, рек с крутыми берегами, каналов и др. Длина ихвоздушной части обычно не превышает 40—50 м. На таких переходахгазопровод укладывается на железобетонных или металлическихопорах. При устойчивых грунтах и небольших пролетах газопровод

79

может прокладываться без промежуточных опор. Допустимая длинагазопровода между опорами определяется расчетным путем.

Арочные переходы сооружаются на судоходных каналах, рекахили железнодорожных выемках, где приходится пропускать суда илижелезнодорожные составы.

Висячие переходы целесообразно сооружать через горные рекис обрывистыми берегами, ущелья, пропасти, где невозможна илизатруднена установка опор. Висячие конструкции дают возмож-ность сооружать переходы с пролетом от десятков до сотен метровпри относительно малой затрате материалов. В Советском Союзебольшинство висячих переходов имеет пролеты 100—200 м.

На рис. 43 показаны наиболее распространенные типы надземныхпереходов.

Для защиты надземных переходов от коррозии применяются поли-хлорвиниловые эмали ПХВ-714 и ПХВ-715 или пентафталевый лак№ 70. Эмали и лаки разводятся в растворителе Р-4 (ГОСТ 7827—55).К полученному раствору при окраске труб добавляется 10—15%алюминиевой пудры ПАК-3 или ПАК-4.

Окраска производится по предварительно очищенной и загрунто-ванной поверхности труб. Грунтовка применяется фенольно-формаль-дегидная ФЛ-103К, ФЛ-013.

Поверхность газопровода в местах выхода из земли тщательнопокрывается изоляцией весьма усиленного типа. От железобетонныхи металлических опор газопровод должен быть изолирован мягкимиматериалами (бризол или гидроизол в несколько слоев, резина).

§ 4. КОНДЕНСАТОСБОРНИКИ

Содержащийся в газе конденсат значительно усложняет эксплуа-тацию газопроводов, компрессорных и газораспределительных стан-ций, особенно в зимний период. Для его улавливания на газо-проводах применяются конденсатосборники и конденсатоотводящиетрубки.

Конденсатосборники устанавливаются в пониженных участкахтрассы газопровода. Частота их установки зависит от количестваконденсата, попадающего в газопровод. Наибольшее количество ихустанавливается в головной части газопровода, где происходит вы-падание основной массы конденсата. Иногда конденсатосборникимонтируются перед входом на компрессорную станцию.

На газопроводах нашли применение несколько типов конденсато-сборников, разработанных Гипроспецгазом, Востокгипрогазом и дру-гими проектными институтами, но наибольшее распространение по-лучил конденсатосборник, разработанный Гипрогазом (рис. 44).

Конденсатосборники в зависимости от типа и конструкции, какправило, состоят из емкости для сбора конденсата 1, располо-женной под газопроводом и соединенной с ним при помощи одногоили двух патрубков 2, продувочной трубы 5 диаметром 50 мм. Одинконец этой трубы соединяется с емкостью для сбора конденсата,

80

второй, оканчивающийся запорной арматурой (вентиль или зад-вижка), выводится наружу в узел управления 4.

Рис. 44. Конденсатосборник конструкции Гипрогаза.

Емкость конденсатосборника изготовляется обычно на местеиз тех же труб, что и газопровод, для чего к торцам труб привариваютсферические донышки. Монтаж остальных частей также не предста-

А-А

Рис. 45. Конденсатосборник типа «расвшрнтельная камера».

1 — газопровод; 2 — расширительная камера; з — манометр; 4 — силикагелевый осушитель-5 — емкость для сбора конденсата; в — регулирующий клапан.

вляет труда. Емкость конденсатосборника должна испытыватьсяжидкостью с давлением риСП = 1,5рраб.

Конденсат из емкости конденсатосборника удаляют с помощьюдавления находящегося в газопроводе газа. Для этого открывают


полностью задвижку 7, установленную первой по отношению к газо-проводу, а затем, постепенно открывая вентиль 6, продувают конден-сатосборннк до выхода чистого газа, после чего вентиль и задвижкузакрывают.

Рис. 46. Схема обвязки конденсатосборника.1 — газопровод; 2 — расширительная камера; 3 —манометр; 4 — сушнтель; 5 — регулирующий клапан;* a^tr^cvr, ттля сбопа конденсата; 7 — конденсато-6 — емкость для сбора конденсата;

сборник.

Рис. 47. Схема отвода конденсата из газопровода: а — конденсатсготводчик,б — схема обвязки конденсатоотводчика.

Газопровод 3 и верхний конец продувочной трубы соединенымежду собой импульсной трубкой и вентилем 8 для выравниваниядавления.

Конденсатосборнпки необходимо продувать цо заранее разрабо-танному графику в зависимости от количества конденсата в газеи скорости заполнения емкости.82

С 1963 г. начали применяться конденсатосборники типа «рас-ширительная камера» с автоматической продувкой. По даннымВНИИгаза степень улавливания конденсата в них достигает 90%,в то время как в конденсатосборниках других типов не достигаетдаже 80%.

Практика эксплуатации расширительной камеры также подтвер-ждает ее эксплуатационную эффективность по сравнению со старойконструкцией: при установке расширительной камеры в головнойчасти газопровода значительно уменьшается необходимость в кон-денсатосборниках по трассе газопровода.

На рис. 45 показан конденсатосборник типа «расширительнаякамера», а на рис. 46 — схема его обвязки. Для автоматическогосброса конденсата по мере его накопления конденсатосборник снаб-жен специальным прибором АКО-ПМ.

В ряде случаев при скапливании конденсата в пониженных ме-стах возникает необходимость дополнительной установки конденса-тосборников. Однако работы по установке конденсатосборниковтребуют длительной остановки газопровода и сравнительно большогообъема строительно-монтажных работ. В этих случаях применяютсяконденсатоотводные трубки. Установка их требует кратковременнойостановки газопровода и малого объема работ. .

На рис. 47 представлена схема установки- на трубе конденсато-отводчика. Отверстие для установки конденсатоотводящей трубкисверлят при помощи специального приспособления.

§ 5. КОЛОНКИ ДЛЯ РЕДУЦИРОВАНИЯ ГАЗА

Колонки для редуцирования газа устанавливаются для бытовогогазоснабжения домов линейных ремонтеров и операторов радиорелей-ной связи.

Колонки редуцирования служат для снижения рабочего давлениягаза перед подачей его потребителям до 100—200 мм вод. ст. Нарис. 48 показана колонка для редуцирования газа конструкции Ги-прогаза, применяемая на большинстве магистральных газопрово-дов. Она оборудована двумя регуляторами прямого действия типаМКЗ, гидравлическим затвором, запорной арматурой и контрольно-измерительными приборами для измерения высокого и низкого да-вления. Производительность колонок редуцирования от 50 до100 м3/ч. Изготовляются они в заводских условиях, после чего до-ставляются на трассу и устанавливаются на бетонных фундаментах.

§ 6. ДОМА ЛИНЕЙНЫХ РЕМОНТЕРОВ

На трассе магистрального газопровода дома линейных ремонте-ров располагаются примерно через 20—25 км один от другого, какправило, в населенных пунктах или вблизи от них. Дом линейногоремонтера чаще всего одноэтажный, имеет надворные постройки,где располагается станция катодной защиты. В доме линейного

6* 83

\\

ремонтера имеется служебное помещение, где в соответствии с табелемхранятся необходимый для работы инструмент, спецодежда, мано-метры и др. Все дома оборудуются селекторной диспетчерскойсвязью.

На всем протяжении магистрального газопровода или ответвле-ния устанавливаются километровые столбики. Это трехгранные желе-зобетонные столбики, возвышающиеся над землей на 0,7 м. Для луч-шей видимости верхняя часть их окрашивается в яркие цвета (крас-ный или оранжевый). Километровые столбики комбинируются с ка-тодными выводами. Поэтому на стороне, обращенной в обратнуюсторону от газопровода, имеется углубление, куда выходит конецкатодного вывода от газопровода для замера потенциала «труба —земля».

Г л а в а IV

ОБСЛУЖИВАНИЕ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИМАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

§ 1. ПОЛОСА ОТВОДА И ОХРАННАЯ ЗОНА

В соответствии с Постановлением Совета Министров СССР № 146от 12 февраля 1959 г. вдоль трассы магистральных газопроводовна все время их эксплуатации выделяется так называемая полосаотвода. Ширина полосы отвода определяется в зависимости от диа-метра и количества ниток газопровода (табл.16).

I iП р и м е ч а н и е . При наличии столбовой связи вдоль трасс трубопрово-

дов ширина отводимой полосы земли на период эксплуатации для одного газо-провода может быть увеличена на 1 м.

Полоса отвода выделяется для проезда и обхода обслуживающегоперсонала по трассе газопровода, а также для проведения ремонт-ных и аварийных работ, связанных с поддержанием магистральногогазопровода и сооружений, находящихся на нем, в исправном со-стоянии.

По согласованию с управлением магистральных газопроводовв полосе отвода разрешается сеять сельскохозяйственные культуры,пасти скот и косить сено.

Вдоль всей трассы газопровода кроме государственных знаковотчуждения устанавливаются километровые столбики и знаки, по-казывающие границы участков, обслуживаемых районными упра-влениями и линейными ремонтерами. Километровые указатели мо-гут выставляться на катодных выводах или на столбах связи.

86

Магистральные газопроводы работают под большим внутреннимдавлением, поэтому аварии и утечки газа из газопроводов предста-вляют большую опасность для населения. Особенно опасны разрывыгазопроводов большого диаметра и, как правило, возникающие приэтом пожары, охватывающие значительную территорию (до 500 мв окружности) и приносящие большой материальный ущерб. В связис этим Строительными нормами и правилами (СНпП П-Д-10-62)установлены минимальные расстояния (охранная зона) от населен-ных пунктов, промышленных предприятий и отдельно стоящих зда-ний и строений до оси магистрального газопровода. Ширина охран-ной зоны, приведенная в табл. 17, устанавливается в зависимостиот важности и заселенности объектов, находящихся вблизи газопро-вода, его диаметра и давления газа в нем.

На водных переходах без согласования с районным управле-нием не разрешается в охранной зоне производить дноуглубительныеработы, допускать работу землечерпалок и гидромониторов, устраи-вать причалы, бросать якоря, ловить рыбу.

О границах охранной зоны газопровода рассылаются специаль-ные уведомления всем землепользователям (совхозам, колхозам,поселковым и сельским советам, государственным предприятиям),по землям которых проходит газопровод.

При надземной прокладке газопроводов указанные в таблице рас-стояния увеличиваются в 2 раза. Расстояния от подземных маги-стральных газопроводов диаметром до 500 мм до других трубопрово-дов различного назначения, электрических и телефонных кабелейдолжно быть не менее 8 м, а при диаметре газопровода более 500 мм —не менее 9 м.

В соответствии со строительными нормами и правилами отдельностоящими называются здания и строения, которые располагаютсявне населенного пункта на расстоянии не менее 50 м от ближайшихк нему домов. Приведенные в табл. 17 расстояния для населенныхпунктов указаны от красной планировочной застройки, а для от-дельно стоящих зданий и строений — от наиболее выступающихчастей зданий.

Наблюдение за магистральным газопроводом и его сооружениями,производство профилактических, ремонтных и аварийных работ,а также наблюдение за полосой отвода и охранной зоной осуще-ствляются ремонтно-восстановительными службами (РВС) районныхуправлений.

§ 2. ОБСЛУЖИВАНИЕ ЛИНЕЙНЫХ СООРУЖЕНИЙ ГАЗОПРОВОДА

Ремонтно-восстановительная служба

В составе каждого районного управления магистрального газо-провода имеется ремонтно-восстановительная служба.

В соответствии с Правилами технической эксплуатации маги-стральных газопроводов на персонал РВС возлагаются следующиеобязанности:

88

1) периодически (по графику) осматривать газопровод и его со-оружения с целью выявления и ликвидации утечек газа и другихповреждений; выполнять по утвержденному начальником районногоуправления графику планово-предупредительные ремонты маги-стрального газопровода, отводов и коммуникаций КС, ГРС, жилыхпоселков;

2) участвовать в проведении капитальных ремонтов газопроводов,отводов, ГРС; ликвидировать аварии на газопроводах; производитьзаливку метанола для предупреждения возникновения гидратныхпробок; устранять неполадки в технологическом оборудовании ма-гистральных газопроводов и ГРС; содержать полосу отвода и охран-ную зону в состоянии, предусмотренном Правилами проектированияи сооружения магистральных газопроводов и Правилами техниче-ской эксплуатации магистральных газопроводов.

На работников ремонтно-восстановительных служб совместнос ОКС (отделом капитального строительства) управления возлагаетсятакже осуществление технического надзора над вновь строящимисяотводами от действующих магистральных газопроводов, а такжестроящимися параллельными нитками. В соответствии с этим работ-никам аварийных служб необходимо хорошо знать трассу закреплен-ного за районным управлением участка магистрального газопроводаи отводов от него, устройство и работу оборудования, приборов и ар-матуры, обслуживаемых ремонтно-восстановительной службой.

В соответствии с Правилами технической эксплуатации ежегодноспециально создаваемая комиссия проверяет знания персоналомремонтно-восстановительной службы правил техники безопасности,а также подготовленность их и соответствие разрядам по выполняе-мой работе.

Численность ремонтно-восстановительной службы зависит от про-тяженности основной нитки магистрального газопровода, диаметрагазопровода и других факторов. В отдельных случаях при обслужи-вании районным управлением большого участка газопровода в со-ставе районного управления могут быть две и более ремонтно-вос-становительные службы, из которых одна размещается вместе с рай-онным управлением, а остальные на ремонтно-аварийных пунктах(РАП) в центре обслуживаемого ими участка газопровода.

Квалификация линейного трубопроводчика, занимающегося об-служиванием и ремонтом магистральных газопроводов, имеет своюспецифику. Так, например, линейный трубопроводчик 3-го и 4-горазрядов правит концы труб и зачищает кромки после газовойсварки, разрабатывает грунты с помощью пневматического инстру-мента, планирует дно траншеи, крепит стенки траншеи и котлована,открывает и закрывает краны и задвижки, сбрасывает газ через свечи,устанавливает резиновые шары и глиняные пробки при огневых ре-монтных работах, подготавливает мастику и наносит антикоррозион-ную изоляцию на газопровод. Линейный трубопроводчик 5-го раз-ряда монтирует и центрует узлы на газопроводе, делает разметку иустанавливает арматуру и фасонные части, ревизует и ремонтирует

89

ЩЕИ-Л7

£

I

вапорную арматуру высокого давления, монтирует конденсато-сборники, устраняет утечки газа в газопроводе и др.

Линейный трубопроводчик 4-го разряда кроме своей основнойработы должен выполнять какую-либо дополнительную работу —•управлять трактором или бульдозером, производить резку ме-талла и неответственную газовую сварку, обслуживать сварочныйагрегат, воздушный компрессор или водоотливной агрегат, выполнятьпростые кузнечные, малярные, плотницкие или штукатурные работы.

Линейный трубопроводчик 5-го разряда наряду с вышеперечис-ленными работами производит опрессовку и продувку участков газо-проводов всех диаметров, монтаж переходов, захлестов и катушек,выполняет работы по ревизии и ремонту оборудования ГРС. Нарядус этим линейный трубопроводчик 5-го разряда должен самостоя-тельно возглавлять работы, производимые аварийной бригадой.Кроме того, должен уметь управлять и работать на трубоукладчикеили экскаваторе.

Электросварщик является основным исполнителем ответственныхэлектросварочных работ при ремонтах и ликвидации аварий на газо-проводах. Он должен иметь диплом электросварщика-потолочникаи ежегодно сдавать повторные испытания для продления действия,диплома.

Шоферы аварийных автомашин кроме своей основной работыобслуживают электросварочные агрегаты, тракторы, передвижныеэлектростанции и водоотливные агрегаты.

Оснащение ремонтно-восстановителъной службы. Ремонтно-вос-становительная служба районных управлений оснащается необходи-мым транспортом, механизмами и инвентарем для передвиженияпо трассе газопровода и выполнения ремонтных и аварийных работбольшой сложности в любое время года.

Примерный перечень транспорта, механизмов, оборудованияматериалов, инструментов и инвентаря, находящихся на оснащенииремонтно-восстановительной службы, приводится в прилож. 2.

Для оснащения аварийных бригад ремонтно-восстановительныхслужб приняты автомобили высокой проходимости — ЗИЛ-157-Ки ГАЗ-63, ГАЗ-66-02.И УРАЛ-375-Е, оборудованные отапливаемымифургонами и приспособленные к перевозке людей и необходимогоаварийного оснащения.

Все оснащение ремонтно-восстановительной службы должно бытьв исправном состоянии, инструмент и приспособления должны рас-полагаться в таком порядке, чтобы их можно было использоватьв любой момент. Для этого инструмент и материалы, находящиесяв ящиках или на полках в фургоне автомобиля, должны быть такукреплены, чтобы исключалась какая-либо возможность смещенияих во время движения.

Сварочные агрегаты, электростанция и компрессорные установкина колесных прицепах транспортируются автомобилями.

Ленинградским филиалом СКВ «Газстроймашина» разработаныунифицированные проекты аварийных машин для газопроводов:

S2

АМГ1 — на базе шасси автомобиля ЗИЛ-157-К, АМГ2 — на базешасси автомобиля ГАЗ-66-02, АМГЗ — на базе шасси автомобиляУРАЛ-375-Е.

Компоновка машин принята следующая: на шасси установленстандартный деревянный кузов с утеплителем из пенопласта. Кузовоборудован воздушным отопителем Шадринского автоагрегатногозавода. При внутреннем устройстве этих машин за основу взятыаварийные машины районных управлений магистральных газопро-водов.

На рис. 49 представлена схема оборудования аварийного автомо-биля ЗИЛ-157-К ремонтно-восстановительной службы НовгородскогоРУ, в которой удачно использованы полезная площадь и объем фур-гона для размещения в нем необходимого инструмента и материалов,требующихся для ликвидации* аварии.

Линейные ремонтеры

На магистральных газопроводах для наблюдения за газопрово-дом и линейными сооружениями, а также производства мелких ре-монтов оборудования и сооружений имеются линейные обходчики-ремонтеры.

Линейный ремонтер отвечает за техническое состояние трассыгазопровода в пределах закрепленного за ним участка. Протяжен-ность участка составляет 15—-20 км в зависимости от рельефа мест-ности, ее застройки, состояния дорог вдоль трассы газопровода, вод-ных преград, наличия сооружений на трассе и т. д.

Живет линейный ремонтер в доме, построенном на трассе газо-провода специально для этих целей. В доме линейного ремонтераимеется селекторная связь, в специально оборудованном помещениихранится необходимый для производства мелких работ инструменти инвентарь согласно утвержденному табелю. В соответствии с Пра-вилами технической эксплуатации магистральных газопроводовв обязанности линейного ремонтера входит:

1) обходить трассу по установленному графику;2) немедленно сообщать дежурному диспетчеру о всех обнару-

женных неисправностях на трассе газопровода (аварии, утечки газа,неисправности арматуры и др.);

3) содержать в надлежащем состоянии линейные краны, задвижки,свечи у кранов, магистральные колодцы, узлы редуцирования'газа,конденсатосборники, метанольницы, устройства электрической за-щиты от коррозии, знаки отчуждения земли и километровые стол-бики, проезжие и пешеходные мосты, аварийный запас труб, служеб-ный дом с усадьбой, полосу отвода и охранную зону;

4) осматривать линию связи и устранять мелкие повреждения(набросы проводов, захлесты и др.);

5) на закрепленном участке продувать конденсатосборники и дре-нажные трубки;

6) в соответствии с графиком снимать показания манометров,установленных на закрепленном за ремонтером участке трассы;

93

7) не допускать в охранной зоне возведения каких-либо построеки производства работ без указания руководства района.

В административном отношении ремонтеры подчиняются началь-нику РВС и линейному мастеру, в оперативном — дежурному дис-петчеру.

В прилож. 3 приводится перечень инвентаря и инструмента, кото-рый должен находиться в домике линейного ремонтера.

При обходе участка трассы линейный ремонтер обязан внима-тельно следить за возможными утечками газа. Небольшие утечкиможно определить по запаху газа, по пожелтению зеленой раститель-ности вокруг места утечки летом и по потемнению снежного покровазимой, по скоплению у мест утечки газа большого количества погиб-ших насекомых (мух, пауков и т. п.). На обводненных участках и в за-болоченных местах утечки обнаруживаются по пузырькам от про-ходящего через воду газа.

При обнаружении утечки газа линейный ремонтер обязан выста-вить предупредительные знаки, подключить телефонный аппаратк линии связи и доложить дежурному диспетчеру района о местеи характере обнаруженного дефекта, после чего действовать по егоуказанию.

В процессе обхода линейный ремонтер должен следить за состоя-нием запорной арматуры, установленной на линейной части газо-провода, свечей, конденсатосборников и других устройств длявыявления возможных неисправностей и утечек газа.

Магистральные краны запираются на замок, а на штурвалах кра-нов свечей снимаются шпонки, чтобы не допустить закрытия крановпосторонними лицами и прекращения подачи газа но газопро-воду.

Установленная запорная арматура должна быть выкрашена ма-сляной краской; штурвал обычно окрашивают в красный или черныйцвет, а корпус крана в серый. Шпиндели задвижек должны бытьочищены до металлического блеска и покрыты тонким слоем смазки.Выдвижные шпиндели желательно также покрывать легкими метал-лическими колпачками.

Во время обхода линейный ремонтер должен уделять особое вни-мание состоянию подводных переходов и в первую очередь берего-вых укрепительных сооружений, дамб и донных сооружений. Об ихповреждениях, обнажении трубы, появлении пузырьков на воде надгазопроводом и других дефектах ремонтер должен немедленно изве-стить диспетчера районного управления для принятия срочных мер.

Необходимо также тщательно следить за состоянием переходовчерез железные и шоссейные дороги. В случае обнаружения значи-тельной утечки газа вблизи железной или шоссейной дороги линей-ный ремонтер обязан оградить место утечки знаками и выставить ихна всех дорогах, ведущих к этому месту. Если место утечки газанаходится в непосредственной близости от железной или шоссейнойдороги, то необходимо договориться с администрацией или работни-ками дороги о временном прекращении движения. После этого линей-

94

ный ремонтер должен немедленно сообщить об аварии диспетчерурайона и действовать в соответствии с его указаниями.

В случае возникновения аварии вблизи населенного пункта ли-нейный ремонтер также должен оградить место утечки знаками, вы-ставить знаки на всех дорогах, ведущих к нему, и только после этогосообщить об аварии диспетчеру.

При обходе ремонтер должен следить за возможными размывамигазопровода, состоянием водопропускных труб, за состоянием опори равномерностью натяжения тросов на воздушных переходах, водо-отводящих канав, лотков и других сооружений для отвода вод,исправностью одерновки и отмоетки в оврагах.

Полосу отвода земли нужно регулярно очищать от кустарникови сорняков. Знаки отвода, земли, километровые столбы, катодныевыводы, указатели на водных переходах должны быть в хорошемсостоянии; все обнаруженные неисправности заносятся в журнал.

Линейный ремонтер во время обхода должен обследовать состоя-ние находящихся на участке катодных выводов дренажных установоки протекторов. Наряду с осмотром трассы газопровода во время об-хода линейный ремонтер должен обращать внимание на исправностьвоздушной связи (если такая имеется) и устранять мелкие поврежде-ния ее.

Одной из важнейших обязанностей линейного ремонтера являетсянаблюдение за охранной зоной газопровода. Для этого ремонтеробязан хорошо знать ширину охранной зоны для различных по-строек, диаметр газопровода и наибольшее допустимое давлениегаза.

При обнаружении строительства каких-либо сооружений в охран-ной зоне линейный ремонтер обязан сообщить об этом начальникуремонтно-восстановительной службы для принятия мер.

Земли, входящие в охранную зону, остаются у землепользова-теля, который в охранной зоне может сеять различные культурыи сажать деревья. Однако в охранной зоне запрещено:

1) возводить жилые строения любого типа, а также различногорода постройки и сооружения;

2) производить горные, строительные и монтажные работы безписьменного разрешения руководства управления газопровода;

3) располагать полевые станы, устраивать загоны для скота, коно-вязи, стрельбища и т. д.;

4) на переходах газопровода через водные преграды бросать якоря,устраивать причалы и производить какие-либо дноуглубительныеработы без согласования с управлением газопровода.

Линейный ремонтер обязан обходить и осматривать трассу. Крометого он обязан продувать конденсатосборники, контролировать да-вление газа в газопроводе, участвовать в операциях по заливке ме-танола в газопровод, записывать показания станции катодной за-щиты.

По окончании обхода линейный ремонтер должен записать в свойжурнал все неполадки и дефекты, обнаруженные им при осмотре

95

трассы, указать в журнале, йа каком километре обнаружен дефект,и сообщить о результатах обхода дежурному диспетчеру.

Для повседневной работы у линейного ремонтера должна иметьсяследующая документация:

а) инструкция для линейного обходчика-ремонтера магистраль-ного газопровода;

б) журнал по трассе;в) журнал по обслуживанию сооружений электрохимической

защиты;г) схема обслуживания участка газопровода;д) ведомость труб аварийного запаса;е) инструкция по обслуживанию кранов;ж) инструкция по обслуживанию редуцирующей колонки;з) инструкция по наблюдению за установками электрохимической

защиты;и) инструкция по обращению с метанолом и заливке его в газо-

провод;к) журнал по учету метанола.В табл. 18 приведена форма журнала линейного ремонтера.

На некоторых газопроводах, сооруженных в пустынной зоне,в частности на газопроводе Бухара — Урал, Средняя Азия — Центри некоторых других, должности линейного ремонтера нет. В этихслучаях осмотр трассы газопровода и наблюдение за охранной зонойведет ремонтно-восстановительная служба, совершая облеты трассыгазопровода на вертолетах и самолетах.

При этом могут быть получены не только данные визуальногонаблюдения за трассой, но и фотодокументальные данные, что осо-бенно важно иметь в период весеннего паводка.

96

Работы по подготовке к зиме и весеннему паводку

В осенне-зимний период магистральные газопроводы работаютс более значительной нагрузкой, чем в остальное время года.

С наступлением зимнего периода увеличивается производитель-ность газопровода, а следовательно, и давление газа в нем. Темпера-тура газа на многих участках снижается до 0° С и ниже, а с ее пони-жением увеличивается возможность возникновения гидратных про-бок, возрастает напряжение в газопроводе, а следовательно, и ве-роятность возникновения аварий. С наступлением зимнего периодазатрудняется доступ для осмотра и ремонта подземной части газопро-вода и его сооружений и ухудшается проходимость трассы.

Поэтому для увеличения надежности работы газопровода упра-влениями магистральных газопроводов разрабатывается и в летнийпериод осуществляется целый ряд мероприятий и работ, обеспечи-вающих наиболее надежную эксплуатацию в зимний период:

а) выявление загрязненных участков газопровода и очистка ихпродувкой или пропусканием специальных очистных поршней;

б) выявление и ликвидация всех мелких утечек газа;в) обследование и в случае необходимости производство ремонта

подводных переходов;г) засыпка оголенных участков газопровода;д) дополнительная ревизия линейной арматуры и оборудования,

расположенного на трассе газопровода;е) проверка наличия и пополнение аварийного запаса труб, ин-

струмента, инвентаря и спецодежды работников РВС;ж) производство необходимого ремонта аварийного автотранс-

порта, тракторного парка, компрессоров, водоотливных агрегатови др.;

з) проверка и ремонт отопления домов линейных ремонтерови пунктов редуцирования газа;

и) осмотр и ремонт проезжей дороги вдоль трассы газопровода,мостов, переходов через шоссейные и железные дороги и др.;

к) врезка отводов в газопровод и подключение новых потреби-телей;

л) ревизия и ремонт оборудования, арматуры и контрольно-измерительных приборов КС и ГРС.

Паводок представляет собой кратковременное, но быстрое подня-тие уровня воды в реках в результате бурного таяния снегов, ледни-ков в горах, а также сброса воды из водохранилищ. Причем скоростьдвижения воды достигает на реках равнинной местности 5—10,а на горных реках — 45 км/ч.

Обычно в период половодья реки выходят из русел, затопляютсяпоймы на больших пространствах, в некоторых случаях паводок вы-зывает даже наводнения. Выход рек из берегов и быстрое течениеводы не только затрудняют обслуживание трассы, но могут такженанести значительные разрушения магистральному газопроводуи его сооружениям. Поэтому, учитывая большую опасность прохода

7 И. Я. Котляр, В. М. Пиляк "'

паводковых вод для газопровода, кратковременность периода и труд-ность продвижения по трассе газопровода в этот период, управле-ние магистрального газопровода ежегодно составляет план-графикмероприятий по подготовке к весеннему паводку, который утвер-ждается начальником управления. В него включаются подготовитель-ные мероприятия, предусматривающие предотвращение возможныхразрушений от паводковых вод и быструю ликвидацию возможныхповреждений.

Во время подготовки к паводку необходимо:1) проверять состояние переходов через реки, каналы, ручьи,

овраги; дополнительно отремонтировать береговые укрепления, ледо-резы, береговые и промежуточные опоры газопроводов; очиститьот снега и грязи водоотводные канавы;

2) проверить и привести в полную готовность аварийный транс-порт, механизмы и оборудование ремонтно-восстановительнойслужбы;

3) подготовить и в случае необходимости доукомплектоватьаварийный запас материалов (кислорода, ацетилена, электродов,карбида и пр.), инструмента и горюче-смазочных материалов;

4) привести в порядок мосты, переезды через овраги и балки;отремонтировать и подготовить паромы, плоты, катера, лодки; сде-лать пешеходные мостики через труднопроходимые места; заготовитьи доставить к наиболее опасным в отношении размыва местам (бере-гам рек, оврагам и др.) камень, песок, щебень, хворост, колья, рогож-ные мешки и т. д.;

5) проверить и привести в исправное состояние все имеющиесяв районном управлении средства связи, заготовить необходимоеколичество полевого кабеля и проводов для быстрого восстановлениясвязи в случае повреждения линии, договориться с районнымиконторами связи о возможности использования каналов Мини-стерства связи в случае аварий;

6) на участки газопровода, которые могут быть отрезаны и труд-нодоступны в период паводка, завезти необходимый запас труб,сварочные агрегаты, газорезные аппараты, кислород, ацетилен,горюче-смазочные материалы, электроды, карбид, а также другоеоборудование и материалы, которые могут понадобиться для ликви-дации возможных на данном участке аварий.

Во время ледохода на крупных реках следует организовать де-журство шоферов и работников ремонтно-восстановительной службы,чтобы иметь возможность принимать срочные меры в случае аварии.

В период паводка необходимо вести тщательное наблюдение за со-стоянием опор газопровода, ледорезов, береговых укреплений; не до-пускать засорения водоотводных канав, скопления и заторов льда.

На крупных реках следует организовать оснащенные средствамисвязи специальные посты наблюдения за подъемом и разливом воды,прохождением льда и другими особенностями паводка.

При обнаружении размывов и оголения газопровода необходимопринимать меры [по предотвращению всплытия трубы путем пригрузки

ее камнями и мешками с песком, установки дополнительных железо-бетонных или других грузов. В районе перехода газопровода черезреки не следует допускать заторов льда во время ледохода.

После прохождения паводка трассу газопровода и все его соору-жения тщательно осматривают. С помощью подводно-техническихотрядов обследуются подводные двухнпточные переходы крупныхрек. На основании осмотров составляется план ремонтных работпо ликвидации последствий паводка.

Содержание аварийного запаса труб

Для замены пришедших в негодность труб, а также в случаеаварии каждому районному управлению выделяется аварийныйзапас труб, по диаметру и качеству соответствующих трубам уложен-ного газопровода.

Нормы аварийного запаса труб составляют для однониточногогазопровода 0,2%, для двухниточного 0,15% от суммарной длины,для трехниточного разных диаметров — по 0,1% от суммарнойдлины каждого диаметра газопровода.

Аварийный запас труб хранится на трассе газопровода у домовлинейных ремонтеров, на КС и АРП. Для предохранения металлатруб от коррозии все трубы с наружной стороны покрывают грунтов-кой (праймером), а концы труб закрывают заглушками. При боль-ших диаметрах грунтуют также внутреннюю поверхность труб. Дляудобства грунтовки и погрузки их на автомашины во время отправкитрубы укладываются на стеллажи в один ряд.

Проверка изоляции газопровода и наружной поверхности трубы

Во время эксплуатации по ряду причин может нарушиться изоля-ционное покрытие. В частности, отставание и выкрашивание изоля-ции может произойти из-за применения некачественных материалови нарушения технологии производства работ при строительстве.Изоляция может нарушиться из-за применения повышенного отри-цательного потенциала станциями катодной защиты, а также во времявесенних паводков. Подача в газопровод газа с высокой температу-рой также может привести к расплавлению и стеканию с трубы изо-ляции. Поэтому во избежание коррозии газопровода ежегодно про-веряют изоляцию вскрытием газопровода в шурфах.

График проверки изоляции газопровода обычно составляетсяпосле проведения осенних измерений потенциала труба — земляи окончательно уточняется после проведения весенней проверкипотенциалов. В график проверки методом шурфования включаютсяследующие участки магистрального газопровода:

а) места анодных зон (1 шурф на 1 км газопровода);б) газопровод, расположенный в зоне блуждающих токов (1 шурф

на 1 км);в) носле КС на расстоянии до 20 км (1 шурф на 1 км);

99

г) участки, заросшие сорняками, в особенности сурепкой (1 шурфна 100 л); ^

д) все размытые и оголенные участки газопровода проверяютсяна всем протяжении.

Глубина и длина шурфа должны обеспечивать доступ для осмотраизоляции по всему периметру трубы. Рытье шурфов на действующемгазопроводе должно производиться в соответствии с правилами тех-ники безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов.

Наблюдения за состоянием наружной поверхности газопроводаобычно проводятся одновременно с проверкой изоляции в тех жешурфах. Проверкой устанавливаются степень поражения труб кор-розией, наличие отдельных или групповых каверн и их глубина,приблизительное время образования каверн, количество их на еди-ницу площади трубы, а также увеличение каверн после введенияв эксплуатацию установок катодной или протекторной защиты.

На результаты осмотра изоляции и осмотра поверхности трубысоставляется акт. Форма акта приведена в прилож. 4. На основаниитщательного изучения актов делается заключение о пригодностиизоляционного покрытия газопровода или необходимости его замены.

§ 3. ОБСЛУЖИВАНИЕ ЗАПОРНОЙ АРМАТУРЫ,РАСПОЛОЖЕННОЙ НА МАГИСТРАЛЬНОМ ГАЗОПРОВОДЕ

Профилактический осмотр и обслуживание запорной арматурымагистральных газопроводов необходимо проводить два раза в не-делю зимой и один раз в неделю летом. Особенное внимание следуетобращать на исправность фланцевых соединений' и подвижность при-водного устройства.

Краны

Линейные краны с уплотнительнои смазкой требуют повышенноговнимания к уходу за ними, так как значительное количество неисправ-ностей и повреждений в них происходит вследствие неправильнойэксплуатации. При длительном нахождении крана в одном положе-нии смазка из зазора между корпусом и пробкой уходит, и кран ста-новится негерметичным. При отсутствии достаточного количествасмазки происходит коррозия уплотнительных поверхностей, смазоч-ные канавки забиваются ржавчиной и грязью. В результате пробкакрепко «прихватывается» к корпусу, и тогда открыть или закрытьтакой кран могут лишь несколько человек при помощи рычага, чтозачастую приводит к поломке редуктора или других деталей.

Для обеспечения нормальной работы кранов необходимо соблю-дать следующие правила:

1) периодически осматривать краны, содержать их в чистоте, вос-станавливать окраску, надписи и стрелки;

2) регулярно набивать смазку для предохранения от коррозииуплотнительных поверхностей;

100

3) периодически дополнять смазку в подшипниках редукторов;4) маховик вращать плавно, без применения дополнительных

рычагов (усилие не должно превышать 50 кГ);5) для создания герметичности затвора закрытого крана, а также

для облегчения поворота пробки периодически набивать смазку;6) регулярно дополнительно нагнетать смазку набивочным болтом

или шприцем в кольцевую камеру верхней крышки;7) при увеличении зазора между корпусом и пробкой после про-

должительной эксплуатации подтягивать пробку регулировочнымвинтом;

12 '3 4Рис. 50. Шприц для набивки смазки в краны.

8) периодически прокручивать краны; после каждого открытияи закрытия обязательно набивать смазку.

- Ручной шприц (рис. 50) применяют для набивки уплотнительнои. смазки в кольцевые и продольные канавки пробок кранов с ручным

управлением или при отказе мультипликатора. Шприц состоит изкорпуса 3, имеющего внутри мелкую резьбу, и нажимного винта 4.В нижнюю часть корпуса вварен штуцер 2, на который навинченапереходная втулка 1. Благодаря малому шагу резьбы этим приспо-соблением можно вручную создать давление смазки до 100 кГ/см2.

Необходимо применять строго определенные сорта смазки, иначекраны теряют герметичность, а сама смазка либо твердеет, либобыстро разжижается и давлением выталкивается в газопровод. Дляпробковых кранов магистральных газопроводов применяется смазка,изготовленная по РТУ РСФСР НП-661.

Наиболее распространенной является смазка ЛЗ-188, в состав кото-рой входят, вес. %:

Стеариновая кислота 7,1Касторовое масло 10,5Канифоль 0,7Минеральное масло МС-20 . 16,8Минеральное, масло веретенное У . . . . . . . . 50,5Слюда молотая . . . 11,6Гидрат окиси кальция 0,4—0,5Натр едкий 2,3

Состав смазки ЛЗ-188работоспособность.

обеспечивает ее устойчивость и длительную

101

Л

Задвижки

В настоящее время на вновь сооружаемых магистральных газо-проводах задвижки не устанавливаются вследствие присущих имследующих недостатков:

1) при открывании и закрывании задвижки поверхности затворатрутся об уплотнительные поверхности седел, что приводит к ихбыстрому износу, а следовательно, нарушению герметичности;

2) открытие и закрытие задвижек занимает значительно большевремени, чем открытие и закрытие кранов, и требует зачастую боль-

ших усилий;3) при расположении задвижек

в колодцах возникает опасность отра-вления газом из-за просачивания егочерез сальниковые уплотнения, что со-здает неудобства и осложнения приэксплуатации;

4) сложность изготовления из-заналичия двух седел в корпусе и четы-рех уплотнительных поверхностей.

Однако задвижки имеют еще боль-шое распространение на старых маги-стральных газопроводах, сооруженныхдо 1954 г. Наибольшее число неисправ-ностей в них связано с пропусками газав сальниковых устройствах и фланце-вых соединениях.

Сальниковое устройство (рис. 51)служит для уплотнения корпуса за-

движки со шпинделем и предотвращения тем самым утечки газа.Сальниковые устройства заполняются специальными мягкими на-бивками (табл. 19).

Работа сальникового устройства основана на том, что сжатая на-бивка, заполняя сальниковую камеру в крышке, плотно прижи-мается грундбуксой к поверхности шпинделя и к стенке камеры,не оставляя зазоров, через которые может проникать газ.

При эксплуатации сальниковых уплотнений для создания долж-ной герметичности необходимо обеспечить правильный выбор саль-никовой набивки в соответствии с ГОСТ 5152—66. Для газовой арма-туры магистральных газопроводов следует применять мягкие саль-никовые набивки, изготовленные из волокнистых материалов расти-тельного и минерального происхождения. К набивкам растительногопроисхождения относятся пеньковые, льняные, хлопчатобумажныеи джутовые, к набивкам минерального происхождения — асбе-стовые.

Мягкие сальниковые набивки применяются в виде тугосплетен-ного шнура, который при употреблении режется на части, или жев виде спрессованных колец из смеси асбеста с графитом. Набивки

102

Рис. 51. Сальниковое устрой-ство.

1 — шпиндель; 2 — сальниковаянабивка; з — грундбукса.

Т а б л и ц а 19. Сальниковые набивки

Тип набпвкп п номер ТУ МХП

Пеньковая пропитанная 415-Н:

с одним оплетениемс несколькими оплетенияминасквозь плетеная

Асбестовая сухая 412-Н:

с одним оплетенпемс несколькими оплетенияминасквозь плетеная

Асбестовая пропитанная 407-Н:

с одним оплетением . ' . . . .с несколькими оплетениями

Асбесто-проволочная «Рациональ».416-Н:

с несколькими оплетенияминасквозь плетеная

Диаметр или сторонаквадрата набивки, мм

круглой

5 - 68-50

5-508-50

5-68—50

квадратной

8—504—25

5—508—504-25

8—504-25

13-505—10

Объемнаямасса, г/см9

0,9—1,20,9-1,20,9—1,2

До 1,1До 1,1До 1,1

0,90.90,9

1,81,8

изготовляются круглого или квадратного сечения. Прочность их за-висит от конструкции и числа оплеток.

Пропитанная набивка из пеньковой, льняной или джутовойпряжи, пропитанной антифрикционным составом, пригодна для да-влений до 16 кГ/см2 и температуры до 100° С. Асбестовая сухаянабивка из асбестовой нити, содержащей не более 20% хлопковоговолокна, применяется при давлении до 25 кГ/см2 и температуредо 400° С. Асбестовая набивка, пропитанная антифрикционнымсоставом, выдерживает давление до 45 кГ/см2. Асбестово-проволочнаянабивка «Рациональ» представляет собой шнур, сплетенный из асбе-стовой нити, скрученной с латунной или медной проволокой, пропи-танный антифрикционным составом и прографиченныи. Применяетсядля давлений до 50 кГ/см2 и температуры до 300° С.

Для задвижек сальниковую набивку рекомендуется изготовлятьиз шнура квадратного сечения со стороной, равной ширине сальни-ковой камеры, в виде отдельных колец. При укладке ее в камерунеобходимо следить, чтобы стыки смежных колец не совпадали, каж-дое кольцо должно вкладываться отдельно.

Для надежной работы сальникового уплотнения большое значениеимеет также качество поверхности шпинделя или штока. Если на нейимеются следы резца, забоины,,вмятины или заусеницы, то сальникне обеспечивает надлежащей плотности.

103

Сальники требуют систематического ухода и наблюдения. Принабивке их в задвижки следует соблюдать следующие условия:

1) затяжку сальников производить равномерно без перекосов,проверяя щупом зазор между втулкой и шпинделем; при затяжкесальника нужно периодически проворачивать шпиндель;

2) перед укладкой набивки сальниковую коробку и шпиндельнадо хорошо очистить от следов старой набивки;

3) чтобы плетеные набргвки не расклеились при нарезании, концыкусков нужно обмотать веревкой или проволокой;

4) нарезанные набивочные кольца должны свободно, но без боль-шого зазора, входить в сальниковую коробку;

5) перед включением арматуры в работу необходимо подтянутьсальники.

Подбивка или перенабивка сальников может производитьсяпри давлении не более 0,7 am. Открытые шпиндели задвижек смазы-ваются среднеплавкой смазкой УС-2 не реже одного раза в месяц,а закрытые — при каждой разборке.

§ 4. БОРЬБА С ГИДРАТООБРАЗОВАНИЕМИ ЗАКУПОРКОЙ ГАЗОПРОВОДОВ

Полная или частичная закупорка газопровода в процессе экс-плуатации может произойти по следующим4(причинам:

• / а) попадания в газопровод строительного мусора, земли, кусковдерева и других предметов, по недосмотру оставленных в газопроводепосле строительства или ремонта;

6) попадания и накопления мелких частиц породы, выносимойиз газовых скважин, проскочивших через промысловые газосепара-торы и пылеуловители, а также окалины и мелких кусочков металла,оставшихся на внутренних стенках труб; эти частицы, двигаясьс потоком газа, постепенно оседают в пониженных местах и на по-воротах и уменьшают сечение трубы;

в) образования ледяных пробок вследствие замерзания скопив-шейся в низких местах воды, попавшей в газопровод при строи-тельстве или вынесенной из газовых скважин; при понижении тем-пературы газа в газопроводе имеющаяся в газе влага может конден-сироваться, что также способствует образованию ледяных пробок;

г) выпадания газового конденсата при перекачке природного,искусственного или попутного нефтяного газа;

д) отложения кристаллогидратов, образующихся при наличиивлаги в* газе при определенных давлении и температуре.

При полной или частичной закупорке газопровода образуетсяперепад давления газа, величина которого, т. е. разность давленийдо и после закупорки, зависит от величины образовавшейся пробки.Давление на выходе КС даже при образовании небольшой закупоркиначинает повышаться, а сразу же после пробки резко падает, и на всемпоследующем участке газопровода устанавливается пониженноедавление.

Ю4

Определение зон гидратообразовання

Очень важно знать места возможного гидратообразовашш в газо-проводе, чтобы своевременно предупредить или ликвидировать гид-ратные пробки. Для обнаружения зон гидратообразовашш и свое-временного предотвращения его необходимо знать состав транспор-тируемого газа, его плотность, изменение температуры и давленияв газопроводе и влажность подаваемого в него газа. По составу,давлению и температуре газа определяются условия образованиягидратов, а по влагосодержанию — возможность образования гидра-тов в данных условиях.

Персонал диспетчерской службы систематически ведет наблюде-ние за перепадами давления пс манометрам, установленным вдольтрассы газопровода. По показаниям, этих манометров строятся гра-фики падения давления по методу, предложенному И. Е. Ходанови-чем: на участке газопровода длиной L, км, значения квадратов абсо-лютных величин давления, нанесенные на график с координатами р2

и L, должны лежать на одной прямой, если замер давлений во всехточках производить одновременно.

Зоны возможного гидратообразования определяются путем ана-лиза графика с наложением графиков давления и температуры в газо-проводе и температуры образования гидратов.

Предупреждение образования гидратных пробок

На магистральных газопроводах могут применяться следующиеспособы предупреждения образования гидратов:

а) поддержание температуры газа выше температуры образованиягидратов (предварительный подогрев газа);

б) снижение давления газа в газопроводе ниже равновесногодавления образования гидратов; .

в) ввод в газопровод веществ, препятствующих гидратообразова-нию;

г) осушка газа перед подачей его в газопровод.На магистральных газопроводах подогрев газа практически при-

менять невозможно и экономически нецелесообразно, так как онтребует больших капитальных и эксплуатационных расходов. При-меняется он на подземных хранилищах газа и небольших ГРС.В качестве подогревателей используют паровые теплообменникиразличных конструкций. - ^- ~

Снижение давления при образовании гидратной пробки приводитк разложению гидрата. Давление снижают следующим образом.Отключают участок газопровода, в котором образовалась пробка,и через продувочные свечи с обеих сторон пробки сбрасывают из негогаз в атмосферу. Сбрасывать газ нужно постепенно, не допускаяхотя бы незначительного перепада. Для этого на обводах крановустанавливаются манометры, и между кранами создается надеж-ная связь.

106

Ранее применялось одностороннее стравливание газа между од-ним, из кранов и гидратной пробкой. Однако такой метод рекомендо-ван быть не может, так как имелись случаи, когда одностороннеедавление газа с силой сдвигало пробку, и получался гидравлическийудар, приводивший к повреждению крана.

Снижение давления дает положительный эффект при ликвидациигидратной пробки, образовавшейся при положительных температу-рах. При отрицательных температурах этот метод не дает результата.

а 9

Рис. 53. Схема установки стационарной метанолыящы.

Чаще всего с гидратообразованием борются с помощью ингиби-торов. В качестве ингибиторов могут применяться метиловый спирт(метанол), раствор диэтиленгликодя (ДЭГ), триэтиленгликоля (ТЭГ)и раствор хлористого кальция. Ингибиторы, введенные в потокприродного газа, частично поглощают водяные пары и переводятих Ё раствор, не образующий гидратов или же образующий их приболее низких температурах.

Метанол (СН3ОН) получил широкое применение для борьбы с гид-ратами и применяется как для ликвидации уже образовавшихся гид-ратных пробок, так и для профилактических заливок с целью пре-дупреждения гидратообразования. Метанол заливают при помощиметанольниц — сосудов высокого давления емкостью 250—1000 л.

На рис. 53 приведена схема установки метанольниц, применя-емая на магистральных газопроводах. Особенность схемы' состоитв том, что при установке метанольницы у магистральных крановна огражденной территории сбрасывать газ из газопровода не тре-буется.

107

Заправляют метанольницы -следующим образом. При закрытыхвентилях 1, 3 и 4 открывают игольчатый вентиль свечи 5 и сбрасы-вают из метанольницы газ. После этого, не закрывая свечи 5, откры-вают вентиль 7 и через наливную воронку 6 из автоцистерны в мета-нольшщу перекачивают метанол. Свеча 5 обязательно должна бытьоткрыта для выхода воздуха из метанольницы. После заправки мета-нольницы вентили 5 и 7 закрывают.

Для включения метанольницы в работу необходимо при откры-тых вентилях А и В открыть вентили 1 и 4 и давление в емкостиметанольницы 9 сделать равным давлению в газопроводе 10. Затемследует открыть вентиль 3 и начать вводить метанол в газопровод.Количество метанола регулируется вентилем 3 и просматриваетсячерез стекла фонаря 2, а количество залитого в емкость определяютпо уровнемеру 8.

В случае остановки метанольницы на длительное время вентили А,В, 1, 3 и 4 должны быть обязательно закрыты, а газ из метанольницысброшен.

Перед установкой на газопроводе метанольницы должны бытьиспытаны давлением 1,25рр.

Практика борьбы с гидратообразованием на магистральных газо-проводах больших диаметров показала, что профилактическая за-ливка небольших количеств метанола через постоянно включенныеметанольницы желаемых результатов не дает. Наибольший эффектполучается при принудительной заливке в газопровод значительныхколичеств метанола (800—1200 л) в довольно сжатые сроки (1—2 ч).

Заливка метанола через манометрические штуцеры с созданиемперепада на линейном кране производится в следующем порядке:кран в начале участка, на котором образовался перепад, прикры-вается (или закрывается полностью, если позволяет режим газопере-дачи) до создания перепада давления на кране 7—10 кГ/см2.

Заправленная метанолом передвижная метанольница подклю-чается через нижний сливной патрубок шлангом высокого давленияк манометрическому штуцеру, на байпасе за краном (по ходу газа),а сверху также через шланг высокого давления подается газ под да-влением газа от манометрического штуцера до крана. Метанол такимобразом передавливается из метанольницы в трубу. При этом времязаливки метанольницы емкостью 800 л составляет примерно 1 ч.

Существенный недостаток этого способа заключается в том, чтозаливка метанола требует значительного времени. Кроме того, мано-метрические штуцеры даже в процессе заливки часто забиваются гид-ратами или засоряются, что осложняет слив метанола в газопровод.

Заливка метанола в одну из ниток двухниточного перехода. В томслучае, когда место гидратообразования расположено вблизи отдвухниточного перехода (не далее 3—4 км), целесообразно заливатьметанол через одну из ниток перехода, предварительно сбросив изнее газ.

Метанол заливается через свечу с помощью насоса. По окончаниизаливки требуемого количества метанола эта нитка перехода вклю-

108

чается в работу, а вторая отключается на несколько часов. Послеликвидации завышенного перепада нормальный режим газопередачивосстанавливается и обе нитки включаются в работу.

Недостаток этого метода - непроизводительные потери газапри сбрасывании его в атмосферу.

Заливка метанола через манометрические штуцеры с примене-нием компрессора высокого давления производится в следующемпорядке: 'заполненная метанолом передвижная метанольница под-ключается при помощи шлангов высокого давления через нижнииштуцер к манометрическому штуцеру крана, через верхний к ком-прессору высокого давления. Затем включается в работу компрес-сор, в метанольнице создается давление на 20-30 кПсм* большедавления в газопроводе, открываются вентили и метанол переда-вливается в газопровод. Контроль за давлением ведется по мано-метру, установленному на емкости. Также фиксируется и время окон-чания заливки (в момент опорожнения давление резко падает), времязаливки 800 л метанола 20—25 мин.

Способ позволяет при небольшой затрате времени заливать в газо-провод метанол без сброса газа.

К недостаткам способа относятся необходимость применениякомпрессора высокого давления и наличия квалифицированного пер-сонала для обслуживания компрессора.

Заливка метанола в газопровод через специальные штуцера-от-воды у магистральных кранов также производится из передвижнойметанольницы.

Слив метанола производится самотеком; для ускорения сливаможно создать перепад давления на магистральном кране.

Последовательность операции при заливке:а) сливной патрубок передвижной метанольницы соединяется

со штуцером-отводом (рис. 54) с помощью фланцевого соединенияили другим способом, обеспечивающим герметичность;

б) в метанольницу подается давление через шланг высокого дав-ления, соединяемый с манометрическим штуцером линейного крана;

в) открывается кран на штуцере, вваренном в газопровод, затемна сливном патрубке метанольницы и метанол передавливается в га-зопровод.

Длительность операации на одну емкость 800 л составляет 20 мин.Естественно, что применение этого способа требует предвари-

тельной вварки штуцеров в газопровод.Этот метод является наиболее эффективным, так как дает

возможность быстрой заливки в газопровод больших количествметанола без применения дефицитного оборудования (компрессорывысокого давления) и не требует дополнительного персонала дляобслуживания.

При обращении с метанолом нужно проявлять большую осторож-ность и строго соблюдать Инструкцию о порядке получения от по-ставщиков, хранения, отпуска и заливки метанола в газопровод..Необходимо, чтобы каждый рабочий районного управления понимал,

109

какие опасности для жизни таит в себе небрежное отношение к ме-танолу.

Метанол — сильно ядовитая и легко воспламеняющаяся бесцвет-ная жидкость, по вкусу и запаху напоминающая винный спирт.Небольшие количества метанола (10—15 г), выпитые человеком,вызывают тяжелые отравления организма, ведущие к слепоте и дажек смерти. Большие дозы метанола приводят к смерти.

К работе с метанолом, получению его от поставщиков, перевозке,хранению и заливке в газопровод допускаются только лица, прошед-шие специальный инструктаж и проверку знаний о вредности мета-нола и мерах безопасности при работе с ним.

Рис. 54. Ускоренная заливка метанола в газопровод ,нрн помощипередвижной метанольшщы.

В каждом РУ приказом начальника должно быть назначено по-стоянное ответственное лицо за использование метанола, в обязан-ности которого вменяется инструктаж всех работников, привлека-емых к получению от поставщиков, транспортировке, хранениюи заливке метанола в газопровод, а также наблюдение за ведениемметанольного хозяйства в РУ. Кроме того, приказом по РУ заведу-ющий складом обязывается принимать метанол на склад, хранитьи отпускать его со склада.

Лица, допускаемые к работе с метанолом, должны не' менее двухраз в год проходить проверку знаний Инструкции о порядке полу-чения от поставщиков, хранения, отпуска и заливки метанола в га-зопровод с обязательным оформлением результатов проверки.

Работы по ремонту емкостей, в которых хранится метанол (ем-кости на складе и на трассе, метанольшщы и автоцистерны), раз-решается производить только после полного освобождения их отметанола, тщательной промывки, пропаривания и анализа пробгазовоздушной среды, взятых из емкостей.

Приемка метанола от железной дороги и других поставщиковпроизводится специальным уполномоченным, назначенным прика-

110

зом начальника РУ. Уполномоченный совместно с представителемжелезной дороги обязан проверить сохранность метанола, исправ-ность тары и целостность пломб, а также обеспечить дальнейшуюохрану метанола до приемки на склад РУ.

Слив метанола из цистерн разрешается производить только в гер-метически закрывающуюся металлическую тару с помощью насосаили самотеком. Применение ведер и сифонов запрещается. Слив дол-жен производиться полностью без остатка в цистерне.

Для придания метанолу неприятного запаха и цвета необходимо:1) на площадке слива метанола из железнодорожной цистерны

перед отправкой автоцистерны на склад РУ залить в нее химическиечернила или другой краситель темного цвета, хорошо растворя-ющийся в метаноле, из расчета 2—3 л красителя на 1000 л метанола;

2) по окончании перевозки (или в ходе заполнения емкостина складе РУ) ответственному за пользование метанола в РУ, ответ-ственному за приемку и перевозку метанола и заведующему складомс участием представителя местного комитета профсоюза произвестизаливку в емкости одоранта (этилмеркаптана C2H5SH) из расчета1 л на 1000 л метанола и 1% керосина, на что составить акт по спе-циальной форме в трех экземплярах за подписью указанных вышелиц; акт утверждается начальником или главным инженером РУ.

Не реже одного раза в месяц главный инженер РУ совместнос начальником ремонтно-восстановительной службы, бригадиромаварийно-ремонтной бригады при участии представителя местногокомитета профсоюза проверяют остаток метанола, его пахучестьи цвет. При обесцвечивании и недостаточно сильном запахе метанолав емкость добавляются одорант и краситель.

На складах метанол должен храниться в исправной металличе-ской таре. Люки, лазы и устройства для слива должны постояннонаходиться под пломбой. На емкостях должны быть предупреди-тельные надписи, предусмотренные инструкцией. Емкость базисногосклада должна быть не менее одной большегрузной железнодорож-ной цистерны.

Склад метанола должен быть огражден колючей проволокой,оборудован герметичным раздаточным устройством, обеспечен за-мерными устройствами и средствами пожаротушения. Входная дверьдолжна закрываться на замок и пломбироваться заведующим скла-дом, а сам склад должен круглосуточно охраняться. Сохранностьпломб на емкостях и входной двери фиксируется ежедневно в посто-вом журнале охраны.

При наличии дорог вдоль трассы газопровода, обеспечивающихпроезд к местам заливки метанола в любое время года, промежуточ-ные запасные емкости у домов линейных ремонтеров не устанавли-ваются, а по мере необходимости метанол доставляется в автоцистер-нах и заливается в метанольницы.

При отсутствии дорог во избежание срывов транспортировкигаза из-за несвоевременной подвозки метанола на трассе газопроводау метанольниц вблизи домов линейных ремонтеров могут создаваться

111

необходимые запасы метанола. Емкости таких хранилищ метаноладелают подземными и испытывают их давлением, равным испытатель-ному давлению магистрали газопровода. Метанольница из промежу-точной емкости заправляется передавливанием метанола газом, под-водимым из магистрали газопровода, или с помощью насоса.

Метанольницы и емкости для хранения метанола, расположен-ные на трассе газопровода, должны быть ограждены колючей про-волокой, опломбированы и закрыты на замок. На метанольницедолжны быть предупреждающие надписи и знаки.

W

0,6 0,8 1,0 1,2 1,4 1,6 18 2,0 KM

Рис. 56. Графики содержания метанола в па-ровой и жидкой фазах в зависимости от давле-

ния газа и температуры. (

<н — минимальная температура газа, К — отно-шение количества паров метанола к его содержа-

нию в жидкости.

Все операции с метанолом должны производиться в строгом со-ответствии с Инструкцией о порядке получения от поставщиков,хранения, отпуска и заливки метанола в газопровод.

Приводим графики и последовательность расчета необходимогоколичества метанола для предупреждения гидратообразования при-родных газов по методике ВНИИгаза.

Температура гидратообразования определяется по графикам нарис. 52, количество метанола, насыщающего воду, сконденсировав-шуюся из газа, — по графику на рис. 55, а количество метанола,содержащегося в газовой фазе, — по графикам на рис. 56. Подроб-ная методика определения необходимого количества метанола при-ведена в табл. 20.

Наряду с метанолом для предупреждения образования и ликви-дации гидратов в последнее время применяется также хлористыйкальций СаС12. Хлористый кальций значительно дешевле метанола,менее дефицитен. Кроме того, хлористый кальций не токсичени работа с ним не опасна.

Однако приготовление раствора хлористого кальция требует со-оружения специальной установки, в связи с чем применение его

112

§ 5 . ОЧИСТКА ВНУТРЕННЕЙ ПОВЕРХНОСТИМАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА

Как уже отмечалось, эффективность работы газопровода во мно-гом зависит от чистоты внутренней поверхности трубы. При гладкихстенках труб пропускная способность газопровода приближаетсяк расчетной. Если же внутренняя поверхность трубы загрязнена,то производительность газопровода снижается, а перепад давленияна этом участке увеличивается. .

Во время эксплуатации газопроводов необходимо следить за от-ложением в них механических примесей, воды, конденсатов, тяжелыхуглеводородов, турбинного и солярового масел и др. Особенно необ-ходимо следить за внутренней загрязненностью поверхности газо-провода, перекачивающего газ, содержащий сероводород. В этихслучаях внутри газопровода может образовываться и скапливатьсяпирофорная пыль.

После окончания строительства газопроводов при недостаточнотщательной продувке в них остается много воды, песка и грязи.

При эксплуатации газопроводов вода, скапливающаяся в низкихместах, в осенне-зимний период способствует возникновению гидрат-ных и ледяных пробок, что также вызывает значительное сокращениепропускной способности, а в некоторых случаях и полную закупоркугазопровода.

Меры, принимаемые для борьбы с гидратообразованием, и удале-ния из газопровода конденсата не приводят к полной очистке его;значительная часть загрязнений остается в газопроводе. Поэтомудля более полного удаления загрязнений необходимо периодически(желательно в летний период) очищать внутреннюю поверхностьгазопровода продувкой отдельных участков газом и с применениемерша или без него.

Эксплуатационная продувка газопровода — это большое и слож-ное мероприятие, связанное с остановкой газопровода и сбрасыва-нием в атмосферу большого количества газа. В связи с этим продувкидолжны производиться на основании накопленных и обработанныхэксплуатационных данных. Предварительно должны быть проведеныработы по обследованию газопровода, в результате которых опре-деляются перепады давления, коэффициенты гидравлического сопро-тивления и коэффициенты эффективности всех участков газопро-вода.

Продувки газопровода в период его эксплуатации во многихслучаях проводят без применения ерша. Вырезку из газопровода ка-тушки и установку продувочного патрубка для продувки без оста-новки газопередачи проводят на участках, имеющих двухниточныепереходы (в поймах рек, на переходах через болота, КС и др.). Надвухниточных газопроводах, имеющих перемычки, патрубки можноврезать в любом месте.

Работы по продувке производятся в приведенной ниже последо-вательности (рис. 57):

114

1) основная нитка перехода перекрывается кранами 1 и 3, газпередается по резервной нитке перехода. Из основной нитки газсбрасывается и производится установка продувочного патрубка 2;

2) перекрываются краны В и 5, открывается кран 1 и проду-вается участок газопровода между кранами Bui;

3) открывается кран В и производится продувка газопроводана всем участке от крана А до крана 1;

4) для окончательной продувки всего участка газопровода от-крывается кран А;

5) после окончания продувки (продувка производится до выходачистого газа) кран-1 закрывается, открывается кран 5, и газ напра-вляется по обводному газопроводу;

Рис. 57. Схема эксплуатационной продувки газопровода,

6) вырезается продувочный патрубок, вваривается катушка'и от-крываются краны 1 и 3.

Таким образом, при этом методе перекачка газа по газопроводупрекращается только на время продувки (3—4 ч), так как во времяпроизводства огневых работ газ передается по резервной нитке.На сильно загрязненных участках, а также в местах, где расстояниемежду речными переходами значительное, изменяют направлениепатрубка на обратное и продувают оба прилегающие к переходуучастка как по ходу газа, так и с обратной стороны.

Эксплуатационная продувка газопровода с ершом производитсяреже и лишь на отдельных участках газопровода между кранами.

При эксплуатационной продувке газопроводов должен соблю-даться определенный порядок работ, обеспечивающий их четкоеи безопасное проведение. Перекрываемые краны магистральногогазопровода с местом продувки соединяются надежной телефоннойили радиосвязью. Место продувки охраняется специальными постами.Принимаются меры к недопущению образования в трубе взрыво-опасной газовоздушной смеси.

Перед началом работ составляется инструкция, в которой по-дробно должны быть указаны все этапы работы и мероприятия,обеспечивающие безопасность проведения работ. Инструкцияутверждается главным инженером управления магистральных

8* 115

газопроводов и согласовывается с газовой инспекцией. Весь персо-нал, участвующий в продувке, должен строго соблюдать инструкцию.

Иногда, в особенности в первый период эксплуатации газопро-вода, вследствие замерзания оставшейся в газопроводе воды обра-зуются ледяные пробкп. Если образовавшаяся пробка не поддаетсярастворению метанолом, приходится применять подогрев. Подогревгазопровода является несовершенной и опасной операцией, поэтомуприменять его можно лишь в самых крайних случаях.

Подогрев производят следующим образом. В предполагаемомместе образования пробки отрывают котлован. В трубе после пред-варительного снижения давления до 60—80 мм вод. ст. просверли-вают отверстие и нарезают метчиком резьбу, в которую ввертываютштуцер с игольчатым вентилем. К вентилю присоединяют шлангс длинной трубкой на конце. Зажигают выходящий из отверстия газ,количество которого регулируется вентилем, и прогревают трубудо полного растворения ледяной пробки. Если ледяная пробкаимеет большую длину, то просверливают несколько отверстий и про-грев производят в нескольких местах. После окончания прогревав отверстие загоняется металлический чопик, который затем обвари-вается.

Так как при обогреве полностью сгорает изоляция, то послеокончания работ ее следует нанести заново.

Для предупреждения образования пробки и засорения газопро-вода необходимо тщательно следить за работой пылеуловителейи конденсатосборников, периодически продувать пылеуловители,а скапливающуюся в водосборниках влагу систематически (по гра-фику) выдувать из газопровода. Также необходимо следить за нор-мальной работой установки по осушке газа на головных сооруже-ниях.

Тщательное наблюдение за режимом работы газопровода — необ-ходимое условие для предупреждения его засорения и обеспеченияработы на полную пропускную способность.

§ 6. РАСЧИСТКА ТРАССЫ ГАЗОПРОВОДАОТ КУСТАРНИКОВ ПРИ ПОМОЩИ ГЕРБИЦИДОВ

Корневая система некоторых сорных трав и кустарников, проникаяв грунт на глубину укладки газопровода, в ряде случаев повреждаетбитумное покрытие, что влечет за собой усиленную коррозию ме-талла, образование каверн, свищей и т. д. До последнего времениборьба с травами и кустарниками проводилась вручную, путемвырубки кустарника, скашивания сорных трав и вспашки полосыотвода с последующим посевом1 на ней клевера, люцерны и другихтрав. Однако этот метод оказался малоэффективным.

Поэтому в настоящее время на всех магистральных газопроводахработы по ликвидации кустарников и сорных трав ведутся при по-мощи химических средств — гербицидов, которые, попадая на листьякустарника, распространяются по веткам и стволу к корневой си-

116

стеме и нарушают жизнедеятельность клеток растений, вследствиечего происходит прекращение роста кустарника.

При опрыскивании гербицидами в токсических дозах отравлениерастения происходит через несколько часов, а через пять-семь днейпосле опрыскивания начинается скручивание листьев, изгибаниемолодых побегов, постепенное их побурение и засыхание. Через 3—4 года стволы кустарников и их корневая система сгнивают.

Основными преимуществами расчистки трасс при помощи герби-цидов по сравнению с другими методами являются:

а) увеличение производительности и качества расчистки трасс;б) возможность применения для работы высокопроизводительных

механизмов;в) возможность использования расчищенной химическим спосо-

бом трассы газопровода под посев сельскохозяйственных культур,под пастбища и сенокосные угодья.

Древесно-кустарниковая растительность опрыскивается различ-ными химикатами: хлоратами, роданистыми солями, препаратами2,4-Д, сульфаматами, производными карбаминовой кислоты, произ-водными мочевины и др.

В нашей стране наибольшее распространение получили препараты2,4-Д бутиловый эфир, аминная соль, натриевая соль и сульфатаммония. Ниже приводятся характеристики этих препаратови область их применения.

Бутиловый эфир — густая бурая маслянистая жидкость, содер-жит в техническом продукте от 40 до 60% действующего вещества.В качестве эмульгатора к нему добавляется смачиватель (ОП-7 илиОП-10), увеличивающий эффективность и растворимость препарата.

Препарат нерастворим в воде, но образует с ней эмульсию мо-лочно-белого цвета. Для опрыскивания растений бутиловый эфирприменяется в виде эмульсии или в виде раствора в дизельном то-пливе с водой.

Бутиловый эфир быстро проникает внутрь растений. Дождь,выпавший даже сразу после обработки кустарника бутиловым эфи-ром, практически не снижает его токсичного действия.

Из выпускаемых в настоящее время гербицидов бутиловый эфирпо своему действию на древесную растительность является наиболеетоксичным препаратом.

Бутиловый эфир 2,4:5-Т по своим свойствам близок к бутило-вому эфиру 2,4-Д, но более сильный по токсическим свойствам. Пред-ставляет собой густую маслянистую жидкость, содержащую 40—50% действующего вещества. Применяется, как и бутиловый эфир2,4-Д, для уничтожения древесной и кустарниковой растительности.

Аминная соль —• бурая жидкость, содержит около 50% действу-ющего вещества, хорошо растворяется в воде. Аминная соль дей-ствует на растения медленнее бутилового эфира. При выпадениидождя в течение 3 ч с момента опрыскивания действие препаратана кустарник снижается, и в этих случаях обработку нужно повто-рить.

117

Натриевая соль — серый или розовый порошок, содержащийот 65 до 80% действующего вещества. Препарат применяется в вод-ном растворе, причем растворимость препарата в воде составляетвсего 3—3,5%. Натриевая соль проникает в растения медленнеебутилового эфира и аминных солей, поэтому при выпадении дождяраньше чем через 6 ч после обработки кустарника натриевой сольюопрыскивание следует повторить. Она слабее других действует надревесную растительность, поэтому рабочий раствор должен бытьбольшей концентрации, чем бутилового эфира и аминных солей.

Натриевую соль 2,4-Д рекомендуется применять только дляборьбы с наиболее чувствительными лиственными породами (береза,ольха, ива). На осину, сосну и другие устойчивые породы она оказы-вает слабое действие, поэтому против них применять натриевую сольне следует.

Сульфат аммония —'кристаллическое вещество (порошок)белого или желтого цвета, хорошо растворяется в воде, не летуч, обла-дает большой гигроскопичностью. В техническом продукте действу-ющего вещества 70—90%.

Т а б л и ц а 21. Дозировка препаратов по действующему веществу(началу), кг!га, в зависимости от состава и густоты обрабатываемой

растительности

Сульфат аммония является эффективным препаратом против раз-личных пород кустарника, в том числе против хвойных пород, нов больших дозах (150—400 кг/га). Недостатком этого препаратаявляется трудность перевозки его на трассу в связи с большимидозировками. Поэтому сульфат аммония для массового примененияпри расчистке трассы газопроводов не рекомендуется, за исключе-нием обработки небольших участков.

Смачиватели ОП-7 и ОП-10 выпускаются промышленностьюв виде жидкости и пасты желтоватого цвета, образующими при раз-ведении в воде мыльный раствор различной консистенции. Дляобработки кустарников дозировка препаратов, а также раствор рабо-чего раствора устанавливаются в зависимости от состава и высотыкустарника.

В табл. 21 приводится дозировка препаратов по действующемувеществу, а в табл. 22 — расход рабочего раствора препаратов.

Следует особо обращать внимание на правильную дозировку дей-ствующего вещества, так как содержание его в каждой партии пре-парата может быть различным.

Пересчет дозировки производят по формуле

где DT — дозировка технического препарата, кг/га; DH — принятаядозировка по действующему веществу, кг/га; С — содержание дей-ствующего вещества в техническом препарате, %.

Опрыскивание растений

Обычно нет необходимости в сплошной обработке гербицидамивсей полосы участка газопровода, так как имеются места, на которыхнет сорняков и опрыскивание не требуется. Обычно весной прово-дится тщательный осмотр трассы и выбираются места, подлежащиеопрыскиванию. Определяются границы опрыскиваемых участков,их протяженность, площадь, после чего определяются необходимоеколичество гербицидов, требуемых для опрыскивания, трудозатраты,количество часов работы механизмов и т. д.

Наиболее благоприятный период для опрыскивания растений длясредней полосы и районов северо-запада июнь — июль месяцы, т. е.период полного развития листьев.

Время суток для опрыскивания большого значения не имеет,но все же лучше проводить его в ясные солнечные дни в утренниечасы с 3 до 10 ч утра, а в вечерние — с 16 ч и до захода солнца.

Для больших площадей успешно используют самолеты, однакодля опрыскивания узкой полосы трассы газопровода самолеты при-меняться не могут.

Для химобработки древесно-кустарниковой растительности натрассах магистральных газопроводов могут применяться опрыскива-тели самых различных конструкций, в частности различные моДифи-

120

нации опрыскивателя ОНК. Наиболее мощный и производительныйиз них ОНК-100 смонтирован на тракторе КДП-35 и имеет два резер-вуара для раствора химиката общей емкостью 800 л.

В настоящее время на магистральных газопроводах используетсявентиляторный тракторный опрыскиватель ОВТ-1, работающийв прицепе с тракторами КД-35, КДП-35 и «Беларусь». В состав еговходят бак емкостью 1200 л, распылители, насос, вентилятор и дру-гое оборудование. Опрыскиватель работает от вала отбора мощноститрактора и обслуживается одним человеком.

В последнее время применяется аэрозольный метод химическойобработки растений. Для этой цели отечественной промышленностьюсозданы мощные аэрозольные генераторы АГ-Л6, АГ-УД-2 и др.

При химической обработке трассы газопровода аэрозольныйгенератор АГ-Л6 устанавливается в задней части кузова грузовогоавтомобиля или же на прицепной тележке трактора. Основнымиузлами аэрозольного генератора являются двигатель, воздушныйнагнетатель с фильтрами, приемник рабочего раствора, дозирующийкран, угловой насадок. В кузове автомобиля или на прицепнойтележке трактора находятся бочки с рабочим раствором. Рабочаяжидкость подается из бочек при помощи приемника через соедини-тельный резиновый шланг.

Обработка небольших площадей может производиться ручнымранцевым диафрагмовым опрыскивателем типа ОРД с емкостьюрезервуара 14 л. Вес аппарата без жидкости 8,6 кг, время опорож-нения 25 мин.

При работе с гербицидами, предназначенными для опрыскиваниядревесно-кустарниковой растительности на трассе газопроводов, не-обходимо соблюдать правила техники безопасности.

Работы по опрыскиванию производятся под непосредственнымруководством работника, назначенного приказом по районному упра-влению, отвечающего за безопасное и качественное их исполнение.

О предстоящих работах по опрыскиванию должно быть опове-щено местное население, сельские советы, колхозы, совхозы и пред-приятия, расположенные вблизи трассы. В оповещении должны бытьуказаны участки, подлежащие обработке, а также меры предосторож-ности, которые должны быть приняты колхозами, совхозами и дру-гими предприятиями.

На обработанной полосе не разрешается в течение 25 дней пастискот п до конца сезона не разрешается собирать грибы и ягоды.

Необходимо очень серьезно подходить к подбору рабочих на ра-боты по опрыскиванию трассы гербицидами. Не допускаются к работелица, страдающие расстройством нервной системы, психическимирасстройствами, заболеваниями почек, сердца, желудочно-кишечноготракта и др. Перед началом работ все рабочие, участвующие в работес гербицидами, должны пройти медицинское освидетельствование,

Лпца, допущенные к работе с гербицидами, должны быть снаб-жены необходимыми средствами индивидуальной защиты: респира-торами с противогазными патронами Ф-46, защитными очками марки

121

ТС-1, комбинезонами или хлопчатобумажными костюмами, резино-выми сапогами и перчатками, нарукавниками и фартуками из водо-непроницаемой ткани типа перхлорвинила. При работе с натриевойсолью и сульфатом аммония применение респираторов с противогаз-ными патронами не обязательно.

Средства индивидуальной защиты должны ежедневно подвер-гаться проветриванию, очистке и не реже двух раз в неделю дегаза-ции, хранятся они в специальном закрытом помещении; категори-чески запрещается уносить их домой.

Более подробно правила техники безопасности по работе с гер-бицидами изложены в Инструкции по соблюдению правил техникибезопасности при работе с гербицидами, которую необходимо передначалом работ хорошо изучить и строго соблюдать.

§ 7. ТЕХНИЧЕСКАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ

Каждое районное управление должно иметь полную техническуюдокументацию на линейную часть газопровода. Она состоит из доку-ментов, составленных в период строительства и переданных РУстроительной организацией при сдаче газопровода в эксплуатацию,а также из документов, составленных в период его эксплуатации.

Примерный перечень документов, принимаемых от строителейпри сдаче газопровода в эксплуатацию:

а) исполнительные чертежи линейной части газопровода и всехсооружений на нем, с нанесенными на них всеми отклонениями и из-менениями от проекта;

б) сертификаты на трубы; документы, которые выдает завод-изготовитель на каждую партию поставляемых труб;

в) сертификаты на сварочные материалы (электроды, сварочнаяпроволока);

г) документация на сварщиков; перечень лиц, выполнявшихсварочные работы, копии их удостоверений, формуляры сварщиков;

д) документация на сварочные работы: журналы сварочных работ,заключения лабораторий по сварочным испытаниям, журналы реги-страции результатов контроля сварных стыков физическими методами;

е) паспорта на изоляционные материалы (битум, полимерныепленки, наполнители, оберточные материалы);

з) журналы изоляционных работ (очистка, нанесение грунтовки,выполнение изоляции);

и) акты на укладку газопровода и засыпку траншеи;к) акты на гидравлическое испытание монтажных узлов, конден-

сатосборников, метанольниц и др.;л) документация на переходы газопровода через водные преграды;

акты на гидравлическое испытание участков I категории, на изоля-цию, на приемку траншеи, акты, констатирующие укладку необхо-димого количества утяжеляющих грузов, ведомость промеров глу-бины заложения;

м) акты на устройство и приемку устройств электрохимическойзащиты газопровода;

122

н) паспорта на установленную запорную арматуру;о) акты на продувку газопровода и испытание его на прочность

и плотность;п) ведомость допущенных отступлений от проекта с приложением

документации по согласованию и разрешению;р) ведомость недоделок с указанием сроков окончания работ.Для повседневной работы в период эксплуатации районное упра-

вление должно иметь следующую документацию:а) план трассы газопровода и ответвлений, нанесенный на геогра-

фическую карту 1 : 600 000 или 1 : 1 000 000; план трассы нужендля изучения и разработки маршрутов проезда в различное времягода на трассу газопровода и на газораспределительные станции;

б) подробная схема трассы газопровода в пределах районногоуправления, на которой наносятся все нитки газопровода, отводы,лупинги с указанием диаметров и толщины стенки труб; на схеменаносятся пикеты (или километраж), запорная арматура, конденсато-сборники, пересекающие газопровод подземные сооружения (элек-трические кабели, кабели связи, различного рода трубопроводыи др.), надземные сооружения (линии связи, линии электропередач),переходы через водные препятствия, болота, шоссейные и железныедороги, а также участки газопровода с малым заглублением;

в) схема защиты газопровода от коррозии, на которой указы-вается тип изоляции отдельных участков газопровода, расположе-ние катодных станций, участки дренажной и протекторной защиты,изолирующие фланцы, катодные выводы;

г) разделы СНиП, касающиеся магистральных газопроводов,правила техники безопасности при эксплуатации магистральныхгазопроводов, правила проектирования и сооружения газопроводови др.;

д) инструкция о порядке получения от поставщиков, перевозки,хранения, отпуска и применения метанола на газовых промыслахи магистральных газопроводах, утверждаемая Мингазпромом СССР;

е) ведомость труб аварийного запаса с указанием места их на-хождения, диаметра, толщины стенки и количества;

ж) инструкция для персонала всех служб районного управления;з) порядок оповещения и сбора членов бригады в случае аварии,

утвержденный главным инженером управления;и) акты на произведенные ремонтные работы;к) в домах линейных ремонтеров должны иметься подробные

схемы их участков трассы (выкопированные из общей трассы газо-провода и начерченные в большом масштабе), на которых указанырод и тип изоляции на различных участках, нумерация столбовлинии связи, участки газопровода, засеиваемые и обрабатываемыесельхозорганизациями, дороги и мосты, пролегающие вдоль трассы,участки протекторной защиты.

Г л а в а V

РЕМОНТ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИМАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

Ремонтные работы на газопроводах делятся на плановые и внеплановые (аварийные).

Планово-предупредительный ремонт проводится в соответствиис ранее установленным планом ремонтных работ, внеплановый —при возникновении разного рода аварий и повреждений газопроводаи арматуры. Плановые ремонтные работы на магистральных газо-проводах делятся на текущий, средний и капитальный ремонты.Все виды ремонтов на трассе газопровода производятся персоналомремонтно-восстановительной службы, за исключением общестрои-тельных работ, выполняемых ремонтно-строительной группой (це-хом) района, и больших объемов капитального ремонта, производи-мого по договорам специализированными строительно-монтажнымиорганизациями.

Чтобы судить о необходимости ремонтных работ на том или иномучастке, нужно предварительно обследовать газопровод и его соору-жения. Перед началом ремонтных работ необходимо получить данныео состоянии наружной и внутренней поверхности труб, сооруженийгазопровода (конденсатосборников, метанольниц, запорной арматуры),зданий и строений, противокоррозионной изоляции, электрическойзащиты, переходов через водные препятствия, железные и шоссей-ные дороги и др.

В отличие от осмотра трассы газопровода и полосы отвода, про-водимого в течение всего года линейными ремонтерами без каких-либо особых затрат и усилий, предремонтный осмотр требует произ-водства земляных работ, специального оборудования и приборови поэтому проводится весной после оттаивания и просыхания грунта.

Результаты обследования газопровода оформляются соответству-ющими актами и записями в журналах и, являясь первичными доку-ментами, служат основой для составления планов и графиков ремонта.

§ 1. ТЕКУЩИЙ И СРЕДНИЙ РЕМОНТ

Текущий и средний ремонт производится по ранее разработан-ному графику. Все работы выполняются ремонтно-восстановитель-ными службами с привлечением линейных обходчиков-ремонтеровв свободное от обходов время.

В табл. 23 приводится перечень ремонтных работ и межремонт-ные сроки, относящиеся к текущему и среднему ремонту.

124

Ликвидация мелких утечек газа

Свищи в большинстве случаев не прогрессируют, поэтому заваркаих производится обычно летом при плановых ремонтах газопровода.Как правило, ликвидируются все мелкие утечки, обнаруженныев течение года, так как производить сбрасывание газа, а следова-тельно, прекращать перекачку газа, из-за каждого свища нецелесо-образно. Однако в отдельных случаях встречаются прогрессирующиесвищи, которые вследствие непрекращающейся эрозии металла

125

могут достигнуть значительных размеров. В этих случаях свищи при-ходится заваривать немедленно.

Если свищ в сварном стыке появился в результате коррозии, тонеобходимо тщательно обследовать состояние всего стыка и решитьвопрос о методе ликвидации утечки газа.

Трещины могут образовываться в поперечных и продольных свар-ных швах труб и в самом теле трубы в результате некачественнойсварки стыков или же появления в металле местных напряженийпри недостаточной пластичности металла. Трещины на сварных швахили теле трубы являются местами концентрации напряжения, чтозначительно снижает прочность газопровода и может привести к егоразрыву.

Внешние признаки утечки газа через небольшие трещины (20—30 мм) аналогичны признакам по обнаружению свищей. Образованиебольших трещин сопровождается, как правило, выбросами грунтаи шумом выходящего из земли газа.

Работы, связанные со вскрытием и осмотром мест утечек, являютсятазоопасными и должны выполняться в соответствии с Правиламитехники безопасности при эксплуатации магистральных газопрово-дов. Земляные работы разрешается производить только вручную,при этом давление должно быть ниже рабочего не менее чем на 30%.Окончательная очистка трубы от грунта производится осторожно,без ударов по трубе. Этой работой руководит начальник РВС илилинейный мастер. Противокоррозионную изоляцию снимают с трубымедными или обмедненными скребками.

Заварка стыков и трещин допускается только электродамитипа Э-42А и Э-50А. Свищи в сварных стыках и в теле трубы завари-вают после предварительной их разделки под сварку.

В стыках разрешается заварка трещин длиной меньше 50 мм.Такие трещины вырубают, засверливают по краям, тщательно за-чищают и заваривают в несколько слоев. Вырубку производят закрая трещины не менее чем на 30 мм с каждой стороны. Если в стыкеимеются трещины длиной более 50 мм, стык из газопровода удаляюти вместо него вваривают катушку.

Перед началом слесарных и сварочных работ ремонтируемыйучасток отключают линейными кранами или задвижками от осталь-ного газопровода, а газ из дефектного участка через свечи сбрасы-вают в атмосферу до избыточного давления газа в газопроводе 20 —50 мм вод. ст.

После окончания работ участок продувается через свечи и газо-передача восстанавливается.

§ 2. РЕМОНТ^ОБОРУДОВАНИЯ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ ГАЗОПРОВОДОВ

Ремонт запорной арматуры

Для обеспечения хорошей и длительной работы запорной арма-туры и ее герметичности необходимо соблюдать правила эксплуата-ции оборудования, описанные в гл. IV. Значительное количество

126

Основными работами при ремонте задвижек являются восста-новление изношенных или разрушенных уплотнительных поверх-ностей затвора, ремонт шпинделя, ремонт деталей сальниковогоустройства (грундбуксы, втулки, крышки), восстановление резьбышпилек, заварка в корпусе задвижек трещин, каверн, подтяжкафланцевых соединений н др.

При ремонте задвижек наиболее трудным является восстановле-ние уплотнительных поверхностей. Они работают в сложных усло-виях, так как испытывают большие удельные давления, подвергаютсяизносу от трения и коррозии. Коррозия разрушает гладкие при-тертые поверхности колец, что приводит к нарушению герметичностизадвижек. Ремонт уплотнительных поверхностей задвижек произво-дится методом наплавки разъеденных коррозией участков с после-дующей их притиркой сначала крупнозернистыми порошками,а затем микропорошками.

Ремонт метанолышц и конденсатосборников

Текущий и средний ремонт должен производиться ежегодно.Перед началом ремонта оборудование тщательно осматривают и со-ставляют дефектную ведомость. При ремонте производятся очисткаи окраска корпуса, фундаментов, подводящих и соединительныхтрубок, ревизия арматуры, набивка сальников, устранение подтекови утечек газа.

В капитальный ремонт входят гидравлическое испытание и сдачасосудов высокого давления инспекции Госгортехнадзора; полнаяревизия всех задвижек, кранов и вентилей и частичная их замена,ремонт и замена КИП, ремонт изоляции и другие работы.

При ремонтах метанольниц и конденсатосборников особое внима-ние следует обращать на исправность задвижек и вентилей, име-ющихся на данном оборудовании, так как от герметичности запорнойарматуры зависит нормальная работа сосуда. Ремонт вентилей за-ключается в основном в притирке седел клапанов для-восстановленияих герметичности. Мельчайшие шероховатости на поверхности уплот-нительных деталей (седел, клапанов) притираются с помощьюспециальных абразивных материалов (микропорошков марок М-10,М-14, М-20, М-28). Для доводки применяются мягкие порошки,изготовленные из окиси железа и окиси хрома, а также паста ГОИ.

§ 3. КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ ГАЗОПРОВОДОВ

Капитальный ремонт магистрального газопровода и его объектоввыполняется по графику, разработанному управлением газопровода,и в соответствии с техническими условиями на производство работ,утвержденными Главным управлением по эксплуатации магистраль-ных газопроводов. Ассигнования на капитальный ремонт выделя-ются централизованно за счет амортизационных отчислений.

Капитальный ремонт включает в себя замену пришедших в не-годность арматуры и участков трубы, ремонт подводных переходов,128

Т а б л и ц а 25• Перечень работ, входящих в состав капитального ремонта,и межремонтные сроки

Работы

Ремонт магистрали газопровода с ча-стичной заменой изношенных труб,заваркой каверн и частичной за-меной изоляции-

Ремонт линейных узлов с заменойкранов, задвнжек и др.

Обследование состояния переходовчерез водные преграды (реки, озе-ра, пруды, каналы и т. д.)

Ремонт переходов через водныепреграды

Ремонт линии связи с частичнойзаменой столбов, проводов и т. д.

Ремонт проезжих мостов, насыпейпонтонных переправ, лодок, паро-мов и т. д.

Рытье водоотводных канав, засыпкаразмытых мест после паводка;устройство береговых укрепленийна переходах через водные пре-грады, балки, овраги п т. д.

Ремонт объектов электрозащиты откоррозии с заменой анодных зазем-лений, протекторов, .электродре-нажных линий и др.

Ремонт коммуникаций и арматурына КС с заменой изношенных труби арматуры

Ремонт коммуникаций, запорнойи регулирующей арматуры ГРСс заменой изношенной арматурыи трубопроводов

Ремонт КИП, расположенных на ГРСи на трассе газопровода

Выполнение организационно-техни-ческих мероприятий в соответствиис утвержденным планом

Ремонт домов линейных ремонтеров,газовых коммуникаций, колонок ре-дуцирования, котлов ВНИИСТОи др.

Очистка внутренней поверхностигазопровода

Сроки

По мереизноса

То же

Один разв два года

По меренадобностиЕжегодно

По меренадобности

То же

Через 8—12 летг

По меренадобности

То жо

»

Ежегодно

Домов через3 года, газовыхкоммуникацийи котлов через

2 годаПо мере

надобности

Исполнители

Ремонтно-восстанови-тельная служба (РВС)с привлечением строп-тельно-монтажныхорганизаций

РВС

По договору с управле-нием нодводно-техни-яеских работ

То же

Служба связи

РВС

То же

Служба по катодной за-щите и РВС

РВС и персонал ком-прессорного цеха

РВС, операторы ГРС,персонал службы КИП

Служба КИП

Все службы в соответ-ствии с планом

РВС и ремонтно-строи-тельная группа РУ

РВС с привлечением дру-гих служб

П р и м е ч а н и е . Указанные межремонтные сроки составлены на основеопыта проведения ремонтных работ. .

9 И. Я. Котляр, В. М. Пиля к 129

частичную замену изоляции и др. Работы по капитальному ремонтув большинстве своем проводятся с привлечением строительно-монтажных организаций, так как ремонтно-восстановительныеслужбы районных управлений с таким объемом работ зачастуюсправиться не могут.

В табл. 25 приводится перечень работ, относящихся к капиталь-ному ремонту, и межремонтные сроки.

В связи с тем, что магистральные газопроводы начали строитьсясравнительно недавно, достаточного опыта по капитальному ремонтуих еще не накоплено. Капитальный ремонт изоляции и заварка ка-верн на трубопроводе в системе Министерства газовой промышлен-ности СССР наиболее полно разработаны на газопроводе Саратов —Москва. Здесь в период 1952—1959 гг. было отремонтировано в общейсложности более 157 км, или 20% длины газопровода. Большиеработы по капитальному ремонту изоляции и труб проведены намагистральных нефтепроводах, в частности в Гурьевском и Башкир-ском нефтепроводных управлениях.

Капитальный ремонт трубопроводов выполняют следующимиметодами.

Ремонт газопровода в траншее на лежках(высота подъема не больше 30—40 см)

Ремонт заключается в следующем. Дефектный участок вскры-вается экскаватором до глубины на 0,5 м выше верхней образующейгазопровода. Оставшийся грунт разрабатывается вручную до нижнейповерхности трубы. По окончании земляных работ давление в газо-проводе снижается до 20—50 мм вод. ст., после чего газопровод при-поднимается и укладывается на лежки диаметром 20—40 см (рис. 58).

Рис. 58. Ремонт газопровода в траншее Рис. 59. Ремонт газопровода нана лежках. бровке траншеи.

1 — газопровод; 2 — лежка; з — заглушка. /—газопровод; 2 — клин; 3— лежка;4 — якорь.

На лежках производят работы по удалению старой изоляции,ремонт поверхности трубы и нанесение новой изоляции. Отремонти-рованный участок снова присоединяют к газопроводу, продуваюти испытывают, после чего производят засыпку траншеи и продол-жают нормальную эксплуатацию газопровода.

Этот метод ремонта распространен в настоящее время наиболеешироко.

130 . -

Ремонт газопровода с подъемом его на бровку траншеи

Дефектный участок вскрывают так же, как и при первом способе.Открытый участок отрезают от остального газопровода, с обеих сторонзаглушают, вытаскивают на поверхностьи укладывают в 2—3 л* отбровки траншеи на лежки (рис.59). В таком положении производятвесь ремонт участка трубы. После окончания работ трубу осторожно(без нарушения постели) опускают в траншею, заглушки отрезаюти отремонтированный участок вваривают в газопровод, продуваюти испытывают, после чего производят засыпку траншеи.

Основные недостатки способа — наличие опасности разрывастыка или трубы при подъеме на бровку, а также возможностьвозникновения больших температурных и механических напряжений.

Ремонт газопровода без подъема его с подкопкой под трубуи оставлением земляных перемычек

Ремонтируемый газопровод разбивают на участки протяженностьюдо 100 м. Как и в предыдущих способах, слой грунта до 0,5 м отповерхности трубы снимают экскаватором, после чего вскрываютучастками длиной по 10 м (рис. 60). Между десятиметровыми участ-ками оставляют перемычки длиной по 3 м, а через 50 м — длинойпо 5 м.

Рис. 60. Ремонт газопровода в .траншее без вырезкитруб.

1 — газопровод; 2 — перемычка; 3 — участок, подготовлен-ный для ремонта.

Десятиметровые участки полностью вскрывают и ремонтируют,после чего производят тщательную подбивку трубы грунтом и газо-провод засыпают. Трех- и пятиметровые перемычки вскрываютн ремонтируют во вторую очередь. Производить ремонт трубы такимобразом допускается только на небольших участках, в противномслучае нарушается постель газопровода и труба провисает, что мо-жет привести к разрыву сварных стыков.

Все вышеприведенные методы имеют ряд существенных недостат-ков:

а) весьма ограниченное применение механизмов для очисткии изоляции ремонтируемого газопровода.

б) низкая производительность ремонтных работ; -в) отсутствие возможности применения поточного метода работ.

9* 131

Учитывая эти недостатки, НИИтранснефть предложил поточныймеханизированный способ, намного ускоряющий производство работпо капитальному ремонту трубопроводов. На ремонтируемом участкепланируют трассу и вскрывают трубопровод специальным вскрыш-ным экскаватором до нижней образующей. После вскрытия газопро-вода давление в нем сбрасывают до 20—50 мм вод. ст. .Затем газо-провод поднимают в траншее трубоукладчиками, оборудованнымиспециальными троллейными тележками. Одновременно его очищаютот старой изоляции при помощи специальной очистной машины,работающей прямо в траншее. Поднятый и очищенный газопроводукладывают в траншее на лежки, где его осматривают, завариваютимеющиеся в нем каверны и дефекты. Подготовленный таким путемдля нанесения изоляционного покрытия газопровод опять поднимаюттрубоукладчиками, между которыми устанавливают изоляционнуюмашину, также работающую непосредственно в траншее.

Изолированный газопровод после проверки качества покрытияопускают на прежнее ложе, продувают, испытывают и засыпаютземлей при помощи бульдозеров.

Указанный метод имеет следующие преимущества: -1) ремонтные работы выполняются поточно, что позволяет осуще-

ствить комплексную механизацию всех работ. При оснащенииремонтного участка необходимым количеством механизмов и машинстепень механизации может быть доведена до 80—85%, что даетвозможность увеличить производительность работ примерно в 3 раза;

2) трубопровод укладывается на свою постель, поэтому непроисходит осадки грунта после засыпки и напряжения в трубо-проводе значительно снижаются;

3) улучшаются условия труда и техника безопасности.

Ремонт подводных переходов

Ремонт подводных переходов чрезвычайно сложен и произво-дится, как правило, специализированными отрядами управленияподводно-технических работ (СУПТР).

Для того чтобы своевременно обнаружить дефекты на подводномпереходе и избежать серьезной аварии, необходимо систематическиосматривать переходы через реки и другие водные препятствия.Все' переходы с двумя и более нитками осматриваются не реже одногораза в два года экспедиционными отрядами подводно-техническихработ (ЭОПТР). Водолазы тщательно осматривают акваториюперехода (поверхность дна в реке между нитками газопроводаи полосы шириной по 30 м вверх и вниз по течению, считая от осигазопровода) и каждую из ниток подводного газопровода.

При обследовании должны быть выяснены состояние нитокгазопровода, размеры подмывов, длина оголенных участков, со-стояние противокоррозионной изоляции, наличие утяжеляющихгрузов и прочность их крепления к трубе, сохранность деревяннойфутеровки, наличие и размер утечек газа, состояние подводногокабеля (если он имеется) и др.

132

Необходимо наблюдать за руслом реки. Изменение русла можетпривести к оголению трубы на большом участке и к серьезным ава-риям .

Учитывая сложность передачи работ по обследованию подводныхпереходов специализированным организациям, в настоящее времямногие управления магистральных газопроводов организовываютэти работы собственными средствами.

В последнее время за рубежом и в Советском Союзе для обследо-вания подводных переходов начали применять специальные теле-визионные установки. Отечественной промышленностью освоенаустановка Краб-2, дающая возможность обследовать подводныесооружения на глубине до 30 м.

Краб-2 представляет собой промышленную телевизионную си-стему замкнутого типа. Состоит она из подводной герметичной теле-камеры, приемного видеоконтрольного устройства и блока питания,включающего в себя бензоэлектрический агрегат АБ-1. Для работыв замутненных водах телекамера снабжена просветляющей пристав-кой, обеспечивающей возможность наблюдения до 0,4—0,6 м.

Обслуживают Краб-2 техник-оператор и электромеханик. Подвод-ную камеру перемещает водолаз. Между ним и техником-операторомподдерживается двусторонняя телефонная связь. Телевизионнаяаппаратура Краб-2 дает возможность детально и быстро обследо-вать подводные сооружения в процессе строительства и эксплуа-тации.

Подводная часть однрниточных переходов осматривается работни-ками ремонтно-восстановительной службы районного управлениядва раза в год — весной после прохождения паводка и осенью.При обследовании промеряют глубины дна в месте перехода и вы-черчивают профиль русла.

В районном управлении на каждый подводный переход с двумяи более нитками должен быть заведен паспорт-формуляр по уста-новленной форме. В паспорт заносят техническую характеристикусамого перехода и уложенных труб, отключающей арматуры, проти-вокоррозионной ИЗОЛЯЦИИ и др. К паспорту прилагается плани профиль укладки каждой нитки в отдельности.

По окончании обследования перехода составляют акт, в которомдается краткое описание технического состояния перехода, обнаружен-ных неисправностей и дефектов с указанием привязки. На основанииданных по обследованию перехода в паспорт вносят необходимыеизменения и исправления на профиле и плане перехода. По резуль-татам обследования выявляют объемы работ по капитальному ре-монту. Составляемые акты являются основанием для оформлениятехнической документации и определения методов проведения ре-монта.

Капитальный ремонт подводного перехода производят по спе-циальному проекту, разработанному организацией, проектировав-шей переход. Ремонт перехода может быть выполнен двумя способами:с подъемом газопровода на поверхность воды или без подъема (под

133

134

водой). Способ ремонта определяется в зависимости от характераработ. Для устранения вибрации, получающейся при провисаниигазопровода, в мягких грунтах намывают под газопровод песчано-гравийную подушку, а в скальных подбивают под газопровод щебеньи камень.

При размыве траншеи в мягких грунтах ее намывают при помощигидромонитора, пневматического грунтососа или другими способами.Величина заглубления устанавливается проектом ремонтных работ.Если на подводном газопроводе обнаружены большие коррозионные-повреждения, то для выполнения ремонтных работ газопровод под-нимают на поверхность воды. Поднимают его и в том случае, когдатребуется вварить катушки в связи с разрывом газопровода,при наличии на трубе вмятин или трещин в стыках. Перед поднятиемгазопровод освобождают от насыпного грунта, причем длину вскры-ваемого участка определяют расчетом таким образом, чтобы суммар-ные напряжения в трубе не превышали 85% от предела текучестиметалла; закрывают линейные краны на берегах водоема и давлениегаза снижают до 20—25 мм вод. ст.

Для подъема газопровода используют плавучие средства, общаягрузоподъемность которых должна превышать нагрузку в 2 раза.После окончания подъема под трубопровод подводят понтон илибаржу и на них производят монтажные работы.

Иногда трубу не удается поднять в целом виде. В этом случаетрубу разрезают на две части и каждую часть поднимают в отдель-ности. При подъеме газопровода необходимо строго соблюдатьправила техники безопасности и постоянно следить за состояниемканатов и тросов. Все канаты и тросы, применяемые при подъемегазопровода, необходимо регулярно обследовать. Они должныобладать трехкратным запасом прочности.

В последние годы освоен метод ликвидации повреждений с ввар-кой катушек без подъема газопровода в водонепроницаемых кессо-нах (рис. 61). Этот метод, применявшийся на ряде магистральныхгазопроводов, значительно ускоряет ликвидацию повреждений наподводной части.

§ 4. ПРОИЗВОДСТВО ОГНЕВЫХ РАБОТ

Капитальный ремонт линейной части газопровода часто связанс производством огневых работ. К~таким работам относятся врезкив магистральный газопровод отводов, перемычек, запорной арматуры,конденсатосборников, лупингов, замена старой запорной арматурына новую и др. Продувку газопровода, испытания и доиспытанияна прочность и плотность, ликвидацию гидратных пробок во многихслучаях также производят с выполнением огневых работ.

Огневые работы могут быть плановыми и аварийными. Плановыеогневые работы проводят в сроки, намеченные планом или графикамипроведения ремонтных работ. Аварийные работы выполняют не-медленно после обнаружения аварий.

135

Огневые работы на магистральном газопроводе состоят из отдель-ных видов работ и операций,, которые выполняются в следующемпорядке:

а) земляные работы;б) отключение участка газопровода;в) сбрасывание газа в атмосферу;г) вырезка отверстий для установки запорных резиновых шаров;д) установка в газопроводе запорных резиновых шаров и глиня-

ной пробки;е) монтажные работы (резка, центровка, подгонка стыков);

ж) сварочные работы;з) просвечивание стыков;и) вытеснение воздуха на газопроводе;к) продувка;л) испытание газопровода на плотность давлением 10 кГ/см2;м) выполнение изоляционных работ;н) испытание на прочность максимально возможным рабочим

давлением.Такбй порядок обычно применяют при плановых огневых рабо-

тах. При аварийных работах в большинстве случаев отключениеучастка и сброс газа производят до земляных работ. Во многихслучаях, в связи с необходимостью скорейшего возобновления по-дачи газа, изоляционные работы и засыпку производят после вклю-чения отремонтированного участка в работу.

В связи с тем, что огневые работы связаны с отключением какого-либо участка газопровода и временным прекращением подачи понему газа, даже на многониточном газопроводе (не говоря об одно-ниточном) такая остановка ухудшает режим работы газопровода.

Поэтому для более четкого и быстрого проведения огневых работрайонным управлением должен быть разработан и утвержден глав-ным инженером УМГ план их проведения. В плане должно бытьпредусмотрено время, необходимое для проведения работ, переченьи объем работ, подлежащих выполнению в их технологической по-следовательности с указанием необходимого времени для каждойоперации отдельно, потребность в транспорте и механизмах, расста-новка рабочих в отдельности по каждой технологической операциии на каждый механизм и автоматику, пункты связи и порядок ееобслуживания, инвентарь, материалы п оборудование по техникебезопасности и пожаротушению, расстановка людей у магистральныхкранов и манометров и др.

К плану должна быть приложена схема участка проведения огне-вых работ, с указанием диаметров газопроводов, запорной арматуры,мест установки водяных манометров и другими необходимыми данными.

Земляные работы

Земляные работы — наиболее трудоемкие. Для ускорения работи во избежание повреждения газопровода при работе экскаваторомочень важно знать точное расположение газопровода. Для этих целей136

служат трассоискатели различных типов и конструкций. Одним изнаиболее приемлемых методов поиска места прохождения трубопрово-дов, уложенных в грунт, считают электромагнитный метод. Он позво-ляет наиболее эффективно обнаруживать и достаточно точно опре-делять расположение и глубину заложения трубопроводов.

В настоящее время применяют трубоискатели ТИ-12, ВТР-5,ИПК-1, ТПК-1 и др. Принцип работы трассоискателя ТИ-12 (рис. 62)заключается в следующем: отрицательный полюс вибрационного ге-нератора с батареями соединяют через катодный вывод с трубопро-водом; второй полюс соединяют с заземлителем, представляющим

Р и с . 62. Трубопскатель ТИ-12.

1 — усилитель (приемник) с катушкой индуктивности; 2 — кабель; з — наушники.

собой металлический стержень диаметром 20—30 мм и длиной 1,0—1,2 м, который забивают в грунт на расстоянии 100—150 м в сторонуот трубопровода.

Электрический ток, поступающий от вибрационного генераторана трубопровод, создает вокруг него электромагнитное поле, котороеи обнаруживается трассоискателем. Для определения осевой линиитрубопровода рабочий с трубоискателем идет вдоль трассы и держитнад ним катушку индуктивности параллельно поверхности земли;если путь совпадает с осью трубопровода, то в наушниках ток генера-тора не прослушивается. Достаточно сойти немного с трассы вправоили влево, и в наушниках сразу появится характерный шум генера-тора.

При определении глубины заложения трубопровода катушкуиндуктивности располагают под углом 45° к трубопроводу, и работ-ник службы РВС, отходя от трубопровода перпендикулярно в сто-рону, прослушивает звук генератора. При исчезновении в наушниках

137

звука он останавливается и измеряет расстояние от места остановкидо линии трубопровода, которое и является фактической глубинойзаложения.

После нахождения местоположения трассы приступают к отры-тию газопровода. Талый грунт отрывают при помощи одноковшовыхэкскаваторов с обратной лопатой или вручную.

В табл. 26 приводятся типы экскаваторов, применяемых приремонте газопроводов.

Т а б л п ц а 26. Одноковшовые пневмоколесные экскаваторы

На рис. 63 приведен экскаватор Э-153А, смонтированный нашасси трактора «Беларусь».

При разработке мерзлых грунтов применяют различные пневмо-инструменты (пневмомолотки, пневмомолоты и др.). Характеристика

138

Рис. 63. Экскаватор Э-153А на шасси трактора «Бела-русь».

Т а б л и ц а 27. Пневматические инструменты

Показателихарактеристики

Число ударов в ми-нуту

Избыточное давле-ние воздуха в сети,кГ/см*

Расход воздуха,мЗ/мин

Диаметр шланга вну-тренний, мм . . .

Длина без рабочегонаконечника, мм

Вес, кг

Лом-лопата

бетоно-лом

С-358

900

5

1,6

19

71018

ЗИ-6

1100

5,5

1,0

16

6708,6

И-37

1400

6,0

1.2

13

71519

Отбойные молотки

ОМ-1

1400

4

1

13

4007

МОМ-8

1600

5

1,1

13

4759

MOM-11

1250

5

1,15.

13

528108

139

и типы пневматического инструмента, применяемого при ремонтныхработах на газопроводе, приводятся в табл. 27.

На рис. 64 показан пневматический бетонолом С-358.Для приведения в действие пневмоинструмента, а также и для

некоторых других работ при ремонтных работах используют пере-движные компрессоры. Наибольшее распространение имеет компрес-сор типа ЗИФ-55 (рис. 65). Он имеет небольшие вес и габариты, до-

статочную производительность и надежностьв работе. Компрессор смонтирован на двух-осной тележке с пневматическими шинами,благодаря чему для его перевозки может бытьиспользована любая грузовая автомашина.

Рис. 64. Пневматическийбетонолом С-358 с рабочими

наконечниками.

Рис. 65. Передвижная компрессорная станцияЗИФ-55.

Наряду с компрессором ЗИФ-55 применяют и другие типы пере-движных компрессорных станций, характеристика которых при-ведена в табл. 28.

В мокрых и болотистых грунтах с большим притоком воды постенкам котлована устанавливают шпунтовое ограждение, а водуоткачивают насосами различных марок. В табл. 29 приведены маркисамовсасывающих насосов, применяемых для откачки воды из котло-вана.

В труднодоступных местах, а также при большом поступлениив котлован воды при водоотливных работах применяют агрегаты дляоткачки воды УОВ-1 или УОВ-2, состоящие из двух насосов, смонти-рованных на раме, прикрепленной к трактору. Привод насосов осу-ществляется от вала отбора мощности трактора через шестеренчатыйредуктор, устанавливаемый на раме установки. Благодаря парал-лельной работе двух насосов достигается большая производитель-ность откачки. В табл. 30 приводятся технические характеристикиэтих установок.

140

Водоотливная установка типа УОВ-1 показана на рис. 66.Размер котлована зависит от характера работ: заварка свища

или трещины, вварка катушки, отвода, крана, вварка одной или

1 — трактор4

Рис. 66. Водоотливная установка УОВ-1.болотный ДТ-55; 2 — редуктор; 3 — насос C-6G5;приемный шланг; В — выкидной патрубок.

нескольких труб, тройников и др. Во всех случаях котлован отры-вают таких размеров, чтобы можно было свободно проводить работы.Котлован должен удовлетворять определенным правилам техники

142

Рис. 67. Схема котлована для вварки ка-тушки.

безопасности. Дно его должно находиться на 0,5 м ниже основаниятрубы, а ширина не менее 0,6 м от боковой образующей. Из котлованаделают два выхода в противоположных направлениях в виде ступе-ней, образуемых в грунте. При рытье траншеи грунт отваливаютна одну сторону, другаясторона должна быть сво- 0,7 0,7бодной, чтобы при необходи-мости можно было проводитьработы на бровке траншеи.

На рис. 67 показанасхема котлована для вваркикатушки.

При плановом ремонтеземляные работы выполняютзаблаговременно, без сниже-ния давления газа. При этомразработку экскаваторомведут на глубину, не доходядо верха трубы 50 мм. Да-лее работы производят вруч-ную.

При аварийных работах в целях экономии времени к разработкегрунта приступают сразу же после прибытия на место аварии, недожидаясь окончания сброса газа. По окончании рытья котлованови шурфов в местах, где труба должна разрезаться, с газопроводаудаляют противокоррозионную изоляцию и трубу зачищают доблеска.

Опорожнение газопровода

Перед началом сварочно-монтажных работ необходимо освободитьучасток газопровода от газа путем сбрасывания его в атмосферучерез продувочные свечи.

Процесс сброса газа занимает продолжительное время. Поэтомудля планирования работ можно заранее по номограмме определитьвремя, потребное на опорожнение газопровода.

На номограмме (рис. 68) приняты следующие обозначения:

— отношение внутреннего диаметра газопровода к внутрен-нему диаметру свечи; т — отношение проходного сечения кранак сечению продувочной свечи.

Поскольку номограмма построена для величины т, равной 0,4и 0,6, то при других значениях т можно произвести расчет потреб-ного времени на сбрасывание газа по формуле:

Например, требуется определить время опорожнения участкагазопровода протяжением 6 км при давлении газа 50 кГ/см2, т = 0,4;

Жирной чертой и стрелками на рисунке показан

порядок расчета на номограмме. Время опорожнения приблизи-тельно 2 ч.

Во время работы с кранами при сбрасывании газа необходимособлюдать правила техники безопасности. Краны на продувочных

Рис. 68. Номограмма для определения времени опорожнения газопровода.

свечах надо открывать постепенно, чтобы нагрузка, вызывающаявибрацию свечей, возрастала постепенно. Во время сбрасываниявыходящий с большой скоростью из свечи газ создает очень большойшум; поэтому рабочие должны обязательно надевать на уши анти-фоны (противошумные резиновые заглушки). Когда избыточноедавление в газопроводе достигает 1 кГ/см2, вместо пружинногоманометра вставляют У-образный жидкостный манометр и в дальней-шем наблюдают за падением давления по нему. Необходимо следить,чтобы в трубе оставалось избыточное давление (примерно 30—60 мм вод. ст.) и не было подсоса воздуха через продувочную свечу.

Вырезка из газопровода поврежденных труб и катушек

Необходимость вырезки и вварки новых труб и катушек возни-кает не только при авариях и повреждениях газопровода, но такжеи при врезке отводов, дополнительных кранов, при продувке газо-провода и др.

144

При выполнении данных работ необходимо строго придерживатьсяустановленных правил по технике безопасности, так как неправиль-ное их проведение может привести к серьезным последствиям (не-счастным случаям с человеческими жертвами, взрывам, пожарами др.). Перед началом огневых работ необходимо еще раз проверитьналичие связи с диспетчером и персоналом, расположенным у ли-нейных кранов, и проконтролировать давление газа по У-образнымманометрам 1 (рис. 69), которое должно составлять 20—50 мм вод.ст.Это давление поддерживают до окончания работ регулированиемкранов на байпасе и свечах.

На расстоянии 10 м по обе стороны от основного котлована(рис. 69) отрывают шурфы размером 1,0 X 0,7 м (в плане) до вскры-тия трубы и вырезают окна 3 шириной 200—220 и длиной 300 мм

Рис. 69. Схема вырезки катушки из газопровода.А и Б — линейные краны; 1 — отверстия для установки водяных манометров-

2 — свечи для сброса газа; 4 — запорные шары; в, 5 — вырезаемые окна.

для заводки в трубу резиновых запорных шаров 4. Окна следуетвырезать овальной формы. Разница между длиной и шириной отвер-стия должна быть не менее 50 мм. При вырезке отверстия нужноодновременно обеспечить разделку кромок, чтобы после окончания'ремонтных работ вырезанный кусок можно было бы вварить обратнов трубу. Резку производят со скосом кромок внутрь во избежаниепопадания вырезаемых участков в трубу. Разрез вслед за резакомзамазывают глиной.

Изолирующие резиновые шары для отключения ремонтируемыхучастков газопровода изготовляют из листовой бензостойкой резинытолщиной 1 мм и относительным удлинением не менее 500%. Пределпрочности резины при разрыве должен составлять не менее 70 кГ/см2.

Шары вводят в трубу через окна 3, проталкивают в сторонуосновного котлована по трубе и заполняют воздухом от ручногонасоса; шланги шаров крепко перевязывают. В трубе за шарамиделают стенку из мятой глины. Затем вырезают окно 5 и изолируемыйшарами участок продувают воздухом от компрессора.

В табл. 31 приводятся размеры резиновых запорных шарови отверстий в газопроводе для их установки.

После окончания подготовительных работ вырезают дефектныйучасток трубы, снимают фаски и подготавливают газопроводк сварке.


Т а б л и ц а 31. Размеры резиновых запорных шаров и отверстийв газопроводе для их установки

Номершара

300500700

1000

Диаметртруб,

мм

325—426529—630720-820

1000—1200

Размеры камер посегментам (в сло-женном виде), мм

длина

471785

11001570

ширина

235392366523

Числосегмен-

тов

4466

Длинарезиновой

трубки,мм

1000120014001400

Размерыотверстий,вырезаемых

в трубахдля уста-

новки, мм

110x160160 х 210210x260250x310

При ремонтных и аварийных работах в газопроводах широкоприменяется газовая резка. Для металлов наиболее часто приме-няют ацетиленово-кислородную резку. Ацетиленово-кислороднаярезка используется при вырезке дефектных труб, заготовке катушек,подготовке кромок труб под сварку, вырезке различных отверстийв трубах, подгонке врезаемых в газопровод отводов, тройникови др.

Газовая сварка при ремонтных работах хотя и меньше распро-странена, но также применяется при сварке различных конструкцийиз тонколистовой стали, трубопроводов малых диаметров, неответ-ственных конструкций и др.

Кислород при нормальном давлении и температуре представляетсобой газ без цвета и вкуса с плотностью 1,429 кг/см3. При газовойрезке и сварке применяют технический кислород, который храняти перевозят под давлением 150 кГ/см'1 в стальных баллонах, окра-шенных в голубой цвет, с черной надписью «кислород». Верхняясферическая часть не окрашивается, на ней выбиваются паспортныеданные баллона. Расходовать кислород из баллонов можно додавления 1,5 кГ/см2. Через каждые 3 года баллоны подвергаютсяпроверке инспекцией Госгортехнадзора.

Техническая характеристика кислородных баллонов

Емкость (водяная), л 40Наружный диаметр, мм 219Длина корпуса, мм 1390Толщина стенки, мм 7Давление рабочее, кГ/см% 150Вес баллона, кг 60

При кислородной резке в качестве горючего вещества чаще всегоприменяют ацетилен (С2Н2), позволяющий получить пламя с наи-более высокой температурой. При нормальных условиях ацетиленпредставляет собой бесцветный газ с резким специфическим запахом.Плотность ацетилена при давлении 760 мм рт. ст. и температуре0° С составляет 1,179 кг/м3, что примерно в 1,1 раза меньше плот-ности воздуха.

146

С воздухом ацетилен образует взрывчатые смеси при содержанииего от 2,2 до 81 %, а с кислородом — от 2,8 до 93%. Смесь взрываетсяот малейшей искры. Ацетилен обладает также токсическими свой-ствами, обусловленными наличием в нем вредных примесей аммиака,сероводорода и фосфористого водорода.

Для газовой резки и сварки применяют ацетилен, поставляемыйв баллонах и получаемый при взаимодействии карбида кальцияс водой.

В отличие от кислородных ацетиленовые баллоны окрашеныв белый цвет с красной надписью «ацетилен». Отличаются они такжеи устройством вентиля.

Поставляемый в баллонах ацетилен растворяется в ацетоне поддавлением 15—18 кГ/см2 (ГОСТ 5948—60). Емкость баллона 40 л,вмещает до 5 м3 ацетилена. Остаточное минимальное давление поокончании использования баллона зависит от температуры окружа-ющего воздуха и должно быть не менее указанного в табл. 32.

Таблица 32. Минимальные остаточные давления в баллонахс ацетиленом

Температура,°С

Ниже —5От —Г» до -4-5От + 5 до + 1 5

Остаточноедавление,

КГ/СМ2

0,51,01,5

Температура,°С

От +15 до +20От +25 до +35

Остаточноедавление,

кГ/см%

2,03,0

Ацетиленовые баллоны необходимо размещать вертикально илис небольшим наклоном во избежание вытеснения из них растворителяс ацетиленом. Проверяют их через 3 года. После проверки на балло-нах ставится клеймо с указанием даты следующей проверки.

Ацетилен можно получить также при взаимодействии карбидакальция с водой в специальных газогенераторах:

СаС2 + 2Н2О = С2Н2 + Са (ОН)2 + теплоКарбид кальция Вода Ацетилен Известь

При разложении 1 кг карбида кальция получают 230—280 гацетилена в зависимости от сорта и размеров кусков. Для храненияи перевозки карбид кальция упаковывают в барабаны, герметическизакрываемые крышками.

Ацетиленовые генераторы подразделяются по роду установки напередвижные и стационарные; по принципу действия — на гене-раторы системы «вода на карбид», «карбид в воду» и контактнойсистемы; по давлению — на генераторы низкого (до 0,1 кГ/см2),среднего (от 0,1 до 1,5 кГ/см2) и высокого давления (более 1,5 кГ/см2);по производительности.

10* 147

П ,15

При ремонтных работах на магистральных газопроводах приме-няют в основном генераторы «вода на карбид» различных модифи-каций производительностью до 3 м3/ч. Они должны удовлетворятьтребованиям ГОСТ 5190—67. Генераторы состоят из газообразователя,газосборника, предохранительного устройства против повышениядавления, водяного затвора для защиты от обратных ударов (про-скоков) пламени.

На магистральных газопроводах широкое распространение полу-чили генераторы марок ГВР-1,25 и ГВН-1,25. Генератор ГВР-1,25

(рис. 70) работает по кон-тактной системе с оттесне-нием воды от карбида.Он состоит из гермети-чески закрытого корпуса 1,бака для воды 2, предо-хранительного затвора.

Воду заливают в бак икорпус через отверстие14, закрываемое пробкой.В корпусе уровень водыдоводят до контрольногокрана 9. Карбид кальциязагружают в корзину 7,расположенную в реторте5. После загрузки аппа-рата реторту закрываюткрышкой 6. Вода в ре-торту подается из водя-ного бака 2 через регу-лятор подачи 4. Выде-ляющийся при разложе-нии карбида ацетиленпоступает в газосборник 3.

В случае повышения давления в газосборнике регулятор 4 авто-матически прекращает подачу воды. Если давление все же будетповышаться, вода от карбида кальция будет оттеснена в отсек 8реторты. Генератор снабжен водным затвором 10 с разрывной мем-браной 11. В случае повышения давления в корпусе генератора сра-батывает предохранительный клапан. В случае неисправности предо-хранительного клапана 13 или неправильной его регулировки дав-ление в корпусе может чрезмерно повыситься. Во избежание этогоставится разрывная мембрана 12. Давление в корпусе контроли-руется по манометру 15.

Следует помнить, что ацетилен является взрывоопасным газомв смеси с воздухом, а тем более с кислородом. Поэтому сварщик, поль-зующийся генератором, должен быть хорошо знаком с инструкцией потехнике безопасности при работе с карбидом кальция и ацетиленом,а также с инструкцией по обслуживанию генератора данной системы.

148

Рис. 70. Ацетиленовый генераторГВР-1,25.

типа

При подготовке ацетиленового генератора к работе необходимоочистить его от остатков ила и заполнить водой до установленногоинструкцией уровня. Для очистки от ила следует пользоваться ла-тунными или алюминиевыми скребками, но ни в коем случае нельзяприменять стальной инструмент, так как он может высечь искру,что приведет к взрыву генератора. Водяной затвор заполняетсядо уровня, установленного контрольным краном. Реторта и корзинкадолжны быть промыты водой и высушены.

Размер кусков карбида и его количество для загрузки генераторауказаны в инструкции по эксплуатации. Пыль и мелкие частицы(менее 2 мм) должны отсеиваться. Использование карбидной пылии мелочи разрешается только в генераторах, при-способленных для работы на карбидной пыли,или при наличии специальных устройств.

При пуске генератора первые порции газа,содержащие примесь воздуха, выпускаются в атмо-сферу через горелку и водяной затвор до появле-ния запаха ацетилена для того, чтобы в гене-раторе не осталось взрывоопасной смеси ацети-лена с воздухом. При каждой последующейзагрузке реторты необходимо выпускать наружупервые порции ацетилена через продувочные кра-ны, которые имеются на каждой реторте генера-тора.

На разложение карбида кальция расходуетсяопределенное количество воды. Чтобы генератор

8

Рис. 71. Схема ре-дуктора.

не перегревался, необходимо во время работы доливать в него водудо установленного уровня.

В зимнее время при длительных перерывах в работе генераторанеобходимо сливать воду. Спускать воду можно только после того,как весь загруженный в него карбид кальция полностью разложится,а имеющийся в генераторе ацетилен весь израсходован.

При очистке генератора ил следует систематически выноситьв специально отведенные для этой цели ямы.

Крышку реторты можно открывать только после полного разложе-ния карбида кальция и понижения давления газа в реторте до атмо-сферного.

Основные технические данные передвижных ацетиленовых ге-нераторов приведены в табл. 33.

Кислород и ацетилен из баллонов к месту работы поступаютчерез редукторы, устанавливаемые на баллонах и предназначенныедля снижения давления и поддержания его постоянным во время ра-боты.

Редуктор (рис. 71) имеет две сообщающиеся между собой камерывысокого и низкого давления. В камеру высокого давления 3 газпоступает из баллона через патрубок 1. В камере низкого давления 4(с патрубками 5 и 9) находится газ, непосредственно используемыйДля сварки и резки. Отверстие, соединяющее обе камеры, снабжено

149

Т а б л и ц а 33. Технические характеристики ацетиленовыхгенераторов

редуцирующим клапаном 11, регулирующим падение давления газапри его переходе из камеры высокого в камеру низкого давления 4.Клапан связан с пружиной 2.

Камера низкого давления внизу ограничена резиновой мембра-ной 6, соприкасающейся одной стороной с клапаном 11, а другойс главной пружиной 7, сжатие которой регулируется винтом 8.

Этим винтом регулируют редуктор в начале работы на рабочеедавление, которое в дальнейшем регулируется автоматически бла-годаря гибкости резиновой мембраны 6. Когда расход газа из ка-меры 4 уменьшается, возрастающее в ней давление действует на мем-брану и она выгибается книзу, сжимая главную пружину. В это времязапорная пружина 2 закрывает редуцирующий клапан, которыйостается в этом положении до тех пор, пока давление в камере 4не станет снова равным отрегулированной величине. При падениирабочего давления в камере 4 мембрана, наоборот, выгибается под дей-ствием пружины 7 кверху и открывает на определенную величинуклапан 10.

Редукторы делятся на однокамерные и двухкамерные. Дляподачи ацетилена применяются только однокамерные редукторы,а для кислорода как те, так и другие.

Для кислорода наиболее часто применяются однокамерныйредуктор РК-58 и двухкамерный РКД-15, имеющие пропускнуюспособность 60 м3/ч и пределы регулирования от 1 до 15 кГ/см'2.Для ацетилена в последние годы получили применение редукторыРД-2А и ДАР-55 с пропускной способностью 5 м3/ч и давлением0,1—1,5 кГ/см2.

Для жидкого газа, подаваемого из баллонов, применяются ре-дукторы типа РД-1 на давление от 1,5 до 0,05 кГ'см'1, производитель-ностью 0,25—5 м3/ч.

Неисправности (пропуск газа через неплотность в соединениях,протечки, замерзание редуктора, воспламенение и др.), возника-

150

ющие при работе редуктора, необходимо немедленно устранять,так как несвоевременное устранение может привести к несчастномуслучаю и даже пожару. Пропуск газа устраняется простой под-тяжкой соединений пли же заменой прокладки.

Протечка в редукторе представляет собой прохождение газа череззакрытый клапан. Это может произойти вследствие неисправностизапорной пружины клапана или же наличия царапин и шероховато-стей в седле клапана или его тарелке. В этом случае необходимозаменить пружину или же произвести притирку клапана.

Замерзание редуктора может произойти вследствие прохождениячерез него влажного кислорода. В этом случае редуктор следуетотогреть при помощи ветоши, смоченной в горячей воде.

Воспламенение редуктора (в основном кислородного) происходитвследствие попадания на него масла.

Горючие газы и кислород подаются к сварочной горелке илирезаку с помощью шлангов длиной от 9 до 20 м.

В табл. 34 приводится техническая характеристика редукторовдля резки металлов.

Из указанных в табл. 35 редукторов для кислорода наибольшеераспространение получил однокамерный редуктор РК-58 (РК-53).Двухкамерные редукторы РКД-8 и РКД-15 отличаются один отдругого характеристиками пружин, при помощи которых регули-руется рабочее давление. Ацетиленовые редукторы применяютсядовольно редко, так как баллонный ацетилен при проведенииремонтных работ широкого распространения не получил. Пропаново-бутановая смесь для резки металлов получила широкое применениена газопроводах. Редукторы РД-1 в настоящее время применяютсяповсеместно. Рабочим инструментом, при помощи которого произво-дится резка металлов, является резак.

В табл. 35 приводятся технические характеристики резаков,получивших наибольшее распространение в настоящее время.

В последнее время при резке металлов горючим веществомвместо ацетилена широко применяют природные и сжиженные газы.Для этих целей используется резак типа РЗР-60, конструктивнопредставляющий собой копию резака «Пламя», но с увеличеннымипроходными сечениями каналов смесительной камеры, инжектораи наружных мундштуков.

Раньше для резки металлов применялись также бензорезы и керо-синорезы. Но в настоящее время при ремонтных работах на маги-стральных газопроводах они не находят применения.

Как уже отмечалось, для резки труб применялись главным обра-зом ручные резаки. Сейчас для обрезки концов труб под фаску исполь-зуются специальные машинки (рис. 72). Применение машинок дляразделки фасок сокращает время работ, обеспечивает хорошее ка-чество реза, что в свою очередь способствует сокращению времении улучшению качества центровки стыков.

Характеристика машинок для обрезки концов труб под фаскуприводится в табл. 36.

151

собой самоходный кран на базе гусеничного трактора с неповорот-ной стрелой, расположенной с левой стороны трактора.

Технические характеристики трубоукладчиков приведены втабл. 37.

Таблица 37. Технические характеристики трубоукладчиков

Трубоукладчики ТЛ-ДТ-54, ТЛ-3 и ТЛ-4 промышленностьюв настоящее время не выпускаются и их данные в таблице приво-дятся в связи с тем, что на многих магистральных газопроводахони еще находятся в эксплуатации.

Трубоукладчики Т-35-60 являются наиболее совершеннымии мощными и используются на газопроводах диаметром 1020и 1220 мм.

После выемки катушки кромки труб газопровода обрабатываютпод фаску по шаблону со скосом 30—35°. Фаски обрезают резакомили специальной машинкой, как указано выше, а затем шлифуютшлифовальной машинкой или зачищают напильником до метал-лического блеска. Перед сваркой фаски дополнительно зачищаютспециальной проволочной щеткой.

154

Концы труб, подготовленных к сварке, должны иметь скос поотношению к вертикали 30—35° и притупление, т. е. нескошеннуючасть, высотой 1,5—2 мм. При сборке под сварку труб с продоль-ными сварными швами при их центровке следует обеспечивать смеще-ние этих швов друг относительно друга не менее 200 мм.

Качество подготовки стыка к сварке может быть проверено припомощи специального шаблона. Для ускорения работ центровкагазопровода и подготовка его к сварке могут производиться наспециальных сборочных приспособлениях (центраторах).

Рис. 73. Звеньевой центратор.

1 — промежуточное звено; 2 — звено с опорными роликами; з —запорное звено; 4 — запорное устройство.

Центраторы бывают наружные и внутренние, но на ремонтныхи аварийных работах применяются только наружные центраторы(звеньевые и эксцентриковые). Звеньевые центраторы предназна-чены для центровки труб диаметром 529—1020 мм, эксцентрико-вые — 168—426 мм.

Звеньевой центратор (рис. 73) представляет собой шарнирныйвосьмигранник из пластинчатых звеньев с нажимными роликамив узлах. Крайнее звено замыкающим крюком надевается на кресто-вину-гайку. При движении крестовины вверх по резьбе винта рамкиобжимают концы труб. Характеристика наружных звеньевых центра-торов приведена в табл. 38.

Для сборки стыка центратор надевается на конец свариваемойтрубы или катушки на половину своей ширины. Поднятая дляцентровки труба или катушка вводится концамив свободную частьцентратора, подгоняется к концу предыдущей трубы так, чтобы

155

Т а б л и ц а 38. Технические характеристики звеньевых центраторов

Центратор

ЦЗ-529ЦЗ-630ЦЗ-720ЦЗ-820ЦЗ-1020

Длина звена,

мм

339339339370370

Число звеньев

6788

10

Весцентратора, кг

19,527,028,030,044,0

Диаметртрубы, мм

529630720820

1020

по периметру образовалось минимальное смещение кромок, и междуторцами устанавливается требуемый зазор. После этого центраторзажимается. Если в отдельных местах получилось смещение кромокбольше, чем это допускается ТУ, на края смещенного участка ста-вятся усиленные прихватки длиной 75—100 мм, а смещенные краятрубы подгибаются ударами кувалды. После правки прихваткитщательно осматриваются и при наличии в них трещин выруба-ются.

Сварка. При ремонтных и аварийных работах на магистральныхгазопроводах применяется дуговая ручная электросварка. Автомати-ческая сварка под слоем флюса, под углекислым газом не приме-няется ввиду нецелесообразности применения громоздкого дорого-стоящего оборудования для работ небольшого объема, а такжетрудностей, связанных с использованием этого оборудования натрассе.

При ручной дуговой сварке на ремонтных и аварийных работахприменяются марки электродов, обеспечивающие предел прочностине меньше нижнего предела прочности основного металла труб.

Минимальное количество слоев сварки регламентируется в зави-симости от толщины стенок и угла скоса кромок свариваемых труб.В табл. 39 приведена зависимость^ количества слоев сварки и угласкоса кромок стыка от толщины стенки.

Таблица 39. Угол скоса кромок стыка в зависимости от толщины стенки

Толщина стенки труб,мм

4—6

6—11

11—14

Угол скоса кромок стыка,град.

30—3520—25

30—3520—25

30—3520—25

Минимальноеколичество слоев

22

32

43

156

Т а б л и ц а 40. Режим ручной дуговой сварки труб

Маркаэлектрода

ОММ-5

УОНИ-13/45УОНИ-13/55

ЦМ-1

см-н

Поворотный стык

Слойшва

123

123

123

123

Диаметрэлектрода,

мм

355

355

355

355

Сила тока,а

160—180200-250200—250

130-150170—190180—200

110—150170—210200—250

120—180180—220200-250

Неповоротный стык

Слойшва

—

123

123

123

Диаметрэлектрода,

мм

—

344

444

444

Сила тока,а

—

90—110160—180150-170

100—130130-160190—220

120—150140—160140—180

Режим ручной электродуговой сварки зависит от слоя свари-ваемого шва, диаметра и марки электрода, характеристики источ-ника тока и квалификации сварщика.

Диаметры электродов и сила тока приручной сварке труб приведены в табл. 40.

Ручную дуговую сварку поворотныхстыков ведут следующим образом. Пер-вый слой обычно наносят движением элек-трода снизу вверх. При этом сначаласваривают боковые поверхности, затемпосле поворота секции на 90° — осталь-ные две четверти стыка. Второй слойнакладывается по всей длине стыка в одномнаправлении, а третий — также по всейдлине, но в противоположном направлении.

Во избежание стекания металла ишлака рекомендуется второй и третийслой накладывать сверху вниз на неболь-шой части окружности, для чего секциюнесколько раз поворачивают и непрерывновращают. Сварка неповоротных стыковтакже выполняется в три слоя. Первыйслой начинают в точке, отстоящей от нижней точки вертикаль-ного диаметра на 50—60 мм (точка А на рис 74), и двигаютсяснизу вверх через нижнюю точку вертикального диаметра до

157

точки Г. Потом накладывают шов от точки В до точки Г, послечего возвращаются к начальной точке А и накладывают шов научастке А В. Второй слой накладывают двумя участками, равнымиполовине окружности трубы, от точки Б к точке Д в направленииБГЕД, а затем в направлении БАВД. Третий слой наносят такжев два приема от точки А в направлении АВДЕ, затем в направленииАБГЕ.

Электроды, применяемые при сварке стальных труб и заготовкефасонных сварных частей, представляют собой прямые стальныестержни, покрытые плотным слоем обмазки. Качественная обмазкаэлектрода обеспечивает устойчивое горение дуги и, образуя на швешлаковую корку, замедляет остывание металла шва и защищаетв процессе остывания наплавленный металл от воздействия на негокислорода и азота воздуха.

Электроды изготовляются из стальной проволоки разных марок.Марка стали электрода должна соответствовать марке стали свари-ваемых труб, фасонных частей, стальных конструкций и т. д.

Правильный выбор марки электродов при ручной электродуговойсварке обеспечивает прочность, долговечность и герметичность сты-ков газопроводов и высокую производительность сварщика, а такженеобходимую пластичность, ударную вязкость металла сварногошва, достаточную глубину провара и плотность наплавленногометалла в швах, стабильное горение дуги и хорошее формированиесварного шва при сварке в любом пространственном положении.Обмазка электродов должна быть нанесена равномерно по длинеи окружности металлического стержня и обладать высокой стой-костью к воздействию влажного воздуха.

При ремонте магистральных газопроводов применяются элек-троды, указанные в табл. 41. В табл. 42 приведены марки и техни-ческие характеристики электродов, применяемых для ручной дуго-вой сварки магистральных газопроводов.

Таблица 41. Электроды, применяемые при ремонтемагистральных газопроводов

Материал труб

Ст. 2Ст. 10Ст.ЗСт. 4

НизколегированнаяВысоколегированная

Наиболее часто

зтальсталь

Предел прочностиматериала труб, кГ/см"2

38

42

4255 и выше

применяются электроды марок

Тип электрода

Э-42

Э-42А

Э-50Э-50А

УОНИ-13/45

Электроды УОНИ-13/45 дают стабильное горение дуги при любомположении сварки и высокие механические показатели сварных

158

соединений (предел прочности 42—45 кГ/мм2, ударная вязкость25—30 КГ-MJCM2 И более).

Электроды УОНИ-13/55 близки по своим технологическим свой-ствам к УОНИ-13/45, но при наличии в обмазке большого коли-чества ферросплавов имеют более высокие показатели сварного швапо пределу прочности (50—55 кГ/мм2), что позволяет отнести ихк электродам типа Э-50А и применять при сварке труб из низко-легированной стали повышенной прочности.

Электроды марки ОММ-5 применяются при сварке поворотныхстыков. Производительность сварщика при пользовании этимиэлектродами ниже, чем при сварке электродами УОНИ-13/45, на20—25%. Механические свойства наплавленного металла нижеи соответствуют требованиям, предъявляемым к электродам типаЭ-42.

В табл. 43 приводится примерный расход электродов на одинстык в зависимости от диаметра и толщины стенки труб.

Таблица 43. Расход электродов при ручной дуговой сварке в зависимостиот диаметра и толщины стенки трубы

Диаметр и толщинастенки трубы, мм

76X376X3,576x489x3,589x489x5

108x4108x5

. 108x6133x4133x8159x5159x7159x9219x6219x7219x12273x7273X9273X12325x9325x10325x10

Расход электро-дов на один

стык, кг

0,030,040,060,050,070,090,080,110,180,100,300,160,300,460,310,410,840,510,801,300,951,151,15

Диаметр и толщинастенки трубы, мм

377x9377x12426x8426x9426 х 10426 X 12529x8529x9529 х 10529 X 12630x10720x11720x12820x9820x10820x11820X12920x9920x10920x11920x12

1020x101020X12

Расход элект-родов на один

стык, кг

0,951,801,251,611,942,801,612,062,503,562,984,104,913,233,924,715,403,534,365,246,054,867,00

Сварочные агрегаты. При ремонтных работах применяютсясварочные агрегаты с двигателями внутреннего сгорания типаСАК-2, АСБ-300, ПАС-400 и др.

160

Передвижные сварочные агрегатысостоят из сварочного генераторапостоянного тока, соединенного эла-стичной муфтой с бензиновым дви-гателем внутреннего сгорания, рас-пределительного устройства, бакадля горючего, генератора для осве-щения.

В табл. 44 приведены техниче-ские характеристики агрегатов с ге-нераторами постоянного тока.

Сварочные агрегаты, используе-мые на трассе газопровода, обычноустанавливают на легких тележках,что дает возможность перемещатьих с одного участка на другой припомощи автомобилей и тракторов.На этих же тележках обычно разме-щают ящики с электродами, инстру-ментами, сушилку для электродов,катушки со сварочным кабелем и др.Передача тока от сварочного агрегатак месту сварки осуществляется оди-нарными и двойными гибкими изо-лированными проводами. Сечениепроводов выбирается в зависимостиот силы тока по данным, предста-вленным в табл. 45.

Обычно применяется провод с ре-зиновой изоляцией марок ПРГН иПРГД. Провод должен иметь хоро-шую изоляцию, защищенную от по-вреждений надежной оплеткой.

На рис. 75 показан однопостовойсварочный агрегат на однооснойтележке.

Сварка труб в зимних условиях.В зимнее время производить сваркустыков газопроводов без подогреваразрешается при следующих темпе-ратурах, °С:

Малоуглеродистая сталь марки Ст. 3пли Ст. \Q и Ст. 15 с содержаниемуглерода до 0,22% —30

Низколегированная сталь маркп МК —25Малоуглеродистая сталь марки Ст. 4

с содержанием углерода до 0,27% —20

И И. Я. Котляр, В. М. Пиляк

Т а б л и ц а 45. Сечение сварочных проводов

Сварочный ток, а

200300450600

Сечение провода,

одинарного |

25507095

ММ 2

ДВОЙНОГО

2 x 1 6

2 x 2 5

2 x 3 5

162

Основными факторами, обеспечивающими высокое качество швов,свариваемых при отрицательных температурах, являются:

а) использование для сварки высококачественных электродовтипа Э-42А (УОНИ-13/45 и СМ-11) и Э-50А (УОНИ-13 55);

б) тщательная предварительная подготовка труб и их кромокдля сварки, а также хорошая очистка труб от ржавчины, снегаи грязи;

в) применение для защиты от осадков и сильного ветра брезенто-вых палаток или фанерных будок;

г) покрытие законченного шва поясами из асбеста или другихтеплоизоляционных материалов для уменьшения скорости охлажде-ния металла.

При необходимости проведения работ при более низких тем-пературах перед сваркой следует провести подогрев паяльнымилампами до 180—200° С, а сварку производить в переносной бре-зентовой палатке. После окончания работ обязательно укрыть шовдля медленного остывания.

Большое значение для качества сварки в зимних условиях имеютопыт и тренированность сварщика, а также качество и исправностьсварочного оборудования.

Вварка в магистральный газопровод отводов. Вварку отводовв магистральный газопровод или перемычек между газопроводамиделают под прямым углом при помощи тройников заводского изго-товления. Если тройников нет, то их можно изготовить силами р.емон-тно-восстановительной службы в соответствии с ведомственныминормалями Гипрогаза НГ971-65 и НГ976-65.

Подготовка монтажного узла, состоящего из катушки по диа-метру магистрального газопровода, отрезка трубы по диаметруотвода и крана на отводе, производится в такой последовательности.

Из трубы диаметром, соответствующим диаметру магистраль-ного газопровода, вырезается катушка длиной 1,5 м и больше,в зависимости от диаметра отвода. В середине этой катушки выре-зается отверстие по диаметру отвода. Затем к крану с обоих торцовпривариваются отрезки труб по диаметру отвода с утолщеннойстенкой, и подготовленный таким образом кран подгоняется к ка-тушке. Торец отвода, ввариваемый в катушку, обрабатываетсяпо диаметру газопровода. При этом кромки отверстия в катушкеи кромки трубы отводов должны быть разделаны под сварку. ЗатемНа трубу отвода надевается усиливающий воротник, подогнанный

И* 163

по диаметру магистрального газопровода, и отвод ввариваетсяв катушку. При этом отвод не должен входить внутрь катушки болеечем до внутренней ее поверхности, чтобы не быть препятствиемдля ерша во время продувок газопровода. Монтажный узел можноподготавливать как на аварийно-ремонтном пункте, так и на местепроизводства работ.

Монтажные узлы вместе с заглушками должны быть испытаныгидравлически на прочность давлением 1,5 рабочего в соответ-ствии с требованием ГОСТ 356—68. Испытание проводят при помощиручного гидравлического насоса ГН-200 или другого насоса подоб-ного типа. Создаваемый насосом ГН-200М напор — 200—250 кГ/см2,производительность насоса 0,5 м3/ч.

Вытеснение из газопровода воздуха и вварка заплат- После окон-чания сварочных работ в основном котловане запорные шары вместес глиной извлекаются и участок продувается газом сначала черезодно окно, а затем через другое.

Вытеснение воздуха необходимо проводить до тех пор, покасодержание кислорода в газе, выходящем из газопровода, составитне более 1 %, с выдержкой продувки не менее 20 мин после двух-кратного подтверждения 1%-ного содержания кислорода в вытесняе-мой газовоздушной смеси. Проверку на взрывоопасность производитпри помощи приборов Орса — Фишера лаборант райуправления.

При отсутствии взрывоопасной среды в окна ввариваются ранеевырезанные или специально подготовленные заплаты. Вварка за-плат производится заподлицо с основной трубой под давлениемгаза 20—50 мм вод. cm-

Для обеспечения полного провара корня шва на заплату передустановкой ее на трубу (с внутренней стороны) приваривают под-кладку в виде полосы из листового металла толщиной 3—4 мм-Полоса должна выступать по контуру за края заплаты на 10—12 мм.Для обеспечения качественной сварки зазор между металлом трубыи заплатой должен быть в пределах 2—5 мм- Вставленную заплатуобваривают в три слоя электродами УОНИ-13/45 или УОНИ-13/55.

По окончании вварки заплат заваривают отверстия у манометра,продувают участок через свечи и опрессовывают его сначала наплотность, а потом и на прочность, для чего давление на участкепостепенно поднимают до максимально возможного рабочего на дан-ном участке.

Если нет срочности в подаче газа, то испытание на прочностьпроводят после проведения изоляционных работ и засыпки газо-провода грунтом.

§ 5. РЕМОНТ ИЗОЛЯЦИИ ГАЗОПРОВОДОВ

Материалы для изоляционных покрытий

Изоляционные покрытия должны обладать высокой химическойстойкостью в условиях агрессивных почв, химической нейтраль-

, ностью по отношению к стальным трубам, необходимой механиче-

164

ской прочностью, хорошей прилипаемостыо (адгезией), обеспечива-ющей прочное сцепление покрытия с поверхностью трубы, водоне-проницаемостью, температурной устойчивостью, хорошими диэлект-рическими свойствами.

В настоящее время для изоляции при проведении ремонтныхработ на подземных газопроводах применяются изоляционныепокрытия на битумной основе и изоляционные покрытия из полимер-ных материалов.

Изоляционное покрытие на битумной основе — наиболее рас-пространенное при защите подземных газопроводов. Основныедостоинства битумных покрытий — их высокая эластичность, до-статочная стойкость, недефицитность исходного сырья и относи-тельная несложность его применений. При ремонтных работах нагазопроводах наибольшее распространение получила битумная ма-стика с резиновым наполнителем, в зимний период — с добавлениемпластификаторов.

Для изготовления битумных изоляционных покрытий приме-няются следующие материалы.

Битум выпускается пяти марок (I—V). Для изоляции газопро-водов применяют битум марки БН-IV (ГОСТ 6617—56) или смесьравных количеств битума марок БН-Ш и БН-V.

В табл. 46 приводятся основные свойства битумов марок III,IV и V.

Т а б л и ц а 46. Характеристика нефтяных битумов


Температура размягченияГлубина проникновенияРастяжимость при 25° С,Температура вспышки по

по К и Ш, °С . . .иглы при 25° С, мм

см, н е менее . . . .Бренкену, ?С . . . .

Б Н - Ш

504—7

4200

БН-IV

702 - 4

3230

БН-V

900,5-2

1230

В качестве наполнителя применяются резиновая крошка поВТУ ШУ 96—56 МХП (крупность частиц не более 1 мм, примесьтекстиля не более 5%, присутствие металлической пыли не допу-скается), асбест № 7 по ГОСТ 12871—67, молотый известняк и камни,просеянные через сито 900 отверстий на 1 см2 (влажность не более2%). С помощью наполнителей повышаются механическая проч-ность изоляции, температура размягчения, увеличивается вязкость.

Пластификаторы добавляются в битумную мастику для приданияей пластичности при нанесении изоляции в зимних условиях. Луч-шими пластификаторами являются полимерные материалы — по-лиден и полиизобутилен. Однако до настоящего времени широкоеприменение находят зеленое и осевое масло.

Смесь битума с добавкой наполнителя и пластификатора в оп-ределенных соотношениях называется битумной мастикей. При

165

ремонтах изоляции газопроводов применяют битумные мастики сле-дующего состава, %:

В летний период

Битум BH-IV . . . . 9 3Резиновая крошка . . 7

В зимний период

Битум BH-IV . . . . 8 5Резиновая крошка . . ЮПластификатор . . . . 5

При отсутствии резиновой крошки могут применяться мастики« минеральным наполнителем (известняком или каолином), состоя-щие из битума BH-IV (75%) и минерального наполнителя (25%).

Для повышения механической прочности и защитных свойствизоляционного покрытия при строительстве и ремонтных работахприменяются следующие материалы.

Бризол (ВТУ ШУ 289—56 МХП) представляет собой рулонныйматериал, приготовленный на основе нефтяного битума, резиновойкрошки, асбеста и пластификатора. Бризол водонепроницаем.Выпускается в рулонах. Длина рулона 60 м, ширина 245 мм,толщина листа 1,5—2,5 мм.

Гидроизол (ГОСТ 7415—55) представляет собой асбестовуюрулонную бумагу, пропитанную беспарафинистыми нефтяными би-тумами. Длина рулона 20 м, ширина 950 мм, толщина листа 0,75 мм.

Стекловолокно (стеклоткань) — наиболее эффективный армиру-ющий материал из применяемых для изоляционных покрытий.Изготовляется штапельным способом в виде сетки из нитей диа-метром от 3 до 30 мк. Промышленностью выпускается стекловолок-нистый холст в виде лент шириной 400 мм, толщиной 0,5—0,6 мми длиной не менее 150 м-

Крафт-бумага (ГОСТ 8273—57) служит для предохранениябитумной мастики от оплывания и механических повреждений,а также для сохранения одинаковой толщины покрытия по всейокружности. Выпускается в виде ленты шириной 100—130 см,свернутой в рулон. Крафт-бумага сравнительно легко поглощаетвлагу из атмосферы (до 28%), поэтому должна храниться в сухоми теплом помещении.

Грунтовка (праймер) служит для лучшего сцепления битумноймастики с изолируемой поверхностью трубы. Приготовляется сме-шением одной объемной части битума марки БН-IV и трех частейавиационного или автомобильного неэтилированного бензина. Дляэтого битум освобождают от бумажной тары, размельчают на кускипо 1—2 кг и загружают в битумоплавильный котел. Разогретыйдо 160—180° С битум выдерживают до тех пор, пока он не перестанетвспениваться, что будет свидетельствовать об отсутствии в нем влаги.Затем битум переливают в баки и охлаждают до 80—100° С. Охла-жденный битум в нужной пропорции вливают в бензин. Переливаютплотной струей при непрерывном помешивании до полного раство-рения битума.

Грунтовка должна храниться в закрытой таре во избежаниеиспарения авиационного бензина и ухудшения ее свойств.

166 '

Приготовление битумной мастики

При ремонтных работах битумная мастика приготовляется наместе производства работ. Битум требуемой марки очищается отбумаги, размельчается на куски весом 1—2 кг я загружается в би-тумоплавильный котел.

Для приготовления битума при ремонтных работах применяетсянебольшой битумный котел (рис 76). Он установлен на одноосномприцепе для перевозки потрассе автомашиной. Топкакотла может отапливатьсядровами или жидким бал-лонным газом. Полезная ем-кость котла 500 кг. Герме-тично закрытая крышкакотла обеспечивает безопас-ность при перевозке распла-вленной битумной мастики.После каждого опорожнениякотел тщательно очищаетсяот остатков битума и грязи.Битум разогревается в котледо 170—180° С и при этойтемпературе выдерживаетсядо полного испарения из неговлаги. Затем в битум загру-жается резиновая крошка, идальнейшая сварка происхо-дит при непрерывном перемешивании в течение 1—1,5 ч до полу-чения однородной массы без комков резиновой крошки, пены ипузырей на поверхности.

Температура мастики поддерживается 175—180° С. Нагрев би-тума или битумной мастики до более высокой температуры приводитк ухудшению качества из-за возможного коксования битума и осмо-ления резины, что делает покрытие жестким и хрупким. Из недова-ренной мастики (вспенивающейся) получается пористое покрытие.

Нанесение изоляции

При проведении ремонтных работ изоляционное покрытие, какправило, наносится ручным способом. Перед нанесением грунтовкигазопровод очищается от окалины и других загрязнений. При боль-ших объемах работ для очистки применяют трубоочистительныемашины, при малых — металлические щетки. После очистки трубупротирают тряпками или мягкими щетками. Масляные и нефтяныепятна смывают бензином, а затем водой. Очищенная от ржавчинытруба укладывается на лежки диаметром 12—20 см.

Грунтовка наносится при сухой погоде на хорошо очищеннуюповерхность трубы. Из специальной лейки грунтовку наливают

167

Рис. 76. Котел д л я в а р к и битумной ма-стики.

1 — наружный кожух котла с топкой; 2 — съем-ная крышка; з — котел; 4 — тележка котла.

на трубу и растирают снизу «полотенцем», а сверху «квачом». «По-лотенце» шириной 40—50 см и длиной 1,5—2 м изготовляетсяиз брезента, а «квач» — из куска мешковины шириной 30 см и дли-ной, достаточной для охвата половины окружности трубы. Нане-сенный слой грунтовки толщиной 0,1—0,15 мм должен быть ровным,без подтеков. Для проверки высыхания грунтовки по трубе про-водят ладонью: сухая грунтовка не оставляет следов.

Загрунтованный трубопровод сразу покрывают изоляцией. Еслитрубопровод после грунтовки находился на воздухе более 8 ч,то для обеспечения прилипаемости наносят новый слой грунтовки.

Битумное покрытие наносится на высохшую грунтовку в горя-чем виде в два слоя толщиной по 1,5 мм. Второй слой наноситсяпосле остывания первого. Далее по горячей мастике накладываютармирующую обертку. Наносить битумное покрытие во время дождяили снегопада не допускается. Трубопровод обертывается бризоломили гидроизолом, а затем защитной крафт-бумагой по спиралилентой по горячему битумному покрытию.

При нанесении усиленной и весьма усиленной изоляции послевторого слоя мастики трубопровод обертывают бризолом. Толщинабризола около 2 мм, поэтому при усиленной изоляции поверх бри-зола битумная мастика не наносится. При весьма усиленной изо-ляции трубопровод обертывают бризолом, наносят еще два слоябитумной мастики и наматывают второй слой бризола.

Витки бризола или гидроизола могут не перекрываться, зазормежду ними должен составлять не более 2 мм. Ленту из стеклово-локнистого материала следует наматывать без морщин и складок.Края каждого последующего витка в этом случае должны наклады-ваться на предыдущий на 10—20 мм. При обертывании трубыкрафт-бумагой края ленты также должны перекрываться на 20—30 мм.

В последнее время все более широкое применение находит изоля-ция газопровода пластмассовыми покрытиями. Наиболее приемле-мыми по своим свойствам оказались пластмассовые покрытия наоснове полиэтилена и пластифицированного полихлорвинила.

Полиэтилен обладает высокой химической стойкостью, хорошимидиэлектрическими свойствами, малой водонасыщаемостыо, морозо-стойкостью и газонепроницаемостью. В защитных покрытиях при-меняют его в виде лент из полиэтиленовой пленки и в виде порошка,наносимого на предварительно нагретую трубу. Отечественнойпромышленностью выпускаются полиэтиленовые пленки толщинойот 0,025 до 0,25 мм.

Полихлорвинил — высокоэластичный материал, обладающий хо-рошими электроизоляционными свойствами, — применяется для изо-ляции газопроводов в виде липкой изоляционной ленты (ПИЛ).

Грунтовка, применяемая при изоляции газопровода в виде лип-ких полиэтиленовых и поливинилхлоридных лент, состоит из однойчасти клея № 4010 и двух частей бензина Б-70 или из одной частиклея 61 и трех частей бензина. Кроме того, применяются грунтовки

168

на основе клея БФ-6, № 88, лака ФЛ-4 и др. Лаки и клей, как пра-вило, наносят на трубу в несколько слоев.

В табл. 47 приводятся технологические характеристики поли-винилхлоридных и полиэтиленовых пленок.

Т а б л и ц а 47. Основные характеристики и физико-механическиесвойства поливинилхлоридных и полиэтиленовых пленок

Т а б л и ц а 48. Сравнительная характеристика битумногои пластмассовых покрытий


Толщина, ммПлотность, г/см3

Разрывное усилие, кГ/см2

Относительное удлинение,%

Сила сцепления, кГ/см% . .Ударная прочность, кГ/см%Водопоглощение, % . . .Температура плавления, ССМинимальная температура

применения, °С

Битумнаямастика

31,00—1,10

1—6

120—1404 - 5

0,15-0,250,05—0,07

85—95

- 2 5 * *

Липкая лента

полихлор-виниловая

0,60—0,701,20—1,30160-200

200—4000,1—0,3 *

0,300,30-0,40115-120

+ 5

полиэти-леновая

0,65—0,750,92—0,94110—180

400—6500,2—0,5 *

0,30-0,350,02-0,03105—115

- 2 0

Порошокполиэти-

лена

0,80—0,900,92—0,95180—240

100—400100—150

1-1,200,03—0,00140—150

* Сила сцепления, кГ/см.** Пластифицированный битум.

16»

Лента наматывается на предварительно очищенную и покрытуюгрунтовкой трубу с помощью специальной изоляционной машиныили вручную. Изоляция вручную производится аналогично покры-тию трубы бризолом. Применяемые ленты синего или черного цветаимеют толщину 0,3 мм, ширину 400—500 мм, длина ленты в рулонесоставляет не менее 100 м.

Перед обматыванием трубы рулон полиэтиленовой пленки раз-резают на ленты шириной 0,7 диаметра трубы. Нахлест ленты за-висит от диаметра трубы и для труб диаметром свыше 300 мм дол-жен составлять не менее 20—25 мм. Зазоры между витками пленкине допускаются. Пленка подается на трубы под некоторым натяже-нием, чтобы обеспечить более плотное прилегание ее к трубе, а такжечтобы избежать коробления и образования складок и пузырей.

Покрытие из полихлорвиниловых и полиэтиленовых лент обла-дает недостаточной прочностью с точки зрения сопротивления удар-ным, истирающим и другим механическим воздействиям, которыепретерпевает изолированная труба при ее укладке в траншею.Поэтому покрытие защищают асбестовым волокном и другими ма-териалами.

В табл. 48 приводится сравнительная характеристика битумногои пластмассовых покрытий.

Высокими диэлектрическими свойствами, водонепроницаемостью,устойчивостью против кислот и щелочей обладают покрытия наоснове эпоксидных смол и эмалевые покрытия. Однако на магистраль-ных газопроводах в нашей стране эти виды покрытий распростране-ния еще не получили.

В табл. 49 приведены конструкции противокоррозионных по-крытий, применяемые на газопроводах, а в табл. 50 — расходматериалов.

Г л а в а VI

ТЕХНИЧЕСКИЙ НАДЗОРЗА СТРОИТЕЛЬСТВОМ И ВВОДОМ

ГАЗОПРОВОДОВ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ

§ 1. ТЕХНИЧЕСКИЙ НАДЗОРЗА СТРОИТЕЛЬНО-МОНТАЖНЫМИ РАБОТАМИ

Эксплуатационному персоналу районных управлений магистра-льных газопроводов при строительстве вторых магистралей, отводовк городам и предприятиям, а также при строительстве компрессор-ных и газораспределительных станций приходится осуществлятьтехнический надзор за строительством, так как в этих случаяхфункции заказчика возлагаются обычно на управления магистральныхгазопроводов. Во избежание возможных аварий и утечек газа необ-ходимо уделять особое внимание контролю за проведенрхем строитель-но-монтажных работ. Основные вопросы по организации контроляза строительно-монтажными работами при строительстве магист-ральных газопроводов регламентированы в соответствующих разде-лах Строительных норм и правил, а также в правилах по техникебезопасности при ведении строительно-монтажных и наладочныхработ б. Газпрома СССР.

Технический надзор должен обеспечить соответствие производ-ства и качества строительно-монтажных работ проекту и действу-ющим в период строительства нормам и правилам. Если заказчикне в состоянии правильно решить какой-либо вопрос из-за отсут-ствия необходимого опыта или особой сложности работ, то к осущест-влению технического надзора следует привлекать проектиров-щиков.

Как правило, технический надзор должен начинаться сразу жепосле получения технического проекта от проектирующей организа-ции. Проекты должны проверяться с точки зрения их полноты, наличиявсех необходимых согласований, соответствия проекта СНиП (строи-тельным нормам и правилам), а также соблюдения правил пожар-ного и санитарного надзора.

При осуществлении технического надзора за производствомстроительно-монтажных работ следует обращать особое внимание на:

а) качество труб, арматуры и других материалов, применяемыхдля сооружения газопроводов;

б) качество очистки внутренней полости труб от грязи, водыи различного рода засорений;

173

в) правильность рытья траншей и качество подготовки постелитраншеи;

г) качество подготовки стыков к сварке, правильность и соот-ветствие техническим правилам и нормам производства сварочныхработ, наличие у сварщиков надлежаще оформленных удостоверенийоб их квалификации;

д) качество используемых изоляционных материалов и выпол-нение работ по противокоррозионной изоляции и электрозащитемагистральных газопроводов от коррозии;

е) соблюдение необходимых расстояний при пересечении маги-стральным газопроводом подземных сооружений и коммуникаций;

ж) обеспечение высокого каче&тва работ в соответствии со СНиПпри прохождении через водные преграды, железные и шоссейные-дороги;

з) правильность ведения, полноту исполнительной докумен-тации.

Для нормальной эксплуатации прокладываемого газопроводабольшое значение имеют правильное рытье траншеи и укладка в нейтрубопровода. Правильность выполнения траншеи для прокладкигазопровода проверяют внешним осмотром и периодическими проме-рами глубин и уклонов. Такие промеры необходимы для проверкисоответствия глубины траншеи проектной, которую необходимособлюдать для предохранения газопровода от чрезмерных нагрузок,а также для уменьшения вероятности замерзания влаги в газопро-воде и образования гидратных пробок. Особое внимание следуетуделять подготовке дна траншеи и устройству основания под газо-провод (постель). Изолированный газопровод должен укладыватьсяна дно траншеи равномерно, без провисаний и без трения о стенкитраншеи. Ни в коем случае нельзя допускать, чтобы на дне траншеиоставались какие-либо твердые включения (камни, остатки тросов,металл и др.), так как они вызывают повреждения противокоррози-онной изоляции газопроводов. В скальных грунтах или в супесяхс большим содержанием гальки на дне траншеи необходимо устра-ивать постель из мягкого грунта толщиной от 10 до 30 см. Еслипривезти грунт не представляется возможным, то должна бытьпредусмотрена футеровка газопровода.

В задачи технического надзора входит также контроль за засып-кой опущенного в траншею газопровода. Несвоевременная засыпкав летний период может повлечь за собой выход из строя изоляцион-ного покрытия, а при заполнении траншеи водой — привестик всплытию газопровода. Если газопровод не может быть засыпаннемедленно после опускания, то его необходимо присыпать слоемземли толщиной не менее 20 см. Кроме того, для предохраненияот всплытия газопровода траншею пересыпают в отдельных местахперемычками, расстояние между которыми колеблется от 15 до 50 мв зависимости от диаметра газопровода.

При засыпке газопровода следует также обращать вниманиена устройство валика. Валик должен выполняться аккуратно, не

174

должен содержать остатков деревьев, корневищ, крупных кам-ней и др.

После приемки траншеи составляется соответствующий акт,и представителем технического надзора дается разрешение наопускание в траншею изолированного газопровода. Если при опу-скании газопровода представитель не присутствует, то заказчиквправе не принимать работу.

Контроль качества сварочных работ

Проверка качества сварочных работ на газопроводах включаетв себя:

а) контроль квалификации сварщиков,б) контроль материалов,в) пооперационный контроль ведения сварочных работ,г) контроль сваренных стыков.Контроль квалификации сварщиков заключается прежде всего

в проверке наличия у них квалификационных непросроченныхудостоверений о сдаче ими испытаний согласно Правилам испытанияэлектросварщиков и газосварщиков, утвержденным Госгортехнад-зором СССР 27 июня 1955 г.

Кроме того, сварщик должен сварить пробный стык в условиях,тождественных тем, в которых будет производиться сварка на дан-ном строительстве. Только после этого он может быть допущен к ра-боте на газопроводах. Такие же контрольные стыки свариваютсякаждым сварщиком при изменении условий сварки, т. е. при пере-ходе на другие трубы и электроды или при перемене режима сварки.Все пробные и контрольные стыки подвергаются механическимиспытаниям на загиб и разрыв.

Из сварного шва вырезают по три образца для испытанийна разрыв и на загиб (рис. 77). Образцы для испытаний на разрывпосле их обработки должны иметь размеры, указанные в табл. 51.

Таблица 51. Размеры образцов для механических испытанийсварных швов на разрыв, мм

Толщина ме-талла

До 4,54,6—10

10,1—2525,1-50

Ширина рабочейчасти

15±0,520±0,525 ±0,530±0,5

Ширина захватнойчасти

25303540

Длина рабочейчасти

5060

100160

При испытании на загиб образцов из сварных соединений сталь-ных труб газопроводов угол загиба при ручной электродуговойсварке должен быть не менее 120°, при газовой сварке — 100°.Для отдельных образцов допускаются отклонения по углу загиба

175

и пределу прочности не более 10% при условии, что среднее значениедля трех образцов будет не ниже указанных выше требований.

Общая длина образца складывается из длины рабочей частии двух длин захватной части образца. Для испытаний на загибширина образца b = 1,5s, где S — толщина образца, мм; общаядлина образца L = D + 2,55 + 80 мм, где D — диаметр образца,который выбирается по техническим условиям, а при их отсутствии25 мм; длина рабочей части образца I = L : 3.

Рис. 77. Образцы для механических испытаний качестваварки: а — на разрыв, б — на изгиб.

Во всех случаях для испытаний выбирают стыки, сваренныев наиболее трудных условиях. При получении неудовлетворитель-ных результатов производится повторная проверка. Если и приповторной проверке хотя бы в одном случае будут получены неудов-летворительные результаты, то сварщик от дальнейшей работына газопроводах отстраняется до переподготовки и повторной про-верки его квалификации.

Контроль материалов, применяемых при сварке, включает в себяпроверку наличия на электроды сертификатов завода-изготовителя,удостоверяющих их качество и соответствие требованиям ГОСТ9467—60. Кроме того, от каждой поступившей партии (не более 5'т)электродов отбирается проба для проверки их качества осмотроми для испытаний механических свойств металла сварного соединения-

176

В соответствии с ГОСТ 2246—70 к сварочной проволоке, применя-емой при автоматической сварке труб под слоем флюса, должныпредъявляться те же требования, что и к электродам.

Пробными электродами свариваются два обрезка труб, исполь-зуемых при строительстве или ремонте газопровода. Из сваренногостыка вырезают образцы в соответствии с ГОСТ 6996—66 по тридля каждого вида испытаний. Результаты испытаний должны соот-ветствовать требованиям СНиП. В случае неудовлетворительныхрезультатов по одному из видов испытаний оно повторяется на удво-енном числе образцов. Если же после этого хотя бы на одном образцебудут получены неудовлетворительные результаты, партия электро-дов бракуется.

В пооперационный контроль сварочных работ входит проверкаправильности центровки труб, совпадения кромок, величины зазораи притупления, зачистка кромок перед сваркой, а также проверкакачества труб и металла, из которого изготовлены трубы. Припооперационном контроле проверяются также режимы сварки,порядок наложения отдельных слоев шва, форма слоев шва, зачисткашлака, отсутствие пор, трещин и других внешних дефектов шва.

Контроль качества сваренных стыков состоит из внешнего осмотравыполненного шва и проверки качества сварки физическими мето-дами. При осмотре рекомендуется пользоваться лупой с двух- иличетырехкратным увеличением. По внешнему виду сварной шовдолжен удовлетворять следующим требованиям:

а) поверхность направляемого металла должна быть по всемупериметру равномерной и чешуйчатой, с плавным переходом к по-верхности газопровода;

б) высота усиления должна составлять для поворотных стыковне менее 1,5 мм и не более 30% от толщины стенок труб, а для непо-воротных стыков в потолочной части 2—2,5 мм, но не более 40%от толщины стенки труб;

в) на сварных швах не должно быть каких-либо трещин, наплы-вов, кратеров, грубой чешуйчатости и др.

Сварные швы, не удовлетворяющие вышеуказанным требова-ниям, должны быть вырублены и заварены вновь.

Контроль качества сварки физическими методами при строитель-стве трубопроводов получил в настоящее время большое распро-странение. Из физических методов контроля наиболее часто применя-ются просвечивание стыков -лучами и магнитографический метод.

Способ просвечивания -лучами основан на явлении самопроиз-вольного внутриатомного распада радиоактивных веществ с непре-рывным излучением -лучей во все стороны с одинаковой интенсивно-стью, -лучи способны проникать через толщу металла, хотя некото-рая часть их и поглощается последним. В дефектных местах шва(поры, трещины, шлаковые включения, непровары и т. д.) -лучипоглощаются меньше. Если под сваренный шов положить фото-пленку, то в дефектных местах эта пленка потемнеет и тем значитель-нее, чем больше дефектов сварки. В тех местах, где в сваренном

12 И. Я. Котляр, В. М. Пипяк 177

шве имеются трещины, на пленке образуются темные линии, а в мес-тах расположения пор и мелких шлаковых включений — темные

пятна, размер которых со-ответствует размерам дефек-тов в шве.

Наиболее пригоднымиисточниками у-лучей явля-ются изотопы с мягким из-лучением и высокой актив-

3 ностыо (цезий-137, цезий-134,4 иридий-192, кобальт-60), ко-

торые помещают в контейнерспециальной конструкции(рис 78).

Контейнер состоит изстального корпуса диамет-ром 185 и высотой 182 мм,в котором неподвижно укре-плен тонкостенный стакан.Внутренняя полость кор-пуса, за исключением ста-кана, залита свинцом. В ста-кан вставлен цилиндр, такжезаполненный свинцом. В дноцилиндра у его стенки ввер-нута гильза для ампулы

g с радиоактивным веществом.Цилиндр с гильзой можновращать при помощи рукоят-ки, приваренной к крышкецилиндра. На крышке кон-тейнера имеются два штиф-та, ограничивающие движе-ние рукоятки. Таким обра-зом, ампула может нахо-диться как у стенки корпусапротив конусного отверстия,

через которое ведется просвечивание, так- и в центре корпусав свинцовой оболочке (при транспортировке).

Техническая характеристика контейнера

Источник излучения Cs1 3 7

Активность источника, г-экв Ra 2Энергия излучения, Мэв 0,75Допустимое время облучения (при расстоянии от

источника до рабочего места 0,5 м), ч 3Толщина свинцовой защиты, мм 70Время экспозиции для трубы диаметром 529x8 мм,

мин 7Общий вес контейнера, кг 50

178

Рис. 78. Контейнер для просвечиваниясварных стыков трубопровода у-лучами.

1 — подвижный стакан; 2 — вращающийся цилиндр;3 — гильза для ампулы; 4 •— корпус контейнера;5 — защелка указателя; 6 — цапфа для крепле-ния контейнеров; 7 — указатель положения ам-

пулы; 8 — упор; 9 — упорный штифт.

Закрепляют контейнер на трубе при помощи двух скоб, изоли-рованных резиновыми трубками. Укрепив на трубе контейнер,поворачивают рукоятку в положение «открыто», подводя тем самымампулу к конусному отверстию в корпусе.

Сварные стыки просвечиваются через две стенки. Пучком лучейс центральным углом 75° одновременно просвечивается 1/3 длинысварного шва. Для просвечивания шва по всей его длине контейнердостаточно установить в трех положениях.

Для максимального сокращения времени экспозиции и приближе-ния ампулы с радиоактивным веществом к концу трубы контейнеррасполагают на трубе рядом со сварным швом.

По окончании просвечивания ампула должна быть повернутав центр корпуса, чтобы со всех сторон ее окружала свинцовая защит-ная оболочка. Для этого рукоятку поворачивают в положение «за-крыто» и фиксируют защелкой.

Пленка накладывается на шов с внешней стороны. Для исклю-чения возможности засветки применяются специальные кассетыиз черной непрозрачной бумаги, алюминиевой фольги, клеенки илирезины.

После определенной выдержки (экспозиции) и последующегопроявления пленки на негативе получается изображение сварногошва с его особенностями и возможными дефектами. При этом име-ющиеся непровары, поры, трещины, шлаковые включения, т. е.все места, где уменьшено сечение металла, а следовательно, прошлобольше радиоактивных лучей, засвечиваются больше. На негативепосле проявления все дефекты имеют вид темных очертаний, формакоторых зависит от характера и размера дефектов. Размеры дефек-тов определяют путем сравнения с имеющимися снимками илиже по изображению дефектометра.

Дефектометр представляет собой стальную пластинку, на кото-рую нанесены канавки различной глубины. Дефектометр подкла-дывают под кассету, устанавливаемую для просвечивания стыков,и на негативе канавки дефектометра выглядят в виде полосок раз-личной степени потемнения. Сравнивая потемнения от имеющихсяв шве дефектов с потемнениями, полученными от дефектометра,можно судить о глубине дефектов. На рис 79 показаны примерныйвид у-снимка некачественного сварного шва и снимок с дефекто-скопа.

Всесоюзным научно-исследовательским институтом радиацион-ной техники (ВНИИРТ) создан контейнер — гамма-дефектоскопРИД-21Г. Он имеет дистанционное управление и может использо7

ваться для просвечивания стыков направленным пучком лучейснаружи, а также открытой ампулой — внутри трубы. Контейнеризготовлен из плотного вольфрамового сплава, что позволило умень-шить толщину стенок, а следовательно, и вес его примерно в 2,5раза против свинцового.

Магнитографический метод контроля сварных соединений осно-ван на явлении полей рассеивания, возникающих при прохождении

12* 179

силовых линий магнитного поля через дефектные места, и записиэтих полей на ферромагнитную пленку, накладываемую на поверх-ность контролируемого шва. После окончания магнитной записи

Рис. 79. Примерный вид у-снпмка участка сварногошва при наличии дефектов.

1 — непровар; 2 — газовые поры; з — шлаковые включения;4 — дефектоскоп; в — сварной шов.

пленка закладывается в считывающее приспособление и записьвоспроизводится на электроннолучевой трубке осциллографа, а де-фекты оцениваются по эталонным кривым изменения магнитногопотока.

На рис. 80 показаны импульсы, полученные на экране привоспроизведении магнитной записи различных дефектов.

; 2 -3

Рис. 80. Характеристика импульсов на экране осциллографа.1 — продольная трещина на поверхности шва; 2 — продольная трещинав корне шва; 3 — непровар глубиной около 40%; 4 — непровар глубиной

около 20%; 5 — сетка из пор; 6 — подрез.

Сравнивая оба метода, можно отметить следующее. Метод магни-тографического контроля является оперативным и высокопроизво-дительным (производительность примерно в 8 раз выше, чем припросвечивании). При его использовании нет необходимости выпол-нять трудоемкую операцию по обработке пленок, что дает возмож-

180

ность своевременно получить заключение о качестве сварки. Крометого, магнитографирование дает возможность контролировать боль-шое количество стыков, что невозможно при просвечивании -лу-чами. Однако методу магнитографирования свойственна большаявосприимчивость, вследствие которой наряду с действительнымидефектами обнаруживаются и ложные, часто обусловленные внеш-ними особенностями контролируемых стыков, крупной чешуйча-тостью, протеками и брызгами металла. Эти дефекты отвлекаютвнимание от настоящих дефектов, что затрудняет их оценку и сни-жает достоверность контроля. Наряду с этим магнитографирова-ние, не давая точной оценки дефектов, имеющихся в стыке, сигнали-зирует о их наличии.

Метод просвечивания -лучами позволяет дать более точнуюи объективную оценку характера дефектов и качества сварки каж-дого отдельного стыка.

Таким образом, один метод контроля дополняет другой. Магнито-графирование дает возможность быстро проверить большое количе-ство стыков, а просвечивание — надежно проконтролировать тестыки, которые по результатам магнитографирования считаютсясомнительными.

Сварные стыки, проверенные физическими методами, должныбыть забракованы при обнаружении:

а) трещин любых размеров и направлений,б) непровара по сечению шва или в вершине его свыше 10%

толщины стенки трубы,в) газовых пор, расположенных в виде сплошной сетки или на

отдельных участках свыше 5 пор на 1 см2 площади.Если дефектная часть шва менее 30% общей его длины, разреша-

ется вырубить ее, повторно заварить и проверить просвечиванием.Количество проверенных стыков определяется в соответствии

с существующими нормами и правилами в зависимости от категориигазопроводов и других факторов.

Контроль качества работ по изоляции газопроводов

Контроль за качеством и правильным ведением изоляционныхработ имеет большое значение при противокоррозионной изоляцииподземных газопроводов. Даже небольшой дефект или повреждениеизоляции может привести к концентрации в этом месте коррозион-ных разрушений металла труб.

В данном разделе вопросы контроля изоляционных покрытийприводятся применительно к изоляции битумными покрытиями,так как изоляция газопроводов полихлорвиниловой лентой и дру-гими полимерными материалами только еще начинает внедряться.

При производстве изоляционных работ контролируется:а) качество исходных материалов для приготовления праймера,

битумной мастики и усиливающих оберток;б) качество готового праймера и битумной мастики;

181

в) подготовка поверхности труб для наложения изоляции;г) качество готовой изоляции до опускания трубы в траншею

(толщина и равномерность изоляции, сплошность покрытия, прили-паемость и др.);

д) целостность изоляционного покрытия после опускания изоли-рованного газопровода в траншею и присыпки слоем грунта 250—300 мм.

Качество материалов для приготовления праймера, битумныхмастик, качественную очистку труб контролируют работники стро-ительной организации. Персонал, осуществляющий техническийнадзор от заказчика, следит в основном за правильностью наложе-ния изоляции на газопровод, за соответствием проекту типа изоля-ции, за соблюдением строительных норм и правил, за исправностьюизоляции после опускания газопровода в траншею и некоторымидругими работами.

Выборочную проверку производства работ и постановки конт-роля за качеством изоляционного покрытия на всех стадиях работосуществляют органы газовой инспекции.

Качество материалов, применяемых при изоляции, — битума,наполнителей, пластификаторов, покрывающих материалов (бри-зол, гидроизол, стеклоткань и др.), крафт-бумаги — проверяютпо сертификатам или паспортам, а при их отсутствии — соответ-ствующими лабораторными испытаниями и анализами. Качествоготовой битумной мастики определяется анализом проб из котлови сопоставлением их с установленными нормативами.

Перед покрытием трубы праймером необходимо удостоверитьсяв достаточной очистке ее. Поверхность трубы должна быть очищенатак, чтобы при проведении по ней рукой рука оставалась чистой.Допускается оставлять на трубе следы окалины, плотно соединен-ной с металлом или находящейся в углублениях, труднодоступныхдля очистки.

Приемку наложенной на газопровод битумной изоляции произ-водят по внешнему виду. Поверхность изоляции должна быть сплош-ной и ровной, без каких-либо сгустков и подтеков. Наружный слойиз бризола, крафт-бумаги или стеклоткани должен быть ровным,без морщин и зазоров.

Прилипаемость изоляции к трубе проверяется при помощи над-резов. Делают два надреза, сходящихся под углом 45—60°, и отди-рают изоляцию от вершины угла, образованного надрезами. Прихорошем качестве изоляции отслаивания не должно быть, а наблю-дается склеивание, и часть мастики остается на трубе. Если изоля-ционное покрытие отрывается сплошным куском, то изоляциюбракуют. Прилипаемость изоляции проверяют через 100 м длиныгазопровода.

В настоящее время для контроля качества и состояния изоля-ционного покрытия трубопроводов непосредственно на трассе ис-пользуют различные методы и приборы. Для измерения толщиныслоя изоляционного покрытия применяют электромагнитный метод,

182

для контроля сплошности изоляционного покрытия — электро-искровой метод. Толщина слоя изоляции, как правило, определяетсямагнитным или индукционным толщиномером, а при их отсутствии —штангенциркулем.

Магнитный толщиномерМТ-57 предназначен дляизмерения покрытий толщи-ной до 10 мм на стальныхтрубопроводах. Принцип его 0.действия основан на измене-нии магнитного поля посто-янного магнита под влияниемметалла трубы. Сила взаимо-действия магнита со сталь-ной стенкой трубопроводатем больше, чем ближе нахо- ,дится магнит, т. е. чем меньше iтолщина изоляции. Под влия-нием этой силы взаимодей-ствия магнит поворачивается.Угол его поворота зависитот толщины слоя покрытия.Толщиномер снабжен фик- Рис. 81. Схема магнитного толщиномерасатором, который в процессе МТ-57.И з м е р е н и я ПОЗВОЛЯет з а к р е - 1 — шкапа; 2 — стрелка; 3 — постоянный маг-

нит; 4 — стенка трубы; 5 — противовесы; 6 —ПЛЯТЬ с т р е л к и В з а д а н н о м спиральная пружина.

положении. Благодаря этомуизмерения можно проводить в различных точках трубопровода(по окружности) с фиксацией стрелки толщиномера для последу-ющего отсчета показаний.

Техническая характеристика толщиномера МТ-57

Габариты, мм . . . 54x50x30Вес, г 67Длина шкалы, мм 45Погрешность измерений, % 3—15

На рис. 81 показана схема магнитного толщиномера МТ-57.Индукционный толщиномер ИТ-60, разработанный во ВНИИСТ,

предназначен для измерения толщины изоляции магистральныхстальных трубопроводов как в стационарных, так и в трассовыхусловиях. Толщина изоляции в местах измерения определяетсяпоказанием стрелки на шкале прибора. Прибор дает возможностьопределить толщину изоляционного покрытия до 10 мм в любыхточках газопровода. В основу работы индукционного толщиномераположен метод индукционного моста, расположенного в щупе при-бора.

Приближая щуп (индукционный мост) к стальной стенке трубо-провода, производят разбаланс моста, вследствие чего через микро-

183

амперметр протекает ток, и стрелка последнего отклоняется, ука-зывая толщину изоляции в миллиметрах. Чем ближе находитсящуп к стенке трубы (чем тоньше изоляционное покрытие), тем боль-ший ток протекает через микроамперметр и тем меньше показаниятолщиномера. При отсутствии изоляции стрелка устанавливаетсяна нуль. Прибор имеет два предела измерений. В зависимости оттолщины изоляции переключатель П ставят в положение «О—5 ммьили «2—10 мм».

Сплошность изоляционного покрытия по всей длине газопро-вода определяется искровым дефектоскопом. В битумной изоляциитрубопровода дефектоскоп обнаруживает механические поврежде-ния, поры, пустоты, пропуски, трещины, посторонние включе-ния и др.

Искровой дефектоскоп ДИ-64 предназначен для контроля сплош-ности изоляционных покрытий металлических трубопроводов лю-бых диаметров, уложенных на лежки в траншее и на поверхностиземли. Этот прибор рассчитан на контроль сплошности изоляцион-ных покрытий толщиной до 9 мм, при температуре окружающеговоздуха от —25 до +35° С при сухой поверхности изоляции.

Искровой дефектоскоп состоит из двух самостоятельных блоков:а) блока преобразователя напряжения, смонтированного на изоля-ционной панели, помещенной в корпус прибора; б) щупа, представ-ляющего собой конструктивный узел, включающий изоляционныйкорпус, внутри которого помещена индукционная катушка дляполучения высокого напряжения с электродом-искателем, и искро-вой индикатор, служащий для регулировки напряжения на электроде-искателе щупа и для визуального наблюдения при контроле.

Работа с прибором сводится к следующему: дефектоскоп уста-навливается таким образом, чтобы штыри заземления полностьювошли в грунт. Затем к дефектоскопу с помощью разъема подсое-диняется щуп. Включив тумблер питания на лицевой панели при-бора, электроискатель щупа накладывают на изолированную по-верхность трубы, после чего на рукоятке щупа включают тумблер,а электрод-искатель щупа перемещают по изолированной поверхно-сти трубы поперек (Т-образным электродом) или вдоль ее оси (эле-ктродами других видов).

Если изоляция без дефектов, то между электродами индикаторавозникает периодический разряд. При наличии же дефекта в изоля-ции разряд возникает между электродом-искателем щупа и трубой,при этом разряды между электродами индикатора прекращаются,что свидетельствует о наличии дефекта.

Электрический искровой разряд, возникающий между электро-дом-искателем щупа и трубой, хорошо просматривается и прослу-шивается. При обнаружении дефекта тумблер на рукоятке щупавыключают и отмечают место дефекта. Затем проверка качестваизоляционного покрытия продолжается.

При контроле трубопроводов, расположенных на бровке илив траншее, следует применять штыри заземления. В случае контроля

184

мальный сигнал в наушниках и максимальное показание на прибореуказывают на повреждение изоляции на данном участке. На уча-стке с хорошим покрытием мест резкого изменения напряженностиэлектрического поля не наблюдается. При удалении от места при-соединения генератора ток в трубопроводе уменьшается, соответ-ственно изменяется и напряженность электрического поля вокругтрубопровода, однако отличительные особенности на участкахс хорошей и плохой изоляцией остаются прежними.

На рис. 82 показана схема обнаружения повреждений изоляциис помощью прибора ИП-1-60.

§ 2. ПРОДУВКА И ИСПЫТАНИЕМАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

После окончания строительно-монтажных работ в соответствиис действующими строительными нормами и правилами магистраль-ные газопроводы до сдачи их в эксплуатацию должны быть подвер-гнуты тщательной внутренней очистке (продувке) и испытаны напрочность и плотность. До начала продувки и испытания должныбыть выполнены все строительные и монтажные работы (за исклю-чением врезки запорных кранов). Газопровод должен быть полностьюсварен, изолирован, уложен в траншею и засыпан грунтом на 20 см-Продувкой и испытанием газопровода руководит специальная ко-миссия , назначенная вышестоящей организацией.

[Продувка

После окончания строительства в трубах обычно остается зна-чительно.е количество воды, песка, механических загрязнений в видеокалин, сварочного шлака и ржавчины. Иногда в газопроводе оста-ются случайно попавшие в него обрезки бревен, различные инстру-менты, спецодежда и др. Поэтому уложенный в траншею газопроводподвергается продувке.

Магистральные газопроводы, как правило, продуваются природ-ным газом и лишь в редких случаях, когда не имеется газа, — воз-духом. Газопроводы диаметром до 219 мм продуваются без примене-ния ершей, более 219 мм — с обязательным пропуском специаль-ного ерша. При продувке газом для обеспечения безопасного веденияработ газу придают запах, одорируя его этилмеркаптаном (30—40 гна 1000 м3 газа).

Перед продувкой газопровода в каждом конкретном случаедолжна быть разработана инструкция, утвержденная начальникомили главным инженером управления. При продувке газопроводадолжна быть установлена надежная двусторонняя связь на про-дуваемом участке, а также связь с диспетчером районного управле-ния. Наличие телефона обязательно у отключающего устройства,которым регулируется подача газа в продуваемый участок, и в местевыпуска газа в атмосферу.

186

В соответствии с правилами по технике безопасности при эксплу-атации магистральных газопроводов выпуск газа запрещается произ-водить вблизи городов, населенных пунктов, предприятий, лесов, же-лезных и автомобильных дорог и других объектов, причем конечныепункты продуваемых участков располагают от них на расстоянии неменее 300 м. Место выпуска газа должно быть оцеплено, при этом пло-щадь зоны оцепления определяется в зависимости от диаметра проду-ваемого газопровода, давления газа и предполагаемой продолжитель-ности продувки и должна составлять 500—700 м в направлениивыхода струи газа и не менее 200 м в других направлениях, считаяот патрубка для выпуска газа. В зоне оцепления запрещается на-хождение людей, машин, механизмов и животных.

В начале продуваемого участка (обычно сразу же после линейногозапорного крана) в трубе вырезают катушку и вводят ерш, послечего вваривают новую катушку. Во многих случаях ерш заклады-вают в газопровод во время монтажа линейного отключающего узла.В обход ерша делают специальную перемычку для вытеснения воз-духа. Затем медленно открывают кран на обводной линии и газом че-рез смонтированную перемычку вытесняют воздух из продуваемогоучастка до тех пор, пока анализом не будет установлено наличиекислорода в стравливаемом газе не более 1 %. Газ для вытеснениявоздуха должен подаваться в газопровод при давлении, не превы-шающем 1 кГ/см2. Из продуваемого участка его выпускают черезприподнятый над траншеей конец газопровода или же через специ-альное колено, приваренное к газопроводу в конце продуваемогоучастка. Отбор проб газа производится через специальный штуцерс вентилем, привариваемый к газопроводу на расстоянии 10 м отконца выпускного патрубка. Количество кислорода в газе опреде-ляют при помощи прибора Орса. После вытеснения воздуха давлениев продуваемом участке повышается до 6—8 кПсм2. Если ерш приэтом не двигается, то давление повышают. После выброса ерша изгазопровода продувку продолжают до выхода чистого газа. Про-дувка водных переходов проводится без применения ершей. Послеокончания продувки на очищенном участке врезается вся линейнаяарматура (линейные отключающие узлы, конденсатосборники и др.).

В некоторых книгах по сооружению и эксплуатации газопрово-дов авторы рекомендуют проводить продувки газопроводов накаждом участке не менее трех раз. Это является излишним, так какприводит к большому перерасходу газа. На практике продувкигазопровода после окончания строительства проводят один раз,и только в том случае, когда продувка не дает ожидаемых результа-тов, на некоторых участках проводят повторную продувку.

Для более качественной очистки внутренней поверхности газо-проводов в последнее время получают все большее распространениекомбинированные продувки газопровода с металлическим ершоми поролоновым поршнем ДЗК (рис. 83).

Из газопровода вырезают катушку длиной около 1 м. В первыйпо ходу газа участок газопровода вставляют металлический ерш 1,

187

а во второй — поролоновый поршень ДЗК 2. К трубе привариваютдве перемычки с кранами диаметром 100—150 мм и вместо вырезан-ной вваривают новую катушку. Через перемычку 3 производятвытеснение воздуха из газопровода. Затем открывают перемычку 4,создают в газопроводе давление не менее 6—8 кГ/см2 и пропускаютметаллический ерш, который выталкивает перед собой основнуюмассу загрязнения и разрыхляет грязь, находящуюся у стеноктрубы. После выброса из газопровода металлического ерша откры-вают байпас основного крана 5, создают соответствующее давлениеза краном и пропускают поролоновый поршень 2, который оченьплотно прилегает к внутренним стенкам трубы и выталкиваетостатки грязи.

Рис. 83. Схема продувки газопровода с помощью метал-лического ерша и поролонового поршня.

При продувке газопровода воздухом используются передвижныеКС. В табл. 52 приводится расход сжатого воздуха, требуемогодля продувки участков магистральных газопроводов длиной 10 км,в зависимости от давления.

Т а б л и ц а 52. Расход сжатого воздуха при продувке участкамагистрального газопровода длиной 10 км, тыс. м3

Диаметртрубопро-вода, мм

200300350400500700800

1000

6

2,14,86,38,5

13,225,933,952,9

7

2,55,67,49,9

15,430,339,461,6

Начальное давление,

8

286,38,4

11,317,634,545,170,4

9

3,27,29,5

12,719,838,830,779,2

10

3,57,9

10,514,022,043,156,488,0

кГ/см*

15

5,311,915,821,133,064,984,7

132,0

20

7,015,821,028,244,086,4

112,2176,0

25

8,819,826,335,255,0

107,8140,8220,0

Ерши (рис. 84) представляют собой поршни различной конструк-ции, снабженные стальными щетками по всей окружности и резино-выми манжетами. Перемещаясь под давлением газа вдоль газопровода,ерш щетками очищает газопровод от засорения и выталки-

188

вает грязь через открытый конец продуваемого участка. В случаезастревания ерш отыскивается по шуму, получающемуся вслед-ствие перепада давления.

В табл. 53 приведены размеры и вес ершей для газопроводадиаметром 273—1020 мм.

Рис. 84. Приспособление (ерш) для очистки газопровода.

Т а б л и ц а 53. Размеры и вес ершей


Наружный диаметр

Длина, ммВес, кг

Наружный диаметр трубы, мм

273

25457547

325

30666063

377

35872090

426

407470120

529

518825165

720

7051090

257

820

8081190

450

1020

10101150

600

Эластичные поролоновые поршни ДЗК, применяемые при про-дувке газопроводов, имеют следующие размеры, мм:

Диаметр 300 530 730 1020Длина 600 1150 1400 1800

Для обеспечения пожарной и технической безопасности в соответ-ствии с правилами проектирования и строительства газопроводовперед продувкой необходимо разработать рабочую инструкцию,учитывающую местные условия. Инструкция на продувку соста-вляется строительной организацией, утверждается главным инже-нером этой организации и согласовывается с заказчиком и газовойинспекцией.

В инструкции по продувке должны быть освещены:а) метод продувки отдельных участков газопровода (с ершом,

с ершом и поролоновым поршнем, без ерша и др.);189

б) пункты ввода ерша в газопровод и его выпуска с привязкойэтих пунктов к километровым знакам или телефонным столбам;

в) конструкция патрубка для выпуска ерша или угол поднятиятрубы;

г) процесс вытеснения воздуха из газопровода и порядок взятияпроб на определение количества кислорода в газе;

д) степень одоризации газа, метод и место ввода одоранта;е) расстановка постов вдоль продуваемого участка и в зоне вы-

пуска газа, а также расположение аварийно-ремонтных бригад;ж) организация и способы связи в пунктах ввода ерша, выпуска

его у магистральных кранов;з) обеспечение пожарной и технической безопасности (приводится

перечень противопожарного инвентаря, а также необходимого инвен-таря для обеспечения безопасности работ как при продувке, так и припроизводстве сварочных работ);

и) ответственность за проведение отдельных видов работи инструктажа работников, участвующих в работе по продувке;

к) местонахождение комиссии по продувке и председателя комис-сии (с указанием ответственных лиц за открытие и закрытие кранов).

Испытание газопроводов

После продувки газопровода и врезки всех монтажных узлов(запорной арматуры, конденсатосборников, свечей, отводов к потре-бителям и др.) газопровод испытывают на прочность и плотность.Испытывают, как правило, давлением природного газа, реже воз-Духа.

Испытание на прочность. Испытательное давление рИСП опреде-ляют в зависимости от рабочего давления рр в газопроводе

Во всех случаях оно должно быть не менее 10 am и превышатьрабочее давление не менее чем на 5 am. При достижении испытатель-ного давления газопровод отключают и выдерживают под этим давле-нием не менее 6 ч. Газопровод считается выдержавшим испытание,если падение давления в нем за 6 ч не превысит величины, рассчитан-ной по формуле

где — падение давления, %; Dy — условный диаметр газопро-вода, мм, и если при последующем осмотре не будет обнаруженоразрывов, утечек или других дефектов.

Испытания на плотность проводят после испытания газопроводана прочность. Давление снижают с испытательного до максимальногорабочего и выдерживают газопровод при этом давлении в течение24 ч. Во время испытания измеряют температуру газа в трубе и баро-метрическое давление в начале и в конце испытания.

190

Потерю давления в газопроводе определяют по формуле

Газопровод на прочность и плотность испытывают так. Воздухиз газопровода вытесняют газом, медленно открывая байпас кранадо тех пор, пока содержание кислорода в газе будет не более 2%.Вытесняемый воздух выпускают через продувочную свечу в концеиспытываемого участка. Затем свечу закрывают и начинают напол-нять газопровод. В процессе испытания на прочность газопроводосматривают при давлениях, равных 0,3 и 0,6 от испытательного,а по окончании испытания — после снижения давления до рабочего.

Для замера давления при испытании применяют манометры классане ниже 1,5, проверенные и опломбированные. При возможностиустанавливают 1 или 2 образцовых манометра.

Ввиду особой ответственности участки газопровода первой кате-гории обязательно подвергаются предварительному гидравличе-скому испытанию при давлении р и с п = 1,25рр. Под испытательнымдавлением газопровод должен находиться не менее 2 ч. Участоксчитается выдержавшим испытание, если показания манометра оста-нутся без изменения и при осмотре не будет обнаружено утечекводы или потения в сварных швах.

Для проведения испытания магистрального газопровода соз-дается комиссия из представителей строительно-монтажной органи-зации, заказчика и газовой инспекции. Проведение испытаний необ-ходимо согласовывать с местными органами власти (облисполкомом,райисполкомом), управлениями шоссейных и железных дорог, орга-нами милиции, пожарной охраны, а также со всеми организациями,предприятиями, совхозами и колхозами, находящимися в непосред-ственной близости от газопровода.

Перед испытанием газопровода на прочность и плотность (так жекак и при продувке) составляется рабочая инструкция по испытаниюс учетом местных условий. Инструкция разрабатывается строи-тельной организацией, утверждается главным инженером этой

191

организации и согласовывается с заказчиком и инспектором газо-вой инспекции.

В инструкцию по испытанию должны быть включены:а) схема испытываемого газопровода или его участка с указанием

запорной арматуры, отводов, конденсатосборников, пикетов, трассы,диаметра газопровода;

б) состав и оснащение аварийных бригад и их расстановка потрассе газопровода;

в) руководство испытанием, ответственные лица за проведениеконкретных операций по испытанию и за инструктаж лиц, участву-ющих в испытании;

г) расстановка постов наблюдения вдоль газопровода на пересе-чениях автомобильных и железных дорог, по берегам крупных реки других водных преград, у запорной арматуры и др.;

д) расположение пунктов телефонной связи и порядок ее исполь-зования;

е) порядок расстановки манометров и термометров;ж) порядок и расчет наполнения газом газопровода: описание

способа наполнения, источник поступления, расчет необходимогоколичества газа для наполнения, порядок наполнения до испытатель-ного давления (без КС или с их помощью), время наполнения, этапыподъема давления и осмотр газопровода;

з) описание испытания на прочность (продолжительность испыта-ния, максимальное давление, расчет падения давления и др.);

и) описание испытания на плотность (выравнивание температуры;продолжительность и давление испытания, порядок подсчета потеридавления с учетом изменения температуры газа и барометрическогодавления, подсчет допустимых потерь и др.).

После окончания испытания составляют акт, в котором описы-вается процесс испытания, приводится расчет падения давленияи устанавливается максимально допустимое давление в газопроводе.

Испытание газопроводов-отводов, сооруженных в период эксплуа-тации газопроводов, зачастую вызывает значительные трудности.В этом случае действуют двумя путями. Если можно временно прекра-тить подачу газа потребителям, находящимся далее отвода по ходугаза, то перекрывают кран на магистральном газопроводе за газо-проводом-отводом, создают необходимое давление и проводят испы-тание газом. При отсутствии такой возможности газопровод-отводиспытывают воздухом при помощи передвижных КС, после чегоподключают к магистральному газопроводу.

§ 3. ПРИЕМКА МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ

В соответствии со СНиП Ш-А 10-62 приемка в эксплуатациюмагистральных газопроводов производится государственными прие-мочными комиссиями, в состав которых включаются представителизастройщика (заказчика), генерального подрядчика, государственнойгазовой инспекции, генерального проектировщика, органа санитар-192

ного надзора, государственного пожарного надзора, техническойинспекции советов профсоюзов и профсоюзной организации застрой-щика (заказчика).

- До начала работ государственной приемочной комиссии органи-зуются рабочие комиссии из представителей заказчика (председателякомиссии), генерального подрядчика, субподрядных организаций,проектной организации, органа санитарного надзора, профсоюзнойтехнической инспекции и пожарного надзора. Рабочая комиссияпроизводит приемку строительно-монтажных работ по прокладкемагистральных газопроводов по промежуточным актам.

Генеральный подрядчик представляет рабочей комиссии следу-ющую документацию:

1) комплект рабочих чертежей с внесенными в них изменениями,если они были в процессе строительства;

2) перечень допущенных отступлений от проекта с указанием при-чин и документов, разрешающих эти отступления;

3) заводские сертификаты на трубы, фасонные части и арматуру,а в случае их отсутствия — результаты контрольных испытаний;

4) сертификаты или паспорта на изоляционные материалы;5) заводские паспорта на установленные манометры;6) сертификаты на сварочные материалы;7) списки сварщиков с указанием номеров их удостоверений;8) заключения по механическим испытаниям и физическим мето-

дам контроля сварных соединений;9) журнал сварочных и изоляционных работ;10) акты на приемку следующих работ: очистку и изоляцию;

проверку сплошности изоляционных покрытий; подготовленностьоснования траншей; укладку и засыпку; испытание трубопроводовчерез переходы; пооперационную приемку всех видов работ по соору-жению переходов через водные преграды с приложением исполни-тельных профилей, привязанных к постоянным реперам; продувку;испытания на прочность и герметичность; устройства электрозащиты.

Результаты приемки магистральных газопроводов комиссиейоформляются актом, который является основанием для ввода ихв эксплуатацию.

13 И Я. Котляр, В. М. Пиляк

Г л а в а VII

ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКАЯ ЗАЩИТАМАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

ОТ ПОЧВЕННОЙ КОРРОЗИИ

Коррозия металлов — химический или электрохимический про-цесс разрушения их под воздействием окружающей среды. Процессыразрушения протекают относительно медленно и самопроизвольно.На эксплуатационное состояние подземных трубопроводов оказы-вает воздействие электрохимическая коррозия. Электрохимическаякоррозия — коррозия металлов в электролитах, сопровождающаясяобразованием электрического тока. Процесс разрушения подземныхтрубопроводов происходит под воздействием окружающей среды(почвенного электролита). При взаимодействии металла трубы с окру-жающей средой поверхность трубопровода разделяется на положи-тельные (анодные) и отрицательные (катодные) участки. Между этимиучастками от анода к катоду протекает электрический ток (ток кор-розии), который разрушает трубопровод в местах анодных зон.

Основными факторами, определяющими коррозионную активностьгрунтов, являются электропроводимость, кислотность, влажность,солевой и щелочной состав, температура и воздухопроницаемость.Разрушение подземных трубопроводов может происходить такжеи под воздействием блуждающих токов (электрокоррозия). Коррозияметалла в этом случае связана с проникновением на трубу токовутечки с рельсов электрифицированного транспорта или другихпромышленных установок постоянного тока.

Способы защиты магистральных газопроводов от электрохимиче-ской коррозии пассивный и активный. Пассивная защита включаетпокрытие поверхности газопровода противокоррозионной изоляцией.Она подробно рассмотрена в гл. V.

К активным способам защиты газопроводов от коррозии относитсяэлектрическая, которая включает катодную, протекторную и дренаж-ную защиты. Электрозащита дополняет пассивную защиту, чем обес-печивается предохранение газопроводов от почвенной коррозии.

Сущность катодной защиты заключается в катодной поляризациипосторонним источником постоянного тока металлической поверх-ности трубы газопровода, соприкасающегося с землей. Поляризацияосуществляется током, входящим из грунта в трубу. Труба при этомявляется катодом по отношению к грунту.

Принципиальная схема защиты катодными установками приве-дена на рис. 85. Во время работы ток от источника питания (плюса)

194

через анодное заземление поступает в почву и через поврежденныеучастки изоляции на трубу. Далее через точку Д (точку дренажа)он возвращается снова к источнику питания (к минусу). При этомпроисходит компенсация токов коррозионных элементов, т. е. бла-годаря создающемуся отрицательному потенциалу на газопроводепроисходит защита его от разрушения. Анодное заземление при этомразрушается. Для защиты газопроводов создаваемые на трубе потен-циалы, измеренные по медносульфатному электроду, должны быть

Рис. 85. Принципиальная схема электрозащиты катодными уста-новками.

1 — источник постоянного тока; 2 — анодное заземление; з — труба газо-провода.

в пределах от —0,87 до — 1,2 в. При отрицательном потенциале выше— 1,2 б интенсивно происходит катодная реакция, и в результатевыделения атомарного водорода на поверхности трубы нарушаетсяадгезия изоляции.

Механизм действия протекторной защиты аналогичен принципуработы гальванического элемента. При замыкании разнородных элек-тродов, помещенных в электролит (грунт), в цепи протекает ток отэлектрода с менее отрицательным потенциалом к электроду с болееотрицательным. Если к трубе 1 (рис. 86) подключить протектор 4,то будет образована гальваническая пара протектор — труба. В цепитакой установки создается ток, который, попадая на трубу (катод),поляризует ее и предохраняет от почвенной коррозии. Протекторпри этом является анодом и разрушается, Для стабильной и болееэффективной работы анода его помещают в активатор 3, состав кото-рого выбирается в зависимости от удельного сопротивления грунтаи материала протектора. Основными материалами протекторовявляются всевозможные сплавы на основе магния, алюминия и цинка.

13* 1 9 5

Рис. 86. Схема протекторной установки с контактным вводом.1 — труба; г — контрольно-измерительная колонка; з — активатор- 4

тектор.• про-

Рис. 87. Схема образования блуждающих токов в трубопроводе.

Зоны: А — анодная, К — катодная.1 — тяговая подстанция; 2 — электропоезд; г — рельо.

196

Эти металлы имеют более отрицательный потенциал по отношениюк металлу трубы газопровода.

Электродренажной защитой называют способ электрическойзащиты подземных металлических сооружений, заключающийсяв отводе электрической перемычкой (кабелем) блуждающих токовиз анодных зон к источнику этих токов. С точки зрения коррозион-ного разрушения подземных трубопроводов блуждающие токиявляются наиболее опасными, так как величина их может достигатьдесятков сотен ампер и вызывать серьезные разрушения сооруженийв довольно короткие сроки.

На рис. 87 представлена схема образования блуждающих токовв земле. Ток Iп от тяговой подстанции 1 по контактному проводупопадает к вагонам и через рельсы возвращается к подстанции.Однако вследствие довольно значительного сопротивления рельсови плохой изоляции их от земли часть тока 1б будет возвращатьсяк подстанции по земле. При нахождении газопровода рядом с такойэлектрифицированной дорогой блуждающие токи будут входитьи выходить из газопровода. При этом в местах входа образуютсякатодные зоны, а в местах выхода — анодные. В анодной зоне будетпроисходить сильный унос металла. Принцип работы электрическогодренажа заключается в том, чтобы отводить блуждающие токи анод-ных зон к их источнику.

§ 1. СТАНЦИИ КАТОДНОЙ ЗАЩИТЫ

Станции катодной защиты (СКЗ) представляют собой устройства,состоящие из источника постоянного тока или преобразователя под-водимого к ним переменного тока в постоянный, контрольных и регу-лирующих приборов и соединительных кабелей.

Для защиты магистральных газопроводов от почвенной коррозиинаибольшее распространение получили сетевые катодные станциитипа КСС, преобразующие подводимый к ним переменный ток отэлектросети в постоянный ток регулируемого напряжения. Эти стан-ции рассчитаны на питание их однофазным током частотой 50 гцпри напряжении 110, 127 и 220 в. Преобразование переменного токав постоянный осуществляется полупроводниковыми выпрямителямис предварительным понижением напряжения трансформатором. Регу-лирование напряжения осуществляется при помощи реостатов.Причем станции типа КСС имеют устройства для грубой и точнойрегулировки.

Станции типа КСС разработаны Всесоюзным научно-исследова-тельским институтом по строительству магистральных трубопроводов(ВНИИСТ) специально для защиты магистральных трубопроводов.Они обладают более высокими к. п. д., а также простотой и удоб-ством монтажа и обслуживания по сравнению с другими выпрями-тельными устройствами.

В эксплуатации в настоящее время находятся как катодные стан-ции типа КСС-1, КСС-2, КСС-3, так и станции типа КСС-150, КСС-300,

197

, КСС-1200. Последние имеют унифицированные блоки вы-прямительных мостов, изготовленных с селеновыми, германиевымии кремниевыми элементами.

Однако блоки с германиевыми выпрямителями показали себямалонадежными в работе, в связи с чем они в последнее время не

используются.Схема одной из катодных

станций первого типа изоб-ражена на рис. 88.

Установка состоит из вы-прямителя селенового 6 наалюминиевой основе, пони-жающего трансформатора 4,переключателей напряже-ния 5, клеммника постоян-ного тока 7, амперметра 9 ивольтметра 8 (для измере-ния параметров выпрямлен-ного тока), выключателя 2и предохранителей 3. Все пе-речисленные элементы смон-тированы в металлическомшкафу. Клеммы для присо-единения СКЗ к питающейсети, анодному заземлению 10и газопроводу 11 смонтиро-ваны на задней стенке шка-фа. Здесь же подключаетсяи электросчетчик 1. Гаран-тийный срок службы селе-новых выпрямительных эле-ментов на алюминиевой осно-ве — не менее 10 000 ч.

Принципиальная электри-ческая схема сетевой катод-ной станции второго типаприведена на рис. 89.ирмьедсыа иа рис. 6У.

Преобразование переменного тока в постоянный осуществляетсяпутем предварительного понижения напряжения трансформаторомс последующим выпрямлением тока в блоке, состоящем из двухмостов (Д1 и Д2). Выпрямительный блок выполнен в виде отдельнойконструкции, которая позволяет устанавливать и демонтироватьблоки без разборки станции. Напряжение питания от сети к транс-форматору подается через счетчик Wh, разъемное соединение Р,выключатель В3, предохранители Пръ Пр2 и клеммники Кя, Кг, К«,предназначенные для переключения секций первичной обмотки транс-форматора в зависимости от напряжения питающей сети. Напряже-ние переменного тока на выходе трансформатора регулируется при198

помощи пакетных переключателей Вг и В2, позволяющих плавнуюи грубую регулировку.

Станции КСС работают при относительной влажности окружа-ющего воздуха 85% (с блоками селеновых и кремниевых выпрями-

Рис. 89. Принципиальная электрическая схема сетевой катодной станцииКСС-150, 300, 600, 1200.

телей) и при температуре окружающей среды минус 10—плюс 35° С(с блоком селеновых выпрямителей) и минус 10—плюс 45° С (с бло-ком кремниевых выпрямителей).

Основные технические характеристики сетевых катодных станций(КСС) сведены в табл. 54.

ВНИИСТ созданы новые сетевые катодные станции типа СКСУмощностью 150, 300, 600 и 1200 вт с напряжением на выходе до 48 в,

199

что при необходимости позволяет осуществлять менее сложныезаземления, чем для катодных станций KGC.

Электрическая схема и конструкция катодных станций СКСУболее совершенны по сравнению со станциями КСС. Основные элек-трические параметры СКСУ приведены в табл. 55.

Т а б л и ц а 55. Основные электрические параметры

Тип станции

СКСУ-1200

СКСУ-600

СКСУ-300

СКСУ-150

Модификациястанции

СКСУ-1200/48кСКСУ-1200/48С

СКСУ-1200/24кСКСУ-1200/24с

СКСУ-600/48кСКСУ-600/48С

СКСУ-600/24КСКСУ-600/24с

СКСУ-300/48кСКСУ-300/48с

СКСУ-300/24КСКСУ-300/24С

СКСУ-150/48КСКСУ-150/48С

СКСУ-150/24кСК'СУ-150/24с

Пределы регули-рования напря-жения, в, при

диапазоне

I

6—24

3-12

6-24

3—12

6—24

3—12

6-24

3—12

II

24—48

12-24

24—48

12-24

24-48

12—24

24-48

12-24

Номинальныйток, а, придиапазоне

I

50

100

25

50

12,5

25

6,25

12,5

II

25

50

12,5

25

6,25

12,5

3,125

6,25

Номи-нальная

мощ-ность

на вы-ходе, ет

1200

600

300

150

Катодные станции СКСУ рассчитаны на питание от сети перемен-ного тока напряжением 220 в (110, 127 в) и частотой 50 гц. В зависи-мости от электрических параметров и типа выпрямительных блоковпредусматриваются следующие модификации СКСУ:

а) СКСУ-1200/24сСКСУ-600/24ССКСУ-300/24сСКСУ-150/24с

б) СКСУ-1200/24КСКСУ-600/24КСКСУ-300/24КСКСУ-150/24К

с блоком селеновых выпрямителей и выходнымнапряжением до 24 в

с блоком кремниевых выпрямителей и выходнымнапряжением до 24 в

201

в) СКСУ-1400/48ССКСУ-600/48ССКСУ-300/48ССКСУ-150/48С

г) СКСУ-1400/48КСКСУ-600/43КСКСУ-300/48КСКСУ-150/48К

с блоком селеновых выпрямителей и выходнымнапряжением до 48 в

с блоком кремниевых выпрямителей и выходньшнапряжением до 48 в

Конструкция катодных станций — брызгозащищенного испол-нения. Они могут быть установлены и снаружи и внутри помещения.

Станции СКСУ работают при относительной влажности окружа-ющего воздуха 85% (с блоками селеновых и кремниевых выпрямите-лей) и при температуре минус 40—плюс 35° С (без электросчетчикас блоком селеновых выпрямителей), минус 40—плюс 50° С (то же,с блоком кремниевых выпрямителей), минус 10—плюс 35° С (с элек-тросчетчиком, обычный вариант, с блоком селеновых выпрямителей),минус 10—плюс 45° С (то же, тропический вариант, с блоком кремни-евых выпрямителей).

Промышленный выпуск катодных станций СКСУ начат в 1968 г.Для защиты газопроводов от блуждающих токов при периоди-

чески изменяющейся полярности во ВНИИСТ разработана автомати-ческая станция АСКЗ, которая снабжена специальным регулирующимустройством, обеспечивающим включение и выключение питаниястанции при определенной разности потенциалов труба — земля.Эти функции выполняют два реле, одно из которых включено междугазопроводом и вспомогательным заземляющим электродом. Это жереле управляет цепью питания второго реле, контакты которогозамыкают цепь питания катодной станции.

Большой интерес представляют автоматические станции катод-ной защиты типа СКСА-1, разработанные СКБ Газприборавтоматика,предназначенные для электрозащиты подземных сооружений отпочвенной коррозии, вызываемой блуждающими токами.

Электрозащита осуществляется путем поддержания заданнойразности потенциалов между защищаемым сооружением и землейс помощью автоматического регулирования на выходе станции вели-чины тока, протекающего между анодным заземлением и защищаемымсооружением, в зависимости от изменения напряжения питания, кли-матических условий, электропроводности почвы, состояния защит-ного покрытия сооружения и величины блуждающих токов.

Станция работает в комплекте с медносульфатным электродомсравнения. На рис. 90 приведена блочная схема взаимодействиястанции с объектом регулирования (защищаемым сооружением).

Принцип работы станции заключается в следующем. Сигнал рас-согласования между регулируемым параметром и параметром задат-ч;ика поступает на вход электронного усилителя постоянного тока.Усиленный сигнал рассогласования поступает на обмотку управле-ния магнитного усилителя, который является исполнительным орга-ном источника тока защитного потенциала. Весь канал прохождениясигнала сфазирован таким образом, что уменьшение отрицательного202

потенциала на защищаемом сооружении (абсолютного значения)вызывает увеличение защитного тока, и наоборот.

Особенно ценна установка станций типа СКСА-1 в местах, гденаблюдаются колебания напряжения в питающих внешних сетях(станция обеспечивает нормальную защиту при напряжении питания

На магистральных газопроводах, где отсутствуют электросети,применяются станции катодной защиты с автономным питанием.Источниками питания таких СКЗ могут служить электрогенераторыветровые и с двигателем внутреннего сгорания, термоэлектрогенера-торы, аккумуляторы и гальванические элементы (при небольшихмощностях СКЗ).

Первоначально для катодной защиты магистральных газопроводовприменялся ветровой электрогенератор ВДУ-3,5. Более совершенными

203

оказались ВЭ-2, ВЭ-3 и ВЭ-5. Ветровые электрогенераторыработают с буферными аккумуляторными батареями, которые яв-ляются дополнительным источником энергии для СКЗ при слабойработе генератора (при малых скоростях ветра). Как показал опытэксплуатации СКЗ с ветровыми электрогенераторами на магистраль-ных газопроводах Киевского и Саратовского управлений, они обес-печивают бесперебойную защиту газопроводов на участках с хорошейпротивокоррозионной изоляцией в районах с достаточным количествомветреных дней в году. Обычно ветровые электрогенераторы устана-вливают у домов линейных ремонтеров, что позволяет вести постоян-ный надзор за ними и использовать часть энергии для собственныхнужд. Применение катодных станций с ветродвигателями ограниченоместными условиями, связанными с непостоянством скорости ветра.

Катодные станции с двигателями внутреннего сгорания исполь-зуются в крайних случаях, так как они довольно сложны в обслу-живании. Такие СКЗ включают в себя генератор с двигателем вну-треннего сгорания (обычно марки Л-6/3, переведенный на газ, с гене-раторами постоянного тока Г-52А или Г-52Б мощностью 1 кет,напряжением 12 в и силой тока 80 а) и аккумуляторную батарею,включенную параллельно генератору и снабженную автоматикойи регулятором потенциала в точке дренажа. Можно также исполь-зовать генераторы типа ЗДН-ЮООАН (мощность 0,48 кет, напряже-ние 36/120 в, ток 12/4 а), ЗДН-1500АН (мощность 0,75 кет, напряже-ние 60/120 в, ток 25/12,5 а) и ЗДН-3000АН (мощность 1,5 кет, напря-жение 60/120 в, ток 50/25 а).

Применяемые для катодной защиты термоэлектрогенераторынепосредственно преобразуют тепловую энергию в электрическую.На газопроводах нашли применение термоэлектрогенераторы типаТГ-10 (мощность 10 вт, напряжение 10 в, ток 1 а) и ТГ-16 (мощность16 вт, напряжение 12 в, ток 1,4 а), переделанные для работы наприродном газе. Эти установки очень просты в обслуживании, рас-ход газа на них составляет 0,17—0,25 м3/ч.

Катодные станции с химическими источниками питания (аккуму-ляторами или гальваническими элементами) можно применять в техслучаях, когда для условий работы СКЗ требуются незначительныемощности. В качестве источников питания могут использоватьсямедноокисные элементы МОЭ-1000 и МОЭ-3000 (емкость соответ-ственно 1000 и 3000 а-ч, напряжение 0,9 и 1.2 в, ток 2 и 3 а), кислот-ные аккумуляторы типа ЗСТЭ-64, ЗСТЭ-80, ЗСТЭ-100, ЗСТЭ-И2(емкость соответственно 64, 80, 1000 и 112 а-ч, напряжение 6 в).При эксплуатации таких СКЗ одна группа элементов обычно нахо-дится на подзарядке, а другая в работе.

Анодное заземление катодных установок

Для анодного заземления в качестве заземлителей используютстальные, угольные и графитовые электроды самого различногопрофиля (уголок, труба, рельс, полоска, стержень и т..д.) с вер-

204

тикальной, горизонтальной и смешанной их установкой. Существен-ное значение для работы катодной установки имеет величина сопро-тивления анодного заземления, складывающаяся из сопротивлениясамих заземлителей (электродов), сопротивления соединительныхпроводов, переходного сопротивления между электродами и землейи сопротивления, которое грунт оказывает растеканию тока. Основ-ное влияние на общее сопротивление заземления оказывают сопроти-вления растекания и соединительных проводов.

При проектировании СКЗ стремятся к тому, чтобы переходноесопротивление анодного заземления было наименьшим. Поэтому дляустановки анодного заземления выбирается площадка с наименьшимудельным сопротивлением грунта (наиболее влажное место). На этойплощадке приборами МС-07 или МС-08 предварительно определяетсяудельное сопротивление грунта в нескольких точках, расположенныхв 20—30 ж друг от друга. По точкам с наименьшим удельным сопро-тивлением определяется граница траншеи для установки заземля-ющих электродов.

При вертикальной установке стальных электродов отрываюттраншею глубиной около 1 ж и шириной 0,8—1 м (вверху 0,8—2 м).Длина траншеи зависит от количества устанавливаемых электродов.

| Электроды закладываются в отверстия глубиной до 3 м, которыебурятся на дне траншеи на расстоянии 4—5 м друг от друга. Длиназаземляющих электродов обычно составляет 3,2—3,5 м. Можнотакже забивать электроды в траншеи при помощи копра. После уста-

I вовкп рабочие электроды соединяются в общий контур путем при-варки их к стальной полоске, трубе или прутку (в зависимости отконструкции заземления). Глубина погружения электрода относи-тельно поверхности земли составляет не менее 0,8 л и зависит отглубины промерзания грунта. Для продления срока службы сталь-ные электроды устанавливают в специальный заполнитель (графито-вую или угольную крошку), который увеличивает активную поверх-ность растекания тока и изменяет характер работы заземления.

На магистральных газопроводах применяются также графити-рованные электроды, заземлители которых более долговечны посравнению со стальными. Графитированные электроды можно уста-навливать вертикально или горизонтально. При установке элек-троды помещают в активатор из графитовой крошки или коксовоймелочи. Соединение электродов в группу осуществляется с помощью

|кабеля.В качестве заземлителей используются полуфабрикаты электро-

дов (необточенные электроды) диаметром 40—125 мм и длиной 1000—1500 мм. Более длинные электроды получаются сращиванием не-скольких электродов с помощью ниппелей. Перед установкой они

' пропитываются специальными составами. В зависимости от способапропитки предусматривается соответствующее конструктивное вы-полнение контактной части графитированного электрода.

Типы графитированных электродов-заземлителей приведеныв табл. 56.

205

При монтаже СКЗ анодное заземление подключается к соедини-тельным проводам источника питания кабелем (при графитированныхэлектродах) или изолированной стальной шиной (при стальных элек-тродах). Анодное заземление засыпается после тщательной проверкивсех соединений и измерения переходного сопротивления его прибо-рами MG-07, МС-08 или ИЗ.

При большом удельном сопротивлении грунта (более 10 ом-м)электроды подсаливаются хлористым кальцием или повареннойсолью. В этом случае при засыпке заземления насыпается слой соли,слой грунта и т. д.

Катодные выводы

Катодные выводы предназначены для производства измеренийпотенциалов труба — земля и одновременно могут служить дляподключения станций катодной защиты (отрицательного полюсаисточника питания). Они представляют собой изолированный про-вод, выведенный на поверхность земли в контрольно-измерительнуюколонку. Обычно катодные выводы приваривают к трубе во времястроительства газопровода. На действующем газопроводе катодныйвывод можно приваривать к трубе при помощи термитной сварки безстравливания газа. Место приварки вывода тщательно изолируют.На трассе газопровода катодные выводы располагаются через каж-дые 1000' м. Одновременно они являются километровыми столбикамитрассы газопровода. В зонах блуждающих токов катодные выводырекомендуется располагать через 500 ж.

206

Наладка и эксплуатация станций катодной защиты

Перед включением СКЗ в работу после окончательного монтажанеобходимо тщательно проверить все элементы установки и произ-вести измерение сопротивления растеканию анодного и защитныхзаземлений, переходного сопротивления труба — земля и общегосопротивления цепи СКЗ. Данные замеров заносят в паспорт уста-новки.

После этого включают напряжение питания СКЗ и устанавливаютразность потенциалов труба — земля в точке дренажа, равную—1,27 в по отношению к медносульфатному электроду. Установивэто значение разности в точке дренажа, производят замеры потен-циалов по длине газопровода в обе стороны от СКЗ у всех катодныхвыводов. Минимальное значение потенциала в конце защищаемогоучастка должно быть не менее —0,87 в по отношению к медносуль-фатному электроду. По результатам измерений строится графикразности потенциалов по длине газопровода.

При наладке СКЗ, при плохой изоляции, допускается установкаразности потенциалов труба — земля в точке дренажа до (—1,5) -т--г- (—2,0) в. Это позволяет увеличить защитную зону действия катод-

ной станции.Данные наладки заносят в паспорт СКЗ и составляют акт на вклю-

чение катодной станции в работу.Катодная защита газопровода должна действовать бесперебойно.

Поэтому следует регулярно проверять и ремонтировать СКЗ и вестиежедневный контроль за параметрами установки (напряжениеми током). Для каждой СКЗ устанавливается определенный режимв зависимости от условий ее работы. При эксплуатации катоднойстанции ведется журнал электрических параметров ее и работыисточника тока. Необходим также постоянный контроль за аноднымзаземлением, состояние которого определяется по величине токаСКЗ. Резкое снижение тока будет свидетельствовать о возрастаниисопротивления, связанном с отключением отдельных электродовзаземления или же с высыханием грунта. При нормальной работеСКЗ величина защитного тока не должна отличаться от нормальнойвеличины более чем на 10%.

При контрольных измерениях режима работы СКЗ определяютнапряжение и величину защитного тока, а также разность потенциалатруба — земля в точке присоединения станции к газопроводу. Одинраз в год производится текущий ремонт катодных установок. При этомизмеряют сопротивления электрических цепей СКЗ, изоляции про-водов и кабелей, сопротивления растеканию анодного и защитногозаземлений, проверяют выпрямительные устройства, чистят изоля-торы, окрашивают шкафы, ремонтируют ограждения и предупреди-тельные знаки.

При капитальных ремонтах СКЗ заменяют источники питания,анодные и защитные заземления, а также заменяют опоры и приставкилиний электропередач.

207

При эксплуатации СКЗ с ветровыми электрогенераторами перио-дически проверяют затяжку гаек всех болтовых соединений, свое-временно смазывают трущиеся части генератора и выполняют всеуказания в соответствии с заводскими инструкциями, а также следятза состоянием аккумуляторных батарей. В режиме разряда СКЗемкость батареи должна обеспечивать работу установки в течениедвух суток без подзарядки. При пользовании кислотными аккуму-ляторами нельзя допускать глубокого разряда их.

При эксплуатации СКЗ с двигателями внутреннего сгоранияремонт и обслуживание генератора и двигателя производятся в соот-ветствии с заводскими инструкциями. Особое внимание следует обра-щать на установку подшипников генератора, так как тугая пригонкаих приводит к снижению зарядного тока аккумуляторов СКЗ.

На СКЗ с термоэлектрогенераторами необходимо следить за рав-номерностью обогрева по высоте термоэлементов; при снижении илиотсутствии напряжения на клеммах генератора проверяют соедине-ние термоэлементов для определения замыкания или обрыва.

На СКЗ с химическими источниками тока необходимо своевре-менно заменять разрядившиеся источники новыми.

§ 2. ПРОТЕКТОРНЫЕ УСТАНОВКИ

Протекторная защита на магистральных газопроводах приме-няется на участках, которые удалены от источников электроснабженияи где нецелесообразна установка СКЗ, в местах неполной защитыгазопровода от действия катодных станций, на участках с блужда-ющими токами небольшой интенсивности, а также для защиты отпочвенной коррозии патронов на переходах газопроводов через шос-сейные и железные дороги, для защиты отдельных подземных метал-лических емкостей, резервуаров и коммуникаций компрессорныхи газораспределительных станций. Протекторные установки отли-чаются простотой обслуживания и невысокой стоимостью. К недо-статкам их относятся небольшая протяженность защищаемого участкаи сравнительно большой расход цветных металлов, особенно в грун-тах с повышенным удельным сопротивлением.

На магистральных газопроводах широкое применение нашлипротекторы, изготовляемые из магниевых сплавов МЛ-4 и МЛ-5и цинкового Ц-0. Протекторы из магниевых сплавов выполняютсяв виде литых сплошных цилиндров, в центре которых располагаетсястержень или спираль для их подсоединения. Из цинковых сплавовпротекторы изготовляют в виде полых цилиндров.

ВНИИСТ разработал протекторы типа ППА-5. Выпуск их нала-жен на Вильнюсском ремонтно-механическом заводе треста № 8Мингазпрома СССР. Протекторы ППА-5 состоят из магниевых анодовМГА-5 с соединительными проводами ПТВЖ и помещаются в бумаж-ные мешки с порошкообразным активатором. В таком виде они доста-вляются к месту установки.

208

Протекторы устанавливаются одиночно или группами. Одиноч-ная установка применяется, как правило, на газопроводах с хорошимизоляционным покрытием, групповая — на газопроводах с плохойизоляцией, а также при защите неизолированных патронов и наи-более опасных в коррозионном отношении участков газопро-вода.

Расстояние от устанавливаемого протектора до трубы опреде-ляется состоянием изоляционного покрытия и удельным сопротивле-нием грунта; для одиночных протекторов оно составляет примерно3—7 м, при групповой установке 10—15 м.

При защите изолированных газопроводов протекторы устана-вливаются с одной стороны газопровода, при защите патронов напереходах через шоссейные или железные дороги — с обеих сторонгазопровода в шахматном порядке.

Протекторы обычно устанавливают вертикально в пробуренныхдля них скважинах глубиной 1,5—3,5 м в зависимости от влажностигрунтов. Скважины диаметром 250—320 мм бурят ручным или меха-ническим буром на расстоянии 3—6 м от газопровода. Для присоеди-нения провода, идущего от протектора, к газопроводу отрываетсяшурф над поверхностью трубы размером 1 X 1,5 м. Между шурфоми скважиной отрывают траншею глубиной 0,7—0,8 м для прокладкив ней провода, соединяющего протектор с трубопроводом. Протекторыподключают либо непосредственно к газопроводу, либо через кон-трольно-измерительную колонку, которая предназначена для кон-троля за работой протекторных установок. Число колонок должнобыть определено проектом. Провода к трубе припаиваются с помощьютермитной сварки. Место приварки тщательно изолируется битум-ной мастикой.

Протектор устанавливают в скважину в слой заполнителя-акти-ватора, который обеспечивает стабильную и эффективную работупротектора. В качестве заполнителей используются сернокислыймагний, сернокислый натрий и сернокислый кальций. Эти соли обес-печивают постоянство потенциала протектора и уменьшают переход-ное сопротивление протектор — труба. Заполнитель приготавли-вается из смеси вышеуказанных сернокислых солей, глины и воды.Для каждой марки протекторов разработаны определенные составызаполнителей.

Наладка и эксплуатация протекторных установок

После окончания монтажа протектора перед подключением егок трубе измеряют потенциал протектора относительно земли. При пра-вильной установке для магниевых протекторов потенциал долженбыть равен (—1,5) — (—1,6) в, для цинковых (—1,0) —(—1,1) в помедносульфатному электроду. Одновременно измеряют естественныйпотенциал труба — земля.

После подключения протектора к трубе измеряют потенциалзащищаемого газопровода в точке подключения протектора и в обе

14 И. Я. Котляр, В. М. Пиляк 2 0 9

стороны от нее, а также силу тока, создаваемого протектором, и сопро-тивление растеканию тока в месте установки протектора.

Примерно через 2—3 недели после монтажа протекторной уста-новки (в зависимости от характера грунта) повторно измеряют всеперечисленные параметры. Данные по наладке протекторной уста-новки заносятся в специальный журнал.

Об эффективности работы протекторных установок судят по ре-зультатам измерений вдоль газопровода потенциалов труба — земля,тока и сопротивления растеканию тока в грунте. При неудовлетво-рительных результатах измерений (резкое увеличение сопротивле-ния или снижение защитного потенциала газопровода) протекторремонтируют или же заменяют его вместе с заполнителем.

§ 3. ДРЕНАЖНЫЕ УСТАНОВКИ

Различают прямые, поляризованные и усиленные станции дре-нажной защиты.

Прямой дренаж используется в том случае, когда потенциал за-щищаемого газопровода всегда выше потенциала рельса. Суще-ственный недостаток прямого дренажа — появление обратного токапри отключении тяговой подстанции в установке, создающего интен-сивную зону утечки с газопровода в землю. Промышленностьюи настоящее время прямые дренажные установки не выпускаются.

Поляризованные дренажи применяются на участках газопроводовсо знакопеременными зонами блуждающих токов. Установки поляри-зованного дренажа позволяют протекать блуждающим токам в напра-влении от газопровода к рельсу и не пропускают обратный ток отрельса в газопровод. Промышленностью выпускаются вентильныеполяризованные установки с использованием в схеме полупроводни-ковых диодов и автоматические, которые включаются при прямыхтоках и выключаются при обратных.

Усиленный дренаж применяется в случае одновременного дей-ствия нескольких источников блуждающих токов. В данном случаедренажное устройство представляет собой комбинацию дренажнойи катодной защиты (для увеличения эффективности защиты в неговключен источник постоянного тока).

На магистральных газопроводах наибольшее распространениеполучили универсальные поляризованные дренажные установкитипа УПДУ-57, которые устанавливаются как на участках со знако-переменными потенциалами, так и в устойчивых анодных зонах, гдеони работают в режиме прямого дренажа.

Схема этой дренажной установки приведена на рис. 91. При по-явлении положительной разности потенциалов между газопроводомТ и рельсом Р создается цепь для прохождения тока от газопроводак рельсу: труба — предохранитель 1 — реостат 2 — предохрани-тель 10 — германиевый вентиль 4 — включающая обмотка 7 — ам-перметр с шунтом 8 — рубильник 9 — рельс. При достижении раз-ности потенциалов труба — рельс 1—1,2 в при помощи обмотки 7

210

включается контактор, который замыкает контакты 3 и 5. Тем самымобеспечивается основная дренажная цепь тока через обмотку 6.По цепи германиевого вентиля, зашунтированного блок-контактом 5,пойдет меньшая часть тока. При уменьшении разности потенциаловдо 0,1 в контактор размыкает контакты и разрывает дренажную цепь.При изменении полярности вентиль 4 не будет пропускать ток натрубу.

В настоящее время СКВ Газприборавтоматика совместнос ВНИИСТ создана усиленная дренажная установка УДУ-2400.Опыт эксплуатации этой установки показал довольно устойчивуюее работу.

Рис. 91. Электрическая схема поляризационного дре-нажа УПДУ-57.

Для дренажных линий используются электрические кабели обычнобольших сечений, в основном с алюминиевыми жилами типа АСБ.В целях экономии цветных металлов дренажный кабель подключаютк газопроводу с помощью специальных контактных пластин, привари-ваемых к трубе по всему периметру. Сам же дренажный кабель зажи-мается после разделки между контактной пластиной и специальнойнакладкой при помощи болтов. В дренажной установке кабелиподключаются к шинам плашечными зажимами. К рельсу дренаж-ный кабель подключается только в присутствии представителейжелезной дороги.

Наладка и эксплуатация станций дренажной защиты

До включения дренажной установки после окончания монтажазамеряют разность потенциалов труба — земля в этом районе.Затем производят пробное включение установки. Установив припомощи реостата минимальный ток в дренажной цепи, снова заме-ряют разность потенциалов труба — земля в тех местах, что и довключения установки. Если же на отдельных участках газопроводаостаются положительные потенциалы, то повышают ток в дренаже.При этом необходимо следить, чтобы разность потенциалов труба —земля в точке дренажа не превышала допустимого значения. В слу-чаях, когда не удается устранить полностью анодные зоны на трубе,устанавливают дополнительную катодную станцию или дренаж.

Так как дренажные установки оказывают вредное воздействиена соседние трубопроводы и кабели, то при включении дренажейнеобходимо выяснить характер изменения потенциалов на этихсооружениях. Дренаж увеличивает опасность коррозии соседнего

14* 211

сооружения в случае, если на нем появляется положительный потен-циал или же имевшийся положительный потенциал его возрастаетдо 0,1 в. Если влияние дренажа исключить не удается, то нужновыполнить совместную их защиту. Все данные по наладке дренажнойустановки заносятся в паспорт, и составляется акт о включении еев работу.

Эксплуатация дренажных установок заключается в периодическомконтроле электрических параметров (силы тока в цепи дренажа,разности потенциалов труба — земля в дренажных точках) и в про-ведении комплекса ремонтно-профилактических работ по всем узлам.Ток в цепи дренажа ежедневно замеряется линейными ремонтерами,и данные передаются районному диспетчеру.

Во время ревизий и текущих ремонтов следует обращать особоевнимание на токонесущие части оборудования: проверяются плот-ность поджатия контактов, перегрев отдельных элементов, изоляциядренажных кабелей и т. п.

Осмотр контакта дренажных кабелей с газопроводом, ремонти замену дренажных кабелей производят при капитальных ремонтахустановок.

§ 4. ПРИМЕНЕНИЕ ВЕНТИЛЬНЫХ ПРОТЕКТОРОВДЛЯ ЗАЩИТЫ ГАЗОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ

На участках газопроводов со знакопеременными зонами блужда-ющих токов, где для сооружения поляризованных дренажей требуетсяпрокладка дренажных кабелей значительной длины и для подключе-ния катодных станций необходимо строительство линий электро-передач большой протяженности, применяют вентильные протекторы-токоотводы. Целесообразность применения их обосновывается тех-нико-экономическими расчетами.

Протекторы с вентилями необходимо применять при устройствепротекторной защиты вблизи действующих катодных станций дажепри отсутствии блуждающих токов, так как в противном случаеснижается эффективность действия станций катодной защиты.

Вентильные протекторы-токоотводы при анодном блуждающемтоке на газопроводе работают как обычные протекторы. При ка-тодном токе они не пропускают блуждающих токов на газо-провод.

На газопроводах применяются одиночные и групповые вентиль-ные установки. Монтировать их можно как в вертикальном, таки в горизонтальном положении. При устройстве защиты одиночныевентильные протекторы устанавливают на расстоянии 3 ж от газопро-вода, а групповые — на расстоянии 15 м с шагом между протекто-рами в группе 1—3 м. На одиночных протекторах применяют диодытипа Д7А-Д7Ж. При групповой установке протекторов применяютдиоды Д-302 и Д-303, причем устанавливают их на группу протекто-ров (для группы из 5—6 протекторов обычно применяют вентилиД-302, а при 7 — 10 протекторах — вентили Д-303).

212

§ 5. КОНТРОЛЬ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ ЗАЩИТЫИ КОРРОЗИОННОГО СОСТОЯНИЯ ГАЗОПРОВОДА

Действие устройств защиты газопроводов от коррозии контроли-руют, периодически измеряя электрические параметры (разность по-тенциалов труба — земля, сопротивления цепи катодных установоки их элементов, тока в цепи протекторных установок и т. д.)с помощью специальных приборов и вспомогательных устройств.При электроизмерениях в полевых условиях применяют медносуль-фатные неполяризующиеся электроды. Сопротивления цепи катодных

Рис. 92. График изменения потенциала труба — земля по трассегазопровода.

Защитный потенциал по меднооульфатным электродам, в: 1 -~ минималь-ный — 0,87; 2 — максимальный — 1,2.

установок и их элементов измеряют с помощью прибора МС-08,которым можно измерить также сопротивление растеканию заземле-ний, протекторов, удельное сопротивление грунта. Величина изме-ряемого сопротивления отсчитывается непосредственно по шкалеприбора. МС-08 рассчитан на весьма широкие пределы измерений(от долей до 1000 ом).

Для определения степени защищенности газопровода от коррозиипо всей трассе производят два раза в год (весной и осенью) групповыеизмерения потенциала труба — земля. Для измерений могут бытьиспользованы следующие приборы:

1) электроразведочный потенциометр типа ЭП-1М — для изме-рения удельного сопротивления грунта и напряжения в пределахот 0.05 до 495 мв и тока от 0,5 до 4,95 а;

2) коррозионно-измерительный прибор КИП-57 — для изме-рения напряжения и силы тока при групповых измерениях

213

сооружение — земля, рельс — земля, труба — рельс, сооружение —сооружение;

3) многопредельный ампервольтметр М-231 имеет двустороннююсимметричную шкалу — для измерения тока и напряжения в цепяхпостоянного тока.

При измерениях в зонах блуждающих токов целесообразнеевсего использовать автоматические регистраторы, так как исполь-зование визуальных приборов имеет ряд недостатков: ограниченностьпериода измерения, ошибки, вносимые персоналом при измерении,и искажение истинной формы кривой блуждающих токов.

Перечисленные недостатки могут быть легко устранены с помощьюавтоматического регистратора потенциалов и токов типа Н-373-1.Этот прибор является многопредельным самопишущим ампервольт-метром с пределами измерений по напряжению 0,5; 1; 5,5; 15; 50;75; 150 мв, по току 5; 15; 50; 150 мка и 0,5; 1,5; 5, 15; 50; 150 ма.

После обработки данных по измерениям разности потенциаловтруба — земля строят график (рис. 92), который дает полное предста-вление о состоянии электрохимической защиты газопровода.

Для выяснения изменений, происшедших за период между двумяконтрольными измерениями, на график обычно наносят значенияразности потенциалов предыдущего измерения.

Периодичность электрических измерений на магистральных газо-проводах следующая:

Измерение разности потенциалов труба — зем-ля по всей трассе с составлением коррози-онного графика 2 раза в год

(весной и осенью)Измерение сопротивления цепи СКЗ, соедини-

тельных линий и сопротивления растеканиюанодного и защитного заземлений 2 раза в год

(зимой и летом)Измерение сопротивления цепи протектор —

труба, сопротивления растеканию протек-тора и тока протектора с контрольно-изме-рительной колонкой 1 раз в год

Запись потенциалов труба — земля, рельс —земля, труба—рельс в точке дренажа стан-ций дренажной защиты самопишущими при-борами 2 раза в год

Регулировка потенциала в точке дренажныхустановок электрозащиты 1 раз в месяц

Постоянный контроль за состоянием и работой защитныхустройств может осуществляться при помощи автоматических теле-механических устройств, которые начинают внедряться на газо-проводах.

Для внешнего осмотра состояния изоляции и металла трубы намагистральных газопроводах практикуется вскрытие их на отдель-ных участках. Такие осмотры производятся обычно в летние месяцыпо специальным графикам, утвержденным управлением магистраль-ных газопроводов. При осмотре газопровода в шурфах определяется

214

состояние изоляционного покрытия (толщина, наличие повреждений,прилипаемость) и металла трубы (наличие раковин, каверн и иххарактер). По данным осмотра принимают решение о ремонте изоля-ции, устройстве дополнительной электрохимической защиты или дажезамене отдельных участков газопровода.

§ 6. ОРГАНИЗАЦИЯ СЛУЖБЫ ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ ЗАЩИТЫВ РАЙОННЫХ УПРАВЛЕНИЯХ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

Все устройства электрозащиты и приборы для электрическихизмерений находятся в ведении служб электрохимической защиты,которые организуются в каждом районном управлении газопровода.Численный состав служб электрохимической защиты определяется ко-личеством действующих установок электрозащиты и объемом проводи-мых электрических измерений. В состав служб входят инженер поэлектрохимической защите и монтеры. Основными задачами службыэлектрохимической защиты являются содержание в исправном со-стоянии всех установок электрозащиты, обеспечение нормальнойи бесперебойной работы их, а также своевременное проведение ком-плекса электрических измерений по трассе и на подземных комму-никациях КС, ГРС и АРП. Служба электрохимической защиты в каж-дом райуправлении должна иметь следующее основное оборудованиеи материалы.

Специальное оборудование

Специальная передвижная коррозионная лабораторияна шасси автомобиля ГАЗ-63 или УАЗ-450А 1

Выпрямительная установка 2Электродренажная установка 2Протектор . 50Изолирующие фланцы (комплект) 2Аккумуляторная батарея 8

Приборы и вспомогательное оборудование

Потенциометр ЭП-1М 2Прибор М-231 2Прибор КИП-57 2Ампервольтметр Ц-315 2Самопишущий ампервольтметр Ы-373-3 (Н-373-2),

H-373-l" По 1Измеритель заземления МС-08 1Индикатор сопротивления заземления ИСЗ-2 . . 1Мегомметр М-1101 1Кабелеискатель 1Искатель повреждений 1Ш-00 1Каверномер и магнитный толщиномер ' По 2Медносульфатный электрод 5Контрольно-измерительная колонка 5Полупроводниковые вентили (комплект) 1Полевой телефон 1

Материалы и инвентарь

Сернокислая медь 3 кгСернокислый магний 1000 кгСернокислый кальций 1000 кгТермитные патроны 100 шт.Термитные спички 150 шт.Изоляционная лента 1 кгПровода разные 500 мКабели дренажные 300 .иТигель-форма 3Электропаяльник 2Монтерский пояс и когти (комплект) 2 .Индивидуальный монтерский инструмент (ком-

плект) 2

Кроме того, при питании СКЗ от сетей 0,4 кв служба должна бытьоснащена всеми средствами защиты от поражения электротокомв установках до 1000 в.

Линии электропередач напряжением 0,4; 6 и 10 кв и высоковольт-ное оборудование эксплуатирует и ремонтирует служба энерговодо-снабжения, укомплектованная необходимым оснащением. Электро-сварочные и газосварочные работы на сооружениях электрозащитывыполняет ремонтно-восстановительная служба, в табеле оснащениякоторой предусмотрены необходимое оборудование и материалы.

Г л а в а VIII

АВТОМАТИЗАЦИЯ И ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИЯМАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

Автоматизация и телемеханизация всех технологических сооруже-ний магистральных газопроводов — важнейшие задачи по повыше-нию надежности и экономичности их эксплуатации.

Внедрение автоматизации и телемеханизации на магистральныхгазопроводах улучшит контроль и защиту оборудования, значи-тельно сократит аварии. Автоматизация и телемеханизация процессатранспорта газа являются также мощными факторами в обеспечениинаиболее эффективных режимов. С внедрением устройств автоматикина магистральных газопроводах сократится численность обслужива-ющего персонала, увеличится надежность снабжения газопотреби-телей и повысится производительность технологического оборудо-вания, что в конечном счете даст возможность снижать себестоимостьтранспорта газа.

За последние годы научно-исследовательскими, проектными ин-ститутами и конструкторскими бюро совместно с управлениямиэксплуатации магистральных газопроводов проведены большие ра-боты по автоматизации технологических объектов систем транспортагаза и подземных хранилищ газа. Созданы системы автоматизациигазоперекачивающих агрегатов с электрическим и газотурбиннымприводами. Все компрессорные станции с электроприводными агре-гатами переведены на управление с главного щита. В СКВ Газпри-боравтоматика разработана и внедрена на ряде компрессорных стан-ций пневматическая система для автоматизации газомотокомпрес-соров.

Управлениями магистральных газопроводов проведена большаяработа по переводу газораспределительных станций на надомноеобслуживание. В настоящее время в отдельных управлениях ГРСпереводятся на групповое периодическое обслуживание.

Комплексная автоматизация" магистральных газопроводов вклю-чает в себя: автоматизацию КС, ГРС, линейной части газопровода,телемеханизацию газопровода.

§ 1. АВТОМАТИЗАЦИЯ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ ГАЗОПРОВОДОВ

Автоматизация линейной части магистрального газопровода тре-бует наличия средств местной автоматики: пневмоприводных крановс автоматическим отсекающим устройством при резком падении

217

давления в трубе; телеуправляемых кранов на перемычках между нит-ками; автоматов для продувки конденсатосборников и др. В настоящеевремя такие устройства серийно не изготавливаются, что сдерживаетавтоматизацию линейной части газопровода в полном объеме. Правда,уже ряд разработок прошел промышленные испытания и рекомен-дован к серийному изготовлению. Так, ВНИИгаз и Востокгипрогазсовместно разработали пневмомагнитный конденсатоотводчик

Рис. 93. Принципиальная схема автомата АЗК-64.Bi—Bj — вентили; Mi—Mt — манометры.

АКО-ПМ, предназначенный для автоматического сброса конденсатаиз сборных емкостей конденсатосборников. Прибор АКО-ПМ регу-лирует уровень конденсата в емкости сбора, подавая команду нарегулирующий клапан. При верхнем уровне клапан открываетсяи конденсат под давлением газа передавливается. По достиженииминимального уровня конденсата АКО-ПМ подает команду на закры-тие клапана, и передавливание конденсата прекращается. Наладкаприбора АКО-ПМ производится по уровнемеру, которым оборудо-вана емкость сбора конденсата.

Для однониточных газопроводов диаметром до 800 мм с кранамиDy = 700 Востокгипрогазом разработаны автоматы АЗК-64, предна-значенные для управления закрытием крана при возможном разрывемагистрального газопровода. Конструкция автомата (рис. 93) позво-218

ляет управлять пневмоприводом крана 1 как автоматически (при рез-ком падении давления в газопроводе), так и вручную на месте припомощи пневмоклапанов 8, 9 ж 10 (нажатием на рычаг 11). Пневмо-клапан 10 служит для набивки крана смазкой. Давление к клапанамподается из резервной емкости 7, которая подключается к газопро-воду в двух точках (до и после крана) через клапан 4, который отсе-кает резервную емкость от газопровода при аварии. Этим самым со-храняется в ней первоначальное высокое давление. Газ к автоматуи резервной емкости подводится после фильтров 6 и 5.

Работа автомата основана на принципе перепада давления припомощи дроссельного устройства в мембранном приводе 14, величинакоторого зависит от скорости цадения давления в газопроводе.

При нормальной работе газопровода давление в полостях Т и Пмембранного привода одинаково, а полость цилиндра пневмопривода2 сообщается с атмосферой через пневмоклапан 9 (подвижная система13 мембранного привода находится под действием пружины 12в крайнем положении).

При разрыве газопровода, т. е. при создании скорости падениядавления 1—1,2 кГ/(см2/мин), между полостями Т и П создаетсяперепад давления, так как полость Т, соединенная с дополнительнойрасширительной емкостью 16, сообщается с газопроводом черездроссель 15. Сечение дросселя подбирается таким образом, что принормальной работе газопровода колебание давления в полостях Ти П происходит почти одновременно.

При достижении перепада давления между полостями критиче-ской величины подвижная система 13 передвигается в крайнее правоеположение и воздействует на пневмоклапан 9, который открываетдоступ газа в полость «на закрытие» пневмопривода крана. Мембран-ный привод отключается от полости высокого давления газопроводаавтоматически через клапан 3 по мере закрытия крана.

После выравнивания давления в полостях Т и П подвижная си-стема возвращается в исходное положение под действием пружины 12.

Краткая техническая характеристика автоматов АЗК-64

Минимальная скорость падения давления, при которой- автомат устойчиво срабатывает, кГ/(см^/мин) . . . .

Величина скорости падения давления в газопроводе,при которой автомат устойчиво не срабатывает,кГ/(см2/мин) . . 0,5 -г- 0,6

Минимальный перепад давления в мембранном приво-де, обеспечивающий срабатывание автомата, кГ/см%

Диаметр проходного сечения дросселя, мм . . . . . .

1,0-1,2

0,061.0

Режимы работы участков газопроводов должны соответствоватьхарактеристике АЗК-64, т. е. технологическая скорость падения да-вления в газопроводе должна быть не более 0,6, а аварийная скоростьпадения давления — не менее 1 кГ/(см2/мин).

Если режимы работы отдельных участков газопровода отличны отуказанных в характеристике АЗК-64, то автоматы, устанавливаемые

219

на этих участках, должны быть перенастроены путем измененияобъема расширительной емкости или проходного сечения дросселя.

В настоящее время ведется доработка автоматов АЗК-64 для ис-пользования их на многониточных газопроводах и газопроводахдиаметром 1000, и 1200 мм.

Для повышения надежности работы автоматов в условиях низкихтемператур и на газе, обладающем повышенной влажностью, преду-смотрен узел подготовки газа, состоящий из двух вымораживателей(рис. 94). Принцип осушки газа в вымораживателях основан на есте-

Рис. 94. Принципиальная схема подключения АЗК-64 к линей-ному крану.

1 — кран шаровой D = 15, р = 64; 2 — вымораживатель; 3 — кран ввар-ной D = 80, р = 64; 4 — конечный выключатель; 5 — пневмопривод

крана; 6 — автомат аварийного закрытия крана.

ственном выпадении гидратов в специальной емкости под действиемнизкой температуры окружающего воздуха.

Для извещения о положении пробки крана (открыто — закрыто)на нем устанавливается конечный выключатель типа ВВ-5, которыйподключается к системе сигнализации.

Востокгипрогаз-для кранов водных переходов разработал такжеспециальные автоматы типа АВПГ. Они отличаются от АЗК-64 тем,что перекрывают только поврежденную нитку перехода (сначалазакрываются все краны водного перехода, а затем открываются кранына неповрежденной нитке). Опытные образцы автоматов АВПГ прохо-дят промышленные испытания на газопроводе Средняя Азия — Центр.

Для автоматизации линейных кранов с ручным управлениемэтим же институтом разработана схема установки на них пневмо-приставок типа ППР.1, работающих от энергии транспортируемогогаза. Питание на пневмоприставку (пневмопривод) поступает отавтомата аварийного закрытия крана.

220

Пневмоприставки типа ППР1 хорошо зарекомендовали себя приопытно-промышленной эксплуатации. Серийное производство пневмо-приставок ППР1 освоено Щекинским заводом.

Пневмоприставки типа ППР1 могут быть применены на кранахD = 500 и D — 700, имеющих дополнительный червячный редук-

тор.

Рис. 95. Принципиальная схема работы пневмоприставкп ППР1.

X _ пневматический ротационный двигатель; 2 — планетарный двухступенчатый редуьтор,з — механизм переключения с ручного привода на механизированный; 4 — муфта переклю-чения- 5 19 упоры 6 16, IS "— штоки пневматического конечного выключателя; 8, 14 —рычаги п'невмоклапанов; V, 9, is, 17 - пружины; w, is, 13 - пневмоклапапы: и — автомат

аварийного закрытия крана АЗК-64 или узел управления краном ЗПУУ-z.

Для кранов, имеющих в приводе дополнительный двухступен-чатый цилиндрический редуктор, институтом разработан специаль-ный пневмопривод типа ППК1. Он представляет собой ту же пневмо-приставку ППР1, снабженную червячным редуктором, переходнымфланцем и дополнительным валом. При автоматизации кранов дан-ного типа подлежит демонтажу его дополнительный редуктор с уста-новкой на место последнего пневмопривода ППК1. Работы по уста-новке на краны пневмоприставки ППР1 и пневмопривода ППК1производятся без остановки газопровода.

Пневмоприставка ППР1 состоит из следующих основных узлов(рис. 95): ротационного пневмодвигателя 1, планетарного двухсту-пенчатого редуктора 2, механизма переключения 3 с кулачковоймуфтой 4 и рычагом пневматических конечных выключателей,к которым может подводиться питание как от автоматов аварийногозакрытия АЗК-64, так и от клапанов местного (дистанционного)управления кранами.

221

Принцип работы пневмоприставки основан на передаче враща-тельного движения пневмодвигателя через планетарный двухступен-чатый редуктор и муфту переключения на червяк второй ступениручного привода крана.

Процесс закрытия крана происходит следующим образом: посту-пивший импульс от АЗК-64 или от пневмоклапана на «закрытие»через пневмоклапан 10 передается к пневмодвигателю, которыйбудет вращаться за счет энергии газа до тех пор, пока пробка кранане займет положение «закрыто». В этом положении упор 5 нажметна шток 6 пневмоконечника и освободит рычаг 8 пневмоклапана10, который путем перекрытия линии питания отключает пневмо-двигатель.

При этом клапан другого пневмоконечника будет находитьсяв открытом положении, т. е. схема обвязки пневмоприставки прикрайних положениях пробки крана позволяет включать двигательтолько на определенное направление вращения (при положении«открыто» — на закрытие, и наоборот). В промежуточном положе-нии пробки крана оба клапана будут открыты, что позволяет вклю-чать пневмодвигатель на любое направление вращения — на откры-тие или закрытие.

Для перевода крана на ручное управление необходимо вывестииз зацепления муфту 4 с выходным валом редуктора при помощирычага переключения и сцепить с червячным колесом первой ступеничервячного редуктора крана.

Хорошо себя зарекомендовали в эксплуатации автоматы длязакрытия линейных кранов Dy = 700 типа АЗЛК, разработанныепроизводственной лабораторией Горьковского управления маги-стральных газопроводов.

Автомат АЗЛК (рис. 96) представляет собой командный меха-низм, осуществляющий подачу газа в пневмоцилиндр крана назакрытие.

Автомат обеспечивает закрытие линейного крана при скоростипадения давления в газопроводе 1,2 кГ/(смг/мин). В основу работыавтомата заложен тот же принцип, что и у автоматов АЗК-64, т. е.создание определенного перепада давления в камерах А и Б, вели-чина которого определяется скоростью падения давления в газо-проводе. Камера А автомата сообщена непосредственно с газопро-водом, а камера Б — с аккумуляторной емкостью. Между собойкамеры сообщаются через дросселирующее отверстие 0 1 мм в пор-шне 3. При нормальном режиме работы газопровода в камерахА и Б устанавливается равенство давлений.

Срабатывание автомата происходит при разности давлений междукамерами А и Б, равной 0,8 кГ/см2, которая создается при раз-рыве газопровода. Тогда под действием этого перепада давленияпоршень 3 перемещается влево, обеспечивая доступ газа в полость«на закрытие» пневмопривода крана.

В автомате предусмотрена защита ложного срабатывания в слу-чае пропуска газа уплотнительной манжетой 5. В крышке автомата

222

имеется отверстие диаметром 1,2 мм, через которое стравливаетсяв атмосферу газ, проникающий в полость пневмоцилиндра крана.Настройка автомата на указанный перепад срабатывания осуществля-ется пружиной 2.

Рис. 96. Автомат закрытия линейного крана АЗЛК.1 — корпус; 2 — пружина; з — поршень; 4 — крышка; 5 — манжета

уплотнительная.

§ 2. ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

Согласно принятой в настоящее время в СССР при эксплуата-ции газопроводов двухступенчатой структуре диспетчеризации,подразделяющейся на службу центрального и районного диспетче-ров, разработка средств телемеханики для магистральных газо-проводов проводилась в двух направлениях: 1) создание телеаппара-туры для районного диспетчера газопровода; 2) создание телеаппара-туры для центрального диспетчера.

По назначению и выполняемым функциям телемеханическиесистемы делятся на системы телеизмерения, телеуправления и теле-сигнализации. Система телемеханики включает в себя передающееи приемное устройства и соединяющий их канал связи.

Наибольшая эффективность использования систем телемеханикина магистральных газопроводах может быть получена при макси-мальном внедрении местных средств автоматики и правильном сочета-нии этих средств с применяемой системой телемеханики.

Система телемеханики районного диспетчера должна позволятьпроизводить:

223

1) контроль и управление режимом транспорта газа по участкугазопровода;

2) контроль и управление режимом работы автоматизированныхкомпрессорных и газораспределительных станций, имеющих перио-дическое обслуживание;

3) контроль за состоянием запорной линейной арматуры натрассе газопровода и работой станции катодной и дренажной защиты,а также за телеуправлением кранами на перемычках между ниткамии переходах газопровода через реки, овраги и т. п.

На районный диспетчерский пункт с контролируемых пунктовдолжна передаваться информация и должны осуществляться сле-дующие операции:

1) телеуправление компрессорными агрегатами (пуск — оста-новка) и общестанционными кранами;

2) телесигнализация о состоянии автоматических линейных кра-нов («открыт» — «закрыт»);

3) телесигнализация об отклонении от норм защитного потен-циала труба — земля;

4) аварийная (вызывная) телесигнализация (без расшифровки)о неисправностях на ГРС;

5) предупредительная телесигнализация о неполадках на ГРС;6) телеизмерение давления на выходе ГРС к потребителям и на

входе ГРС;7) телеизмерение мгновенного расхода газа на ГРС по потреби-

телям;8) телеизмерение давления газа на трассе газопровода в пунктах,

расположенных через определенное расстояние (обычно через 20 км);при этом датчики давления должны устанавливаться однотипно (дои после кранов по ходу газа);

9) телесигнализация о закрытии кранов поврежденной нитки,установленных на водных переходах и оборудованных автоматамиаварийного отключения поврежденной нитки.

Районный диспетчерский пункт оборудуется на каждой КСс установкой соответствующего пульта, снабженного мнемосхемойсо световой сигнализацией и необходимыми показывающими регист-рирующими контрольно-измерительными приборами. Районный дис-петчер руководит всей работой участка газопровода в соответствиис указаниями центрального диспетчера.

Система телемеханики центральной диспетчерской службыдолжна обеспечивать информацию с контролируемых пунктов,а также регистрацию следующих показаний:

1) давления и расхода газа, поступающего в магистральныйгазопровод;

2) давления газа на входе и выходе каждой КС;3) числа работающих компрессорных агрегатов на каждой КС;4) давления и расхода газа на ГРС;5) аварийных сигналов, поступающих с КС и с трассы газопро-

вода между КС;

224 к

6) телеизмерения давления и расхода газа при отводе в газовыехранилища и выдаче газа из них.

Величины получаемых параметров центральным диспетчеромвоспроизводятся на мнемосхеме около соответствующего на нейобъекта в виде светящегося цифрового параметра. Одновременнопроизводится автоматическая регистрация величин телеизмеряемыхпараметров на бланке цифропечатающей машинки. Так как измене-ние режима работы КС и магистрального газопровода происходит мед-ленно, то информация может подаваться не постоянно, а циклически.

В настоящее время состояние работ по телемеханизации можетбыть охарактеризовано как период создания, разработки и внедре-ния средств телемеханики на объектах магистральных газопроводов.

Системы телемеханики

Для телемеханизации технологических объектов службы район-ного диспетчера, рассредоточенных по трассе газопровода, СКВ Газ-приборавтоматика разработана система телемеханики типа ТРДС-64.

В комплект аппаратуры системы ТРДС-64 входят диспетчерскийпункт (ДП) и контролируемые пункты (КП), расположенные потрассе газопровода.

Аппаратура КП размещается в металлическом шкафу, в которомнаходятся блоки телемеханики и узел измерения с датчиками и кон-трольными манометрами.

ДП выполняется в виде стола, на котором смонтированы мнемо-схема и узлы управления. ДП рассчитан на две линии связи, к кото-рым можно подключать на одно направление до 15 контролиру-емых пунктов. На ДП у системы ТРДС-64 предусматриваются такжевыходные разъемы для подключения цифропечатающего устройства.

Состояние КП определяется с помощью лампочек белого и крас-ного цвета. Во время работы с данным контролируемым пунктомгорит белая лампочка. Красные лампочки располагаются на левоми правом углах табло и загораются в момент прихода с КП аварий-ного сигнала.

Величина измеряемого параметра выдается на табло индикации.При этом указываются наименование, величина и размерностьпараметра. Например, при замере давления табло покажет р; 35; am.При замере расхода газа — Qt; 70; 2; %.

Принцип действия системы ТРДС основан на частотном выбореобъектов и время-импульсном принципе ТИ контролируемых пара-метров. Каждому измеряемому параметру присваивается двух-частотный код с последовательной посылкой частот. При выбореКП происходит преобразование измеряемого параметра в электри-ческий импульс, началом которого является момент включенияпередатчика телеизмерения, окончанием — момент выключения его.На диспетчерском пульте фиксируется отрезок времени, в течение.которого передатчик потребляет энергию из линии. Это время отра-жается на табло цифрой.

15 И. Я. Котляр, В. М. Пиляк 2 ^ 5

Работа телесистемы происходит следующим образом. Для вызоваКП на диспетчерском пункте сначала нажимают кнопку этого пун-кта, затем кнопку необходимой телеоперации. При этом в линиюсвязи подается напряжение 220 в постоянного тока и двухчастотныйкод (из частот f1 и /2) вызываемого КП. На КП срабатывает испол-нительное реле определенной телеоперации, которое подключаетк линии связи передатчик ТИ и соответствующий датчик. Послевызывных частот в линию связи подаются импульсы постоянноготока. Эти импульсы, попадая на мостовую схему передатчика теле-измерения КП, вызывают заряд конденсатора в одном из ее плеч.Когда величина напряжения на конденсаторе сравняется с величи-ной напряжения на ползунке потенциометрического датчика, резкоупадет сопротивление передатчика, и в линии связи напряжениерезко понизится. Интервал времени с момента посылки в линиюсвязи импульса постоянного тока до момента падения напряженияв ней измеряется в приемнике телеизмерения, который находитсяна ДП. Здесь же это время преобразуется в напряжение, котороезамеряется цифровым вольтметром и воспроизводится на таблоцифровой индикации в единицах измеряемого параметра.

Система телемеханики ТРДС-64 позволяет осуществлять цикли-ческий опрос по всем телеоперациям КП, начиная с любого пункта.

В качестве датчиков — преобразователей неэлектрических техно-логических параметров в электрические сигналы — в аппаратуреТРДС-64 применяются потенциометрические датчики типа ТДБи ДДМ. Наилучшими техническими характеристиками обладаютдатчики типа ДДМ. Они имеют более высокий класс точности (по-грешность при температуре 20° С составляет не более ±0,8%, в товремя как у датчиков ТДБ при тех же условиях она достигает±2,25%) и линейную зависимость в рабочем диапазоне междуизмеряемым давлением и выходным относительным сопротивлением.

Для измерения расхода газа используется телеметрический дат-чик расхода типа ДРТ с потенциометрическим выходом, разработан-ный СКВ Газприборавтоматика. Система ТРДС-64 также позволяетприменять любые потенциометрические датчики с сопротивлениемот 500 до 2500 ом. В частности, можно использовать расходомерытипа ДМ с приставкой, имеющей на выходе унифицированныйтоковый сигнал от 0 до 5 ма.

Краткая техническая характеристика системы ТРДС-64

Число контролируемых пунктов на однонаправление 15

Количество направлений линии связи 2Дальность действия, км 100Система телеизмерения Время-импульснаяДиапазон используемых частот (подто-

нальный), гц • 70—300Основная погрешность телеизмерения

(без погрешности д а т ч и к а ) , % . . . . ± 2Продолжительность измерения одного

объекта, сек 1

226

В качестве канала связи между районным диспетчерским пунк-том и КП можно использовать двухпроводную кабельную иливоздушную линию с затуханием до 4,5 непер.

Успешно прошла промышленные пспытания система телемеха-ники ТРДС-64М, разработанная этим же СКВ и отличающаяся отТРДС-64 большим объемом операций контроля и управления:число КП на одно направление — 20; число направлений линиисвязи — 4; число ТО в каждом КП до 10, из них ЮТИ (ТС) +1АС(аварийная сигнализация) или 8ТИ (ТС) +2ТУ+1АС. Основнаяпогрешность при измерении давления не превышает 1,6% , расхода —4%.

В системе применены датчики с потенциометрическим выходоми унифицированным токовым выходом 0—5 ма с максимальнойшкалой 5, 10, 15, 60 кГ/см2 (при измерении давления) и 100% (приизмерении расхода года). Система работает устойчиво по стальнойдвухпроводной или кабельной линии связи с затуханием не более1,11 непер и омическим сопротивлением шлейфа не более 3000 ом.

Для телемеханизации районной диспетчерской службы трубо-проводов разработано устройство телемеханики ТМ-200 «Район».Устройство может обслуживать до 60 контролируемых пунктов,расположенных вдоль линии связи в одном или в двух независи-мых направлениях (до 30 КП в каждом направлении). Емкостькаждого КП следующая: 4ТИ с погрешностью 2%, 4 двухпозицион-ных сигнала, одна двухпозиционная команда телеуправления,одно телерегулирование, один аварийный сигнал. Уменьшая числошкафов, блоков и субблоков, можно получить любые модификацииКП (с меньшим объемом телеопераций). Дальность действия устрой-ства зависит от вида канала связи и количества КП, подключен-ных на одно направление. Например, при использовании воздушнойстальной цепи линии связи ( 0 4 мм) можно подключить до 20 КПна 100 км. При включении в цепь двух усилителей типа ИТУМдальность действия устройства увеличивается до 150 км, а коли-чество КП — до 60. Проводная кабельная линия 0 1,2 мм с двумяусилителями УТЧ позволяет подключать до 30 КП на 110 км.

Устройство работает в комплекте с датчиками, имеющими навыходе унифицированные дискретные сигналы в виде двоичногоили рефлексного двоично-десятичного кода или аналогичные си-гналы в виде постоянного тока 0—5 ма на сопротивлении 150 ом.

Устройство телемеханики ТМ-200 хорошо согласуется с системойТМ-100 «Трасса», предназначенной для телемеханизации центральногодиспетчерского управления объектами трубопроводов.

§ 3. ДАЛЬНЕЙШИЕ ЗАДАЧИ ПО КОМПЛЕКСНОЙАВТОМАТИЗАЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

Автоматизация и телемеханизация отдельных объектов и устано-вок на КС магистральных газопроводов успешно осуществляетсяуже в настоящее время. Это можно условно назвать первой ста-дией комплексной автоматизации и телемеханизации магистральных

15* 227

газопроводов. В дальнейшем намечено достигнуть полной авто-матизации и телемеханизации управления всем технологиче-ским, энергетическим и вспомогательным оборудованием. Работана этой стадии будет сводиться к наладочным, контрольным и ре-монтным операциям, выполняемым в основном в дневное времянебольшим штатом эксплуатационного персонала.

В настоящее время разрабатывается проект полностью автома-тизированного действующего газопровода Серпухов — Ленинградпо заданию технического управления Мингазпрома СССР. Системаавтоматизации и телемеханизации этого газопровода должна обе-спечивать управление из центрального диспетчерского пункта режи-мом работы газопровода и эксплуатацию агрегатов и установок на КСбез постоянного дежурного персонала на площадках КС, ГРС и другихобъектах. С этой целью КС необходимо оборудовать системой центра-лизованного управления и контроля компрессорными агрегатамии установками всех вспомогательных служб из одного пункта.

Предусмотрено также создание комплексно автоматизированнойГРС производительностью до 100 000 м3/ч на базе нового газорегу-ляторного оборудования и КИП, обеспечивающих надежную работуГРС без обслуживающего персонала при профилактическом осмотреоборудования один раз в 6—7 дней.

На линейной части газопровода предусматриваются специаль-ные установки к ручным кранам, разработанные Востокгипрогазом,и автоматы закрытия кранов при резком падении давления газав трубе. Предусматриваются в проекте системы телемеханизациирайонной и центральной диспетчерских служб.

Опыт по автоматизации газопровода Серпухов —Ленинград бу-дет переноситься на другие магистральные газопроводы.

Для диспетчерской службы газопровода Серпухов —Ленинградуже сейчас разрабатывается специализированная математическаяаналоговая машина, которая поможет диспетчеру находить и под-держивать оптимальный режим работы газопровода при переходес одного режима на другой. Разрабатываемая машина не предпола-гается управляющей. Функции управления остаются за диспетчером.

Ближайшими задачами в области автоматизации магистральныхгазопроводов являются:

1) обеспечение высокой эксплутационной надежности основногои вспомогательного оборудования всех технологических сооруженийгазопровода, включая аппаратуру контроля, автоматики и телеме-ханики;

2) осуществление комплексной автоматизации технологическихсооружений и объектов газопровода;

3) повышение надежности линий связи;4) создание устройств вычислительной техники.В дальнейшем следует создать автоматические телесистемы,

обеспечивающие непрерывную информацию с контролируемых пун-ктов газопровода на диспетчерский пункт с передачей всего объемаинформации в кратчайшее время.

Г л а в а I X

ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИНА

МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДАХ

§ 1. ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ ГАЗОПРОВОДА

При эксплуатации магистральных газопроводов особое вниманиеследует уделять утечкам газа через свищи и трещины. Обнаружен-ные свищи на трассе нужно ликвидировать в кратчайшие сроки,так как газ при прохождении через свищ дросселирует, что вызы-вает местное переохлаждение металла, связанное с дополнитель-ными местными сопротивлениями в металле труб. Кроме того, вслед-ствие эрозии «старые» свищи могут превратиться в сквозныеотверстия, приводящие к разрушению сварных швов или трубы.

Трещины на сварных швах тоже часто приводят к разрушениюгазопроводов, так как они являются местами концентрации напря-жений, которые значительно снижают прочность газопровода.

Мелкие утечки газа, не представляющие опасности (ликвидациякоторых может быть приурочена ко времени производства плановыхремонтных работ), должны находиться под систематическим наблю-дением линейных ремонтеров и руководства ремонтно-восстанови-тельной службы.

При осмотре трассы запрещается пользоваться огнем для оты-скания утечек газа. Запрещается также курить ближе чем в 30 мот колодцев с запорной арматурой. Во избежание ударов, способныхвызвать образование искры, крышки или двери колодцев следуетоткрывать осторожно, без резкого опрокидывания. Перед началомработ колодец проветривают в течение 3—5 мин.

Удаляемый из газопровода конденсат нужно собирать в емкостиили огражденные ямы (при отсутствии емкостей). Если конденсатне удается вывезти для использования, то он сжигается с соблюде-нием необходимых мер предосторожности.

Установку и замену манометров на трассе необходимо произво-дить при закрытом отключающем вентиле, не наклоняясь над ним,так как давлением газа может выбить манометр из рук.

Запорную арматуру на магистральном газопроводе следуетоткрывать медленно во избежание гидравлических ударов. Запре-щаются набивка сальников задвижек, подтяжка болтов и шпилекфланцевых соединений на газопроводах при давлении свыше0,7 кГ/см*.

229

Из ремонтных работ на магистральных газопроводах к категориинаиболее ответственных с точки зрения техники безопасности отно-сятся огневые работы (сварка и газовая резка).

Все виды огневых работ должны проводиться под руководствомответственного лица по инструкциям, согласованным с Госгазин-спекцией. Перед началом работ весь персонал, занятый на огневыхработах, должен изучить эти инструкции.

Для ликвидации утечек газа до начала работ по вскрытию тран-шеи давление в газопроводе должно быть снижено не менее чем на30% от величины рабочего давления. Газопровод, имеющий утечкугаза, раскапывают только вручную.

Работа в загазованных котлованах и колодцах производитсяв шланговых противогазах и со спасательными поясами. Причемшланги должны находиться вне загазованной зоны с наветреннойстороны.

Величина откосов стенок котлованов и вид крепления их опре-деляются в зависимости от глубины котлованов и рода грунта.Котлован должен иметь удобный выход в виде ступеней или поло-гого откоса.

Сбрасывание газа из ремонтируемого участка производитсятолько через свечи. Сбрасывать газ через зазоры разведенных флан-цев запорной арматуры запрещается. При сбрасывании газа всемеханизмы и аварийный транспорт должны находиться на рассто-янии не менее 150 м от продувочной свечи с наветренной стороны.Газорезные и электросварочные работы могут производиться нагазопроводе только при давлении 20—50 мм вод. ст. За давле-нием газа в трубе во время производства огневых работ долженосуществляться непрерывный контроль по жидкостным мано-метрам.

При врезке отводов, катушек или запорной арматуры необхо-димо отключать участок, где ведутся эти работы, резиновыми на-дувными шарами, которые в свою очередь должны быть защищеныот возможного попадания на них искр или брызг расплавленногометалла.

При электросварочных работах и газовой резке сварочные ап-параты, ацетиленовые газогенераторы, кислородные и ацетиленовыебаллоны должны находиться не ближе чем в 10 м от бровки котло-вана, в котором ведутся работы, с наветренной стороны. Электро-сварочные агрегаты во время сварки должны быть заземлены. Токо-ведущие провода к электроду должны быть хорошо изолированы.Исправлять сварочную цепь можно только при неработающемэлектросварочном агрегате. Сварщик при производстве работ дол-жен надевать спецодежду (брюки, куртку, ботинки с глухим верхом,рукавицы и головной убор без козырька) и пользоваться шлем-маской или щитком с защитными стеклами для лица и глаз. Стеклашлем-маски или щитка необходимо подбирать по зрению сварщика.При зачистке сварных швов или обрубке грата рабочие должныпользоваться защитными очками.

230

Газорезчики должны работать в очках со светофильтрами. Пригазовой резке необходимо следить за плотностью соединений шлангас аппаратурой, редуктором и резаком. Шланги к ним присоеди-няются при помощи стальных хомутов. Запрещается применятьацетиленовый шланг вместо кислородного, и наоборот. На шлангипри работе не должны попадать брызги металла и шлака.

Перед пуском в работу ацетиленовых генераторов необходимоубедиться в исправности предохранительного клапана и наличииводы в гидрозатворе (уровень воды в предохранительном затворедолжен находиться у контрольного, краника). Загрузку карбиданужно производить в резиновых перчатках. Во избежание искро-образования барабаны с карбидом кальция необходимо открыватьосторожно плоскогубцами или специальным ножом, а не при помощизубила и молотка.

При обращении с кислородными и ацетиленовыми баллонамиследует строго соблюдать Правила устройства и безопасной эксплуа-тации сосудов, работающих под давлением, утвержденные Госгор-технадзором. Запрещаются совместная перевозка и хранение в одномпомещении баллонов с ацетиленом и кислородом.

При производстве изоляционных работ битумными мастикамивсе рабочие должны быть снабжены спецодеждой, защищающейот ожогов: брезентовым костюмом с брюками навыпуск, кожанымиботинками, брезентовыми рукавицами и очками для защиты глазот случайных брызг горячей битумной мастики.

При варке битума необходимо соблюдать следующие правила:1) котел должен загружаться так, чтобы в расплавленном виде

битум заполнил не более 3/4 высоты котла, так как в противномслучае при вскипании битум может перелиться через край котлаи воспламениться;

2) нельзя допускать попадания воды в котел с расплавленнымбитумом, потому что вода проникает внутрь расплавленного битума,мгновенно закипает и, превращаясь в пар, разбрызгивает распла-вленный битум;

3) при воспламенении битума гасить пламя следует пеннымогнетушителем, а при отсутствии его нужно плотно закрыть котелкрышкой или металлическим листом, а огонь в топке затушитьпеском. Категорически запрещается гасить вспыхнувший битумводой;

4) наливать горячий битум из котла следует черпаком или сли-вать через кран, ни в коем случае не вычерпывать его ведрами;

5) переносить расплавленный битум нужно в ведрах, наполнен-ных на 3/4 емкости и плотно закрываемых крышками.

При подаче битума в траншею ведро с бровки нельзя передаватьиз рук в руки, так как оно может опрокинуться на принимающего.Ведро необходимо опускать на веревке с переходного мостика шири-ной около 1 м. Принимающий ведро должен находиться от местаспуска на расстоянии не ближе чем в 2 м. Брать ведро следуеттолько после того, как его опустят на дно траншеи.

231

Грунтовку разрешается приготавливать на расстоянии не менеечем в 50 м (с наветренной стороны) от места разогрева битума.Для приготовления грунтовки запрещается применять этилирован-ный бензин. Битум при температуре 80—100° С (в зависимости оттемпературы размягчения) вливают из лейки тонкой струей в бен-зин. Наносить грунтовку в траншее или котловане должны не менеечем двое рабочих. При работе с грунтовкой нельзя курить, а такженужно следить, чтобы вблизи не было открытого огня. Баки и бочки,в которых хранятся битум и грунтовка, должны быть всегда плотнозакрыты. Нельзя отвинчивать пробки бочек с бензином и грунтовкойпри помощи зубил или молотка, так как это может вызвать искруи, следовательно, взрыв.

При ремонтах защитных покрытий надземных газопроводовпутем нанесения на них лакокрасочных материалов (эмалей, лаков,грунтов), относящихся к категории легковоспламеняющихся и горю-чих, запрещаются любые работы, связанные с открытым огнем,на участках по окраске и в местах приготовления лакокрасочныхматериалов. Емкости, в которых находятся лакокрасочные мате-риалы, запрещается освещать внутри спичками или другим источ-ником огня во избежание взрыва. По окончании работ с лакокрасоч-ными материалами нужно тщательно мыть руки с мылом и смазыватьих вазелином.

Требования к инструменту

Все инструменты, которыми пользуются при слесарно-монтажныхработах на газопроводе, должны соответствовать требованиям дей-ствующих ГОСТ и нормалей и находиться в исправном состоянии.

Кувалды, топоры и другие ударные инструменты должны бытьпрочно и надежно насажены на деревянные ручки из крепких породдерева. При работе в загазованных местах ударные инструментыдолжны быть изготовлены из цветного металла (красной меДи илиомедненные). Применяемый в этих местах стальной инструментнеобходимо смазывать солидолом или другой густой смазкой. Сече-ние ручек должно быть овальным, а вся поверхность тщательнозачищена. К свободному концу ручка должна иметь небольшоеутолщение, чтобы инструмент не выскальзывал из рук. Ручки рас-клиниваются металлическими клиньями или деревянными на клеюво избежание соскакивания инструмента при ударе. Длина рукояткимолотка должна быть не менее 30, кувалды — 70 см. Необходимо,чтобы бойки молотков и кувалд имели гладкую, слегка выпуклуюповерхность, без выбоин, трещин, скосов и наклепов, чтобы рабочиене повредили рук.

Зубила и другие инструменты, используемые для рубки металла,должны иметь длину не менее 15 см. Важно, чтобы их затылкиимели некоторую выпуклость и были гладкими, без скошенныхповерхностей и заусениц. Рабочие концы их должны быть ровнымии иметь заточку согласно техническим правилам.

232

Рукоятки нажимных инструментов (ножовок, напильникови т. п.) должны быть снабжены металлическими стяжными кольцами,предохраняющими их от раскалывания.

Гаечные ключи не должны иметь сношенных боковых поверхно-стей и должны соответствовать размерам гаек.

К работе с пневматическим и электроинструментом допускаютсятолько специально обученные рабочие. Причем к работе с электро-инструментом допускаются только лица, имеющие не ниже второйквалификационной группы по технике безопасности для электро-технического персонала. В загазованных местах применяется элек-троинструмент только взрывобезопасного исполнения.

§ 2. ОБСЛУЖИВАНИЕ УСТРОЙСТВЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ ЗАЩИТЫ ОТ КОРРОЗИИ

К обслуживанию установок электрохимической защиты допу-скается персонал, имеющий квалификационную группу для электро-технического персонала по технике безопасности не ниже третьей.Линейным ремонтерам разрешается только снимать показанияизмерительных приборов установок электрозащиты без производстваработ на них.

При питании установок защиты от сетей напряжением до 1000 вс глухозаземленной нейтралью все нетоковедущие металлическиечасти выпрямителей и трансформаторов должны быть надежно за-землены. Сопротивление заземления для этих установок должно бытьне более 4 ом. Перед началом работ на СКЗ исправность защитногозаземления проверяется (внешний осмотр). При питании от воздуш-ных электропередач 6 кв и выше СКЗ должны оборудоваться грозо-защитными устройствами. Проводить работы на СКЗ во время грозыне разрешается.

При эксплуатации СКЗ и дренажных установок персонал обеспе-чивается индивидуальными средствами электрозащиты (перчатками,галошами, ботами, монтерскими инструментами с изолированнымиручками и т. п.). Во время проведения на газопроводе ремонтныхработ, связанных с разрезкой трубы, СКЗ должны отключаться,а в зоне блуждающих токов с установленными станциями дренажнойзащиты в месте разреза следует устанавливать электрические пере-мычки сечением не менее 25 мм2.

При эксплуатации СКЗ с ветровыми электрогенераторами необ-ходимо соблюдать ряд дополнительных требований по техникебезопасности:

1) не подниматься на мачту при работающем ветродвигателе;2) перед подъемом на мачту проверить надежность растяжек

и их прочность;3) строго соблюдать графики осмотров ветродвигателей, чтобы

не допускать самоотвинчивания и ослабления болтовых соединений;4) соблюдать общие правила техники безопасности при работе

на опорах и мачтах и правила пользования инструментом.

233

При обслуживании аккумуляторных батарей и приготовленииэлектролита необходимо строго выполнять существующие правилатехники безопасности при обращении с кислотами и щелочами.

Линии электропередач для питания СКЗ необходимо осматриватьв дневное время. В ночное время разрешается осматривать ЛЭПв случае аварии на газопроводе или линии связи. Прл осмотре линиилинейный ремонтер должен находиться от нее на расстоянии неменее высоты опоры. .

При обслуживании станций дренажной защиты электрическиеизмерения на рельсовых путях железной дороги должны произво-диться только после согласования программы измерений с соответ-ствующими службами железной дороги.

Длина соединительных проводов от рельса до измерительногоприбора должна быть не менее 5 м. Измерительные приборы под-ключают к рельсовому пути два человека (один наблюдает за дви-жением транспорта, другой непосредственно выполняет работу).

Подключение приборов для измерения потенциалов отсасыва-ющих кабелей тяговых подстанций должно производиться персона-лом подстанции.

Дренажный кабель подсоединяют сначала к дренажной уста-новке (с выключенным рубильником), а затем к рельсам (путевомудросселю или к сборке минусовой шины тяговой подстанции).

При производстве работ по термитной приварке стержней к дей-бтвующему газопроводу следует соблюдать следующие правила потехнике безопасности:

1) хранить термитную смесь и термитные спички в металличе-ских ящиках раздельно в сухом помещении;

2) вскрывать пакеты с термитной смесью и термитными спичкамиследует только перед началом работ;

3) сушить термитные спички запрещается;4) во время приварки запрещается оставлять в шурфе термит-

ную смесь и термитные спички; запас их должен находиться на рас-стоянии не менее 3 м от шурфа;

5) термитную сварку призводить в защитных очках.В местах, где имеются признаки утечки газа, термитная сварка

не разрешается.

§ 3. ПРИБОРЫ И ИНВЕНТАРЬ ПО ТЕХНИКЕ БЕЗОПАСНОСТИ

Для контроля степени загазованности помещений, колодцев, кот-лованов, а также для контроля газовоздушной смеси при производ-стве огневых и газоопасных работ и для обнаружения утечек газана магистральных газопроводах применяются переносные газо-анализаторы типа ПГФ-2М-И1А и П1И-3. Для определения содержа-ния кислорода в газовой смеси при заполнении газопроводов и ап-паратов газом после ремонта их используются переносные химиче-ские газоанализаторы типа ГХП-3. Действие приборов типа ПГФосновано на каталитическом сжигании газа на одной из двух подо-греваемых платиновых спиралей мостиковой электрической схемы,

234

в результате чего в мостике возникает ток разбаланса, зависящийот концентрации газа в воздухе и измеряемый гальванометром.Газоанализаторы типа ПГФ позволяют определять присутствиев воздухе метана и водорода и давать довольно точные показанияпри температуре окружающей среды от —20 до —1—40° С. Исполнениеприборов ПГФ-2М-И1А взрывобезопасное.

Газоанализатор ШИ-3 (шахтный интерферометр) предназна-чен для определения содержания метана и углекислого газа в воз-духе. Шкала прибора отградуирована в процентах концентрацииметана или углекислого газа от 0 до 6%. Действие прибора ШИ-3основано на измерении величины смещения интерференционнойкартины, которая возникает вследствие постоянной, заданной самимприбором разности хода интерферирующих лучей, один из которыхпроходит через газовую камеру, а другой через воздушную камеруприбора. При одинаковых в оптическом отношении газах, заполня-ющих во'здушную и газовую камеры прибора, смещения интерфе-ренционной картины не наблюдается. Такое положение приборасчитается нулевым.

При заполнении газовой камеры прибора контролируемой газо-воздушной смесью получается дополнительная разность хода лучей,и интерференционная картина смещается от своего нулевого положе-ния. Чем больше будет разница рефракций сравниваемых газов,тем больше будет смещаться интерференционная картина. Разницав коэффициентах преломления воздуха и газовоздушной смесипропорциональна объемному содержанию контролируемого газав воздухе.

В химической лаборатории Ленинградского управления маги-стральных газопроводов по инициативе Госгазинспекции исследо-валась возможность определения паров сжиженных газов в воз-духе при помощи ШИ-3 без каких-либо переделок прибора. В ре-зультате экспериментов был найден коэффициент пересчета шкалы,равный 5,8 (например, при содержании пропан-бутана в смеси 1%показание шахтного прибора составляет 5,8%, при содержаниипропан-бутана 0,4% — показание 2,3%), т. е. при определениипропан-бутана прибором ШИ-3 нужно полученное по шкале значе-ние разделить на коэффициент 5,8.

Прибор ГХП-3 (Орса — Фишера) является переносным хими-ческим газоанализатором с тремя поглотительными сосудами. С по-мощью этого прибора можно определять в газовой смеси концентра-цию кислорода, двуокиси углерода, окиси углерода и непредельныхуглеводородов. Концентрация этих компонентов определяется пу-тем поглощения их химическими растворами. В частности, дляпоглощения кислорода применяется раствор, состоящий из 80 гедкого кали и 160 г дистиллированной воды. К раствору добав-ляется 35 г пирогаллола. Все детали прибора монтируются в дере-вянном ящике.

При работе в загазованной среде для защиты органов дыханияприменяются шланговые противогазы ПШ-1 и ПШ-2-57. Конец

235

хомЗапломбиробатьэлектросваркой.

9

7

шланга закрепляется в выбранном месте с наветренной стороны,чтобы работающий в загазованной среде мог дышать чистым возду-

без всякой примеси газа. Противогазы ПШ-2-57 отличаютсяот противогазов ПШ-1тем, что они снабженыручным или электрическимвентилятором для нагне-тания чистого воздуха,вследствие чего длинашланга может быть уве-личена до 40 м (у само-всасывающих противога-зов ПШ-1 длина шлангаможет быть от 8 до 12 м).

При работе в загазо-ванных средах (колодцах,котлованах, аппаратахи т. п.) применяются так-же спасательные поясас лямками. К лямкампояса привязывается ве-ревка, позволяющая в слу-чае необходимости быстроподнять наверх рабочего.Спасательные пояса и ве-ревки подлежат проверкев следующие сроки: поясас кольцами для караби-нов — 2 раза в год испы-танию на прочность стати-ческой нагрузкой 200 кГ;веревки испытываются напрочность такой же на-грузкой 4 раза в год. Поясаосматриваются каждый

Запломбироватьэлектросваркой

Рис. 97. Конструкция светильника СГГ-1.

1 — скоба поясная; г — крышка; з — втулка зажим-ная; 4 — трубка резиновая; 5 — провод; 6 — колодкауплотняющая; 7 — втулка контактная; 8 — крючок;9 — штуцер фары; 10 — рефлектор; 11 — винт плом-бировочный; 12 — кольцо фары; 13 — лампочканакаливания; 14 — стекло; 15 — контакт; 16 —шай-ба; 17—прокладка уплотняющая; 18 — винт спе-циальный; 19 — гайка специальная; 20 — прокладкаконденсационная; 21 — аккумуляторная батарея;

22 — корпус.

раз до и после примене-ния, веревки — перед каж-дым применением.

В качестве переносныхсветильников на газопро-водах распространенывзрывобезопасные аккуму-

ляторные лампы типа ЛАУ и ЛАТ. Более удобными при работе явля-ются лампы ЛАТ, так как они дают направленный световой поток.

В последнее время на магистральных газопроводах применяютсветильники СГГ-1 с герметичной аккумуляторной кадмиево-нике-левой батареей КНГ-1ОД, которые используются для индивидуаль-ного освещения в подземных выработках угольных шахт.

236

Светильник СГГ-1 (рис 97) состоит из двух основных узлов —герметичной аккумуляторной батареи в пластмассовом корпусе-и фары с крышкой.

Корпус представляет собой коробку прямоугольного сеченияс тремя ячейками, в каждую из которых помещается аккумуляторКНГ-ОД. Аккумуляторы соединяются между собой перемычкой.Корпус соединяется с крышкой двумя винтами, пазы для которыхпри эксплуатации светильников должны быть залиты битумноймассой МБ-90 по ГОСТ 6997—54. Крышка соединяется с фаройдвужильным шланговым проводом.

Фара светильника представляет собой пластмассовый корпус,в котором смонтированы патрон, контактная система лампы накали-вания и переключатель, контактная втулка с контактом и уплотня-ющая колодка. Кольцо фары изготовлено из волокнита. Для закре-пления корпуса фары при работе служит специальный крючок.Рефлектор фары может изготовляться с полированной поверхно-стью по специальному заказу потребителя.

Чтобы фара и корпус не открылись в загазованной среде, на нихимеются винтовые затворы с проволочными пломбами, которыедолжны быть заварены электросваркой.

Техническая характеристика светильника

Максимальный световой поток фары, лм 30Продолжительность непрерывного горения,

ч Не менее 10Исполнение РПНоминальное напряжение батарей, в . . . 3,75Емкость батарей, а • ч 10Время заряда, ч . . . . , 12—15, но

не более 24Габаритные размеры светильника, мм . . Не более

71X145X194Вес, кг Не более 2,55

Серийное изготовление светильников налажено на Прокопьев-ском заводе шахтной автоматики.

П р о д о л ж е н и е п р и л о ж е н и я 2

Наименование

Количество длягазопроводов

диаметром, мм

до 500

2521111111

10221222

1606060

224

602

20200800100

10201010

114

55

700 и выше

2521112121

10221522

1606060

224

603

40400

1600200

10201510

1' \

65

1010

Катушка из труб (диаметр катушки должен соответ-ствовать диаметру труб)

Шаблоны для разметки разныеВытяжные свечи диаметром 150—200 ммМанометр со шкалой 100 кГ/см^ с переходным штуцеромШтангенциркуль . .-УровеньЛампа паяльнаяЛинейка мернаяШприц для набивки смазкиПаяльникБаллоны с кислородомКислородные редукторыБаллоны с ацетиленом .Ацетиленовый редукторБаллоны пропан-бутановые с редукторомНаборы горелок для газовой резки (комплект) . . . .Наборы горелок для'газовой сварки (комплект) . . .Приспособление для "^обрезки концов труб под фаску

типа РФ ,Шланги ацетиленовые, мШланги кислородные, мКабель ПРГФ-35-50 мм*, мМаски электросварщикаДержатели электродовПрожекторы 0,5 кетКабель осветительный, мПолотенца для изоляции труб .Крафт-бумага, кгБризол, .и2

Битум марки БН-4, кгЛента полихлорвиииловая для изоляции газопровода, кгПлащи, ватные и брезентовые костюмы, валенки, полу-

шубки (комплект)Сапоги резиновые и болотные, парОчки защитные, парАсбестовая кошма,м 2

Запасные части к кранамЧервяк редуктораЧервячный секторПодшипники для червякаНабивочные болтыШпонкиОбратные клапаны смазочного канала (комплект) . .

П р и м е ч а н и я . 1. В табель не включен хозяйственный транспорт, спе-циальный и измерительный инструмент механических мастерских. 2. В зави-симости от условий района (многониточный'газопровод, болотистая местность,скальные грунты п др.) табель может быть расширен и дополнен специальнымимеханизмами.

240

П Р И Л О Ж Е Н И Е 3. ИНСТРУМЕНТЫ И МАТЕРИАЛЫВ ДОМЕ ЛИНЕЙНОГО ОБХОДЧИКА-РЕМОНТЕРА

Инструменты и материалы Количество

Полевой телефон

Когти монтерские, пара

Пояс монтерский

Плоскогубцы по меди »

Плоскогубцы по стали

Изолятор ТФ-2

Ключ для крючьев

Крючья КН

Резиновые перчатки, пара

Шесты для обивкп льда и снега длиной 5,5 м

Проволока линейная медная 4 мм, кг . . . .

Проволока линейная стальная 4 мм, кг . . .

Проволока медная вязочная 2,5 мм, кг . . .

Проволока стальная вязочная 2,5 мм, кг . . .

Столбы телеграфные

Элементы сухие ЭС

Блок малый с лапками

Блочная веревка, м

Сжимы контрольные, 4 мм

Каболка смоляная, кг

Трубки «Арльда» для проводов А мм . . . .

Капсюли микрофонные

Микротелефонная трубка

Термитные шашки со спичками

Полевой телефонный кабель ПТФ-7, км . . .

Траверсы

Штыри

Манометры

Пила поперечная

Трубы, % от длпны участка

16 и. Я. Котляр, В. М. Пиляк

1

1

1

1

1

20

1

5

1

25

20

20

5

5

5

4

1

15

5

2

10

2

1

10

1

2

5

2

1

0,3, но не менее1 трубы для

каждого уло-.женного

сортамента

241

П р о д о л ж е н и е п р и л о ж е н и я- 4

Характеристика покрытия трубы

1. Защитная обмотка (крафт-бумага)

а ) материал обмотки _ _

б) состояние материала (трещины, морщины, разбухание, разрыв, гнилость)

2. Усиливающий материал '(гидроизол, мешковина и пр.) и его состояние

3. Состояние битумного покрытия (без защитной обмотки):

а) ебщая толщина слоев

б) наличие морщин, трещин, сквозных или частичных, разбухание, гни/лость, пористость, разрывы, вмятины и пр

в) прочность соединения изоляции с металлом трубы (прилипание)

г) эластичность или хрупкость битумного покрытия .

4. Состояние поверхности трубы (чистая поверхность; ржавчина; ржавчинаместами; наличие каверн, их наибольшие размеры, глубина и частота наповерхности трубы)

5. Результаты проверки дефектоскопом на пробной изоляции

•6. Заключение о годности изоляции к дальнейшей эксплуатации

Начальник_____________РУ_______________ Мастер_______________________

Начальник аварийной службы

244 _'

| -

i

Л И Т Е Р А ТУРА

А н д р е е в Г. С. Ведение огневых работ на магистральном газопроводе.Изд. 2-е. Л., Недра, 1966.

А н у ч к и и М. А. Производство сварочных работ при врезке в действующиегазопроводы. Экспресс-информация по эксплуатации магистральных га-зопроводов, № 3, 1962.

Б а я с а н о в Д. Б. Автоматическое управление магистральными газопрово-дами. М., Недра, 1964.

Б е л я е в Б . В., Ч е р н я е в Д . А., С о щ е н к о Е . М . Ремонт магистраль-ных трубопроводов и оборудования нефтеперекачивающих станций.М., Недра, 1965.

Временная инструкция по химической расчистке трасс электропередачи от ку-старника. Оргрэс, 1963.

Г е р е н р о т И. С. Аварийно-ремонтная служба на газопроводе. М., Гостоп-техиздат, 1962.

Е г е р м а н Г. Ф. и др. Эксплуатация линейной части магистральных газо-проводов. М., Недра, 1968.

К л и м о в с к и й Е. М. Продувка и испытание магистральных трубопро-водов. М., Недра, 1968.

К о р т у н о в А. К. и др. Газовая промышленность США. Недра, 1964.Kja т л я р И. Я. Организация эксплуатации магистральных газопроводов.

Л., Недра, 1964.М и т р о ф а н о в И. А. Обслуживание линейной части магистральных газо-

проводов. Изд. 2-е. Л., Недра, 1969.Н е ч а е в М. А. Техника безопасности при транспортировке, распределении

и использовании газового топлива. Л., Гостоптехиздат, 1962.Н е ч а е в М. А. и др. Справочник работника магистрального газопровода.

Л., Недра, 1966. 'Н и к и т е н к о Е. А. Электрохимическая защита магистральных газопрово-

дов. М., Гостоптехиздат, 1962.П и л я к В. М. Эксплуатация газораспределительных станций. Л., Недра,

1969.Р а щ е п к и н К. Е. и др. Обслуживание линейной части магистральных

нефтепроводов и продуктопроводов. М., Недра, 1969.С м и р н о в А.С. и др. Транспорт и хранение газа. Гостоптехиздат, 1962.Т а р а н В. Д. Сооружение магистральных трубопроводов. М., Недра, 1964.Т и т о в Н. С, С и д о р о в В. А. Выполнение гидравлических расчетов

магистральных газопроводов и отводов графическим путем. Экспресс-информация по эксплуатации магистральных газопроводов, № 1, 1962.

Ф р и д м а н О. М., С е д л у х а Г. А. Изоляционные работы на городскихгазопроводах. Л., Недра, 1965.

Ц и к е р м а н Л. Я., Н и к о л ь с к и й К. К., Р а з у м о в Л. Д. Расчеткатодной защиты трубопроводов. М., Гостоптехиздат, 1958.

О Г Л А В Л Е Н И Е

Стр.

Введение 3

Г л а в а I. Подготовка газа перед дальним транспортом 5§ 1. Очистка газа от механических примесей —§ 2. Осушка газа 11§ 3. Одоризация хаза 21

Г л а в а II. Технология транспорта газа по магистральным газопроводам 28§ 1. Основные сооружения магистральных газопроводов . . —§ 2. Режим работы магистрального газопровода 40§ 3. Диспетчерский контроль за работой газопровода . . 53

Г л а в а III. Устройство линейной части магистральных газопроводов 57§ 1. Трубы . —§ 2. Запорная арматура 60§ 3. Переходы газопроводов через естественные и искус-

ственные препятствия 73§ 4. Конденсатосборники 80§ 5. Колонки для редуцирования газа 83§ 6. Дома линейных ремонтеров —

Г л а в а IV. Обслуживание линейной части магистральных газопроводов 86§ 1. Полоса отвода и охранная зона —§ 2. Обслуживание линейных сооружений газопровода . . 88§ 3. Обслуживание запорной арматуры, расположенной

на магистральном газопроводе 100§ 4. Борьба с гидратообразованием и закупоркой газопро-

водов 104§ 5. Очистка внутренней поверхности магистрального газо-

провода 114§ 6. Расчистка трассы газопровода от кустарников при по-

мощи гербицидов 116§ 7. Техническая документация 122

Г л а в а V. Ремонт линейной части магистральных газопроводов . . . 124§ 1. Текущий и средний ремонт —§ 2. Ремонт оборудования линейной части газопроводов . 126§ 3. Капитальный ремонт газопроводов 128§ 4. Производство огневых работ 135§ 5. Ремонт изоляции газопроводов 164

Г л а в а VI. Технический надзор за строительством и вводом газопрово-дов в эксплуатацию 173

§ 1. Технический надзор за строительно-монтажными рабо-тами —

246

Стр.

§ 2. Продувка п испытание магистральных газопроводов 186§ 3. Приемка магистральных газопроводов в эксплуатацию 192

Г л а в а VII. Электрохимическая защита магистральных газопроводовот почвенной коррозии 194§ 1. Станции катодной защиты 197§ 2. Протекторные установки 208§ 3. Дренажные установки 210§ 4. Применение вентильных протекторов для защиты газо-

проводов от коррозии 212§ 5. Контроль эффективности электрохимической защиты

и коррозионного состояния газопровода 213§ 6. Организация службы электрохимической защиты в рай-

онных управлениях магистральных газопроводов . . . 215

Г л а в а VIII. Автоматизация и телемеханизация магистральных газо-проводов 217

§ 1. Автоматизация линейной части газопроводов . . . . —§ 2. Телемеханизация магистральных газопроводов . . . . 223§ 3. Дальнейшие задачи по комплексной автоматизации ма-

гистральных газопроводов 227

Г л а в а IX. Техника безопасности на магистральных газопроводах 229§ 1. Обслуживание и ремонт линейной части газопровода —§ 2. Обслуживание устройств электрохимической защиты

от коррозии 233§ 3. Приборы и инвентарь по технике безопасности . . . 234

Приложения 238

Литература 245

ЭКСПЛУАТАЦИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ...

Documents

Transcript of ЭКСПЛУАТАЦИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ...