7224

21

При катодной защите (рисунок 3а) защищаемый объект

(трубопровод 1) присоединяют к отрицательному полюсу внешнего источника постоянного тока 3, и он становится катодом. Положительный полюс источника тока присоединяют к специальному заземлителю 5,

играющему роль анода. Создается замкнутая электрическая цепь, по которой ток из источника 3 проходит от анода через землю к защищаемому трубопроводу 1 и далее к отрицательному полюсу внешнего источника тока 3. При этом анодный заземлитель постепенно разрушается и обеспечивается защита трубопровода, поскольку происходит его катодная поляризация. Источником тока являются станции катодной защиты различных типов, преобразующие подводимый к ним переменный ток в постоянный или использующие химические источники питания. В качестве анодных заземлителей применяют стальные, угольные или графитовые электроды.

Рисунок 4 – Принципиальная схема катодной

а) и протекторной б) защиты подземного трубопровода

22

1 – защищаемый трубопровод; 2, 4 – дренажные кабели; 3 – внешний источник электрического тока; 5 – анодное заземление;

6 – изолированные кабели; 7 – контрольно-измерительная колонка;

8 – контрольный вывод; 9 – протектор; 10 – заполнитель-активатор

Достоинство катодной защиты – надежность, долговечность;

недостаток – относительная сложность аппаратурного оформления.

Протекторная защита по принципу действия является вариантом катодной защиты. Отличие состоит в том, что в электрической цепи используется протектор (анодный заземлитель), обладающий в коррозионной среде более отрицательным электрохимическим потенциалом, чем металл защищаемого объекта (рисунок 4б). Протектор

5, соединенный изолированными кабелями 2 с защищаемой конструкцией

1, создает короткозамкнутый гальванический элемент, в котором электролитом служит грунт, содержащий влагу, катодом – металл защищаемого объекта, анодом – металл протектора. Возникающий защитный ток подавляет токи электрохимической коррозии и обеспечивает создание защитного электрического потенциала на защищаемом объекте (газопроводе); при этом протектор, будучи анодом,

подвергается постепенному разрушению.

Протектор изготовляют из цветных металлов: цинка, алюминия,

магния и их сплавов. Для уменьшения переходного сопротивления и повышения эффективности защиты протектор устанавливают в заполнитель-активатор 10, приготовленный из смеси сернокислых солей,

23

глины и воды. Преимущество протекторной системы заключается в простоте, дешевизне, возможности оставлять ее без постоянного обслуживания, ограничиваясь проверками и заменой протектора.

Недостатки – некоторая нестабильность защитного тока (обусловлена некоторой пассивацией протектора) и относительно малый срок службы протекторов.

Для электрического секционирования и электрической изоляции отдельных участков газопроводов применяют изолирующие фланцевые соединения (ИФС). Изолирующие соединения не являются самостоятельным средством защиты подземных газопроводов от коррозии, и их применяют, как правило, совместно с устройствами электрохимической защиты в целях повышения ее эффективности.

Устанавливают ИФС на вводах и выводах из ГРП, на переходах через препятствия, в местах выхода газопровода из земли, за запорными устройствами по ходу газа. На наружном газопроводе ИФС должен быть установлен на высоте, обеспечивающей безопасность и удобство обслуживания, и должен быть защищен от атмосферных осадков.

В изолирующем фланцевом соединении (рисунок 5) кроме двух основных фланцев 6, 10 имеется специальный фланец 8 толщиной от 16

до 20 мм (в зависимости от диаметра газопровода). Между соединительным и изолирующим фланцами установлены прокладки 9

толщиной 4 мм из паронита ПМБ, пропитанного бакелитовым лаком.

Стягивающие болты 1 заключены в разрезные втулки 5 из фторопласта ФУ. Между шайбами и фланцами также имеются изолирующие

24

прокладки 3 из паронита с пропиткой. По периметру кольца имеются резьбовые гнезда с винтами, которые используют для крепления проводов при проверке электросопротивления между каждым из фланцев газопровода и кольцом 8.

Рисунок 5– Изолирующее фланцевое соединение

1 – стягивающий болт; 2 – шайба; 3, 9 – паронитовые прокладки;

4 – газопровод; 5 – фторопластовая втулка; 6, 10 – фланец; 7 – винт;

8 – специальный фланец

25

ИФС подлежат испытанию на прочность и плотность, а также на наличие разрыва в электрической цепи, где он установлен, и на отсутствие короткого замыкания после установки. Электросопротивление должно быть не менее 2 кОм.

Для выполнения систематических измерений электрических потенциалов земля– газопровод используют водосборники и гидрозатворы. К водоотводящей трубке или футляру приваривают контактную пластину, а рядом с трубкой, до установки ковера, забивают электрод заземления .

Требования по защите подземных сооружений от коррозии определяются следующими документами: ГОСТ 9.602-89. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии; Правила технической эксплуатации в газовом хозяйстве РФ

Защита газопроводов, а также трубопроводов продувочных, сбросных и безопасности от атмосферной коррозии выполняется лакокрасочными покрытиями (пассивная защита), выдерживающими температурные изменения и влияние атмосферных осадков (для надземных газопроводов). Покрытие должно быть желтого цвета согласно ГОСТ 14202-69.

Для окраски надземных газопроводов рекомендуется эмаль ХВ-124, а для внутренних газопроводов – эмаль ПФ-115. В последнее время используют покрытие на основе битумно-полимерных, битумноминеральных, полимерных, этиленовых и битумно-резиновых мастик

(ГОСТ 15836-79).

Окраску можно выполнять по всей длине газопровода или отдельными участками, длина которых в зависимости от диаметра трубы, должна быть, м: до 80 мм – 2, от 81 до 160 мм – 3, от 161 до 300 мм – 4, свыше 300 мм – 6. Оба конца участка должны быть окрашены, соответственно указанным выше диаметрам, красными полосами шириной не менее, мм: 40, 50, 70, 100. Остальная поверхность

26

газопровода может быть окрашена в другой цвет, кроме цветов, принимаемых в качестве опознавательных для других сред (зеленый, красный, синий и т.п.).

Противокоррозионное покрытие должно иметь достаточные механическую прочность, пластичность, хорошую прилипаемость к металлу труб, обладать диэлектрическими свойствами, а также оно не должно разрушаться от биологического воздействия и содержать компоненты, вызывающие коррозию металла труб.

На территориях промышленных предприятий для строительства газопроводов применяют только стальные трубы.

2.4. Правила безопасности для наружных и внутренних

газопроводов

Величина давления газа на выходе газорегуляторных станций (ГРС)

должна поддерживаться Поставщиком на уровне номинальной,

определенной проектом.

Контроль за давлением газа в сетях городов и населенных пунктов должен осуществляться измерением его не реже 1 раза в год (в зимний период) в часы максимального потребления газа в точках, наиболее неблагополучных по режиму газоснабжения.

Проверка наличия влаги и конденсата в газопроводе и их удаление должны проводиться с периодичностью, исключающей возможность образования закупорок.

Действующие наружные газопроводы подвергаются периодическим обходам, приборному техническому обследованию, диагностике технического состояния, текущим и капитальным ремонтам с

27

периодичностью, установленной «Правилами безопасности в газовом хозяйстве».

При обходе надземных газопроводов должны выявляться утечки газа,

перемещения газопроводов за пределы опор, наличие вибрации,

сплющивания, прогиба, просадки, изгиба газопровода и повреждения опор, состояние отключающих устройств и изолирующих фланцевых соединений, средств защиты от падения электропроводов, креплений и окраски газопроводов, сохранность устройств электрохимической защиты. Обход не реже 1 раза в 3 месяца может производиться одним рабочим. Выявленные при этом неисправности должны устраняться,

повреждения окраски газопроводов восстанавливаться.

При обходе подземных газопроводов выявляются утечки газа на трассе газопровода по внешним признакам и приборами. Отбор и анализ проб на присутствие газа осуществляется в колодцах и камерах подземных сооружений (коммуникаций), контрольных трубках, подвалах зданий, шахтах, коллекторах, подземных переходах. Обход трасс подземных газопроводов производится бригадой в составе двух человек по маршрутным картам.

При обнаружении загазованности сооружений на трассе газопровода или утечки газа по внешним признакам рабочие, проводящие обход,

обязаны немедленно известить аварийно-диспетчерскую службу и до приезда бригады принять меры по предупреждению окружающих

(жильцов дома, прохожих) о загазованности и недопустимости курения,

пользования открытым огнем, электроприборами и необходимости

28

проветривания помещений. Результаты обхода газопроводов должны отражаться в журнале.

Владельцы зданий обязаны содержать подвалы и технические подполья в состоянии, обеспечивающем возможность их постоянного проветривания и проверки на загазованность.

Внеочередные приборные технические обследования стальных газопроводов проводятся при обнаружении неплотности или разрыва сварных стыков, сквозных коррозионных повреждений, а также при перерывах в работе электрозащитных установок в течение года.

При приборном техническом обследовании подземных стальных газопроводов выявляются места повреждения изоляционных покрытий и утечки газа. Утечки газа на газопроводах, обнаруженные при приборном техническом обследовании, устраняются в аварийном порядке.

Дефекты изоляционных покрытий, выявленные на газопроводах,

расположенных в зонах опасного влияния блуждающих токов и на расстоянии менее 15 метров от административных, общественных и жилых зданий, должны устраняться в течение 1 месяца, в остальных случаях – не позднее чем через 3 месяца после их обнаружения.

По результатам приборного технического обследования составляется акт, в котором с учетом выявленных дефектов и оценки технического состояния дается заключение о возможности дальнейшей эксплуатации газопровода, необходимости и сроках проведения его ремонта или замены.

29

2.5. Размещение отключающих устройств на газопроводах

–на вводах в жилые, общественные, производственные здания или в группу смежных зданий, перед наружными газопотребляющими установками;

–на вводах в ГРП, на выходе из ГРП при закольцованных газопроводах в системах с двумя и более ГРП.

–на ответвлениях от уличных газопроводов к отдельным микрорайонам, кварталам, группам жилых домов или отдельным домам при числе квартир более 400;

–для отключения отдельных участков газопроводов с целью обеспечения безопасности и надежности газоснабжения;

–при пересечении водных преград двумя нитками и более, а также одной ниткой при ширине водной преграды 75 м и более при меженном горизонте;

–при пересечении железных дорог общей сети и автомобильных дорог I и II категории.

отключающие устройства допускается не предусматривать:

–перед ГРП предприятий, если отключающее устройство, имеющееся на отводе от распределительного газопровода, находится от ГРП на расстоянии не более 100 м;

–на пересечении железнодорожных путей общей сети и автомобильных дорог I и II категории при наличии отключающего устройства на расстоянии от путей (дорог) не более 1 000 м, обеспечивающего прекращение подачи газа на участке перехода (линейные задвижки, отключающие устройства после ГРП, ГРС).

30

Размещение отключающих устройств следует предусматривать в доступном для обслуживания месте.

Отключающие устройства на наружных газопроводах следует размещать в колодцах (рис. 6), наземных шкафах или оградах, а также на стенах зданий

Рис.6. схемы колодцев глубокого заложения с двумя задвижками:

а — чугунными; б — стальной и чугунной; в — стальными

на подземных газопроводах отключающие устройства следует предусматривать, как правило, в колодцах.

колодцы для размещения отключающих устройств на газопроводах следует предусматривать из негорючих, влагостойких и биостойких материалов. конструкцию и материал колодцев следует принимать из условия исключения проникания в них грунтовых вод. наружную поверхность стенок колодцев необходимо предусматривать гладкой,