МУ Экспл и Ремонт МГ,ХГиН. Эксплуатация линейной части магистральных трубопроводов 12
 Скачать 1.72 Mb.
|
|
Тема 2.2 Эксплуатация установок электрохимической защиты Основы электрохимической коррозии металлов и сплавов. Процессы образова- ния микро- и макроэдектрических элементов, химические реакции, протекающие при этом. Понятие о водородном показателе почв, их коррозионная активность. Электро- химический ряд напряжений металлов, электроды сравнения. Собственный потенциал трубопровода, его изменение в пространстве и во времени. Биокорррозия и борьба с ней. Антикоррозионные покрытия и консервационные смазки: типы, марки покрытий и смазок, сроки службы конструкций покрытий раз- личных типов, нанесение покрытий на трубопровод; коррозия блуждающими токами и борьба с ней, источники блуждающих токов, их коррозионная активность принци- пиальные схемы электрических дренажей, их оборудование. Протекторная защита трубопроводов: принцип работа протекторных установок, конструкции протекторов, их подключение к трубопроводу и оборудование. Преиму- щества и недостатки протекторных установок. Станции катодной защиты (СКЗ), принцип действия, оборудование, приборы и конструкции СКЗ различных типов, их преимущества и недостатки. Техническое обслуживание и ремонт средств электрохимической защиты Техническая документация. Контроль состояния и ремонт защитных покрытий. 29 Требования безопасного проведения работ по защите от коррозии. Методические указания Линейная часть магистральных газопроводов, арматура, наземные сооружения, как правило, изготавливаются из углеродистых и низколегированных сталей. Срок службы и надежность работы оборудования и линейной части в значительной степени зависят от защиты его от постепенного самопроизвольного разрушения при взаимо- действии с жидкостями, газами, воздухом. Необходимо помнить, что в зависимости от способа взаимодействия металла с окружающей средой различают два вида коррозии: химическую и электрохимическую. Химическая коррозия происходит по законам кинетики химических реакций металлов, в этом случае появления электрического тока не происходит. Электрохимическая коррозия сопровождается ионизацией атомов металла при его соприкосновении с агрессивной средой (электролитом).В этом случае скорость коррозии зависит от разности потенциалов между анодом и катодом. Продукты корро- зии образуются только на анодных участках. Магистральные газопроводы подверже- ны в основном подземной коррозии, являющейся одним из видов электрохимической коррозии. Биокоррозия представляет собой разрушение металла под влиянием жизнедея- тельности организмов. Коррозия внешним током - это вид электрохимической коррозии под влиянием электрического тока внешнего источника, а блуждающим током- под воздействием блуждающих токов. Защита подземных трубопроводов от почвенной коррозия может быть ак- тивной и пассивной. К активным средствам защиты подземных трубопроводов от наружной коррозии относятся электрические методы, катодная и протектор- ная защита. При пассивной защите на наружную поверхность трубопроводов наносят покрытия и изоляцию, при активной – устраняют причины, вызываю- щие коррозию. После этого необходимо рассмотреть антикоррозионные покрытия, изучить их свойства. Необходимо отметить, что изоляция, наносимая на газопровод, является до- статочно большим омическим сопротивлением, отделяющим поверхность газопрово- да от почвенного электролита. В зависимости от защитной способности покрытий для конкретных условий эксплуатации газопровода различают два типа изоляции − нор- мальный и усиленный, а в зависимости от используемых материалов − мастичные (би- тумные и каменноугольные), полимерные (экструдированные из расплава, сплавляе- мые на трубах из порошков, накатываемые на трубы; из эмалей; из изоляционных 30 лент). Рассмотреть физико-механические свойства изоляционных материалов, их пре- имущества и недостатки. В состав средств электрохимической защиты металлических сооружений от коррозии и блуждающих токов входят: устройства по созданию катодной поляризации (катодная и протекторная защиты) на подземных металлических сооружениях с сопутствующими; станции дренажной защиты (СДЗ), кабельные линии подключения к источнику блуждающих токов. Изучить источники блуждающих токов, их коррозионную активность, принци- пиальные схемы электрических дренажей, их оборудование. Необходимо знать, что дренажная защита трубопроводов от электрокоррозии обеспечивается отводом блуждающих токов с сооружений к источнику этих токов. В этом случае уста- навливаются анодные зоны на трубопроводе, для чего осуществляется его со- единение через дренажное устройство с отрицательной шиной тяговой под- станции или на сборную шину отсасывающих линий тяговой подстанции. Рассмотреть протекторную защиту трубопроводов, принцип работы про- текторных установок. Принцип действия протекторной защиты аналогичен принципу действия катодной. Разница в том, что для необходимой защиты ток создается крупным гальваническим элементом, в котором роль катода играет трубопровод, а роль анода − более электроотрицательный металл. Положитель- ный полюс − это трубопровод, а отрицательный − анод (протектор), разрушае- мый в процессе эксплуатации. Особо обратить внимание на преимущества и недостатки протекторных установок. Изучить принцип действия станций катодной защиты. Необходимо пом- нить, что катодная защита предохраняет трубопровод от разрушения почвенной коррозией и от блуждающих токов, если не целесообразно использование элек- тродренажной защиты. При использовании катодной защиты отрицательный полюс источника подключается к трубопроводу, а положительный − к аноду − заземлителю (искусственно созданному). Принята следующая периодичность проверки работы средств ЭХЗ: Два раза в год на установках, обеспеченных дистанционным контролем, и на уста- новках протекторной защиты; два раза в месяц на установках, не обеспеченных дистанционным контролем; четыре раза в месяц на установках, находящихся в зонах действия блуждающих токов и не обеспеченных дистанционным контро- лем. При проверке работы установок ЭХЗ измеряют и фиксируют следующие показатели: напряжение и ток на выходе станций катодной защиты (СКЗ), по- тенциал в точке дренажа; потенциал и ток протекторных установок. 31 Данные показатели фиксируются в журнале эксплуатации средств ЭХЗ. Измерение защитных потенциалов на нефтепроводе на всех контрольно- измерительных пунктах проводится два раза в год. Электрохимическая защита должна обеспечивать в течение всего срока эксплуатации непрерывную во времени катодную поляризацию трубопровода на всем протяжении не меньше минимального ( – 0,85 В для поляризационного и – 0,9 В для потенциала с омической составляющей) и не больше максималь- ного ( – 3,5 В для потенциала с омической составляющей) защитных потенциа- лов. После укладки и засыпки законченных строительством или ремонтом участков трубопровода специалисты участка ВЛ и ЭХЗ должен провести опре- деление сплошности изоляционного покрытия. При обнаружении искателями дефектов в покрытии участки с дефектами должны быть вскрыты, изоляция отремонтирована. Для контроля за состоянием защитного покрытия и работой средств ЭХЗ каждый трубопровод должен быть оснащен контрольно-измерительными пунк- тами: на каждом километре нефтепровода; не реже 500 м при прохождении нефтепровода в зоне действия блуждающих токов или при наличии грунтов с высокой коррозионной активностью; у водных и транспортных переходов с обеих сторон границы перехода; у задвижек; у пересечений с другими металли- ческими подземными сооружениями; на вновь построенных и реконструируе- мых МН контрольно-измерительные пункты должны быть оборудованы элек- тродами для контроля за уровнем поляризационного потенциала и для опреде- ления скорости коррозии. Комплексное обследование МН с целью определения состояния противо- коррозионной защиты требуется проводить на участках высокой коррозионной опасности не реже одного раза в пять лет, а на остальных участках – не реже один раза в 10 лет в соответствии с нормативными документами. При ком- плексном обследовании противокоррозионной защиты трубопроводов должны быть определены состояние изоляционного покрытия (сопротивление изоля- ции, места нарушения ее сплошности, изменение ее физико-механических свойств за время эксплуатации), степень электрохимической защиты (наличие защитного потенциала на всей поверхности трубопровода) и коррозионное со- стояние (по результатам электрометрии, шурфовки). Все обнаруженные при об- следовании повреждения защитного покрытия должны быть точно привязаны к трассе нефтепровода, учтены в эксплуатационной документации и устранены в запланированные сроки. 32 Электрохимическая защита кожухов трубопроводов под авто- и желез- ными дорогами выполняется самостоятельными защитными установками (про- текторами). В процессе эксплуатации трубопровода следует проводить кон- троль наличия электрического контакта между кожухом и трубопроводом. Для закрепления темы рекомендовано рассмотрение следующей норма- тивной документации: – ГОСТ 9.602-89 Единая система защиты от коррозии и старения. Соору- жения подземные. Общие требования к защите от коррозии – ГОСТ Р 51164-98 Трубопроводы стальные. Общие требования к защите от коррозии. – СТО Газпром 9.2-003-2009 Инструкции по расчѐту и проектированию электрохимической защиты от коррозии магистральных газопроводов – СТО Газпром 2-3.6-537-2011 Расчѐтная модель катодной защиты. – СТО Газпром 2-5.1-632-2012 Оборудование систем противокоррозион- ной защиты. Порядок проведения технического обслуживания и ремонта. – ВСНЗ9-1.22-007-2002 Указания по применению вставок электроизоли- рующих для газопроводов. – СТО Газпром 2-2.3-361-2009 Руководство по оценке и прогнозу корро- зионного состояния линейной части магистральных газопроводов. – СТО Газпром 2-2.3 112-2007 Методические указания по оценке работо- способности участков магистральных газопроводов с коррозионным дефектом. Вопросы для самоконтроля 1 Что такое коррозия? Ее виды. 2 Методы защиты трубопроводов от коррозии 3 Конструкция пассивной защиты 4 Источники блуждающих токов 5 Принцип действия электрических дренажей 6 Протекторная защита, основные материалы 7 Назначение станций катодной защиты 8 Правила эксплуатации установок электрохимзащиты Тема 2.3 Аварийные ситуации и их предупреждение Характерные повреждения линейной части трубопроводов и вероятность возникновения аварий при этом. Классификация аварий. Методы контроля утечек. 33 Аварийно-восстановительная служба (АВС) и аварийно- восстановительные поезда (АВП) на магистральных трубопроводах их назначе- ние, состав, оснащение. Мероприятия по предупреждению аварий. Меры безопасности Методические указания Необходимо помнить, что аварии, возникающие на трубопроводах, при- водят к существенным народнохозяйственным убыткам, вызванным утечкой газа, нефти, и прекращением перекачки, что в свою очередь ведет к остановке промыслов, срыву поставок и попаданию большого количества ядовитой и опасной нефти в реки и водоемы, заражающей окружающую местность. По плакатам, рисункам и фото необходимо рассмотреть и проанализировать харак- терные повреждения ЛЧ МГ. Необходимо знать, что аварии на газопроводе разделяют на три основные группы: разрыв газопровода; частичная или полная закупорка газопровода, приводящая к сокращению или прекращению транспор- та газа; выход из строя оборудования и арматуры, установленных на газопрово- де. В зависимости от величины дефекты в трубопроводе можно разделить на две группы: повреждения в виде мелких трещин, свищей и разрывы сварных стыков и стенок труб. Необходимо помнить, что разрывы газопроводов могут происходить из-за снижения прочностных свойств металла труб вследствие его коррозионного износа, наличия скрытых дефектов в металле труб и брака в процессе строительства. Частичная или полная закупорка газопровода происхо- дит по причине наличия в перекачиваемом газе влаги, которая может образо- вать гидраты. Аварии, связанные с неисправностью линейного оборудования и арматуры, встречаются редко. Аварийные ситуации могут создаваться строи- тельно-монтажными организациями при несоблюдении действующего порядка ведения работ в охранной зоне МГ. Необходимо знать, что в случае обнаруже- ния аварии линейный обходчик должен принять меры по отключению аварийно- го участка газопровода и сообщить об аварии диспетчеру или руководству ЛПУ МГ. Если к аварийному участку подключены потребители газа, то они должны быть переключены на питание от других ниток газопровода. Диспетчер ЛПУ МГ, получив сигнал об аварии, немедленно сообщает об этом диспетчеру объ- единения и руководству ЛПУ МГ. В соответствии с имеющимся планом сбора аварийной бригады он оповещает об аварии персонал ЛЭС и принимает меры к быстрейшему выезду его на место аварии. По прибытии на место аварии начальник ЛЭС должен установить связь между местом аварии и диспетчером 34 ЛПУ МГ, оградить место аварии дополнительными предупредительными зна- ками, выставить охранные посты. После этого он лично уточняет обстановку на месте аварии и докладывает диспетчеру. Одновременно дает указания по раз- мещению технических средств и ремонтного персонала. После устранения ава- рии на газопроводе начальник ЛЭС составляет технический акт на ликвидацию аварии, в котором дает полное описание аварии, способ ее ликвидации, сведе- ния о сокращении газоотдачи, времени обнаружения и ликвидации аварии. За- тем рассмотреть аварийно-восстановительную службу, аварийно- восстановительные поезда, их назначение, состав. Необходимо запомнить (схе- матично) последовательность ликвидации аварии. Как показывает отечествен- ная и зарубежная практика эксплуатации трубопроводов, основными причина- ми аварий и утечек являются разрушения трубопроводов из-за коррозии, де- фектов сварки или некачественного изготовления, стихийные явления, ошибки управления. Вероятность аварийности на трубопроводном транспорте возраста- ет с увеличением срока службы трубопроводов, а также протяженности его се- ти. Для закрепления данной темы рекомендовано ознакомиться с документа- цией: – Р Газпром 2-1.3-502-2010 Типовые планы локализации и ликвидации аварий на системах распределения и использования газа; – ВРД 39-1.2-054-2002 Инструкция по техническому расследованию и учету аварий и инцидентов на опасных производственных объектах ОАО «ГА- ЗПРОМ», подконтрольных Госгортехнадзору РФ; – СТО Газпром 2-2.3-690-2012 Нормы аварийного и неснижаемого запаса труб, стальных газовых кранов и материалов для газовых хозяйств. Вопросы для самоконтроля 1 Виды повреждений трубопровода. 2 Способы ликвидации повреждений. 3 Показать (схематично) последовательность ликвидации аварии. 4 Что собой представляет аварийно- восстановительная служба, ее состав и назначение? 5 Характерные повреждения линейной части трубопроводов. 6 Назначение плана ликвидации возможных аварий. 35 Тема 2.4 Эксплуатация оборудования газораспределительных станций (ГРС) и газораспределительных пунктов (ГРП) Основные положения Правил технической эксплуатации ГРС. Формы об- служивания. Эксплуатация оборудования ГРС. Типичные неисправности в работе ГРС, их устранение. Техническая документация. Требования безопасности при эксплуатации ГРС. Использование ГРП в системе газопотребления. Методические указания Необходимо знать, что эксплуатация газораспределительных станций (ГРС) осуществляется на основании Положения по технической эксплуатации газораспреде- лительных станций магистральных газопроводов ВРД 39-1.10-069-2002, которое уста- навливает для ГРС: технические требования к ГРС с различными формами обслужи- вания; технические требования к эксплуатации оборудования ГРС и проведению про- филактического и ремонтного обслуживания систем, узлов и блоков ГРС, объем необ- ходимой технической документации на ГРС и порядок ее оформления. Необходимо запомнить, что ГРС предназначены для подачи газа потребителям в заданном количестве с определенным давлением, необходимой степенью очистки, одоризации и учетом расхода газа. Положением определены формы обслуживания ГРС: централизованная, периодическая, надомная, вахтенная, Необходимо ознако- миться с основными положениями по эксплуатации ГРС − изменять основной техно- логический режим дежурный оператор имеет право только по распоряжению диспет- чера ЛПУМГ; отключения, переключения, перехода с одной линии редуцирования на другую производятся дежурным персоналом ГРС в соответствии с утвержденным графиком: при аварийной ситуации дежурный персонал производит переключения с последующим уведомлением диспетчера ЛПУ МГ и записью в оперативном журнале; регулировка, настройка систем защиты, автоматики, сигнализации, предохранитель- ных клапанов производится по планам и графикам работы службы ГРС с последую- щей записью о выполненной работе в оперативном журнале; ревизия регуляторов дав- ления и регламентные работы должны производиться в сроки, предусмотренные гра- фиком ППР; в период выполнения ремонтно-технических работ в узле редуцирования подача газа должна производиться по обводной линии блока редуцирования или стан- ции. Обратить внимание, что на технологическом оборудовании ГРС и промпло- щадке запрещается установка, монтаж оборудования или приборов не сертифициро- 36 ванных. Если одорант или конденсат пролит на землю, то необходимо до очистки тер- ритории принять меры, исключающие его воспламенение (обработка 5 % раствором хлорной извести, марганцевокислого калия). После обработки нейтрализующим веще- ством землю следует перекопать и вторично полить нейтрализующим раствором. После изучения вопросов по безопасной эксплуатации ГРС необходимо озна- комиться с составом и оснащением бригады объездного обслуживания ГРС. Изучить типичные неисправности в работе ГРС, к которым относятся: – понижение давления в линии подачи газа потребителю; – понижение давления на входе в ГРС; – повышение давления на выходе ГРС; – утечка газа в зале редуцирования; – разрыв газопровода на промплощадке ГРС с воспламенением газа; – аварийный разлив одоранта из расходной емкости; – неисправность системы связи; – неисправность автоматики. Необходимо помнить, что ГРП предназначены для снижения давления газа и поддержания его на заданном уровне при газоснабжении промышленных, сельскохо- зяйственных, коммунально - бытовых предприятий, общественных и жилых зданий. Давление газа на входе как правило 1,2 МПа, на выходе − от 1 до 100 КПа. Режим ра- боты − автомагический. Ознакомиться с Правилами эксплуатации ГРП. Для закрепления темы необходимо изучение следующей нормативной доку- ментации: – ВРД 39-1.8-022-2001 Номенклатурный перечень газораспределительных стан- ций МГ; – ВРД 39-1.10-069-2002 Положение по технической эксплуатации ГРС маги- стральных газопроводов; − ГОСТ 56019-2014 Системы газораспределительные. Пункты редуциро- вания газа. Функциональные требования; – РД 153-39.1 -059-2000 Методика технического диагностирования ГРП. Вопросы для самоконтроля 1 Технологическая схема одной из ГРС Уренгойского месторождения (знать принцип работы). 2 Формы обслуживания ГРС. 3 Техническая документация ГРС. 4 Эксплуатация ГРС. 5 Неисправности в работе ГРС. 6 Эксплуатация ГРП |