магистральных газопроводов и других объектов

ОАО "Газпром"

Назначение

Контрольно-измерительные пункты РегионСтройЗаказ (КИП.РСЗ) для магистральных газопроводов и других объектов ОАО "Газпром" в зависимости от комплектации предназначены для контроля и регулировки параметров электрохимической защиты (ЭХЗ) подземных коммуникаций, коммутации отдельных элементов систем ЭХЗ, обозначения трасс газопроводов и других металлических подземных сооружений и кабельных коммуникаций. Данный тип продукции персонализируется путем нанесения логотипа компании и окрасом корпуса и отдельных делатей пункта в цвета соответствующие внутренним регламентам ОАО "Газпром". КИП.РСЗ по запросу может оснащаться крышей высотного обзора (КВО) с нанесением километровых или иных отметок.

КИП.РСЗ устанавливаются вдоль трассы подземных коммуникаций:

на прямых участках в пределах видимости, но не реже чем через 500 - 1000 м (в зависимости от коррозионной опасности участка подземных коммуникаций);

в местах поворота трассы подземных коммуникаций;

по обе стороны от мест пересечений трассы подземных коммуникаций с искусственными и естественными преградами (дорогами, реками и т.п.);

в местах подключения дренажного кабеля к подземным коммуникациям;

в местах установки изолирующих фланцевых соединений;

в местах пересечения с трассами других надземных и подземных коммуникаций.

Описание:

КИП.РСЗ представляет собой изделие на основе полимерного профиля круглого, трёхгранного или квадратного сечения с размерами граней от 130 до 200мм или диаметрами от 100 до 200мм, белого, желтого, оранжевого или другого цвета. Внутри КИП размещается клеммная панель с клеммами из цветного металла или коррозионностойкой стали для подключения силового и измерительного оборудования. Клеммная панель защищена крышкой с замком для предотвращения к ней свободного доступа. КИП.РСЗ комплектуется верхним полимерным колпаком-заглушкой, цвет которого может меняться в зависимости от типа маркируемых коммуникаций или иных задач. Как на сам знак, так и на цветной колпак могут наноситься светоотражающие или флуоресцирующие метки. В нижней части изделия размещается устройство, предотвращающее свободное изъятие КИПа из грунта.

Контрольный щиток расположен в верхней части стойки и закрыт крышкой с замком. Внутри контрольного щитока расположена клеммная панель с силовыми и измерительными клеммами для коммутации средств ЭХЗ и подключения измерительного оборудования. Клеммы, контактные зажимы и измерительные гнезда КИП.РСЗ изготовляются из цветного металла или коррозионностойкой стали. Конструкция зажимов обеспечивает надежное электрическое крепление кабелей и проводов без специального оконцевания жил:

для измерительных зажимов - сечением до 10 мм2;

для силовых зажимов - сечением до 35 мм2.

Дополнительное оборудование для установки в КИП.РСЗ

Дополнительное оборудование к КИП.РСЗ

Для расширения функциональных возможностей КИПы могут комплектоваться следующими устройствами:

Блок совместной защиты (БСЗ.РСЗ) - предназначен для организации совместной электрохимической защиты двух и более подземных сооружений, расположенных в непосредственной близости друг от друга (пересекающиеся или параллельные ветви подземных коммуникаций) и устранения вредного влияния соседних коммуникаций путем регулирования защитного тока сооружения.

БСЗ.РСЗ может поставляться в различных модификациях, отличающихся способами регулирования защитного тока: резисторные (БСЗ-Р.РСЗ) и электронные (БСЗ-Э.РСЗ) и количеством каналов регулирования от 1 до 4.

Блок защитного заземления (БЗЗ.РСЗ) - предназначен для защиты подземных сооружений от коррозионного влияния электромагнитных полей ЛЭП, расположенных рядом и/или пересекающих защищаемое сооружение, а также для организации грозозащиты.

БЗЗ.РСЗ может поставляться в модификации для защиты от влияния ЛЭП (БЗЗ-Л.РСЗ) и для грозозащиты

(БЗЗ-Г.РСЗ).ъ

Блок контроля анодных заземлителей (БКАЗ.РСЗ) - предназначен для коммутации и контроля работоспособности анодных заземлителей и электрических соединений путем включения блока в электрические цепи анодных заземлителей.

Крыша высотного обзора (КВО.РСЗ) - предназначена для обеспечения визуального дистанционного контроля трасс трубопроводов или коммуникаций с высоты, при их инспекции с борта воздушного судна. Обеспечивает хорошую видимость знаков с КВО, просмотр и/или фиксацию порядковых номеров километров или другой информации.

Крыша высотного обзора выполняется из ударопрочного полистирола белого, оранжевого или красного цветов и механически крепится к оголовку опознавательно-предупреждающего знака или контрольно-измерительного пункта. По согласованию с заказчиком на верхнюю часть КВО с помощью трафаретной печати или наклеек могут наноситься километровые отметки или другая информация.

Подготовительные и предшествующие работы.

Выполнению работ по монтажу КИП предшествует комплекс организационно-технических мероприятий, основных и подготовительных работ.

– трубопровод уложен, заизолирован и засыпан;

– точки установки КИП вынесены на ось трубопровода и закреплены на местности вешками;

– кабели присоединены к трубопроводу;

– свободные концы кабелей от трубопровода, электрода сравнения и датчика электрохимического потенциала, кожуха на переходах через естественные и искусственные препятствия, с соответствующими инвентарными табличками (бирками) закреплены на шесте в месте установки КИП;

– назначены ответственные лица за качественное и безопасное проведение работ;

– получены необходимые разрешения для производства работ и члены бригады ознакомлены с применяемой технологией;

– проведен инструктаж членов бригады по технике безопасности и производственной санитарии;

– на строительную площадку доставлены необходимые материалы, строительные механизмы, инструменты и приспособления.

Установка КИП.

На месте установки КИП вручную отрывается необходимых размеров котлован. Допускается разработка котлована механизированным способом с доработкой вручную.

Выводы кабелей, ранее закрепленные на шесте в месте установки КИП, протягивают внутри стойки КИП с помощью стальной проволоки диаметром 3-5 мм. Все кабельные выводы должны иметь достаточную слабину, позволяющую предотвратить обрывы в процессе установки стойки и обратной засыпки приямка.

На спланированное и утрамбованное основание приямка устраивают подушку из песка, затем на песчаную подготовку устанавливают железобетонную подушку.

Железобетонную подушку под основание КИП выполнить по типовой серии МГНП 01-99 (лист ЭЗК 20.01.00СБ) При изготовлении железобетонной подушки предусмотреть монтажные петли. До установки КИП на его подземную часть предусмотреть дополнительную защиту праймированием поверхности или нанесением защитной пленки.

Корпус КИП приварить электросваркой к монтажным петлям железобетонной подушки. Контрольно-измерительный пункт устанавливают над местом приварки измерительного кабеля со смещением от оси трубопровода не более 0,2 м. Вертикальность установки КИП проверить визуально.

Монтаж ЭНЕС, БПИ.

Электрод сравнения ЭНЕС устанавливается на уровне нижней образующей трубопровода. Блок пластин индикаторов скорости коррозии БПИ крепится на поверхности трубопровода с помощью хомута. В процессе монтажа общий вывод от БПИ перемкнуть с одним из выводов от трубопровода.

Подключение кабельных выводов к клеммной плате КИП.

На клеммной плате КИП в соответствии с электрической схемой подключения, представленной на рабочем чертеже, болтами закрепляют разделанные концы кабельных выводов. Номера и условные обозначения на инвентарных табличках кабельных выводов должны соответствовать номерам и условным обозначениям на клеммной плате. При закреплении кабельных выводов необходимо сохранить на них бирки и предусмотреть запас по длине на случай ремонта или перемонтажа.

Заключительные работы.

Клеммную плату закрывают крышкой, закрепляемой болтами.

Выполняют окраску КИП и устанавливают опознавательный щит-указатель.

Контрольно – измерительный пункт на трубопроводе

Контрольно – измерительный пункт (КИП) по трассе трубопровода устанавливается на пересечениях автодорог с обеих сторон, в точках дренажа, на электроизолирующих вставках, а на остальных участках через 1 км. На водных преградах устанавливаются специальные КИП с обеих сторон перехода.

Присоединения кабеля катодной защиты к трубопроводу выполняется термитной сваркой с использованием медного термита. Концы приваренных кабелей изолируются с применением термоусаживающей трубкой, с перекрытием изоляции кабелей не менее 50 мм.

Контрольно – измерительный пункт устанавливается над местом приварки измерительного кабеля со смещением от оси трубопровода не более 2 м.

Неполяризующийся электрод сравнивания устанавливается ниже зоны промерзания грунтов.

Все выводы, монтируемые на клеммной плате КИП, имеют маркировку. Бирки крепятся к каждой клемме платы, и на них гравировкой наносится следующая информация:

Т – выводы от нефтепровода,

Э – вывод от электрода сравнения,

Д – вывод от датчика потенциала,

Клеммы от трубопровода и датчика потенциала на панели КИП замыкаются перемычкой. На период измерения перемычка снимается.

УД 01 Контрольно-измерительные приборы

Тема 2.1 Урок 65-66 Установка КИП на трубопроводах.

ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К МОНТАЖУ СИСТЕМ АВТОМАТИЗАЦИИ ХОЛОДИЛЬНОЙ УСТАНОВКИ

Приборы и средства автоматизации, устанавливаемые непосредственно в помещении холодильной установки , должны соответствовать требованиям, предъявляемым к помещениям класса В-1б. Приборы и средства автоматики, не соответствующие этим требованиям, должны быть смонтированы в смежном с холодильной установкой помещении, удобном для обзора из машинного отделения и имеющем приточную избыточную вентиляцию .

Места установки приборов должны обеспечивать надёжный контроль или регулирование соответствующих параметров, лёгкую доступность обслуживающему персоналу и хорошую видимость шкал настроек приборов. Приборы и средства автоматики должны устанавливаться так, чтобы вибрация их была минимальной.

Для удобства обслуживания все приборы средства автоматики, вмонтированные в холодильные трубопроводы, должны выделяться запорными вентилями с обеих сторон. Не рекомендуется монтировать на пультах или щитах заводского изготовления какие-либо дополнительные щитки или устройства. Все смонтированные защитные приборы автоматики должны быть настроены на величину, отличающуюся от нормальной величины контролируемого параметра на 10-15%.

Места отбора импульсов давления на компрессорах должны располагаться обязательно перед (по ходу паров аммиака) всасывающим и нагнетательным вентилями. На промежуточном сосуде все три прибора, контролирующие уровень, монтируют на одной колонке. На горизонтальных ресиверах типа РД реле уровня монтируют на специальных колонках. На линейных ресиверах реле уровня монтируют без колонки. В испарителях реле уровня монтируют на колонках, а датчики температурных регуляторов – на трубопроводах входа или выхода хладоносителя. На маслоотделителях реле уровня монтируют без специальной колонки.

На насосах необходимо следить за правильностью установки обратных клапанов и подключения реле давления.

Необходимо тщательно проверять соответствие выполненных внешних соединений схемам внутренних соединений приборов или исполнительных механизмов. Такая проверка осуществляется прозвонкой электрических цепей с помощью прибора. Проверка цепей прозвонкой может быть выполнена успешно, если будет исключена возможность образования обходных цепей, помимо той, которая в данный момент проверяется. На это следует обращать особое внимание и отсоединять проверяемые цепи от остальных. При проверке монтажа необходимо прозвонить и все резервные жилы.

Проверка состояния изоляции осуществляется с помощью мегомметра на 500 или 1000 В. При проверке изоляции следует тщательно следить за тем, чтобы не подать высокое напряжение на детали с пониженным испытательным напряжением (электролитические конденсаторы, полупроводниковые приборы, слаботочную телефонную аппаратуру и др.). Эти детали должны быть закорочены или отключены в зависимости от схемы.

Состояние изоляции считается нормальным, если его электрическое сопротивление соответствует требованиям «Правил Устройства Электроустановок» (ПУЭ).

Провода и кабели необходимо прокладывать только с медными жилами. Нельзя прокладывать в одной трубе провода, идущие к термометрам сопротивления, датчикам ПРУ и РОС, датчикам газоанализаторов, соленоидным вентилям и прочим цепям с напряжением 220 В переменного тока.

Приборы и средства автоматики должны быть установлены в легкодоступных для обслуживания местах.

Реле РКС следует устанавливать строго по инструкции: «плюс» прибора подключают к стороне высокого давления, а «минус» - к стороне низкого давления.

Колонку датчиков ПРУ следует установить строго по проекту и в соответствии с требованиями противопожарной безопасности. Кабельные вводы в щиты, пульты, соединительные коробки и приборы автоматики должны быть уплотнены, как это требуется ПУЭ для взрывоопасных помещений. На кабелях и проводах должны быть маркировочные бирки.

ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ КАРТА
МОНТАЖ КОНТРОЛЬНО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ПУНКТОВ (КИП) ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ

I. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

1.1. Типовая технологическая карта (далее ТТК) - комплексный нормативный документ, устанавливающий по определённо заданной технологии организацию рабочих процессов по строительству сооружения с применением наиболее современных средств механизации, прогрессивных конструкций и способов выполнения работ . Они рассчитаны на некоторые средние условия производства работ. ТТК предназначена для использования при разработке Проектов производства работ (ППР), другой организационно-технологической документации, а также с целью ознакомления (обучения) рабочих и инженерно-технических работников с правилами производства работ по монтажу Контрольно-измерительных пунктов (далее КИП).

1.2. В настоящей карте приведены указания по организации и технологии производства работ по монтажу контрольно-измерительных пунктов, рациональными средствами механизации, приведены данные по контролю качества и приемке работ, требования промышленной безопасности и охраны труда при производстве работ.

1.3. Нормативной базой для разработки технологических карт являются: СНиП, СН, СП, ГЭСН-2001 ЕНиР, производственные нормы расхода материалов, местные прогрессивные нормы и расценки, нормы затрат труда, нормы расхода материально-технических ресурсов.

1.4. Цель создания ТК - описание решений по организации и технологии производства работ по монтажу КИП с целью обеспечения их высокого качества, а также:

Снижение себестоимости работ;

Сокращение продолжительности строительства;

Обеспечение безопасности выполняемых работ;

Организации ритмичной работы;

Унификации технологических решений.

1.5. На базе ТТК в составе ППР (как обязательные составляющие Проекта производства работ) разрабатываются Рабочие технологические карты (РТК) на выполнение отдельных видов работ. Рабочие технологические карты разрабатываются на основе типовых карт для конкретных условий данной строительной организации с учетом её проектных материалов, природных условий, имеющегося парка машин и , привязанных к местным условиям. Рабочие технологические карты регламентируют средства технологического обеспечения и правила выполнения технологических процессов при производстве работ. Конструктивные особенности по монтажу КИП решаются в каждом конкретном случае Рабочим проектом. Состав и степень детализации материалов, разрабатываемых в РТК, устанавливаются соответствующей подрядной строительной организацией, исходя из специфики и объема выполняемых работ. Рабочие технологические карты рассматриваются и утверждаются в составе ППР руководителем Генеральной подрядной строительной организации, по согласованию с организацией Заказчика, Технического надзора Заказчика.

1.6. Технологическая карта предназначена для производителей работ, мастеров и бригадиров, производящих работы по монтажу КИП при строительстве средств электрохимической защиты газопровода, а также работников технического надзора Заказчика и рассчитана на конкретные условия производства работ в III-й температурной зоне.

II. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

2.1. Технологическая карта разработана на комплекс работ по монтажу КИП.

2.2. Работы по монтажу КИП выполняются в одну смену, продолжительность рабочего времени в течение смены составляет:

где 0,828 - коэффициент использования механизмов по времени в течение смены (время, связанное с подготовкой к работе и проведение ЕТО - 15 мин, перерывы, связанные с организацией и технологией производственного процесса и отдыха машиниста - 10 мин через каждый час работы).

2.3. Технологической картой предусмотрено выполнение работ комплексным механизированным звеном с использованием Одноковшового экскаватора ЭО-2621 с ёмкость ковша 0,25 мhttps://pandia.ru/text/80/369/images/image003_57.jpg" alt="ТТК. Монтаж контрольно-измерительных пунктов (КИП) при строительстве средств электрохимической защиты газопровода" width="422 height=260" height="260">

Рис.1. Одноковшовый экскаватор ЭО-2621

2.4. Работы по монтажу КИП, включают:

Геодезическую разбивку местоположения;

Рытье котлована;

Присоединение катодных и контрольных выводов к трубопроводу;

Установка электродов сравнения;

Засыпка котлована;

Установка КИП;

Подключение кабелей, проводов электрода сравнения.

2.5. Контрольно-измерительный пункт представляет собой колонку, изготовленную из полимерного материала, имеющего форму трехгранника, длиной 2500 мм с монтажным щитком, защищенным от пыли и влаги. Количество КИП, их марка и места расположения на трассе газопровода определяются Рабочим проектом. Со стационарными КИП совмещаются токоизмерительные и маркерные пункты.

2.6. Токоизмерительные контрольные пункты устанавливаются в среднем через 5,0 км, а также с двух сторон футляра при переходах через автомобильную и железную дорогу. К монтажному щитку токоизмерительного контрольного пункта подключаются:

Кабель от электродов сравнения длительного действия;

Кабель от датчиков электрохимического потенциала (вспомогательного электрода) и датчиков скорости коррозии;

Измерительный кабель от трубопровода (катодный вывод);

Токоизмерительные кабели, приваренные к газопроводу на расстоянии 30,0 м от пункта.

2.7. Маркерные пункты предназначены для привязки данных плановой внутритрубной дефектоскопии, устанавливаются через 2,0-3,0 км по трассе газопровода. К монтажному щитку такого КИП подключаются кабели, приваренные к газопроводу в месте установки КИП и непосредственно к маркерным накладкам, устанавливаемым попарно в 5,0 м от КИП.

2.8. Работы следует выполнять, руководствуясь требованиями следующих нормативных документов:

СП 48.13330.2011. Организация строительства;

СНиП 3.02.01-87. Земляные сооружения, основания и фундаменты;

СНиП 3.05.06-85. Электротехнические устройства;

СНиП III-42-80*. Магистральные трубопроводы;

СНиП 12-03-2001. Безопасность труда в строительстве. Часть 1. Общие требования;

Компрессоры, теплообменная аппаратура, вспомогательное оборудование холодильных установок связаны между собой соединительными трубопроводами, по которым происходит циркуляция хладагента.
На холодильных станциях помимо трубопроводов для хладагента имеются трубопроводные системы для циркуляции промежуточного хладоносителя, смазочного масла, охлаждающей воды, греющего пара и сжатого воздуха, необходимого для работы контрольно-измерительных приборов. Специфика работы каждого вида трубопровода определяет тип применяемых труб, вид креплений и соединений.
Для аммиачных и фреоновых трубопроводов диаметром более 20 мм применяют стальные бесшовные трубы: холоднотянутые, выпускаемые отрезками длиной 9 м и наружным диаметром от 20 до 50 мм, и горячекатаные, длиной 4÷12,5 м и наружным диаметром 57÷426 мм. Бесшовные трубы наиболее герметичны и выдерживают высокие давления. Для малых фреоновых машин применяют медные трубы с условным проходом 3÷20 мм. Внутренняя поверхность трубопроводов, монтируемых для систем хладагента, должна быть очищена от окалины и обезжирена.
Для циркуляции хладоносителя и воды применяют водогазопроводные и стальные сварные трубы. Водогазопроводные трубы бывают стальными и чугунными. Канализация на холодильных станциях выполняется из чугунных раструбных труб.
Для маслопроводов фреоновых установок используют также медные трубопроводы, для аммиачных - стальные.
Звенья труб собирают в трубопроводные системы следующими способами: сваркой; фланцевым соединением; соединением с отбортовкой медных труб; ниппельным соединением; раструбным соединением (для чугунных труб); свертными муфтами (для водогазопроводных труб). Трубопроводы с запорной арматурой, приборами и оборудованием соединяют фланцами или ниппелями.
Для аммиачных и фреоновых трубопроводов диаметром 20 мм и более применяют парные фланцевые соединения типа впадина-выступ, уплотняемые паронитовой прокладкой (рис. 60).

Ниппельные соединения с ввертным штуцером 1 (рис. 61) также применяют для аммиачных и фреоновых линий, соединение отбортованной трубы гайкой 1 (рис. 62)-только для фреоновых линий.

Рис. 62. Соединение отбортованных труб:

1 - гайка, 2 - временная заглушка, 3 - штуцер

Для всех типов трубопроводов холодильных станций основной вид соединения - сварка труб встык.
Раструбное соединение и соединение на резьбе с муфтой применяют на водопроводных магистралях.
Для монтажа коммуникаций холодильных станций используют фасонные детали трубопроводов: тройники, отводы, переходы, муфты, крестовины, колена, патрубки.
Колена, отводы и переходы большого диаметра сваривают из отдельных сегментов, вырезанных из стального листа.
Различают следующие виды прокладки трубопроводов: открытую, подземную, в непроходных и проходных каналах.
Правильное крепление трубопроводов - важное условие их нормальной работы. Крепят трубопроводы неподвижными и подвижными опорами и подвесками.
Подвижные крепления, помимо основного назначения - передачи веса трубопроводов на строительную конструкцию, обеспечивают свободу перемещения поддерживаемой ими точки трубопровода. Неподвижные крепления фиксируют трубопровод и передают на строительные конструкции все усилия, не воспринимаемые подвижными креплениями.
Неподвижные крепления разбивают трубопровод на участки, внутри которых происходит температурная компенсация трубопровода. Эти крепления делаются прочными и устойчивыми, так как они воспринимают большие нагрузки.
Элементы крепления трубопроводов хладагента и рассола выполняются с учетом толщины теплоизоляционного слоя.
Неподвижные опоры выполняются в виде металлической подушки, приваренной к основанию. К подушке хомутом жестко притянут трубопровод. Наилучший тип подвижных опор - пружинные.
Сечения трубопроводов в различных участках системы должны обеспечивать надежную, экономичную работу аппаратов и установок.
При заниженных диаметрах трубопроводов растут скорости движения паров и жидкостей, возникает шум, возрастают потери от сопротивления труб, а следовательно, и энергозатраты. Оптимальные скорости в трубопроводах составляют в м/с:

Контрольные вопросы
1. Перечислите трубы, применяемые на холодильных установках.
2. В чем преимущество сварных соединений?
3. Какие виды трубных соединений вы знаете?
4. Расскажите о ниппельном соединении труб.
5. Почему для линий хладагента применяют бесшовные трубы?
6. Какие виды креплений трубопроводов вам известны?
7. Назовите виды запорной арматуры.
8. Расскажите о принципе действия и назначении регулирующего вентиля.
9. Каковы особенности фреоновой запорной арматуры?
10. Что такое сильфонный вентиль ?
11. Назовите типы запорных задвижек.
12. Перечислите типы привода шпинделя задвижек.
13. Для чего служат обратные и предохранительные клапаны?
14. Из какого материала делают прокладки и сальниковые набивки для аммиака и фреона?

Список литературы

http://www. proffholod. ru

http://www. br-r. ru

Описание Характеристики Монтаж

Контрольно-измерительные пункты ПВЕК и ЛИДЕР служат для контроля параметров ЭХЗ, коммутации измерительных и силовых цепей и для обозначения трасс металлических трубопроводов и других подземных коммуникаций, конструкций из металла.

Особенности КИП ПВЕК

Конструктивно корпус ПВЕК представляет собой трех- или четырехгранную стойку из пластика, устойчивого к горению и воздействию атмосферы. Снаружи на пункт наносится информационная маркировка.

Сам КИП изготавливается белого цвета. Оттенки отдельных элементов пункта зависят от типа контролируемого трубопровода. Сигнальный колпачок, устанавливаемый наверху устройства, для трубопроводов по добыче выполняется синим цветом, для магистральных трубопроводов - желтым, для трубопроводов подземного хранения - зеленым, а контрольно-измерительный пункт на газопроводе (на газораспределительных трубопроводах) имеет колпачок красного цвета.

КИПы выпускаются четырёх типов. Тип 1 устанавливается на линейной части трубопроводов, тип 2 - на линейной части трубопроводов и на промышленных площадках, тип 2В «винчестер» с выдвижной верхней частью - на промышленных площадках, тип 3 - на трубопровод непосредственно.

Для расширения возможностей стойки КИП ПВЕК могут дополняться блоками совместной защиты БСЗ, устройствами защитно-заземляющими УЗЗ, устройствами защиты электроизолирующих вставок УЗ, устройствами контроля утечки газа УКГ, устройствами коммутации УК, устройствами контроля анодных заземлителей, электрических перемычек и протекторов КАЗ-М, блоками контроля и регулирования токов анодных заземлителей РКТ, блоками коррозионного мониторинга БКМ. Также могут дополняться километровыми знаками ПВЕК-1 (для стоек типа 1), ПВЕК-2 (для стоек типов 2, 2В, 3) и другими опциями.

КИП ЛИДЕР

КИП ЛИДЕР - оборудование собственного производства компании «ЭХЗ-Центр». Устройство, заключенное в корпус из негорючего и защищенного от атмосферных воздействий пластика, устанавливается на промышленных площадках, на трубопроводах непосредственно и на линейной части трубопроводов. КИП ЛИДЕР дополняется устройствами для коммутации, для контроля утечки газа, блоками совместной защиты и другим оборудованием для расширения своего функционала.

Предлагаемые компанией «ЭХЗ-Центр» контрольно-измерительные пункты ПВЕК и ЛИДЕР - это универсальные продукты, которые используются не только как измерительные устройства с комплектами клемм, но и как унифицированные, интеллектуальные и многофункциональные изделия, имеющий современный эстетичный вид.

Контрольно-измерительные пункты КИП ПВЕК предназначены для коммутации силовых и измерительных цепей средств электрохимической защиты и контроля параметров ЭХЗ. КИП ПВЕК представляет собой 3-х или 4-х гранную стойку из атмосфероустойчивого негорючего пластика, с нанесенной с наружи информационной маркировкой, в зависимости от типоисполнения стойки КИП ПВЕК могут быть дополнительно оснащены блоками БСЗ (блок совместной защиты) и километровыми знаками ПВЕК-1, ПВЕК-2.

КИП ПВЕК с БСЗ (Блок совместной защиты)

Контрольно-измерительные пункты КИП ПВЕК с БСЗ предназначен для регулировки тока по величине и направлению, при усилении вредного взаимного влияния соседних коммуникаций, электрохимической защиты подземных металлических сооружений совместно со станцией катодной защиты, также предназначен для обозначения трасс трубопроводов и других металлических подземных сооружений и коммуникаций.

КИП ПВЕК изготавливаются белого цвета. Цвета других элементов КИП, в зависимости от типа трубопровода, соответствуют таблице.

Строительство, монтаж и ввод в эксплуатацию всех видов средств электрохимической защиты. Специалисты двух мобильных бригад компании выполняют полный комплекс строительных, монтажных и пуско-наладочных работ. Сдача объектов электрохимической защиты в эксплуатацию, прокладка кабельных линий и устройство инженерных сетей под ключ.

Строительство ЭХЗ, монтаж установок дренажной защиты, протекторной защиты, протяженные (эластомеры) электроды типа ЭЛЭР и другое.

Правильно смонтированная катодная и протекторная защита позволяет значительно (в несколько раз) увеличить срок службы трубопровода.

Если у вас есть рабочая документация (проект), вы можете прикрепить файл к заявке.

КИП, используемые для установки в ГРП (ГРУ). КИП служат для систематического контроля за соответствием основных параметров работы котла, печи, сосуда, трубопровода, а также для измерения кол-ва и расхода пара и топлива. Классификация КИП: 1) по назначению: -промышленные; -эталонные; - лабораторные. 2) по характеру показаний: -показывающие; - регистрирующие, -интегрирующие 3) по форме представления показаний: -цифровые; - аналоговые. 4) по принципу действия: -механические, -электрические, -жидкостные, -химические... 5) по характеру использования – оперативные, учетные и расчетные.6)По местоположению: -местные и дистанционной передачей показаний. 7) По условиям работы – стационарные и переносные. 8) По габаритам – полногабаритные, малогабаритные и миниатюрные. Приборы для измерения температуры. Могут быть термометры расширения(-190;+650), манометрические термометры (-160;+600), термометры сопротивления (-200;+1100), термоэлектрические термометры (-50+1800), пирометры излучения (подразделяется на оптические, фотоэлектрические, радиоционные) (+20+6000). Приборы для измерения давления и разрежения. Классифицируются: По ряду измерений давления 1)манометры (избыточное давление), 2) вакуумметры (для разряжения), 3) моноваккуумметры (избыт давл. и разрежение), 4) тягомеры (вакуумметры с верхним пределом измерения не превышающих. 5)микроманометры, 6) тягонапоромеры 7) барометры для измерения атмосферного давления. По принципу действия (-жидкостные; -механич., -деформационные; -электромеханические. Приборы для обнаружения утечек газа : - газоиндикаторы; - газоанализатор; -стационарные сигнализаторы; -течеискатель.

Учет расхода газа. Газовые счетчики, их установка. Газовые счетчики используются для учета и измерения количества природного газа проходящего по газопроводу за единицу времени.

Газовые счетчики делятся по сфере применения на бытовые, коммунальные и промышленные. Бытовые газовые счетчики реализованы в виде мембранных или диафрагменных счетчики, и позволяют подсчитывать небольшие расходы газа (до 12 кубических м/ч). В качестве коммунальных газовых счетчиков выступают как диафрагменные, так и ротационные и турбинные счетчики газа, с пропускной способностью от 10 до 40 м3/ч. Для промышленного использования на предприятиях и газовых магистралях, применяются турбинные и ротационные счетчики с еще более высокой пропускной способностью. В маркировке счетчиков газа в большинстве случаев указывается тот номинальный объем, который способен учитывать данный счетчик.

Этапы монтажа : -На вводе газопровода отрезается труба с разрывом 200-400мм. -На двух концах нарезается резьба. Если имелся кран, то с одной стороны. -По соответствующим правилам и нормам в газовом хозяйстве устанавливается газовый счетчик, предварительно закрепив его на специальном каркасе. -На вводе газопровода накручивается термозапорный клапан совмещенный с краном (можно по отдельности). -Далее простым изгибом трубы (эстетически), через паранитовые прокладки и накидные гайки подсоединяется газовый счетчик к газовой арматуре.

Промышленные системы газоснабжения. Принципиальные схемы промышленных систем и их классификация. Межцеховые и внутрицеховые газопроводы. Прокладка межцеховых и внутрицеховых газопроводов.

Промышленные системы газоснабжения. Промышленная система газоснабжения - технический комплекс, состоящий из вводов, газовых сетей (меж- и внутрицеховые), газорегуляторных пунктов (ГРП) и газорегуляторных установок (ГРУ), газопроводов и агрегатов, включая КИП и трубопроводы безопасности и обвязочные. Комплекс обеспечивает транспортирование газа по пром. предприятию и распределение его по газовым горелкам агрегатов. По трубопроводам газ поступает на территорию предприятия через ввод, на котором вне предприятия устанавливают главное отключающее устройство. Газ от ввода к цехам транспортируют по межцеховым газопроводам, которые прокладывают надземным и подземным способами. В конечных точках межцеховых газопроводов устанавливают продувочные трубопроводы, используемые при ремонтах и пусках газопроводов. На нач. участке межцехового газопровода устанавливают центральный ГРП, на котором снижается и поддерживается требуемое цехам предприятия постоянное, давление газа. В ГРП предусматривают пункт измерения расхода газа, с помощью которого контролируют потребление газа предприятием. В зависимости от конкретных условий применяют след. схемы промышленных систем газоснабжения: одноступенчатые, двухступенчатые.

Классификация: В зависимости от конкретных условий проектирования промышленных систем газоснабжения используют различные принципиальные схемы, которые классифицируют след. образом: одноступенчатые системы газоснабжения: а) при непосред. присоединении предпр. к гор. распред. сетям низкого давления; б) при присоединении пром. объектов к гор. сетям через центральный ГРП и с низким давлением в пром. межцеховых газопроводах; в) при присоединении пром. объектов к гор. сетям через центральный ГРП и со средним давлением в пром. газопроводах. Двухступенчатые системы : а) при непосред. присоединении пром. объектов к гор. сетям среднего (выс.) давления цеховыми ГРУ и с низким давлением в цеховых газопроводах; б) при непосред. присоединении пром. объектов к гор. сетям среднего давления цеховыми ГРУ и со средним давлением в цеховых газопроводах; в) при присоединении к гор. сетям через центральный ГРП со средним давлением в межцеховых газопроводах цеховыми ГРУ и с низким давлением в цеховых газопроводах; г) при присоединении к гор. сетям через центральный ГРП со средним давлением в межцеховых газопроводах цеховыми ГРУ и со средним давлением в межцеховых газопроводах.

Принципиальные схемы промышленных систем и их классификация .

Межцеховые и внутрицеховые газопроводы.

Из городской распределительной сети низкого давления газ через задвижку поступает в межцеховой газопровод. У небольших предприятий протяженность межцеховых газопроводов обычно невелика, поэтому на ответвлениях от основного газопровода к цехам отключающие устройства можно не устанавливать.

По внутрицеховым газопроводам транспортируется газ по цеху от ввода до агрегатов. В большинстве случаев такие газопроводы проектируют тупиковыми. Кольцевание внутрицеховых газопроводов применяют только в особо ответственных цехах. На вводе газопровода в цех устанавливают отключающее устройство и манометр. В конце цехового газопровода расположен продувочный трубопровод, к которому присоединены объединенные продувочные трубопроводы от ответвлений газопроводов к агрегатам. Для учета потребления газа в цехе предусмотрен пункт измерения расхода газа. Если цех оборудован ГРУ, то пункт измерения расхода газа совмещают с ней.

Прокладка межцеховых и внутрицеховых газопроводов.

На предприятиях чаще отдают предпочтение надземной прокладке межцеховых газопроводов. Так как они в этом случае не подвержены подземной коррозии, более доступны для осмотра и ремонта, менее опасны при утечках газа и экономичнее подземных. Надземные газопроводы прокладывают на опорах, эстакадах, по огнестойким наружным стенам и перекрытиям зданий с производствами не пожароопасной категории. Высота прокладки надземных газопроводов до низа трубы принимается, м, не менее: в местах прохода людей - 2,2; на участках без проезда транспорта и прохода людей - 0,6; над автодорогами - 4,5; над трамвайными путями и железными дорогами - 5,6 - 7,1. Под линиями электропередач в зависимости от напряжения в них газопровод прокладывают на расстоянии от 1 до 6,5 м и заземляют.

Прокладка газопроводов по пешеходным галереям не допускается. Прокладка газопроводов сжиженного газа независимо от давления по конвейерным галереям запрещается. Газопроводы с давлением газа до 0,6 МПа допускается прокладывать по несгораемым (железобетонным, металлическим и каменным) автомобильным и пешеходным мостам. Они должны быть расположены открыто на расстоянии по горизонтали не менее 1 м (в свету) от края панелей для прохода людей и быть доступными для обслуживания. При прохождении газопроводов через стены здания они должны выполняться в футлярах. Вводы газопроводов должны выполняться непосредственно в помещения, где расположены печи, котлы и агрегаты, потребляющие горючие газы. Газопроводы в помещениях должны прокладываться в местах, удобных для обслуживания, осмотра и ремонта. Не допускается прокладка газопроводов в местах, где они могут быть повреждены цеховым транспортом. Пересечение газопроводами вентиляционных шахт, воздуховодов и дымоходов, а также расположение газопроводов в замкнутых, плохо вентилируемых помещениях не допускается. Газопроводы не должны прокладываться в местах, где они могут находиться под воздействием горячих продуктов сгорания или коррозионно-активных жидкостей или соприкасаться с раскаленным или жидким металлом.

Требования, предъявляемые к сжиженным углеводородным газам (СУГ). Транспорт СУГ (железнодорожный, автомобильный, трубопроводный). Установка СУГ у потребителя (баллонные и резервуарные установки).

Требования, предъявляемые к СУГ. Сжиженные газы должны удовлетворять техническим требованиям, определенным в ГОСТ. Смесь пропана и бутана для зимнего времени составляют с повышенным содержанием пропана, для летнего - с повышенным содержанием бутана. Соотношение пропана и бутана в смеси устанавливается договоренностью между поставщиком и заказчиком с учетом местных климатических условий.

Транспорт СУГ (железнодорожный, автомобильный, трубопроводный). Сжиженные углеводородные газы хранят и транспортируют в жидком, а используют в газообразном состоянии. Доставляют их потребителям периодически с созданием запаса на определенный период. С газо- или нефтеперерабатывающего завода газ в жидком виде доставляется на газораздаточные станции или кустовые базы водным путем на танкерах, а чаще - по железной дороге в цистернах объемом 54 или 98 м3. При небольших расстояниях от завода до газораздаточной станции или кустовой базы газ транспортируется в большегрузных автоцистернах емкостью 12 м3 или по трубопроводам под давлением 15 - 20 кгс/см2. Железнодорожные и автомобильные цистерны для перевозки сжиженных газов изготовляют из высокопрочной стали и оборудуют сливо-наливной и контрольной арматурой. Для уменьшения нагрева солнечными лучами цистерны окрашивают в светлый цвет и оборудуют солнцезащитным кожухом.

Для доставки сжиженного газа в резервуарные установки потребителей используют автоцистерны, смонтированные на шасси автомобилей.

Транспорт сжиженного газа в баллонах может осуществляться с ГРС или кустовых баз автомобилями типа «клетка» или обычными малой грузоподъемности непосредственно потребителям или большегрузными автомобилями на обменные, районные и розничные пункты, а с них - непосредственно потребителям специальными автомобилями, обычными бортовыми, переоборудованными для этой цели, а в отдельных случаях и подводами.

Установка СУГ у потребителя. Индивидуальные баллонные установки применяют для снабжения газом потребителей с небольшим расходом газа, например, одноквартирных или малоэтажных жилых домов, общественных помещений и т. п. Различают установки с размещением одного баллона емкостью не более 55 л внутри помещения, где установлены газовые приборы (плита, таган и пр.), и установки с двумя баллонами, размещенными снаружи здания в запирающемся шкаф. При использовании плит со встроенным баллоном разрешается иметь внутри помещения два баллона емкостью 27 л - рабочий (встроенный) и резервный. В производственных помещениях для одного газопотребляющего агрегата устанавливают не более одного баллона емкостью до 80 л.

В комплект баллонной установки входят: один или два баллона, регулятор давления, газовые приборы (обычно плита или плита и водонагреватель) и газопровод.

Групповые резервуарные установки, состоящие из двух и более резервуаров, применяют для снабжения сжиженным газом многоэтажных жилых домов, общественных зданий, коммунальных, промышленных и сельскохозяйственных предприятий. Резервуарные установки могут состоять из подземных или наземных емкостей. Последние применяют ограниченно, только для газоснабжения промышленных и сельскохозяйственных объектов. Для жилых домов используют групповые установки с подземными резервуарами общим геометрическим объемом до 50 м3. В отдельных случаях в районах, где доставка сжиженных газов ограничена сезонными условиями, геометрический объем установки при подземном расположении резервуаров может быть увеличен до 300 м3.

11. Горение газов. Реакция горения газов. Расчёты горения. Температура воспламенения. Пределы воспламенения. Температура горения горючих газов. Методы сжигания горючих газов. Коэффициент избытка воздуха.

Горение – процесс химического соединения горючих составляющих газа с О 2 воздуха, сопровождающийся резким повышением t⁰ и выделением значительного количества тепла. В газообразном топливе присутствует горючая часть и негорючая. Основным горючим компонентом природного газа является метан - CH 4 . Кроме метана в природном газе могут присутствовать горючие газы - пропан, бутан и этан. Химическая реакция горения: C m H n + (m+n/4)O 2 = mCO2 + (n/2)H 2 O; CH 4 + 2O 2 = CO 2 + 2H 2 O.

В практических условиях сжигания газа О 2 берётся не в чистом виде, а входит в состав воздуха, т.к. воздух состоит по объёму на 78% из N 2 и на 21% из О 2 , реакция горения СН 4 в воздухе: СН 4 + 2О 2 + 7,52N 2 = CO 2 + 2H 2 O + 7,52N 2 . Из уравнения видно, что для сжигания 1м3 газа требуется 9,6м3 воздуха.

Наименьшее количество воздуха, необходимого для полного сжигания газа, - теоретический расход воздуха .

В зависимости от соотношения сжигаемого газа и необходимого воздуха горение мб полным и неполным. Полное горение : вся химическая энергия топлива превращается в тепловую. При полном горении в дымовых газах отсутствуют продукты горючих веществ. Продукты полного сгорания: CO 2 , N 2 , избыточный O 2 , пары Н 2 О. Продукты горения при неполном горении : СО, несгоревший Н 2 и СН 4 , тяжёлые углеводороды и сажа. Полноту горения можно определить по цвету пламени. При полном горении цвет прозрачно-голубой, при больших расходах газа – ярко жёлтый, при неполном горении – красноватый с дымными полосами, т.к. в дымовых газах остаются разогретые докрасна частицы углерода или оксиды азота. Наиболее совершенный способ контроля полноты горения – анализ продуктов сгорания с помощью автоматических газоанализаторов. Неполное горение наблюдают при нехватке воздуха, при плохом перемешивании воздуха с газом, малом топочном объёме и низкой t⁰ топки. В практических условиях количество воздуха берётся > теоретического. Отношение действительного расхода воздуха к теоретическому – коэффициент избытка воздуха α = 1,05-1,2 . Α зависит от вида сжигаемого топлива, способа его сжигания, конструкции топки и конструкции горелочного устройства. Воспламенение - пламенное горение вещества, инициированное источником зажигания и продолжающееся после его удаления, то есть возникает устойчивое горение. Температура воспламенения - наименьшая температура вещества, при которой пары над поверхностью горючего вещества выделяются с такой скоростью, что при воздействии на них источника зажигания наблюдается воспламенение. Температура воспламенения смеси зависит от ряда факторов, основными из которых являются качество перемешивания газа с воздухом и количественное содержание горючего газа в газовоздушной смеси. Температура воспламенения природного газа в воздухе при атмосферном давлении в среднем равна 650⁰С. Температурные пределы воспламенения паров в воздухе - такие температуры вещества, при которых его насыщенные пары, находясь в равновесии с жидкой или твердой фазой, образуют в воздухе концентрации, равные соответственно нижнему или верхнему пределам воспламенения. Значения температурных пределов воспламенения применяют при расчете безопасных температурных режимов закрытых технологических аппаратов с жидкостями и летучими твердыми веществами, работающих при атмосферном давлении. Нижний предел воспламеняемости – min содержание газа в газовоздушной смеси, при котором происходит воспламенение. Верхний предел воспламеняемости – max содержание газа в газовоздушной смеси, выше которого смесь не воспламеняется без подвода дополнительного тепла.

Способы сжигания газа. Основное условие сжигания газа – смешение его с воздухом. В зависимости от места подготовки горючей газовоздушной смеси есть 3 способа сжигания газа: *диффузионный : горение осуществляется без предварительного смешения газа с воздухом. Газ под р выходит из горелки и за счёт диффузии перемешивается с окружающим воздухом. Образование горючей газо-воздушной смеси происходит в зоне горения. При этом методе требуется большое количество воздуха: α’’= 1,2-1,4; *кинетическое :

Осуществляется при полном предварительном смешении газа с воздухом. В горелку поступает газ и весь необходимый для горения первичный воздух. Образование гозавоздушной смеси происходит в горелке и в зону горения поступает полностью готовая для горения смесь. α’’ = 1,05-1,1; *диффузионно-кинетическое : происходит с частичным предварительным смешением газа с воздухом. Газ поступает в горелку под давлением и за счёт инжекции подсасывает 50-60% первичного воздуха. В горелке образуется наполовину подготовленная горючая смесь. Вторичный воздух (40-50%) поступает в зону горения за счёт диффузии из окружающего пространства.

Процесс горения газообразного топлива можно разделить на основные стадии: *вытекание газа в горелочное устройство под давлением с увеличенной скоростью; *смесеобразование газа с воздухом; *нагрев газовоздушной смеси до t⁰ возгорания; *возгорание образованной горючей смеси; *горение.

Температура горения . Действительная (расчетная) температура продуктов сгорания t д - температура, которая достигается в ­реальных условиях в самой горячей точке факела. Она ниже теоретической и зависит от потерь теплоты в окружающую среду, степени отдачи теплоты из зоны горения излучением, растянутости процесса горения во времени и др. Действительные усредненные температуры в топках печей и котлов определяются по тепловому балансу или приближенно по теоретической или калориметрической температуре горения в зависимости от температуры в топках с введением в них экспериментально установленных поправочных коэффициентов: t д = t т η, где η- т.н. пирометрический коэффициент.

Скорость протекания реакции горения. Нормальная скорость распространения пламени. Явление проскока и отрыва пламени при сжигании пламени в горелочных устройствах. Устойчивость горения. Стабилизация пламени.

При сжигании газовоздушной смеси зона горения распространяется по объёму смеси с определённой скоростью – скоростью распространения пламени (скорость горения) . 2 типа распространения пламени: нормальное и детонационное. Они характеризуются определёнными величинами скоростей горения газа.

Нормальная скорость распространения пламени – скорость движения фронта пламени в направлении, ┴ поверхности фронта пламени. Для метана 0,4 м/с.

Детонация – процесс химического превращения взрывчатого вещества, сопровождающийся освобождением энергии и распространяющийся по веществу в виде волны со сверхзвуковой скоростью. Детонационное горение характеризуется скоростью распространения пламени, превышающей скорость распространения звука в данной среде. Если скорость распространения пламени газовоздушной смеси, выходящей из горелки, будет < скорости движения этой смеси, то пламя может оторваться от устья горелки. Это – отрыв пламени . Он может произойти из-за увеличения количества газа и воздуха, подаваемых в горелку. Проскок пламени горелки может произойти тогда, когда скорость распространения пламени будет > скорости движения газовоздушной смеси, т.е. скорости вылета смеси из горелки. Проскок пламени сопровождается горением газа внутри самой горелки.

Устойчивость горения. Для поддержания устойчивого горения необходимо обеспечить соотношение газа и воздуха в газовоздушной смеси. Коэффициент α показывает, во сколько раз действительный расход воздуха превышает теоретический. Воздух, принимающий участие в горении, бывает первичным α’ (поступает в горелку для смешения в ней с газом) и вторичным α’’ (поступает в зону горения из окружающего пространства). На устойчивость пламени большое влияние имеет соотношение объёмов газа и воздуха и место образования газовоздушной смеси. Проскок пламени приводит к неполному сгоранию газа, образованию окиси углерода и погасанию пламени. При отрыве пламени газовоздушная смесь поступает в окружающее пространство, что может привести к взрыву. Для удержания устойчивого пламени необходимо соблюдать условия: *поддержание скорости выхода газовоздушной смеси в безопасных пределах; *поддержание t⁰ в зоне горения не ниже t⁰ воспламенения газовоздушной смеси.

Стабилизация газового пламени . Стабилизаторы горения: 1)огнеупорный тоннель; 2) дырчатый горелочный насадок; 3) рассекающий стабилизатор; 4) плоская стабилизирующая решётка; 5) горелка из огнеупорного кирпича; 6) стационарное запальное устройство в виде запальной горелки.