Эксплуатация и наладка систем теплогазоснабжения и вентиляции (стр. 16 из 33)
Для предупреждения замерзания регуляторов необходимо воспрепятствовать попаданию влаги в резервуары. Если регуляторы замерзнут, то необходимо в резервуары ввести метиловый спирт из расчета 1,3 л на 1000 л емкости резервуара (3,3 л спирта на резервуар емкостью 2,5 м3 и 5,7 л на резервуар емкостью 4,4 м3).
В борьбе с замерзанием регуляторов часто прибегают к отогреванию. Замерзшие участки или регулятор следует отогревать горячим полотенцем. Иногда для ликвидации замерзания регуляторов вскрывают входное соединительное устройство и вливают в сопло несколько капель метилового спирта.
Для предупреждения замерзания пружины регулятора следует вводить в верхнюю камеру регулятора небольшое количество глицерина. Чтобы не образовывался лед под клапаном регулятора, можно смазывать его сопло смазками, которые при меняются в авиации для борьбы с обледенением самолетов.
Нарушение работы регулятора может быть вызвано расстройством рычага и неправильной подгонкой частей клапана. Иногда аналогичное нарушение вызывается скоплением краски в дыхательном отверстии верхней полости диафрагмы или если выходное и дыхательное отверстия забиваются грязью.
Устранение мелких неисправностей, отмораживание и настройка регуляторов производятся на месте их установки. При значительном расстройстве и неисправности регулятора они проверяются на специальных стендах и ремонтируются в мастерских.
2.6 РЕМОНТНЫЕ РАБОТЫ НА ПОДЗЕМНЫХ ГАЗОПРОВОДАХ
Ремонт, проводимый на газопроводах, подразделяется на профилактический (текущий) и капитальный.
Профилактический ремонт проводится периодически по заранее составленному графику, в соответствии с нормами и сроками, приведенными в табл. 2.4.
При профилактическом ремонте производятся: осмотр с использованием бурения скважин газопроводов, устранение причин утечек газа, устранение закупорок, ремонт арматуры и сооружений на газопроводах, ремонт тела трубы и изоляции, пополнение и восстановление технической документации.
Осмотр с использованием бурения скважин проводится для точного определения мест утечек газа, выявленных при проверке колодцев и других сооружений. С этой целью вдоль трассы газопровода через каждые 2 м, а при наличии сварочной схемы газопровода над каждым стыком бурятся скважины. Диаметры скважин обычно составляют 20—ЗО мм, а глубина зависит от расстояния до верха трубы. Если бурят при мерзлом грунте, то скважина должна быть ниже нижней образующей газопровода на 20 см, так как мерзлый грунт не дает распространиться газу вверх. В летних условиях глубину скважин можно уменьшить, т. е. не доводить до верхней образующей на 20 см. Скважины необходимо располагать в шахматном порядке параллельно оси газопровода на расстоянии 300 мм от стенки газопровода. Несоблюдение этих условий может привести к повреждению газопровода и серьезным последствиям.
Наличие газа в скважинах определяется газоанализаторами, а если скважины расположены на расстоянии более З м от зданий, колодцев и других сооружений, то и огнем, так как в этом случае исключается возможность образования взрывоопасной концентрации. Во избежание получения ожогов зажженную спичку надо отвести на расстояние вытянутой руки и только после этого опустить ее в скважину. Наличие газа в скважинах проверяется и различными реактивами, однако эти способы пока не имеют широкого распространения, так как связаны с дополнительными затратами и временем.
В настоящее время скважины бурят специальными пневматическими бурами, электровибраторами, электробурами, перфораторами, а также вручную.
Чаще всего из механических приспособлений для бурения используют электровибратор (рис. 2.17), с его помощью скважина бурится за 1 мин. Особенно удобно бурить им скважины в мягких грунтах, так как его легко извлекать, но при бурении скважин в плотных грунтах возникает ряд неудобств по извлечению клиньев, поэтому приходится механизировать и процесс выемки клиньев из скважин.
Однако сам процесс бурового осмотра, связанный с бурением большого количества скважин, особенно по усовершенствованными дорожным покрытиям, связан с большими неудобствами и затратами. Поэтому в настоящее время изучают возможность определения мест утечек газа без производства буровых работ.
Рис. 2.17. Электровибратор для бурения: 1 – электровибратор, 2 – рукоятка, 3 – оголовок, 4 – патрубок, 5 – шпилька, 6 - клин
По результатам бурового осмотра или другими способами определяется наиболее вероятное место повреждения газопровода. Иногда место повреждения определяется неправильно, а работы по раскопке и засыпке отдельных участков трудоемки и дорогостоящи. Поэтому необходимо тщательно проверить все скважины, путем сравнения определить участок с наибольшей концентрацией газа и только после этого приступить к раскопкам шурфов, длина которых должна составляет 1,5—2 м. Способ устранения утечки газа зависит от вида повреждения и величины давления газа в газопроводе.
Практика показывает, что наиболее распространенные повреждения газопроводов - разрывы стыков стальных труб, неплотности в арматуре, повреждения оголовков стояков конденсатосборников, гидрозатворов, контрольных трубок и коррозия труб.
Разрывы стыков стальных газопроводов устраняются путем сварки катушки длиной не менее 400 мм. Если работы ведутся на газопроводах высокого и среднего давлений, то можно временно установить муфты. Для этого предварительно на стык приваривается металлический бандаж, затем на бандаж надевается разъемная муфта и приваривается. Плотность приваренной муфты проверяется опрессовкой воздухом через пробку, которая в дальнейшем заваривается. Лепестковые муфты (рис. 2.18) применяют также, когда на стыках имеются не только трещины, но и сквозные отверстия в виде пор. Во всех случаях категорически запрещается подварка стыков!
Рис. 2.18. Лепестковая муфта: 1 – газопровод, 2 – муфта
Если на газопроводе обнаружены продольные трещины размером более 0,8 м, необходимо отключить подачу газа и вварить на место трещины катушку требуемой длины. Сварные соединения испытывают на плотность, продувая газ через весь отключенный участок газопровода. Неплотности в арматуре устраняют, заменяя отдельные детали, прокладки, подтягивая болты фланцевых соединений, уплотняя сальник и т. д.
Если дефекты деталей нельзя устранить на месте, то эти детали заменяют новыми. Очень часто меняют задвижки; новую задвижку устанавливают вместе с компенсатором. Конденсатосборники и гидрозатворы, как правило, не ремонтируют, а заменяют новыми.
Одна из наиболее важных задач эксплуатационников — выявление и устранение различных закупорок в газопроводах. Измеряя давление газа на от дельных участках газопроводов, по перепаду давления определяют место закупорки.
Закупорки могут быть водяные, смоляные, нафталиновые и снежно-ледяные. При водяных и снежно-ледяных закупорках необходимо своевременно откачивать воду из конденсатосборников и гидрозатворов. Если на отдельных участках образуются провесы, заполненные водой, то следует выправить уклон газопровода или установить дополнительные конденсатосборники.
Смоляные и нафталиновые закупорки образуются часто в газопроводах искусственного газа, а при транспортировании влажного газа могут образоваться снежно-ледяные закупорки или, как их часто называют, гидраты. Эти закупорки устраняются заливкой специальных растворителей в газопровод или отогревом места закупорки.
На вводах к домам закупорки устраняют шуровкой газопровода проволокой диаметром до 10 мм или прочисткой ершом. Очень серьезную опасность представляют закупорки из нерастворимых предметов, которые извлекают из газопровода путем его демонтажа или вырезки окна, а иногда, продувая инертным газом под давлением.
Все вышеперечисленные виды ремонтных работ фиксируются в паспорте газопровода. На основании этих данных планируется его капитальный ремонт.
При капитальном ремонте заменяют поврежденные коррозией участки газопровода, восстанавливают изоляцию на отдельных участках, заменяют арматуру, ремонтируют газовые колодцы и заменяют или устанавливают средства защиты газопроводов от электрической коррозии.
2.7 КОНТРОЛЬНО-ИЗМЕРИТЕЛЬНАЯ АППАРАТУРА
Для контроля работы газорегулирующего оборудования применяют контрольно-измерительные приборы. Этими приборами измеряются давление, температура, разность (перепад) давлений и расход газа. В зависимости от способа передачи показаний приборы разделяются на показывающие, самопишущие и суммирующие. Технические стационарные приборы предназначены для постоянных замеров, а переносные — для периодических замеров.
Приборы для измерения давления газа. О нормальной работе регуляторной установки можно судить лишь на основе анализа изменения давлений, замеряемых контрольно-измерительными приборами в соответствующих точках. Своевременное обнаружение отклонения замеряемого давления от нормы позволяет принять меры к устранению причин, вызвавших нарушение заданного режима.
Измерение давления газа производится показывающими или регистрирующими манометрами и напоромерами. Манометры для замера начального давления присоединяются к подводящему газопроводу перед входной задвижкой. Манометры для замера конечного давления целесообразно ставить за выходной задвижкой регулятора.
Контроль за работой регуляторной установки заключается в сопоставлении давления на входе и выходе из регулятора.
Степень засоренности фильтра измеряется либо одним манометром с переключающим устройством, либо с помощью дифманометра. При установке манометров для проверки правильности их показаний следует предусматривать трехходовые краны для периодического подключения контрольного прибора. Из-за неблагоприятного влияния газовых завихрений импульсные трубки манометров не следует присоединять к тройникам или крестовинам.