Контрольный пункт на газопроводе что это

Контрольно-измерительные пункты (КИП)

Контрольно-измерительные пункты устанавливают для контроля параметров ЭХЗ. КИП должны отвечать следующим требованиям:

— подключение к газопроводу осуществляют двужильным кабелем в двух разных точках, при этом каждая из жил должна иметь отдельную точку подключения к газопроводу;

-каждая жила кабеля должна иметь маркировку и отдельную клемму на клеммном щитке КИП;

— кабель для КИП должен быть гибким, иметь медные токоведущие жилы и двойную изоляцию.

КИП устанавливают над осью магистрального газопровода со смешением от нее не далее 0,2 м от точки подключения к магистральному газопроводу контрольного провода. В случае расположения магистрального газопровода на участке, где эксплуатация КИП затруднена (пашня, болото и др.), последние могут быть установлены в ближайших удобных для эксплуатации местах, но не далее 50 м от точки подключения контрольного провода к магистральному газопроводу.

Для всех КИП должна быть обеспечена возможность контакта неполяризующегося электрода сравнения с грунтом в зафиксированной на поверхности земли точке измерений над осью трубы.

КИП для контроля работы протекторов, анодных заземлений и электрических перемычек должен иметь не менее двух клемм, к которым подключают объекты измерения и шунт необходимого номинала для измерения силы тока.

КИП на магистральном газопроводе следует устанавливать:

— на каждом километре в обычных условиях и не реже чем через 500 м при пересечении магистрального газопровода зоны повышенной коррозионной опасности;

— в точках дренажа УКЗ (УДЗ);

— в местах изменения направления (углов поворота) магистрального газопровода;

— у крановых площадок;

— у водных и транспортных переходов (с обеих сторон);

— у пересечения магистрального газопровода с другими трубопроводами, не далее 10 м от пересечения;

— в местах максимального сближения магистрального газопровода с анодным заземлением;

— в пунктах подключения дренажного кабеля к трубопроводу;

— на концах заданных зон защиты.

При многониточной системе газопроводов КИП следует устанавливать на каждом магистральном газопроводе по одной линии, перпендикулярной оси магистрального газопровода.

На подземных сооружениях промплощадок (КС, ГРС, ГИС и др.) КИП необходимо оснащать устройствами для измерения поляризационных потенциалов и устанавливать:

— на коммуникациях длиной более 50 м – посередине или с интервалом не более 50 м;

— на расстоянии не менее трех диаметров трубопровода от точек дренажа установок электрохимической защиты;

— в начале, середине, конце входных и выходных коллекторов ПУ, АВО и КЦ;

— в местах пересечения коммуникаций;

— в местах изменения направления при длине участка коммуникации более 50 м;

— в местах сближения коммуникаций с сосредоточенными анодными заземлениями;

— не менее чем в четырех диаметрально противоположных точках по периметру внешней поверхности резервуара.

Во всех точках измерения потенциалов должна быть обеспечена возможность контакта неполяризующегося электрода сравнения с грунтом над осью газопровода в постоянно зафиксированной на поверхности земли точке измерений.

Коррозионный мониторинг

Система коррозионного мониторинга состоит из датчиков контроля электрохимической защиты и датчиков (индикаторов) коррозии, наводороживания и других параметров, смонтированных в контрольно-диагностический пункт (КДП), и устройств по преобразованию и передачи показаний этих датчиков на диспетчерский пункт.

КДП следует устанавливать на коррозионно-опасных участках магистрального газопровода, на пересечениях с электрифицированными железными дорогами и автострадами.

Оснащенность КДП и места их установки определяют в соответствии с «Руководством по эксплуатации систем коррозионного мониторинга магистральных газопроводов» по требованию и/или согласованию с заказчиком.

КДП должен иметь щиток с клеммами, для подключения двух контрольных проводов от магистрального газопровода для измерения тока в трубе, и датчиков коррозионного мониторинга.

В состав КДП могут включаться следующие датчики, монтируемые на различных глубинах, соответствующих верхней, средней и нижней образующих газопровода:

— стационарные электроды сравнения;

— устройства для измерения поляризационного потенциала;

— датчики (индикаторы) коррозии для определения скорости коррозии, подключенные и не подключенные к трубе;

— датчики (индикаторы) внедрения водорода;

— другие датчики, контролирующие коррозионные процессы на газопроводе.

КДП должен быть совмещен с маркером расстояния, предназначенным для привязки данных внутритрубной дефектоскопии. По требованиям заказчика данные датчиков КДП могут заводиться в систему дистанционного контроля и передаваться на диспетчерский пункт.

Источник

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Контрольный пункт

Контрольные пункты необходимо устанавливать на газопроводах через каждые 200 м, однако на практике не всегда возможно проводить замеры через контрольные пункты, поэтому часто для измерений используется оборудование газорегулятор-ых пунктов, открытые части газопроводов, выводы конденсато-сборников и гидрозатворов. [1]

Контрольный пункт ( КП), регистрирующий прохождение гружепых рудой автосамосвалов, оснащается устройством автоматического взвешивания. В момент взвешивания автосамосвала срабатывает установленный на нем датчик номера, кодированный сигнал о номере автосамосвала воспринимается антенной опознающего устройства и запоминается. [2]

Контрольные пункты устанавливают на газопроводах при строительстве, а также в процессе эксплуатации. [4]

Контрольные пункты должны быть установлены соответствующими диспетчерскими управлениями в зависимости от степени влияния уровня напряжения в этом пункте на устойчивость и потери электроэнергии в энергосистеме, ОЭС, ЕЭС СССР. [5]

Контрольный пункт ( отделение) автосцепки предназначен для разборки, ремонта корпусов, деталей механизма, тяговых хомутов, проверки и комплектовки автосцепки. Контрольный пункт оснащен кран-балкой грузоподъемностью 0 5 т, современным оборудованием, механизированными приспособлениями и вытяжными устройствами для отвода газов и пыли. [6]

Контрольные пункты на трубопроводах рекомендуется приближать к местам пересечений или сближений с рельсовыми путями электрифицированного транспорта и с другими подземными металлическими сооружениями. [7]

Контрольные пункты должны быть установлены соответствующими диспетчерскими службами и диспетчерскими управлениями в зависимости от степени влияния уровня напряжения в этом пункте на устойчивость и потери электроэнергии в энергосистеме, ОЭС, ЕЭС России. [8]

Контрольные пункты были построены с расчетом на доступность для ремонтного персонала. [10]

Контрольные пункты в распределительной сети следует стремиться выбирать как можно ближе к выводам электроприемников. Если невозможно провести измерения на границе раздела, то контроль качества электроэнергии следует организовать в ближайшем к границе раздела пункте, допускающем проведение измерения. В этом случае при сопоставлении результатов контроля и предельных значений следует учитывать изменения показателей качества от границы раздела до пункта контроля. [11]

Контрольные пункты следует предусматривать по трассе газопровода по обе стороны пересечения газопроводом трамвайных путей, путей электрифицированных железных дорог, водных преград и в местах установки изолирующих фланцев. [13]

Контрольные пункты на трубопроводах рекомендуется максимально приближать к местам пересечений или сближений с рельсовыми путями электрифицированного транспорта и с другими подземными металлическими сооружениями. [14]

Контрольные пункты располагаются в непосредственной близости к рабочим местам сборщиков. Пункты пооперационного контроля оборудуются столами для контролеров. Пункт окончательного контроля должен быть оборудован столами и стеллажами для хранения инструментов и документации. [15]

Источник

Статьи

Контрольно-измерительные пункты ЭХЗ

Пункты контрольно-измерительные (КИП) – это пункты, которые предназначаются для обеспечения доступа к проводникам в условиях проведения измерений величин защитных потенциалов, для контроля этих защитных потенциалов металлических конструкций и сооружений, проложенных ниже уровня грунта, и обозначения трасс трубопроводов, а также для обеспечения совместной электрохимической защиты трубопроводов и других сооружений, расположенных под землей, от коррозии.

КИПы имеют широкую область применения и используются:

— на линейных частях магистральных трубопроводов;

— в местах пересечения магистральных трубопроводов;

— в местах пересечения трубопроводов с кабелями связи;

— в местах пересечения трубопроводов с высоковольтными линиями электропередач;

— в местах пересечения трубопровода с автомобильными и железными дорогами (при использовании для трубопроводозащитного кожуха);

— на анодных заземлителях;

— на установках протекторной защиты трубопроводов;

— на электроизолирующих вставках (муфтах).

Контрольно-измерительный пункт конструктивно выполнен в виде стойки с основанием для закрепления в грунте, на которой смонтирован шкаф, в котором имеется дверь для доступа к пластине из текстолита (клеммный терминал), на которой располагаются контрольные зажимы и элементы ручной настройки. КИП дополнительно комплектуется километровым знаком, который позволяет визуально определять трассу трубопровода с воздуха.

Возможно изготовление стойки КИПа из поливинилхлорида (ПВХ), стеклопластика или металла. Применяемые материалы специально предназначаются для эксплуатации на открытом воздухе во всех климатических зонах. Для предотвращения кражи стойки, или свободного изъятия контрольно-измерительного пункта из грунта, стойка КИПа оснащается анкерным устройством.

Клеммный терминал, в зависимости от модели КИП, предназначается для установки до 18 контактных зажимов и изготавливается из поликарбоната. Контактные зажимы могут изготавливаться из нержавеющей стали или латуни. Эти зажимы могут допускать подключение проводников с сечением до 16 мм², а силовые до 70 мм². Для исключения несанкционированного доступа в КИП клеммный терминал обладает крышкой с запирающим устройством.

Измерения величин защитных потенциалов подземных сооружений и контроль защитных потенциалов подземных сооружений проводятся путем подключения специализированных приборов к Контрольно-измерительному пункту.

Маркировка КИПа и предупреждающие (информационные) надписи выполненяются на самоклеющейся пленке с использованием метода термотрансферной печати. В целях повышения стойкости маркировки и надписей к воздействию ультрафиолетового излучения на стойках и коробах КИПа, где нанесены надписи, применено наружное ламинирование специальной защитной пленкой. Стойкость надписей и маркировки составляет не менее 10 лет.

Номенклатура контрольно-измерительных пунктов (КИП) достаточно обширна и может быть разделена на виды по назначению и исполнению. Однако, эта классификация условна, т.к. в зависимости от конкретных условий и проектных решений назначение конкретного КИП может меняться.

Стойки могут изготавливаться в исполнениях для жилой и нежилой зон, и отличаться способом установки: для нежилой зоны – над землей, для жилой – в виде ковера, в ровень с уровнем грунта или асфальта. Также существует разновидность КИПов с телеметрией, которые по заданному расписанию производят измерение защитных потенциалов и передают данные на ПК службы ЭХЗ.

Однако основные виды КИП представлены ниже:

1. Трассовый, который предназначается для измерения защитных потенциалов трубопровода по направлению его пролегания. Устанавливается согласно проекта, вдоль трассы трубопровода.

2. КИП для анодных полей, который предназначается для соединения проводников от отдельных заземлителей и присоединения к ним анодного кабеля от КЗУ. Такие КИП содержат только силовые зажимы на клеммном терминале. Такая конструкция КИП позволяет легко создать соединение и упрощает диагностику отдельных заземлителей в процессе эксплуатации.

3. КИП для точек дренажа, которые предназначаются для соединения контрольного и дренажного проводников от трубопровода, а также проводников от электродов сравнения с соответствующими проводниками КЗУ. Такие КИП содержат силовые и контрольные зажимы на клеммном терминале.

4. КИП со встроенным БДР, который предназначается для установки в местах пересечения трубопроводов с другими подземными коммуникациями для их совместной защиты. Контрольно-измерительный пункт со встроенным БДР позволяет осуществлять совместную защиту нескольких металлических конструкций и сооружений, проложенных ниже уровня грунта, без использования дополнительных устройств. Такие КИП содержат диодно-резисторные каналы, силовые и контрольные зажимы на клеммном терминале.

Источник

Контрольная трубка, контрольно-измерительный пункт, сборник конденсата, гидрозатвор, настенный указатель.

Футляры ставят при пересечении железных и автомобильных шоссейных дорог, коллекторов и колодцев, при необходимости прокладки газопроводов в непосредственной близости от жилых и общественных зданий или на малой глубине. Их используют также при производстве работ закрытым способом. В этом случае футляр предварительно продавливают или прокалывают через грунт и укладывают в него газопровод.

Рис. 28. Контрольная трубка: 1 – газопровод; 2 – труба футляра; 3 – металлический изогнутый кожух; 4 – контрольная трубка; 5 – пробка; 6 – ковер; 7 – основание; 8 – асфальтобетонное покрытие. А – установлена на футляре. Б – установлена над рискованным стыком.	Рис. 29. Контрольно-измерительный пункт: 1 –газопровод; 2 – контрольные проводники; 3 – вольтметр; 4 –прерыватель тока; 5 – трубка для установки электрода; 6 – стальная штанга; 7 –медносульфатный электрод сравнения.

Контрольные проводники предназначены для электрических измерений на газопроводах и представляют собой изолированные стальные стержни, приваренные, к газопроводу и выведенные на поверхность под ковер (рис.29).

Гидрозатвор – применяется в качестве отключающего устройства на подземных газопроводах низкого давления. Для прекращения подачи газа в гидрозатвор заливают воду, а для возобновления газоснабжения воду откачивают (рис. 31).

Установка шаровых кранов на полиэтиленовых газопроводах.

В качестве запорной арматуры могут использоваться как металлическая запорная арматура, так и полиэтиленовые краны.

На полиэтиленовых газопроводах в качестве запорной арматуры применяют шаровые краны в цельном корпусе, не требующих мер защиты от коррозии и позволяющих производить их монтаж непосредственно в грунте без устройства колодца (рис. 32). Надземное размещение полиэтиленовых кранов не допускается.

Краны имеют телескопический удлиняющий шток (длина от 0,6 до 2,0 м), позволяющий управлять краном с поверхности земли. В целях обеспечения защиты от механических воздействий и атмосферных осадков управляющие штоки кранов должны выводиться под коверы или крышки колодезных люков

Защита подземных газопроводов от коррозии. Видами коррозионного воздействия на наружную поверхность подземных стальных сооружений являются:

— коррозия в почвенно-грунтовых водах и грунтах;

— коррозия, вызванная блуждающими токами (переменными и постоянными);

— коррозия, вызванная индуцированным переменным током.

Коррозия — это разрушение металла из-за химического или электрохимического взаимодействия металла труб с окружающей средой.

— почвенную электрохимическую коррозию. Почва является электролитом, а труба – электродом. Из-за неоднородности металла трубы на ее поверхности появляются зоны имеющие различный электрический потенциал. Возникает электрический ток, в результате появления которого происходит разрушение кристаллической решетки металла и на трубе появляются раковины;

— коррозия от блуждающих токов– т.е. токов попадающих на газопровод от электрооборудования и электротранспорта. Электрический ток просто вымывает в почву положительно заряженные ионы металла.

В качестве защиты от коррозии применяется:

1. Выбор трассы подземного газопровода. Трасса проектируется таким образом, чтобы исключить или уменьшить прохождение блуждающих токов по трубе газопровода.

— катодные станции (КС) (рис. 33 а). Это источники постоянного тока (выпрямители), от которых отрицательный заряд подается на опасную зону газопровода (где на трубе имеется положительный заряд), а положительный заряд от КС подается на заземленный электрод. Таким образом, производится замена на газопроводе положительных зарядов на отрицательные заряды.

— протекторные станции (ПС) (рис. 33 б). Принцип их действия аналогичен катодным станциям. Но отрицательный заряд получают от магниевого протектора, имеющего в почве высокий отрицательный потенциал. ПС имеют не большую мощность.

— дренажные станции (ДС) (рис. 33 в). Работают по другому принципу, их задача перевести положительный заряд с газопровода на рельс электротранспорта. Сложность применения ДС заключается в появлении знакопеременных зон в зависимости от направления движения электротранспорта, а также необходимости наличия рельс в районе газопровода.

4. Изолирующие фланцевые соединения (ИФС) служат для электрического секционирования и электроизоляции отдельных участков газопровода (рис. 34). ИФС не является самостоятельным средством защиты от коррозии, а дополняют активную и пассивную защиты. Роль изоляторов выполняют специальный фланец и втулки, изготовленные из диэлектрического материала.

Рис. 34.Изолирующее фланцевое соединение: 1 – газопровод; 2, 3 – основные фланцы; 4 – прокладка паронитовая ПМБ толщиной 4 мм; 5 – разрезные втулки из фторопласта; 6 – шайбы; 7 – специальный фланец толщиной 16-20 мм из фторопласта; 8 – винты для проверки электросопротивления между каждым основным фланцем и промежуточным; 9 – Стягивающие шпильки; 10 – гайка.

Арматура газопроводов по ГОСТ 24856-2014

· запорная арматура: Арматура, предназначенная для перекрытия потока рабочей среды с определенной герметичностью

· предохранительная арматура: Арматура, предназначенная для автоматической защиты оборудования и трубопроводов от недопустимого превышения давления посредством сброса избытка рабочей среды. (ПСК)

· отключающая арматура: арматура, предназначенная для перекрытия потока рабочей среды при превышении заданной величины скорости ее течения за счет изменения перепада давления на чувствительном элементе, либо в случае изменения заданной величины давления (ПЗК)

· отсечная арматура (Нрк. быстродействующая арматура): запорная арматура с минимальным временем срабатывания, обусловленным требованиями технологического процесса (ПЗК)

· ОР контрольная арматура: арматура, предназначенная для управления поступлением рабочей среды в контрольно-измерительную аппаратуру, приборы (КИП)

· трехходовая арматура: многоходовая арматура, у которой рабочая среда входит в два патрубка и выходит в один или входит в один, а выходит в два или попеременно в один из двух патрубков

· редукционная арматура (Нрк. редуктор, дроссельная арматура): арматура, предназначенная для снижения (редуцирования) рабочего давления в системе за счет увеличения ее гидравлического сопротивления. (РД)

· регулирующая арматура (Нрк. дроссельная арматура; дроссельно-регулирующая арматура; исполнительное устройство): Арматура, предназначенная для регулирования параметров рабочей среды посредством изменения расхода или проходного сечения. (РД)

· дисковый затвор (Нрк. заслонка; поворотный затвор, поворотно-дисковый затвор): Тип арматуры, у которой запирающий или регулирующий элемент имеет форму диска, поворачивающегося вокруг оси, перпендикулярной или расположенной под углом к направлению потока рабочей среды. (Запирание или РД)

· запорно-регулирующая арматура (Нрк. запорно-дроссельная арматура): арматура, совмещающая функции запорной и регулирующей арматуры

· ОРзадвижка: Тип арматуры, у которой запирающий или регулирующий элемент перемещается перпендикулярно к оси потока рабочей среды

· клапан (Нрк. вентиль): Тип арматуры, у которой запирающий или регулирующий элемент перемещается параллельно оси потока рабочей среды

· ОР кран: Тип арматуры, у которой запирающий или регулирующий элемент, имеющий форму тела вращения или его части, поворачивается вокруг собственной оси, произвольно расположенной по отношению к направлению потока рабочей среды

· арматура для ОПО: Арматура, предназначенная для применения на производственных объектах, на которых имеются опасные вещества и используют оборудование, работающее под давлением более 0,07 МПа или при температуре нагрева воды более 115°С Примечание— К опасным веществам относятся воспламеняющиеся, окисляющие, горючие, взрывчатые, токсичные, высокотоксичные вещества, представляющие опасность для людей и окружающей природной среды.

· бесфланцевая арматура: арматура, присоединяемая к трубопроводу без помощи фланцев или не имеющая фланцев корпуса, но устанавливаемая между фланцами трубопровода

· муфтовая арматура: арматура, имеющая присоединительные патрубки с внутренней резьбой

· угловая арматура: арматура, в которой оси входного и выходного патрубков расположены перпендикулярно или непараллельно друг другу

Термины и определения по ГОСТ 24856-2014.

· номинальные параметры арматуры: Количественные значения функциональных характеристик арматуры, а также стандартных значений номинального диаметра и номинального давления, указанных без учета допускаемых отклонений

· расчетное давление Р: Избыточное давление, на которое производится расчет прочности арматуры. Примечание— пояснение см. в ГОСТ 24856-2014приложение А.

1) Избыточное давление, при котором следует проводить испытание арматуры на прочность;

2) Избыточное давление, при котором следует проводить испытание арматуры на прочность и плотность водой при температуре от 5°С до 70°С, если в документации не указаны другие температуры.

· управляющее давление Рупр: Диапазон значений давления управляющей среды привода, обеспечивающего нормальную работу арматуры.

· расчетная температура T: Температура стенки корпуса арматуры, равная максимальному среднеарифметическому значению температур на его наружной и внутренней поверхностях в одном сечении при нормальных условиях эксплуатации [см. стр. 4]

· герметичность затвора: Свойство затвора препятствовать газовому или жидкостному обмену между полостями, разделенными затвором

· класс герметичности затвора (класс герметичности): Характеристика уплотнения, оцениваемая допустимой утечкой испытательной среды через затвор

· проходное сечение (Нрк. проход): Сечение в любом месте проточной части арматуры, перпендикулярное движению рабочей среды

· утечка (Нрк. протечка):

1) Проникновение среды из герметизированного изделия под действием перепада давления;

2) Объем среды в единицу времени, проходящей через закрытый затвор арматуры

Указатель условных обозначений и сокращений по ГОСТ 24856-2014

F— площадь седла

Технические характеристики: информация, приводимая в технических документах на арматуру, содержащая сведения о номинальном диаметре, номинальном или рабочем давлении, температуре рабочей среды, параметрах окружающей среды, габаритных размерах, массе, показателях надежности, показателях безопасности и других показателях, характеризующих применяемость арматуры в конкретных эксплуатационных условиях.

ГОСТ 4666-75 Арматура трубопроводная. Маркировка и отличительная окраска, ПБ 529 –не действуют.

Корпус арматуры может быть стальной, из ковкого чугуна или серого чугуна, бронзы и т. д. Материал корпус арматуры для газовой среды принимается в зависимости от климатических условий и давления газа.

Арматура на газопроводах может устанавливаться с помощью разъемных (фланцевых, резьбовых) или сварных соединений. Способ установки определяется решением проектной организации.

Краны должны иметь ограничители поворота и указатели положения: «Открыто», «Закрыто». Задвижки с не выдвижным шпинделем должны иметь указатели степени открытия. На маховиках арматуры указывается направление открытия.

Дата добавления: 2018-06-27 ; просмотров: 4361 ; Мы поможем в написании вашей работы!

Источник