Текущий и капитальный ремонт надземного газопровода.

Производится не реже 1 раза в год по графику, утверждённому гл. инженером предприятия и включает устранение дефектов, выявленных при техническом обследо­вании;

К текущему ремонту газопроводов относятся работы:

устранение провеса надземных газопроводов;

восстановление или замена креплений надземных газопроводов;

окраска надземных газопроводов по мере необходимости;

цвет жёлтый, через каждые 5 м. краевые поперечные полосы шириной 50 мм. Через

каждые 30-40 м. стрелки направления движения газа)

восстановление обвалования наземных газопроводов;

проверка состояния люков, крышек газовых колодцев, коверов и устранение перекосов, оседаний и других неисправностей;

окраска задвижек, кранов и компенсаторов по мере необходи­мости;

проверка герметичности резьбовых соединений, раствором мыльной эмульсии или прибором (течеискателем) конденсато-сборников и гидрозатворов;

устранение повреждений их стояков, наращивание или обрезка выводных трубок конденсатосборников, гидрозатворов и контрольных трубок;

устранение утечек газа путем приварки обычных муфт, полумуфт на стальных газопроводах или полумуфт с закладными нагревательными элементами на полиэтиленовых газопроводах;

вварка патрубков (катушек);

непровар корня шва, шлаковые включения и поры сверх установленных норм;

ремонт отдельных мест повреждений изоляционных покры­тий стальных газопроводов, в том числе на подводных переходах с помощью специальных клеев, разрешенных к применению в установленном порядке;

ремонт и замена компенсаторов;

замена арматуры;

ремонт и замена ограждений надземно установленной арматуры;

замена люков и коверов;

ремонт газовых колодцев;

ликвидация конденсатосборников и сифонных трубок;

восстановление постели подводных переходов, футеровки труб, засыпка размытых участков и восстановление пригрузов;

восстановление или замена опознавательных столбов или на­стенных указателей;

восстановление засыпки газопровода до проектных отметок в случае размыва или эрозии грунта;

замена цокольных вводов (в том числе участков на выходе из земли) газопроводов;

замена отдельных соединительных деталей, в том числе пере­ходов «сталь—полиэтилен» полиэтиленовых газопроводов;

очистка арматуры и компенсаторов от грязи и ржавчины, окрас­ка их по мере необходимости;

разгон червяка у задвижек, его смазка;

проверка и набивка сальников;

смазка и при необходимости устранение неисправностей при­водного устройства задвижек;

проверка состояния компенсаторов (стяжные болты должны быть сняты);

проверка герметичности всех сварных, резьбовых и фланцевых соединений мыльной эмульсией или приборным методом;

смена износившихся и поврежденных болтов и прокладок.

Текущий ремонт запорной арматуры и компенсаторов
проводится не реже одного раза в год.

Если заводом-изготовителем определена иная периодичность, то работы выполняются в соответствии с инструкцией изготовителя.

Результаты проверки и ремонта арматуры и компенсаторов за­носятся в паспорт газопровода.

Устранение не герметичности арматуры на газопроводах воз­можно производить при давлении газа не выше 0,1 МПа(1кгс/см2).

Прокладочный материал для уплотнения соединений фланцев арматуры должен соответствовать действующим стан­дартам. Паронит перед установкой на действующий газопровод должен быть пропитан в олифе.

Перенабивка сальников арматуры на действующем газо­проводе допустима при давлении не выше 0,1 МПа.

Устранение утечек газа из резьбовых соединений на си­фонных трубках конденсатосборников с применением специаль­ных приспособлений допустимо при давлении до 0,1 МПа.

Замена прокладок фланцевых соединений газопровода допустима при условии установки кабельной перемычки между их разъединяемыми частями.

Станции электрохимической защиты при производстве работ выключаются.

Ремонт мест коррозионных или механических повреждений стальных газопроводов может производиться путем вварки катушек длиной не менее 200 мм.
Места механических повреждений, некачественные сварные стыки полиэтиленовых газопроводов должны ремонтироваться вваркой патрубков длиной не менее 500 мм.

Качество сварных стыков должно быть проверено на герметич­ность мыльной эмульсией или прибором.

Кроме того, стыки должны быть проверены физическим ме­тодом, кроме стыков полиэтиленовых газопроводов, сваренных с помощью муфт с закладными нагревателями.

При механическом повреждении стального газопровода со сме­щением со своего местоположения два ближайших сварных стыка в обе стороны от повреждения должны быть проверены физическим методом контроля.

Поврежденные сварные стыки стальных газопроводов с разрывами, трещинами могут
ремонтироваться путем установки муфт.

Герметичность сварных швов муфт должна проверяться мыль­ной эмульсией или прибором.

Сварка муфт должна проводиться при давлении не выше 0,1 МПа.

Работы по текущему ремонту должны выполняться по плану или графику, утвержденному техническим руководителем эксплуатирующей (газораспределительной) организации.

 

При капитальном ремонте газопроводов выполняются следующие работы:

замена отдельных участков газопроводов; замена газовых колодцев;

замена установок электрохимической защиты, питающих и дренажных кабелей, а также их контуров анодного и защитного заземлений;

ремонт мест повреждений изоляции;

установка муфт на поврежденные участки газопроводов и стыки;

ремонт и замена опор надземных газопроводов;

ремонт и замена компенсаторов;

восстановление засыпки газопровода до проектных отметок в случае размыва или эрозии почвы;

замена цокольных вводов, входов и выходов из земли;

замена отдельных соединительных деталей, в том числе пере­ходов «сталь—полиэтилен» полиэтиленовых газопроводов.

Замена установок электрозащиты с изменением мощности, размещения или конструкции контура анодного заземления про­изводится по проекту.

Капитальный ремонт газопровода с перекладкой его по новой трассе должен производиться по проекту.

Капитальный ремонт газопровода без изменения его местоположения допустим по эскизу с внесением изменений в исполнительную документацию.

Реконструкция стальных газопроводов может осуществляться открытым или бестраншейным методом.

Проекты реконструкции должны разрабатываться на основе введенных в действие нормативных документов.

Допускается в пределах норм, предусмотренных технологической документацией, наличие коррозионных отверстий в теле
стальных газопроводов при реконструкции их синтетическим тканевым шлангом на основе специального двухкомпонентного клея.

В этом случае защита от электрохимической коррозии каркаса сохраняется.

Стальные газопроводы, используемые для протяжки внутри них полиэтиленовых (в том числе профилированных) труб,
подлежат защите от электрохимической коррозии на участках, где
они выполняют функцию футляров.

Техническое диагностирование газопроводов

Техническое диагностирование осуществляется в целях определения технического состояния газопровода и установления ресурса его дальнейшей эксплуатации на основании проведенной экспертизы.

Диагностирование должно проводиться по истечении 40 лет для стальных наземных в обваловании, подземных, а также 50 лет для полиэтиленовых газопроводов после ввода их в эксплуатацию.

Порядок диагностирования стальных и полиэтиленовых газопроводов, а также газового оборудования должен устанавли­ваться нормативными документами, утверждаемыми Ростехнадзором России.

Продление ресурса эксплуатации газопровода и установление срока последующего проведения технического диагностиро­вания газопровода определяются экспертной организацией.

По результатам диагностирования составляется заклю­чение экспертизы, содержащее ресурс безопасной эксплуатации газопровода и мероприятия по ремонту или его замене.

Заключение экспертизы о техническом состоянии газопровода утверждается территориальным органом Ростехнадзора России в установленном порядке.

Подземные газопроводы.

Минимальные расстояния от подземных газопроводов до зданий (ГРП) и сооружений следует принимать в соответствии с требованиями СНиП 2.07.01-89*. Указанные расстояния от зданий ГРП до входящих и выходящих газопроводов не нормируются.

Допускается уменьшение до 50 % расстояний указанных в СНиП 2,07.01-89* для газопроводов давлением до 6 кгс/см2. При прокладке их между зданиями и под арками зданий в стеснённых условиях на отдельных участках трассы, а так же от газопроводов давлением свыше 6кгс/см2.

До отдельно стоящих нежилых и подсобных строений. В этих случаях на участках сближения и по 5 м. в каждую сторону от этих участков (см рис "сближение") следует предусматривать:

- применение бесшовных или электросварных труб прошедших 100% контроль заводского сварного соединения неразрушающими методами или электросварных труб не прошедших такого контроля, но проложенных в футляре (с обязательной контрольной трубкой на одном из его концов);

- проверку всех сварных (монтажных) стыков неразрушающими методами контроля.

Расстояние от газопровода до наружных стенок колодцев, камер и других подземных инженерных сетей следует принимать не менее 0,3 м. При прокладке электросварных труб в футляре последний должен выходить не менее чем на 2 м. в каждую сторону от стенок колодца или камеры. Допускается укладка 2-х или более газопроводов в одной траншее на одном или разных уровнях (ступенями). При этом расстояние между газопроводами в свету (по горизонтали) следует предусматривать достаточным для монтажа и ремонта газопроводов (смотри рис. «укладка»).

Расстояние по вертикали в свету при пересечении газопроводами всех давлений с подземными инженерными сетями следует принимать не менее 0,2 м., а с электросетями в соответствии с Правилами устройства электроустановок (п.2.3.95 - пересечение, п.2.3.88 - параллельная прокладка). В местах пересечения подземными газопроводами каналов тепловой сети, коммуникационных коллекторов, каналов различного назначения с проходами над или под пересекаемым сооружением следует предусматривать прокладку газопроводов в футляре выходящем на 2 м. в обе стороны.

От наружных стен пересекаемых сооружений, а так же проверку неразрушающими методами контроля всех сварных стыков в пределах пересечений и по 5 м. в сторону отнаружных стенок пересекаемых сооружений. На одном конце футляра следует предусматривать контрольную трубку, выходящую под защитное устройство.

 

Направление движения газа

↓

5м

5кж

4кж

футляр

контрольная трубка

рис. «сближение»

рис. «укладка»

В межтрубном пространстве футляра допускается прокладка эксплуатационного кабеля связи, телемеханики, телефона, дренажного кабеля ЭХЗ напряжением до 60В, предназначенных для обслуживания системы газоснабжения.

Глубину прокладки газопровода следует принимать не менее 0,8 м. до верха газопровода или футляра. В местах где не предполагается движение транспорта, глубину прокладки газопровода разрешается уменьшить до 0,6 м.

5м

5м

контрольная трубка

2м

2м

0,2м

плеть

н

н

п

п

н - неповоротный стык

п - поворотный стык

 

 

Прокладку газопроводов в грунтах с включением строительного мусора и перегноя следует предусматривать с устройством под газопроводом основания из мягких или песчаных грунтов толщиной не менее 10 см. Засыпку газопровода следует предусматривать таким же грунтом на полную глубину траншеи. В грунтах с несущей способностью менее 0,25 кгс/см2, а так же в грунтах с включением строительного мусора и перегноя дно траншеи следует усиливать путём прокладки антисептированных деревянных брусьев, бетонных брусьев, устройство свайного основания или втрамбовывания щебня или гравия.

Полиэтиленовые трубы, применяемые для строительства газопроводов, должны иметь коэффициент запаса прочности по ГОСТ Р 50838 не менее 2,5.

Запрещается прокладка газопроводов из полиэтиленовых труб:

На территории поселений при давлении свыше 3 кгс/см2

Вне территории поселений при давлении свыше 6 кгс/см2

При температуре стенки газопровода в условиях эксплуатации -15 С

Для полиэтиленовых труб минимальная глубина прокладки - 0,9 от глубины промерзания грунта, (для Томска - 2,2 м). (0,9 от 2,2 м) около 2 метров.

Надземно, наземно, внутри зданий, а также в тоннелях, коллекторах и каналах.