6. Наружные газопроводы “ТЕХНИЧЕСКАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ. ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ СЕТИ И ГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ЗДАНИЙ. РЕЗЕРВУАРНЫЕ И БАЛЛОННЫЕ УСТАНОВКИ. ОСТ 153-39.3-051-2003” (утв. Приказом Минэнерго РФ от 27.06.2003 N 259)

6. Внешние газовые трубы

6.1.Основные инструкции

6.1.1. Следующие типы работы выполняются в сочетании с технической работой внешних газопроводов:

– начало технологически обоснованного, законченного строительства газопроводов;

– следить за количеством одоризации и давлением газа, подаваемого в населенные пункты;

– содержание, обновление и капитальный ремонт газопроводов и связанных с ними сооружений;

– Проверка эффективности ECHZ и выполнение технического обслуживания и ремонта газовых трубопроводов, которые имеют электрохимическую коррозию.

Изучите газовые линии для влаги и убедитесь, что они были удалены.

— техническое диагностирование газопроводов;

-локализация аварий, их устранение и проведение аварийновосстановительных работ;

.

Порядок и методы проведения работ описаны в настоящем ОСТе, который является принятым стандартным рабочим регламентом.

6.1.2. Ввод в эксплуатацию готовых стальных и полиэтиленовых газовых трубопроводов осуществляется путем прикрепления их к текущим трубопроводам по распределению газа и одновременно включив газ.

Для ввода газопроводов в эксплуатацию необходимо выполнить определенные работы.

Необходимо использовать технологии, которые совместимы с методом присоединения вновь построенных газопроводов к уже существующим газораспределительным сетям.

6.1.3 Периодические (но, по крайней мере, один раз) измерения давления газа используются для установления системы контроля в сетях распределения газа городов и поселений. В этом разделе мы опишем, как измерить давление газа.

6.1

6.1.5. Чтобы предотвратить образование отделки, влажность газопровода и конденсат регулярно проверяются.

6.1.6. Такие работы включены в техническое обслуживание газопровода:

– следит за состоянием газопроводов, отклоняющихся от маршрутов;

– техническое обследование газопроводов.

Объединения газопровода происходят в то время, когда определяет операционная организация. Графики для обхода газопровода должны регулярно рассматриваться, в идеале каждые три года. Работа должна выполняться в соответствии со спецификациями PARA в соответствии с PB 12-529 и этим разделом.14, 17.

Газовые трубопроводы периодически подвергаются техническим обследованиям в рамках временных рам, указанных в PB 12-525.

Когда PB 12-529 применяется, проводятся необычные технические исследования газопроводов.

При монтаже арматуры для обслуживания газопроводов соблюдаются требования раздела 8 настоящего ОСТа.

6.1.7 Газопроводы регулярно обслуживаются и подвергаются капитальному ремонту на основании результатов диагностических испытаний.

П Б 12-529 устанавливает основные методы ремонта газопроводов, а также локализации и устранения аварий.

Реконструкция трубопровода стального газа, которая не подвержена дальнейшей эксплуатации.

6.1.8 Техническое диагностирование газопроводов проводится в соответствии с техническими условиями ПБ 12-529 по методикам, утвержденным российским органом Госгортехнадзора.

6.

После того, как утечки газа были временно остановлены, выполняются работы по чрезвычайным ситуациям.

6.2 Открытие торгового центра Pyramid

6.2.1. Сотрудники оперативной организации отвечают за газопроводы и запуск газа.

Компания по строительству и установке выполняет земные и изоляционные работы. Песок накапливается в секциях трубопровода на соединении до высоты 20 см над верхней образующейся трубкой, полностью сбивая пазухи. Используя метод DASH, компания рассматривает изоляцию точки вставки.

Команда газовой службы компании разрешена выполнять работу над газопроводами in-situ.

6.2.2 Газовые трубопроводы должны быть нажаты и начать с начала команд по крайней мере трех человек, которые оснащены необходимыми инструментами или индивидуальным защитным оборудованием.

6.2.3. По газовым отводам для газоопасных работ строятся газопроводы и газовые спуски, согласованные с АДС.

6.2.4 Для того чтобы подготовиться к работе, вы должны:

– рассмотрение и подготовка оперативной, исполнительной и административной технической документации по мере необходимости;

– Для выполнения работ осмотрите траншею, в которой будет подключен трубопровод, инструменты для отключения и оборудование ЭХЗ. Если в ходе работы будут обнаружены какие-либо ошибки, их необходимо устранить после фиксации;

– Создать (при необходимости) план организации рабочей организации и предупреждать рекламу;

– установить необходимые инструменты, механизмы и оборудование;

– изготовить узлы присоединения;

– Убедитесь, что компрессор и необходимые транспортные средства доступны.

– Получите пособие на одежду для газовой работы.

6.2.5.План организации рабочей организации включает в себя:

– схему узла присоединения;

– Технологические процедуры следовали во время контроля газового трубопровода и очистки газа;

– Как отсоединить газ или снизить давление в активном газопроводе, а также в условиях, которые должны быть выполнены;

– процесс продувки обозначенного газопровода в соответствии со схемой, в которой определены места установки и разветвления водопонизителей;

– количество и компетентность рабочих и специалистов;

– требования к транспорту, оборудованию и аппаратам для машин или аппаратов;

.

В плане организации работ может быть предусмотрено оформление отдельных разрешений на проведение газовых работ.

6.2.6. Пользователи газа должны сообщать о времени производства этих операций не позднее, чем за три дня до начала работы.

6.2.7. Оценочная смесь используется для проверки на герметичность перед вводом газопровода, присоединяемого к существующему трубопроводу. В течение часа должно происходить падение давления на 10 дап. Если контрольные испытания давлением не проводятся, а гидравлические исследования включены, используется давление 400 дап. Если давление падает ниже 5, то в течение последующих десяти минут оно должно подняться не более чем до 5.

Наряд содержит запись результатов испытаний. Перед пуском газа необходимо сохранить давление воздуха в присоединенном газопроводе.

Испытание контрольным давлением допускается при наличии избыточного давления в подключенном газопроводе и пусковом газе не позднее шести месяцев со дня приемки.

6.2.8 Участники работ должны быть проинструктированы о порядке проведения технологических операций, а также об обязанностях каждого члена бригады.

6.2.9. Выключите энергосберегающие методы электрохимической защиты.

6.2.10. Перед началом работ руководитель работ по врезке проверяет следующее:

Давление воздуха в присоединяемом газопроводе

– Перекрытие клапана и наличие заглушек в лунках (компенсаторы на газопроводах должны быть удалены);

– на конце каждого подключенного газопровода должна быть установлена заглушка (если труба имеет отключающее устройство, оно должно быть установлено после него вдоль газа);

– перекрытие подачи газа внутрь помещения;

– Вентиляция вставленных ям (ям);

– подготовка точки постукивания (чистка изоляции и маркировка);

– установка продувочных кранов и манометров. Краны продувочных пробок должны быть закрыты.

– Обеспечение безопасности работы.

6.2.11. Газ через продувочные свечи, установленные на существующих ГРП и трубопроводах, образует наплывы при снижении давления в действующем газопроводе.

Во время производства работ следует использовать манометры для измерения давления газа в действующем газопроводе. Работы должны быть остановлены, если давление в действующем газопроводе упадет ниже 40 дап или поднимется выше 200 дап.

6.2.12. Газопроводы проводится через установленные свечи на подключенных свечах (на водогрузках) и в конечных точках трубопроводов, когда газ запускается газом. Чистка свечи с высотой не менее 3 м должна быть установлена в подземных участках газопровода.

При продувке газопроводов смеси газового воздуха следует выпускать в областях, где она не может потенциально войти в здания или зажечь огонь из любого источника.

Он должен быть сведен к атмосферному давлению, прежде чем газовый трубопровод может быть заполнен. После отключения, удалите заглушку. Отключение устройства, когда подача газа следует открывать постепенно и плавно. В этой ситуации важно непрерывно проверять давление газа, как указано в датчике давления.

Давление выброса газопровода с низким давлением не должно быть выше, чем нормальное рабочее давление, но оно не должно быть ниже 0,1 МПа для сетей трубопроводов среднего и высокого давления.

Скорости выхода газов контролируются кранами на свечах. Краны должны быть открыты в том порядке, который был запланирован ранее. Кран должен быть немедленно перекрыт в случае возгорания газа на свече.

Газовые линии должны быть очищены от воздуха, пока они не станут пустыми. Проблема исправлена путем анализа или сжигания образцов после завершения процесса очистки. Хлопкоподобная мыльная эмульсия должна тихо и беззвучно гореть в воздухе.

Помощники слесарей, задувающие свечи. Образцы должны поступать с расстояния не менее 10 метров.

Дежурный слесарь предотвращает проникновение на рабочее место непрошеных гостей или транспортных средств во время прорыва газопровода.

6.2.13. Перед началом работ в скважине необходимо установить ограждение и разместить предупреждающий знак на расстоянии 10-15 метров. Работники должны носить сигнальные жилеты.

Рабочие отсоединяют штекер, надевая противогазы и спасательные пояса. Два человека стоят на наветренной стороне земной поверхности, держась за концы спасательных поясов, и наблюдают за непрерывным контролем работ. Скважину осматривают на наличие прокладок и, при необходимости, вентилируют. Запрещается пользоваться открытым огнем и появляться незваным людям вблизи колодца.

6.2.14. Установка свечей и давления выполняется при выдувке газопроводов. Стальные заглушки помещаются внутри фитинга, которая затем изолируется (на подземных газовых трубопроводах) и испытывают на газообразную доблесть или мыльную эмульсию под рабочим давлением. Чертежи исполнительной документации включают местоположение заварных пробками.

6.2.15. После завершения всех работ по подключению газопровода и вводу газовой системы в эксплуатацию,

– Используйте мыльную эмульсию, чтобы проверить герметичность сварных швов во время работы под давлением рабочего газа;

– Чтобы избежать пути, пролегающего рядом с газопроводом;

– изолировать место вставки и после заполнения ямы оценить качество изоляции методом штрихового метода;

– включить средства ЭХЗ;

Пункт экипировки, которую необходимо надевать при работе с газом.

Трансфер для наряда для газовой работы прилагается к исполнительной документации и хранится вместе с ней.

6.2.16. Каждый газовый трубопровод, который был введен в эксплуатацию и передается остальной части Газпрома, записан отдельно. Функциональный паспорт должен быть установлен для подземных газопроводов.

6.3. Измерение сети газа

6.3.1 Направления давления в газопроводе измеряются в период пикового потребления газа и в конце максимального расхода (зимой).

Чтобы определить радиус текущего ГРП и выявить потенциал для подключения новых потребителей, рекомендуется проводить внеплановые измерения давления.

6.3.2. Измерения давления выполняются в соответствии с планом соответствующего технического управления оперативной организацией в заранее запланированных точках газовой сети, при выходе от гидравлического разрыва и потребителей.

Операционная организация решает точки (точки) для измерения давления газа на основе опыта работы и запросов клиентов на более низкое давление.

Измерительная система учитывает места вдоль газового маршрута, которые являются наиболее далекими от станции распределения газа, а также в других неблагоприятных местах для поставки газа.

Дополнительные измерения проводятся для обнаружения и определения мест, где гидратные пробки перекрыли газовые трубопроводы.

6.3.3. В каждой точке, предусмотренной схемой измерений, необходимо провести измерения давления в режиме реального времени. Задача не должна занимать более часа.

В некоторых случаях наличие резких перепадов давления на определенных участках газопровода свидетельствует о наличии препятствий.

6.3.4. Давление измеряется на выходе и входе в ГРУ (ГРП) потребителей.

Для измерения давления на газовые трубопроводы следует использовать следующие типы датчиков:

– U-образцовые, заполняемы водой;

– образцовые или пружинные контрольная с соответствующей шкалой.

6.3.5. После измерения давления газа герметичность подключений для подключения и разъема должна быть продемонстрирована с использованием инструментов или других методов.

6.3.6. Показания давления записаны в журнале. Режим давление должна быть создана, если она становится необходимой для определения фактического давления газа в системе распределения газа на основе результатов измерений.

6.3.7 Рекомендуется планировать очистку газопровода, замену секций и прокладку газопровода, чтобы вернуть газораспределительным системам их оптимальную работоспособность.

6.4. игнорирование трасс газопроводов

6.4.1 Специалисты по техническому обслуживанию и ремонту газопроводов (байпассеры) осуществляют обход трассы газопровода. Состав бригад подбирается в соответствии с указаниями ПБ 12-529. Непосредственно над обходчиками находится мастер службы эксплуатации подземных газопроводов.

6.4.2. Газопроводы разделены на отдельные маршруты для удобства обслуживания, и эти маршруты назначаются отдельно. При планировании стеновых маршрутов учитывается расстояние между путями и длина газопровода.

При планировании маршрута рекомендуется рассмотреть возможность совместного обслуживания подземных, надземных трубопроводов в зависимости от интенсивности труда и взаимного расположения газовых трубопроводов. Каждый маршрут обхода имеет план и назначенный ему номер.

6.4.3. в маршрутной карте указываются:

— номер маршрута;

– план избегания шоссе газопровода, который связывает идентификацию особенностей трубопровода (углы вращения, конструкции) с устойчивыми ориентирами;

До 15 метров может отделить подземные скважины от подземного газопровода. В номерах с установленными газовыми сигнализациями обход не допускается;

– общая протяженность газопроводов;

Количество объектов с услугами вдоль этого маршрута.

6.4.4. Все изменения на дорогах должны быть внесены в маршрутные карты.

Карты маршрутов создаются парами;Один хранится головой подземной эксплуатации газопровода, а другой – ILK под квитанцией после того, как они познакомились с маршрутом на земле.

6.4.5 Каждый обходчик обязан знать расположение всех колодцев, подземных сооружений, принадлежащих другим компаниям, и подвалов жилых домов в дополнение к маршрутам обслуживаемых им газопроводов и установленного на них оборудования (например, запорной арматуры и регулирующих труб).

6.4.6. Мастер проверяет, доступны ли маршрутные карты, газовые анализаторы и инструменты.организует брифинг

В зависимости от состава работы по этому маршруту, внедряются меры оборудования, инструменты и меры защиты для ползающей команды. С газовым анализатором, хорошо открывающимися крючками и комбинезоном, вы должны ориентироваться в каждом скважине. Сигнальный жилет и предупреждающие знаки должны присутствовать при работе на проезжей части.

6.4.7. Повторные обходы маршрута в день обхода или на следующий день могут быть использованы для проверки завершения работы.

6.4.8 Типы работы, выполняемые на газопроводе, поддерживают при обходе подземных и надземных маршрутов

Если трубы проложены снаружи вдоль стен домов и общественных зданий или внутри стен других сооружений, необходимо проверить их целостность, покраску и крепление.

.

– Нет наземных деформаций, где трубопровод выходит из земли;

– состояние футляра, компенсатора;

– Состояние отверстия управления на корпусе, чтобы проверить прокладку (при необходимости, очистите ее);

– Герметичный колпачок с соединением полиэтилен-сталь;

– Состояние герметизации чехлов, проходящих через внешнюю структуру здания и живопись надземной части входа.

6.4.9. Анализаторы газа и другое газовое оборудование могут обнаружить наличие газа в подванах, колодцах, коллекционерах, камерах, управляющих трубках и других конструкциях. При необходимости регулировать наличие газа в этих конструкциях, чтобы можно было проанализировать образец воздуха в лаборатории. Операционная организация уведомляет владельцев (арендаторов) и арендаторов этих сооружений, если она обнаруживает болотное строительство или наличие других горючих газов. Компоненты газовой позиции запрещены.

6.4.10. Служба чрезвычайной отправки операционной организации должна быть уведомлена, а следующие меры предосторожности должны быть приняты, если газ обнаружен в скважинах, подвале или других структурах:

.

– Предупредить жильцов о том, что нельзя курить, пользоваться открытым огнем и электроприборами, если подвал и другие помещения здания отравлены газом;

Установите защиту входа в прославленное помещение.

6.4.11. Crawler проверяет соответствие условий труда для выпущенного разрешения, чтобы обеспечить безопасность газопроводов и конструкции на них во время работы, проведенных в зоне газовой безопасности сторонними организациями.

6.4.12. Результаты изучения статуса маршрутов газопровода отмечены в журнале после каждого обхода. Мастер – это отчет, когда возникают проблемы.

6.5.Технические атаки газовых линий

6.5.1 Техническая проверка газовых трубопроводов должна проводиться с использованием инструментального метода (под землей, без открытия земли) в соответствии с производственными инструкциями, созданными на основе спецификаций оперативной документации производителей используемых устройств и приложения B от этогоОст. Периодическая проверка подземных газовых трубопроводов должна проводиться в теплые, сухие месяцы года, когда земля оттаила для получения качественных результатов.

Переходы трубопровода под водой рассматриваются в соответствии с уникальными протоколами, утвержденными в указанном порядке.

6.5.2. Комплексная бригада в составе не менее трех человек может выполнять приборное обследование состояния изоляции и проверку герметичности подземных стальных газопроводов: два оператора для обследования изоляционного покрытия или один оператор для проверки герметичности. Для того чтобы оператор по исследованию имел возможность получить информацию о повреждениях, операторы по обследованию изоляции должны приступить к работе.

6.5.3. Вся трасса обследуемого участка газопровода проверяется на герметичность газопровода. Специально осматриваются колодцы и контрольные трубы на газопроводе, а также коллекторы других подземных коммуникаций (коллекторов), цоколи мостов или шахты автомобильных дорог, а также карта трассы обследуемого газопровода, расположенная по обе стороны от него. Утечки газа устраняются в кратчайшие сроки.

6.5.4. Обследование газопроводов следует проводить в наиболее оживленное время суток, чтобы обеспечить безопасность работников и минимизировать влияние выхлопных газов автомобилей на точность обследований. На асфальтированных поверхностях улиц работают операторы в сигнальных жилетах.

6.5.5.метры распределительного газа или 200 метров ввода трубопровода).

6.5.6. Бурные скважины могут быть использованы для оценки целостности подземного газопровода и обнаружения утечек газа.

На следах скважины размещаются каждые 2 метра.

Устройства используются, чтобы проверить, есть ли газ в скважинах. Открытое пламя разрешено как минимум в трех метрах от структур и зданий.

6.5.7. В соответствии с нормами, регулируемыми строительными стандартами и правилами, временные воздушные испытания газопроводов допускаются.

Перед началом опрессовки проводятся следующие подготовительные работы:

– изучить техническую и исполнительную документацию по рабочему месту

– Приборы, чистка свечи и вилки установлены.

6.5.9. Он предусматривается в каждом конкретном случае с учетом местных условий и необходимых мер:

– последовательность проведения работ;

Порядок отключения потребителей газоснабжения

Как отвести газ из газопроводов?

– порядок проведения испытаний на герметичность;

– Процедуры взрыва газопровода по порядку

– процесс положения газопроводов в обслуживание;

– потребность в инструментах, снаряжении и расходных материалах.

6.5.10. С планом организации работ должны быть ознакомлены специалисты и работники, участвующие в проведении испытаний давлением.

6.5.11. Не позднее, чем за три дня до начала работы, широкая общественность и потребители должны быть проинформированы о времени.

6.5.12. Единицы ECHS должны быть отключены не менее одного дня до начала тестирования давления.

6.5.13. При обжиме подземные газопроводы задачи выполняются в следующей последовательности:

– Для отключения испытательного участка газопровода закрываются вентили на входах к потребителям и его выпуске. Шунтирующие перемычки устанавливаются в местах разъемных фланцевых соединений.

– Свеча, установленная на конденсационном подрядке для коллектора конденсата, служит вентиляционным отверстием для газа;

– Устройство для подключения компрессоров и манометра установлено после того, как газовый трубопровод выпускается из газа, в отличие от свечи.

Если в подземном газопроводе имеется двухметровый участок трубы, доступный для испытания. Дап вырубается окно или катушка, с обеих сторон газопровода устанавливаются заглушки, после чего давление газа снижается до 40.

Соединение свечи с компрессором или манометром выполняется с помощью штуцера, если на участке газопровода нет конденсатосборников.

6.5.14. Следующие шаги предпринимаются для установки сжиженных игр из водохранилища при обжиме подземных газопроводов:

– Отключите клапаны низкого давления и высокого давления на восстановительной головке;

– Заглушки установлены, а нажатия на входы потребителей закрыты;

– через резинотканевый шланг, присоединенный к продувочному штифту, газ выдавливается наружу;

Устройство для подключения компрессоров и манометров устанавливается после освобождения газопровода от газа до продувочного фитинга. Вместо компрессоров можно использовать ручной насос с коротким участком газопровода.

6.5.15. Если во время теста нет падения давления, тест на давление должно быть сочтено успешным.

6.5.16. При обнаружении недостатков выводы технической экспертизы формируются в действия, определяющие необходимость ремонта, переноса (замены) или полной реконструкции газопровода.

6.6. капитальный ремонт и реконструкция газопроводов.

6.6.1. Все проблемы, обнаруженные в ходе технического обслуживания газопровода, устраняются в ходе текущего ремонта.

6.6.2. Следующие процедуры должны соблюдаться при пересмотре надземных газопроводов:

– устранение провиса (прогиба) газопроводов;

Замена или ремонт крепежа газопровода, а также устранение повреждений опор;

– покраска газовых трубопроводов и добавление поддержки там, где это необходимо;

Ремонт и замена компенсаторов;

– удаление ржавчины из фитингов и расширения суставов;

– Замена или восстановление табличек на стенах;

– Использование инструмента или мыльной эмульсии, чтобы проверить плотность всех сварных, резьбовых и фланцевых соединений;

– устранение утечек газа из фитингов и при сварке катушек;

– Удаление газопроводов и связанных с ними фитингов.

– удаление механического повреждения газопроводов, которые не связаны с выходом газа;

– устранение утечек газа из газопроводов.

6.6.3. Следующие виды работы выполняются в рамках продолжающегося ремонта подземных и надземных газопроводов:

– устранение оползней надземных газопроводов и засыпка подземных трубопроводов до проектной высоты в случае эрозии грунта или оползней;

– Удаление искажений, настройки и других неисправностей на гидравлических растениях, головы подъема для коллег по конденсату и покрытия газовой скважины;

– устранение газовых труб;

– устранение утечек газа из арматуры и газопроводов;

Ремонт отдельных участков повреждения изоляционного покрытия газопроводов

– замена управляющей трубки и ковра;

– ремонт пересечений кроватей, подкладка труб и нагрузку;

– Обеспечение того, чтобы лестницы, брекеты и крючки в колодце были безопасны.

6.6.4. Следующие виды работы выполняются, когда газопроводы пересмотрены:

— замена отдельных участков газопроводов;

– замена газовых колодцев;

– замена изоляции в нескольких секциях газопровода;

– вставлены катушки, а стена газопроводовой трубы восстановлена;

— установка усилительных муфт;

— замена вводов газопровода;

– замена потолка и разборка, полная гидроизоляционная реставрация;

– замена, добавление или удаление водопроводной ловушки и конденсатного коврика для коллектора;

– вырезание частей подземных газопроводов для опор зданий и фасадов.

– замена изоляции и трубных оболочек на подземных трубопроводах, проходящих под землей;

Коммунальные опоры надземных газопроводов.

6.6.5. Требования к разделу 8 этой остановки реализованы во время текущего и капитального ремонта установленного подкрепления на газовых трубопроводах.

6.6.6. Вход в эксплуатационный паспорт газового трубопровода во время технического обслуживания и капитального ремонта газового оборудования.

6.7. Удаление конденсата из парогенераторов

6.7.1. Конденсат из конденсатных коллег собирается и помещается в уникальный контейнер. Газ доставляется вручную из газопроводов низкого давления.

6.7.2 К газоопасным работам относятся те, для удаления конденсата из фильтров которых требуется бригада не менее двух рабочих.

6.7.3. Руководитель группы, работник, которому доверяют

6.7.4 Процедура накачки конденсата из газопроводов с низким давлением заключается в следующем:

Отворачивается пробка на стояке конденсатосборника.

– уровень конденсата в резервуаре измеряется измерительной линейкой;

– стояк используется для опускания и крепления всасывающей трубы ручного насоса;

– сливной патрубок насосной станции вставляется в автоцистерну или специальный бак для слива конденсата;

– После откачки конденсата всасывающий патрубок насоса снимается, а крышка стояка завинчивается;

– Используйте мыльную эмульсию или инструмент, чтобы проверить плотность резьбовых соединений.

6.7.5 Снятие конденсата выполняется в следующем порядке из трубопроводов с высоким и средним давлением:

– пробка откручивается после проверки закрытия запорного механизма на стояке для сбора конденсата

– в стояке стояка установлена наборная труба, которая соединена со специальной цистерной или емкостью;

– Легко выпускает механизм блокировки в подъезде коллектора конденсата, позволяя воде слиться в контейнер или метку;

Подъемная трубка откручивается, а запорный механизм на стояке фильтров закрывается после того, как конденсат будет удален.

– пробка облажается, и оценивается с использованием устройства или мыльной эмульсии, оценивается плотность механизма блокировки и резьбовых соединений.

6.7.6 Крышка люка автоцистерны или контейнера должна быть постоянно закрыта при удалении конденсата из трубопровода.

6.7.7. Запрещается допускать слив воды в канализацию, дренажные системы и другие инженерные коммуникации.

Отдел бухгалтерского учета подземных газопроводов отслеживает результаты удаления пара.

6.8. Пехоодержание и ремонт электрохимической защиты от коррозии подземных газовых трубопроводов

6.8.1 Персонал специализированных структурных подразделений операционных организаций выполняет обслуживание и ремонт электрохимической защиты коррозии подземных газовых трубопроводов, мониторинга эффективности EHS или разработки мер для предотвращения повреждения ржавчины трубопроводу.

6.8.2. ПБ 12-529 устанавливает периодичность работ по техническому обслуживанию, ремонту и проверке эффективности ЭХЗ. Измерения электрического потенциала на газопроводах разрешается проводить в зоне действия средств ЭХЗ.

6.8.3. Техническое руководство предприятий – владельцев электрозащитных установок выполняет техническое обслуживание и ремонт фланцев и установку ЭХЗ в соответствии с установленными процедурами. Отказы и простои, возникающие во время работы средств ЭХЗ, регистрируются.

6.8.4. Техническое обслуживание катодных установок EHZ влечет за собой:

– Осмотрите линии снабжения и защитную петлю заземления (новое заземление нейтрального проводника). Внешняя проверка должна убедиться, что на подпорной линии не существует разрывов проводной проволоки и что нейтральный провод устанавливает надежный контакт с корпусом системы электрической защиты.

6.9.11. В связи с этим в течение года на этих газопроводах были замечены утечки газа, причем более одного раза на межпоселковых и дважды на внутрипоселковых.

– очистка оборудования и контактных устройств от снега, грязи и пыли;

– Напряжение, ток и потенциальные измерения с установкой электрохимической защиты включены или выключены на выходе преобразователя. Необходимо изменить режим работы системы электрохимической защиты, если она не придерживается параметров ввода в эксплуатацию;

– Запись соответствующей информации в оперативном журнале.

6.8.5. В обслуживание протекторной установки входят:

– измерение потенциала протектора с помощью протектора отключена от земли;

– измерение потенциала “газопровод-земля”;

– Целью «Защитник» – защищаемая структура ».

6.8.6 Очистка от пыли и грязи, а также измерение разности потенциалов между “газопровод-земля” до и после фланца – все это является частью обслуживания фланцевых соединений. Измерение разности потенциалов “газопровод-земля” должно проводиться синхронно в ар

6.8.7 Для оценки состояния регулируемых и нерегулируемых перемычек измеряют разность потенциалов “здание-земля” в местах соединения, а также величину или направление тока (на разъемных перемычках).

6.8.8. В дополнение к техническим инспекционным работам и измерению потенциалов на охраняемых газовых трубопроводах, уровни заряда в точках отсчета (на границах зоны обороны) или вдоль транспортного средства трубопровода измеряются при оценке того, насколько хорошо функционируют установки электрохимической защиты.

6.8.9. В настоящее время проводится ремонт ECP, включая:

– все проверки с оценкой работы;

– измерение сопротивления изоляции частей, находящихся под напряжением;

Выпрямитель и другие элементы схемы;

– ремонт поврежденных сливных линий. Рекомендуется провести тщательную ревизию в цехах во время текущего ремонта оборудования ЭХЗ. Установка подменного фонда необходима для защиты газопровода во время обновления оборудования ЭХЗ.

6.8.10. Проводится капитальный ремонт установок ЭХЗ, включающий замену питающей линии, дренажа и анодного заземления.

Основной электрохимический аппарат проводятся через 24-часовой тест на нагрузку после капитального ремонта.

6.9. Газопроводы из полиэтилена пригодны для эксплуатации.

6.9.1. Технологические инструкции или карты, созданные в соответствии с этим OST и другими регулирующими документами, должны соблюдаться при подключении строительного газопровода к энергосбережной.

6.9.2 Стальные газопроводы, восстановленные путем протягивания труб и построенные полиэтиленовые газопроводы могут быть подключены к газораспределительным сетям:

– для строительства стальных газопроводов в соответствии с [2], соблюдая установленную процедуру;

К полиэтиленовым газопроводам – муфты с электронагревателем на закладной и соединительные патрубки из полиэтилена в соответствии с [3], [4].

6.9.3 Полиэтиленовые краны подключаются без отключения давления в газопроводе:

Полиэтилен-стальные соединения используются в стальных газовых трубопроводах;

Для полиэтиленовых газопроводов следует использовать ответвительные соединители, одобренные в соответствии с [6] и другими.

6.9.4 Для соединения могут использоваться другие соединительные детали или соединительные узлы импортного производства – Electrolux Silverwind Company Inc. если иное не указано в п. 2.6 или 6.9.1. Это относится к вновь построенным и недавно реконструированным газопроводам.

6.9.5 Паспорта и сертификаты соответствия необходимы для всех соединительных элементов, включая постоянные соединения “полиэтилен-сталь”.

6.9.6 Стальные краны вставляются в трубопровод полиэтиленового газа с использованием металлических вставки длиной не менее 0,8 метра.

6.9.7 Прикрепление синтетических тканевых трубопроводов к существующим без использования специальных механических устройств для снижения давления внутри. В этих обстоятельствах приемлемо, чтобы горелка пламя напрямую связаться с тканевым шлангом восстановленного газопровода.

6.9.8 Порядок обслуживания байпасов полиэтиленовых газопроводов такой же, как и при эксплуатации стальных трубопроводов.

6.9.9 Периоды байпаса (также известные как “срок службы” или “технический уровень”) определяются в соответствии с требованиями ПБ 12-529 с учетом давления газа, условий эксплуатации и технического состояния трассы магистрального газопровода.

6.9.10. Периодичность, установленная для стальных трубопроводов ПБ 12-529, включает техническое инструментальное обследование газопроводов.

В ходе технического осмотра газопровода, помимо утечек газа и наличия “спутникового провода”, также ищут “проводку” со стальными вкладышами.

Контрольные ямы должны быть открыты не менее 1 на каждые 500 м распределительных газопроводов и каждые 200 метров входов, чтобы обнаружить утечки газа в областях, где использование инструментов является сложным из -за промышленных помех.

Следующие действия предпринимаются при проведении проверки выбоины:

– использование высокочувствительного газового детектора для проверки герметичности сварных соединений;

– Визуальный осмотр грунтового сварного шва, сочетание с ипотечным нагревателем и состоянием поверхности трубы.

Для газовых трубопроводов, изготовленных из измеренной длины труб (самая длинная длина, равна длине трубы), необходимо вырезать дефектное соединение и проверять либо визуально, либо ультразвуковы. Одно из следующих решений должно быть принято, если результаты визуального измерения или ультразвуковой проверки являются неудовлетворительными:

– продолжающаяся работа газопровода в рамках установленных параметров;

– Продолжение эксплуатации газопровода в условиях строгих ограничений;

– ремонт;

– использование по назначению;

Вывод из эксплуатации.

Длинные газопроводы на основе труб, имеющие негерметичное соединение в сварном шве катушки, нуждаются в замене.

Если на поверхности трубы обнаружены дефекты или если они выходят за пределы допустимых пределов, регулирующая документация позволяет сварки катушки.

По результатам технического осмотра создается отчет.

6.9.11. В связи с этим, утечки газа были замечены в

6.9.12. Чтобы исправить проблемы, обнаруженные во время технического обслуживания, трубопроводы полиэтиленовой газы проходят обычное обслуживание. Кроме того, визуальное исследование стен фитинга и участка полиэтиленовой трубы внутри скважины выполняется.

6.9.13. Для ликвидации утечки газа в качестве временной меры (в течение одной рабочей смены) допускается использование металлических хомутов и муфт с уплотнением из маслобензостойкой резины, липкой синтетической ленты, глиняного пластыря или пережимных устройств.

6.9.14. Если трещина образовалась только мгновенно, ее концы простираются на всю толщину стенки трубы.

6.9.15. Допускается эксплуатация при температуре не ниже 20 C при температуре наружного воздуха минус 15 C, хотя гибкие нагревательные элементы или другие устройства для обогрева труб могут использоваться и при более низких температурах.

6.9.16. Засылание трубопровода полиэтиленового газа не допускается после фиксированной утечки газа.

Газопровод должен быть засыпан грунтом на высоту 0,2 м над верхней образующей трубы, если температура наружного воздуха ниже минус 15 C.

6.9.17. Необходимо произвести ремонт узлов постоянного соединения “полиэтилен-сталь”, установленных на входах в подвальные или надземные помещения здания.

6.9.18. Для труб диаметром до 50 м свариваются катушки длиной 500 мм.

Для соединения катушек используется стыковая сварка с нагревом или раструб с встроенными нагревателями.

6.9.19 При использовании сварки и труб, изготовленных из различных полиэтиленовых сортов, трубки PE 80 и PE 100, которые еще не достигли конца своего гарантийного периода и прошли входящее контроль качества, используются для сварки катушки. Когда PPM колеблется от 0,3 до 1,1 г/10 мин, параметры сварки должны быть выбраны соответствующим образом. Чтобы достичь жесткого соединения между друг другу или друг с другом (в зависимости от уровня материала), размеры секции суставов должны, согласно нормативным документам, быть как минимум на 10 мм больше ширины трубы. Не более чем через 24 часа после их удаления 100% ультразвуковая проверка должна проводиться на сварных прикладных соединениях.

Трубы, прошедшие дополнительные испытания на соответствие нормам или достигшие окончания гарантийного срока.

Относительное удлинение при разрыве;

Показатель текучести расплава

Тест сопротивления, проведенный в течение 100 часов при постоянном внутреннем давлении.

Допускается использование труб из аварийного запаса, включая трубы ПЭ 63, для ремонта поврежденных участков газопроводов.

Параметры сварки устанавливаются в зависимости от способа ввода информации для ремонта раструбов с закладными нагревателями.

6.9.20. Два узла фиксированных «полиэтиленовых суставов» могут быть сварены при восстановлении трубопроводов полиэтиленового газа.

[2] и другие в соответствии с руководящими принципами, одобренными экспертной организацией.

Полиэтилен-стальные соединения из труб с SDR 17,6 и FS 11 используются на газопроводах из полиэтилена низкого давления.

6.9.21. Гипсовые полиэтиленовые трубы использовались при восстановлении поврежденных газопроводов.

Длина секции обычно рассчитывается при

6.9.22. При обнаружении утечек газа необходимо использовать высокочувствительные газоанализаторы или газовый детектор.

Можно использовать современную робототехнику на газовых трубопроводах, которые были восстановлены. Телевизионные камеры, которые перемещаются внутри труб с использованием кабелей, могут использоваться для изучения внутренней поверхности труб.

Ремонт реконструкции газопроводов с демонтажем полиэтиленовых труб

– подготовка котлованов;

– обрезание отремонтированного участка, чтобы не допустить попадания на него посторонних объектов;

– укупорка концов корпуса после удаления пластикового газопровода;

– Использование механических приспособлений для вытягивания плети при использовании веревки, прикрепленной к трубе через зажим;

– использование муфты со сварочным нагревателем для сварки сегментов трубы или всего участка заменяемого газопровода, а также для соединения стыков между собой с применением 100% ультразвукового контроля соединений;

– полиэтиленовая лента была проверена на герметичность в соответствии с правилами, действующими для новых газопроводов

– отреставрированная брошь в виде хлыста в стальном футляре;

– переодевание территории в газопровод, который в настоящее время находится на месте;

– Используя рабочее давление газа для проверки узла соединений в узлах «полиэтилен-стали».

– пуск газа.

Сигнальная лента с шириной 0,2 м и неизгладимой надписью «Газ» должна быть проложена над открытой площадью трубы и над ней после того, как пластиковые трубы вокруг периметра газопровода были отремонтированы.

6.9.23. Технологическая схема сварки нового, по-другому построенного участка газопровода.

6.9.24. Используйте прокалывающие инструменты, чтобы отключить газопровод, чтобы его можно было отремонтировать.

6.9.25. Углубление в траншее должно содержать точку сжатия трубы. Если грунт не сухой, а содержит твердые частицы грунта, то углубление необходимо заполнить водой. После ремонта место сжатия необходимо укрепить муфтой и встроенным электронагревателем.

В одном и том же месте не может быть более одного сжатия газопровода.

Мокрая лента, обернутая вокруг трубы, может использоваться в качестве заземленного проводника.

6.9.26. Если обнаружен газовый побег, труба должна быть увлажнена от земли разбавленным моющим раствором. Затем лента должна быть намотана, еще влажная, с добавлением глицерина, чтобы удерживать ленту гибкой ниже 0 ° C. Металлический штифт, который укоренен в земле, должен использоваться для заземления ленты.

6.9.27. Для очистки участка используется только заземленный полиэтиленовый газовый трубопровод, чтобы предотвратить сброс статического электричества.

6.9.28. Необходимость капитального ремонта газопровода выявляется в процессе эксплуатации при обнаружении неудовлетворительного состояния газопроводов (разрушение стыковых соединений и соединения “полиэтилен-сталь”), механических повреждений в месте их расположения. По результатам технического осмотра можно определить объем необходимого капитального ремонта.

6.9.29. Замена труб, суставов, соединительных компонентов или полиэтиленовых стадильных соединений, которые стали непригодными для конкретных срезов трубопровода, представляет собой восстановление трубопроводов полиэтиленового газа.

6.9.30. Замена газопроводов, которые были восстановлены с использованием полиэтиленовых труб (аналогично текущему ремонту), влечет за собой удаление старых и поврежденных пластмасс.

6.9.31. Для капитального ремонта газопроводов, реконструированных с использованием полиэтиленовых труб, необходимо вынуть всю реконструкцию и заменить ее на новую.

6.9.32. Срезы сети трубопроводов заменяются во время пересмотра газопроводов, которые были отремонтированы с использованием полиуретанового шланга и двухкомпонентного клея.

Все виды технического обслуживания и текущего ремонта выполняются во время капитального ремонта.

6.9.33. Если для обозначения его необходимо использовать изолированную медную или алюминиевую проволоку ANPI, необходимо найти маршрут газопровода.

6.9.34. Сигнальная полиэтиленовая лента шириной не менее 0,02 м с надписью “Газ” белого цвета должна быть размещена на расстоянии 0,25 м от верха газопроводов после проведения значительных ремонтных работ.

6.9.35. Операционный паспорт газового трубопровода содержит информацию о работе, выполненной во время пересмотра полиэтилен и восстановленных газопроводов.

6.9.36. Одобренные правительством Федерации Российской федерации при выполнении операций по чрезвычайным ситуациям на трубопроводах из полиэтиленовых газовых трубопроводов соблюдаются планы по чрезвычайным ситуациям.

6.9.37. Расположение смолы, кристаллического гидрата и заглушек снежного льда определяет

– На основании сервитута маршрута газопровода через области уменьшения, а также через участки локального сопротивления (повороты и сужение);

От ближайшего соединительного элемента трубопровода (например, колодца) путем давления вверх на упор стекловолоконного стержня в препятствии. Расстояние от упора толкающего стержня до места определяет местоположение.

6.9.38. Кристаллино-резиновые блоки на трубопроводе полиэтиленового газа используются для предотвращения снежного вещества:

– заполнение химически стабильными органическими растворителями для полиэтилена, таких как этанол;

– Нагрев паром и нагревом, гибкими нагревающими элементами или использование инфракрасных горелок для нагрева через слой песка. Песок, используемый для нагрева, не должен нагреваться выше 80 ° С;

– шуровка газопровода мягким орешком;

– другие методы в соответствии с инструкциями ТК, соблюдая установленную последовательность;

6.9.39. Аварийный восстановление работы по газовым трубопроводам с использованием двухкомпонентных клея и синтетических тканевых шлангов;

— отключение поврежденного участка;

– продувка;

– Резка катушки и сверление окна в поврежденной области для установки кляп;

Проверка герметичности кляпа (с помощью шамотной глины на кирпичной стенке шара);

– Жгут из тряпки должен всегда присутствовать при разрезании витков в поврежденных местах и вставке вдоль границы кляпа.

Последующая катушка с оконной вставкой выполняется таким же образом.

6.9.40. Работа выполняется аналогичным образом работы для стальных трубопроводов в других подразделах статьи «Поддержание конвейеров полиэтиленовых газов, не регулируемых в этом разделе».