Описание изобретения к патенту
Изобретение относится к технике ремонта фланцевых соединений газопроводов, преимущественно магистральных газопроводов высокого давления.
Для нормальной работы систем электрохимической защиты определенные участки газопроводов должны быть гальванически изолированы друг от друга. Состыковка данных участков друг с другом осуществляется с помощью изолирующих фланцевых соединений, стянутых шпильками с изолирующими прокладками. Кроме того, фланцевые соединения применяются на кранах.
https://www.youtube.com/watch?v=pRAP2w8Ch-Y
Во время эксплуатации газопроводов фланцевые соединения находятся под постоянной механической нагрузкой из-за просадки грунта и подвергаются температурным воздействиям ввиду неравномерного прогрева верхней и нижней частей крана. Дополнительные механические воздействия на соединения оказываются при периодической плановой внутритрубной диагностике или очистке трубопровода, выполняемой с помощью поршней или интеллектуальных снарядов.
В связи с этим происходит ускоренное старение межфланцевых уплотнительных колец, их деформация и растрескивание, что, в свою очередь, приводит к появлению утечек газа.
Со временем в местах утечек газа по фланцевому соединению ввиду дроссельного эффекта появляются многочисленные раковины, из-за чего выбросы газа увеличиваются. Дополнительное затягивание гаек фланцевого соединения дает, как правило, кратковременный эффект.
Известен способ устранения утечек газа через фланцевые соединения кранов газопроводов (см. Запорные краны с шаровым затвором производства завода «ТЯЖПРОМАРМАТУРА» (СССР) Ду50-500 мм. – Горький: МГП СССР, 1977), заключающийся в следующем. Кран, на котором имеют место утечки газа, вырезается, фланцевое соединение расстыковывается, поверхности полируются и меняется уплотнительное кольцо.
Известен способ устранения утечек газа через фланцевые соединения трубопроводов, (см. декларационный патент Украины по заявке №99020739 от 09.02.1999 г.). Способ заключается в следующем. Под гайки фланцевого соединения последовательно устанавливаются прокладки, сделанные из прочного полимера.
При затягивании гаек полимер деформируется и препятствует выходу газа по шпилечному стакану. Способ может быть использован на работающем трубопроводе без прекращения перекачки газа, однако имеет недостатки. Во-первых, не устраняются течи по фланцу, во-вторых, из-за определенной текучести полимера со временем межфланцевый зазор увеличивается, что приводит к усилению выброса газа.
Известен способ устранения утечек газа через фланцевые соединения кранов газопроводов во время перекачивания газа по газопроводу (см. патент России на изобретение №2208196 от 10.07.2003, бюл.№19), являющийся прототипом заявляемого изобретения. Способ сводится к заполнению межфланцевого промежутка самовулканизирующимся герметиком, вводимым через дополнительный кран под давлением, превышающим давление газа в газопроводе.
Для этого сначала во фланце делают глухое технологическое отверстие, в котором закрепляют дополнительный кран, например, шарового типа. После этого дополнительный кран открывают и через него технологическое отверстие продлевают до межфланцевого пространства или шпилечного стакана.
Далее для предотвращения выхода газа через технологическое отверстие дополнительный кран закрывают. Затем к входу дополнительного крана подстыковывают выход шприца, предварительно наполненного самовулканизирующимся герметиком, после чего дополнительный кран открывают, а герметик вводят в межфланцевое пространство и шпилечные стаканы под давлением, превышающим давление газа в трубопроводе.
После заполнения межфланцевого пространства и шпилечных стаканов самовулканизирующимся герметиком дополнительный кран закрывают, а шприц отстыковывают. После окончания процесса самовулканизации герметика дополнительный кран снимают, а технологическое отверстие закрывают.
Применение данного способа позволяет устранить утечки газа по фланцу и шпилькам соединения без прекращения перекачки газа. Вместе с тем эффективно применять данный способ можно только на соединениях с притертыми фланцами (например, на фланцевых соединениях кранов), имеющих относительно тонкое межфланцевое пространство.
В этом случае самовулканизирующийся герметик до окончания процесса самовулканизации удерживается в межфланцевом пространстве за счет своей вязкости. Вместе с тем многие фланцевые соединения (в частности, изолирующие) имеют достаточно большое расстояние между фланцами, достигающее нескольких сантиметров.
В основу изобретения положена задача повышения качества герметизации фланцевого соединения, имеющего большое расстояние между фланцами, без прекращения перекачки газа по газопроводу, путем заполнения межфланцевого пространства самовулканизирующимся герметиком, под давлением, превышающим давление газа в газопроводе, вводимым через дополнительный кран с помощью шприца, с предварительной установкой на фланцевом соединении второго дополнительного крана, кольцевой прокладки и бандажного кольца.
Это позволит добиться более равномерного заполнения самовулканизирующимся герметиком межфланцевого пространства за счет того, что наличие кольцевой прокладки и бандажного кольца предотвращает выбросы самовулканизирующегося герметика во время его закачки, а с помощью второго дополнительного крана обеспечивается отвод вытекаемого в это время газа.
Задача решается за счет того, что в способе устранения утечек газа через фланцевые соединения газопроводов без прекращения перекачки газа по газопроводу, который включает заполнение межфланцевого соединения самовулканизирующимся герметиком, вводимым через дополнительный кран с помощью шприца под давлением, превышающим давление газа в газопроводе, согласно изобретению сначала делают технологическое отверстие под дополнительный кран в нижней части фланца, после чего в верхней части фланца делают еще одно технологическое отверстие, в котором закрепляют второй дополнительный кран, далее оба крана открывают, в межфланцевое пространство с внешней стороны фланца вводят кольцевую прокладку, а на фланцевое соединение поперек оси трубопровода надевают бандажное кольцо, после чего через дополнительный кран, установленный в нижней части фланца, с помощью шприца в межфланцевое соединение вводят самовулканизирующийся герметик, а после появления герметика на выходе второго дополнительного крана последний закрывают и создают давление вводимого самовулканизирующегося герметика, превышающее давления газа в газопроводе, при этом после самовулканизации герметика дополнительные краны снимают, а отверстия закрывают.
Суть способа поясняется фиг.1-3.
Фиг.1 поясняет операцию предлагаемого способа «закрепление дополнительных кранов» где 1 – фланцы соединения; 2 – трубопровод; 3 – шпилька; 4 – гайка; 5 – уплотнительные межфланцевые кольца; 6 – технологические отверстия; 7 – дополнительные краны.
Фиг.2 поясняет операцию предлагаемого способа «установка кольцевой прокладки и бандажного кольца» где 1 – фланцы соединения; 2 – трубопровод; 3 – шпилька; 4 – гайка; 5 – уплотнительные межфланцевые кольца; 6 – технологические отверстия; 7 – дополнительные краны; 8 – кольцевая прокладка; 9 – бандажное кольцо.
Фиг.3 поясняет операцию предлагаемого способа «присоединение шприца и введение герметика» где 1 – фланцы соединения; 2 – трубопровод; 3 – шпилька; 4 – гайка; 5 – уплотнительные межфланцевые кольца; 6 – технологические отверстия; 7 – дополнительные краны; 8 – кольцевая прокладка; 9 – бандажное кольцо; 10 – шприц; 11 – самовулканизирующийся герметик.
Способ осуществляется следующим образом. Сначала во фланце с его внешней стороны делают два отверстия до межфланцевого промежутка, например, в нижней и верхней части фланца. После этого в них устанавливают по одному дополнительному крану. Далее для обеспечения выхода газа дополнительные краны открывают, а в межфланцевом промежутке с внешней стороны фланца устанавливают кольцевую прокладку.
Для фиксации прокладки на фланец надевают бандажное кольцо. После этого первый дополнительный кран, установленный в нижней части фланца, закрывают, и к нему подсоединяется шприц, заранее заполненный самовулканизирующимся герметиком. Далее данный кран открывают и герметик вводят в межфланцевый промежуток.
Второй дополнительный кран, установленный в верхней части фланца, в этом случае играет роль дренажного отверстия. После появления герметика на выходе второго дополнительного крана его закрывают, а закачку герметика продолжают, создавая давление, превышающее давление газа в газопроводе.
Для предотвращения выхода герметика по резьбе шпилек обычные гайки могут быть заменены широко известными колпачковыми (см., например, ГОСТ 9064-75 Гайки для фланцевых соединений).
При проведении работ при низких температурах окружающей среды вязкость самовулканизирующегося герметика увеличивается. В этом случае для обеспечения равномерности распределения самовулканизирующего герметика в межфланцевом пространстве во время его закачки, после появления герметика на выходе второго крана, к нему может быть присоединен второй шприц, заранее заполненный самовулканизирующимся герметиком. При этом заполнение межфланцевой полости осуществляют последовательно с помощью двух шприцев.
Использование предлагаемого способа позволит повысить качество герметизации за счет более равномерного распределения герметика в межфланцевом пространстве соединения.
Предлагаемый способ может быть использован в газовой промышленности при устранении утечек газа на фланцевых соединениях газопроводов высокого давления, а также на фланцевых соединениях трубопроводов пара, воды и нефтепродуктов.
Газоиндикаторы
Для обеспечения безопасности использования газового топлива необходимы регулярный контроль за содержанием газа в воздухе и своевременное обнаружение мест утечек газа.
Наиболее распространенный и простой способ определения наличия газа в воздухе – контроль по запаху. Однако более надежно определение газа с помощью газоанализаторов и газоиндикаторов.
Приборы, с помощью которых определяют количество каждого компонента, входящего в состав газа, называют газоанализаторами.
Газоиндикаторы позволяют определить содержание в воздухе одного газа или общей суммы нескольких газов. Действие этих приборов основано на изменении физических и химических свойств воздуха при появлении в нем примеси определенного газа.
Рассмотрим устройство и принцип работы наиболее распространенных в газовом хозяйстве газоиндикаторов.
Газоиндикатор типа ПГФ. На рис. 1 показаны разрез и электрическая схема прибора ПГФ2М. Электрическая схема прибора представляет собой мостик Уитстона, два плеча которого – платиновые спирали, а два других – постоянные сопротивления.
Рис. 1. Газоиндикатор ПГФ2М: а – разрез прибора: 1 – рукоятка воздушного насоса; 2 – поршень воздушного насоса; 3 – взрывозащитное устройство; 4 – сравнительная камера; 5 – измерительная камера; 6 – вход анализируемого воздуха; 7 – трехходовой кран;
Действие прибора основано на изменении электрического сопротивления платинового плеча мостика за счет повышения его температуры при сжигании на нем исследуемой пробы газовоздушной смеси. На одну из платиновых спиралей подается чистый воздух, на другую – газовоздушная смесь, в которой определяют процентное содержание газа.
Пробу анализируемого газа разбавляют воздухом путем установки трехходового крана в соответствующее положение. При этом возможны следующие положения крана: в первом положении кран соединяет камеру газоиндикатора с газозаборным шлангом, во втором – с окружающей атмосферой и в третьем – с окружающей атмосферой и газозаборным шлангом.
Анализируемый газ засасывается в камеру прибора через трехходовой кран, имеющий два штуцера: для присоединения газоразборного шланга и сообщения камеры через отверстие с атмосферой. В обоих отверстиях втулки крана установлены калиброванные диафрагмы с определенным отношением проходных отверстий.
Для анализа газа, концентрация которого выше, чем концентрации, отвечающие максимальному отклонению стрелки гальванометра, в электрической схеме имеется добавочное сопротивление к гальванометру, позволяющее снизить его чувствительность в пять раз. Шкала гальванометра имеет три реперные точки, обозначенные красными треугольниками с индексами I, II и III.
Рабочие части прибора смонтированы на панели, прикрепленной к его корпусу. На наружной поверхности панели размещены трехходовой кран, гальванометр, шток насоса, кнопочный переключатель, кнопки реостата (напряжения и нулевого положения приборов), переключатель пределов измерения.
Источник питания электрической схемы – две параллельно включенные батареи карманного фонаря, помещенные в камеру прибора. Напряжение батареи должно быть не ниже 3,7 В. На внутренней стороне крышки помещены правила пользования прибором и пересчетная таблица для перевода отклонений стрелки гальванометра в концентрацию анализируемого газа.
Питание моста включается кнопочным выключателем. Для подготовки прибора к работе рукоятку переключателя необходимо поставить в положение «Контроль» и вращением рукоятки реостата с надписью «Установка напряжения» зафиксировать реперную точку. При этом переключатель диапазонов должен находиться в первом рабочем положении.
Затем переключатель ставят в положение «Анализ» и в камеру засасывается чистый воздух. Вращением рукоятки нулевого реостата (до совпадения стрелки с нулем) устанавливают равновесие мостовой схемы прибора. После выполнения подготовительных работ можно приступить к анализу.
Прибор после 1000 анализов подлежит контрольной проверке на правильность показаний.
Выпускают три модификации прибора ПГФ2М:
- ПГФ2М-И1А – для количественного определения в воздухе метана;
- ПГФ2М-И3А – для количественного определения в воздухе пропана, этилена и других газов;
- ПГФ2М-И4А – для определения в воздухе водорода.
Прибор взрывобезопасен, что обеспечивается специальными взрывозащитными устройствами.
Оптический газоиндикатор ШИ–3. В газовых хозяйствах для определения содержания природных и сжиженных газов в воздухе наряду с электрическими применяют оптические газоиндикаторы. К таким приборам относят шахтные интерферометры для контроля воздуха в шахтах.
Действие прибора основано на измерении смещения интерференционной картины вследствие изменения состава анализируемой пробы газовоздушной смеси, находящейся на пути одного из двух лучей, способных интерферировать. Это смещение пропорционально разности между показателями преломления света газовоздушной смеси и атмосферного воздуха, то есть пропорционально содержанию метана и диоксида углерода в смеси.
Интерференционная картина представляет собой белую полосу, ограниченную двумя симметрично окрашенными краями черных полос. Если в газовую и воздушную камеры направить чистый воздух, то интерференционная картина не смещается, а середина левой черной полосы совмещается с нулевой отметкой шкалы, отградуированной от 0 до 6 % метана с ценой деления 0,5 %.
На рис. 2 показана схема действия шахтного индикатора ШИ-3.
Рис. 2. Схема оптического газоиндикатора ШИ-3: 1 – окуляр; 2 – объектив; 3 – подвижная призма; 4 – плоскопараллельное зеркало; 5 – средняя полость газовоздушной камеры; 6– боковые полости камеры; 7, 9 – штуцера для присоединения резиновой груши при наборе контролируемого воздуха;
8 – призма полного внутреннего отражения; 10 – трубчатый лабиринт; 11 – соединительные трубки; 12 – штуцер для контролируемого воздуха; 13 – патрон с поглотителем углекислоты; 14 – патрон с силикагелем; 15 – электрическая лампа; 16 – кнопка включения лампы; 17 – батарея; 18 – конденсорная линза
От электрической лампы 15 свет проходит через конденсорную линзу 18 и параллельным пучком падает на зеркало 4, где разлагается на два интерферирующих пучка. Один пучок лучей отражается от верхней плоскости зеркала и проходит через две боковые полости 6 газовоздушной камеры, заполненные чистым воздухом.
Другой пучок лучей отражается от нижней плоскости зеркала, дважды проходит вдоль средней полости 5 камеры, в которую набирается проба анализируемого воздуха. При выходе из газовоздушной камеры эти пучки вновь попадают на зеркало 4, отражаются от его верхней и нижней плоскостей, сходятся в один пучок, проходящий через призму 8, затем пучок отклоняется призмой под прямым углом и попадает в объектив 2 зрительной трубки.
Подвижная стеклянная призма 3 дает возможность передвигать интерференционную картину вдоль шкалы и устанавливать ее в нулевое положение. Анализируемый воздух засасывается резиновой грушей в прибор, поступает в верхнюю часть патрона 13, в котором имеется поглотитель углекислоты.
Из патрона 13 по трубке 11 воздух направляется в нижнюю часть патрона 14, в которой имеется силикагель для поглощения паров воды. Далее осушенный и очищенный воздух поступает в среднюю газовую полость 5 газовоздушной камеры и через штуцер 12 выпускается наружу.
Таким образом, газовая камера при анализе заполняется контролируемым воздухом, а воздушная линия (трубчатый лабиринт 10) заполняется чистым атмосферным воздухом. Лабиринт дает возможность поддерживать в воздушной линии атмосферное давление.
Сигнализатор СТХ-5А. Во многих газовых хозяйствах применяют автоматический переносной термохимический сигнализатор СТХ- 5А. Он предназначен для периодического контроля довзрывоопасных концентраций горючих газов в воздухе производственных помещений и выдачи сигналов в диапазоне сигнальных концентраций. Диапазон сигнальных концентраций в рабочих условиях составляет 5–50 % нижнего предела воспламеняемости горючих газов.
Принцип действия сигнализатора основан на термохимической реакции окисления (сгорания) горючих газов на чувствительном элементе, включенном в зону моста.
В состав схемы входят: источник питания (два аккумулятора номинальным напряжением 2,5 В или батареи типа «Планета-1» или «Планета-2» напряжением 3,5 В); сигнализатор напряжения, обеспечивающий стабилизацию напряжения источника питания в пределах 1,8 0,1 В; измерительный мост, включающий в себя измерительный и сравнительный чувствительные элементы, расположенные в датчике, и балансовые плечи-резисторы; узел отключения аккумуляторной батареи от нагрузки и выдачи сигнализации по разряду.
Сигнализатор работает следующим образом. Измерительный мост сигнализатора питается стабилизированным напряжением. В измерительную диагональ моста включен показывающий прибор с переменным резистором. При сгорании на чувствительном элементе пробы газовоздушной смеси измерительный мост разбалансируется и в его диагонали появляется напряжение постоянного тока, пропорциональное по величине концентрации контролируемых веществ.
Как только напряжение разбаланса достигнет определенной величины, стрелка показывающего прибора войдет в сигнальную зону. При входе стрелки показывающего прибора в сигнальную зону необходимо принять меры по выявлению и устранению причин появления опасной концентрации. Если при нажатии кнопки светодиод не загорится, сигнализатор необходимо отправить на перезаряд аккумуляторов.
Подготовку сигнализатора к работе производят вне взрывоопасных помещений следующим образом: нажимают на кнопку и убеждаются, что загорелся светодиод; после того как успокоится стрелка показывающего прибора, устанавливают ее на начало шкалы с помощью резистора; отпускают кнопку и убеждаются, что светодиод погас.
В настоящее время в газовых хозяйствах РФ появилось много новых сигнализаторов по определению загазованности помещений природным газом – метаном.
Новые сигнализаторы системы ТС – течеискатели-сигнализаторы – разработаны Белорусским НПП «Фармэк».
Наибольшее распространение получили сигнализаторы типов: ТГГ-90 – течеискателъ горючих газов; ТС-92 – течеискатель-сигнализатор; ТПТ-94 – течеискатель для подземных газопроводов; ИМ-93 – измеритель метана.
Течеискатель ТГГ-90. Этот прибор взрывозащищенного исполнения предназначен для индикации наличия метана при определении мест утечек газа из газовой арматуры, оборудования и газопроводов систем газоснабжения. Течеискатель предназначен для работы в диапазоне температур от 20 до 40 °С и при относительной влажности не более 80 %.
Течеискатель состоит из датчика с защитным колпачком, корпуса с электронным блоком и блока аккумуляторов.
Принцип работы течеискателя основан на регистрации изменения сопротивления датчика при воздействии на него газа. Датчик включен в электрическую схему, которая находится в уравновешенном состоянии. При воздействии газа на датчик происходит разбаланс мостовой схемы, усиливаемый дифференциальным усилителем. Величину разбаланса мостовой схемы показывает табло, отградуированное в процентном содержании метана в загазованной среде.
Течеискатель обеспечивает световую и звуковую сигнализации при обнаружении мест утечек углеводородных газов.
Электропитание течеискателя осуществляется от встроенного сменного блока аккумуляторов с номинальным напряжением 5,2 В. О снижении напряжения питания ниже допустимого значения (4,2 0,1 В) прибор информирует непрерывным звуковым сигналом.
Наружные газопроводы
6. Наружные газопроводы
6.1. Общие указания
6.1.1. При технической эксплуатации наружных газопроводов выполняются следующие виды работ:
– ввод законченных строительством газопроводов в эксплуатацию (пуск газа);
– контроль давления и степени одоризации газа, подаваемого по газораспределительным сетям на территории поселений;
– техническое обслуживание, текущий и капитальный ремонты газопроводов и сооружений на них, включая арматуру, установленную на вводе в здание или перед наружным газоиспользующим оборудованием потребителя;
– техническое обслуживание и ремонт средств защиты газопроводов от электрохимической коррозии, проверка эффективности действия ЭХЗ;
– проверка наличия и удаление влаги и конденсата из газопроводов;
– техническое диагностирование газопроводов;
– локализация и ликвидация аварий, аварийно-восстановительные работы;
– демонтаж газопроводов и сооружений на них.
Последовательность и приемы производства работ приведены в настоящем ОСТ, действующих отраслевых типовых инструкциях, руководящих документах, методиках, технологических картах, утвержденных в установленном порядке, и должны быть отражены в производственных инструкциях, разрабатываемых эксплуатационными организациями.
6.1.2. Ввод в эксплуатацию законченных строительством стальных и полиэтиленовых газопроводов производится присоединением их к действующим газопроводам газораспределительной сети с одновременным пуском газа.
Порядок выполнения работ при вводе газопроводов в эксплуатацию приведен в настоящем разделе.
Для врезки законченных строительством газопроводов следует применять технологии, соответствующие предусмотренному проектом способу их присоединения к действующим газораспределительным сетям.
6.1.3. Контроль за давлением газа в газораспределительных сетях городов и населенных пунктов производится с помощью его периодических (но не реже одного раза в год) замеров. Порядок выполнения работ по замерам давления газа приведен в настоящем разделе.
6.1.4. Контроль за степенью одоризации газа осуществляется проверкой в соответствии с государственными стандартами интенсивности запаха газа из проб, отбираемых в пунктах контроля, и с периодичностью, устанавливаемыми ГРО.
6.1.5. Проверка влаги и конденсата в газопроводах, их удаление производится с периодичностью, исключающей возможность образования закупорок.
6.1.6. При техническом обслуживании газопроводов производятся следующие виды работ:
– надзор за состоянием газопроводов путем обхода трасс;
– техническое обследование газопроводов.
Обход трасс газопроводов производится в сроки, установленные эксплуатационной организацией, но не реже предусмотренных ПБ 12-529. Графики обхода следует периодически, не реже 1 раза в 3 года, пересматривать, исходя из изменения условий эксплуатации газопроводов. Работы при обходе трасс газопроводов выполняются в соответствии с требованиями ПБ 12-529 и настоящего раздела.
Периодическое техническое обследование газопроводов производится в сроки, установленные ПБ 12-525*, с целью выявления утечек газа, а также повреждений изоляционных покрытий подземных стальных газопроводов.
________________
* Вероятно ошибка оригинала. Следует читать ПБ 12-529. – Примечание “КОДЕКС”.
Внеочередные приборные технические обследования газопроводов производятся в случаях, предусмотренных ПБ 12-529.
Техническое обслуживание арматуры, установленной на газопроводах, производится в соответствии с требованиями раздела 8 настоящего ОСТ.
6.1.7. Текущий и капитальный ремонты (замена, реконструкция газопроводов) производятся по результатам технического обслуживания и диагностирования газопроводов.
Основные виды работ, относящихся к текущему и капитальному ремонтам газопроводов, способы локализации и ликвидации аварий устанавливаются ПБ 12-529.
Реконструкция стальных газопроводов, не подлежащих дальнейшей эксплуатации, производится протяжкой полиэтиленовых труб внутри изношенных стальных газопроводов, облицовкой внутренней поверхности стальных газопроводов синтетическим тканевым шлангом на основе специального двухкомпонентного клея, другими методами, разрешенными к применению в установленном порядке.
6.1.8. Техническое диагностирование газопроводов производится в соответствии с требованиями ПБ 12-529 по методикам, утвержденным Госгортехнадзором России.
6.1.9. Аварийно-диспетчерское обслуживание газопроводов осуществляется в соответствии с требованиями ПБ 12-559* и настоящего ОСТ.
________________
* Вероятно ошибка оригинала. Следует читать ПБ 12-529. – Примечание “КОДЕКС”.
Аварийно-восстановительные работы производятся при необходимости ремонта газопровода и восстановления подачи газа потребителям после временной ликвидации утечки газа.
6.2. Ввод в эксплуатацию
6.2.1. Работы по врезке газопроводов и пуску газа выполняются персоналом эксплуатационной организации.
Земляные и изоляционные работы в месте присоединения выполняются строительно-монтажной организацией. Участок газопровода в месте врезки засыпают песком на высоту не менее 20 см от верхней образующей трубы, тщательно подбивая пазухи. Эксплуатационная организация проверяет качество изоляции места врезки приборным методом.
Работы по врезке и пуску газа на внутриплощадочных газопроводах предприятий разрешается выполнять бригадой газовой службы предприятия.
6.2.2. Работы по врезке газопроводов и пуску газа производятся пусковыми бригадами в составе не менее трех человек, имеющих необходимый инструмент, приборы и средства индивидуальной защиты, под руководством специалиста (мастера).
6.2.3. Врезка газопроводов и пуск газа производятся по нарядам-допускам на выполнение газоопасных работ и, при необходимости, по плану организации работ, утверждаемому в установленном порядке, согласованному с АДС.
6.2.4. При подготовке к производству работ необходимо:
– проверить и подготовить необходимую техническую документацию (эксплуатационную – на действующий газопровод, исполнительную – на присоединяемый газопровод);
– осмотреть присоединяемый газопровод, отключающие устройства, средства ЭХЗ, место присоединения, котлован (траншею, приямок) для производства работ. При выявлении дефектов работы следует выполнять после их устранения;
– разработать (при необходимости) план организации работ и известить организации, участвующие в производстве работ, и АДС;
– подготовить инструмент, механизмы, приспособления, материалы, приборы, проверить годность их к применению;
– изготовить узлы присоединения;
– обеспечить наличие необходимых транспортных средств, компрессора;
– получить наряды-допуски на выполнение газоопасных работ.
6.2.5. План организации работ содержит:
– схему узла присоединения;
– последовательность технологических операций по контрольной опрессовке, врезке газопроводов и продувке их газом;
– порядок и условия отключения газа или снижения его давления в действующем газопроводе;
– порядок продувки газом присоединяемого газопровода по схеме, на которой указываются ответвления и места установки гидрозатворов, конденсатосборников, отключающих устройств и средств ЭХЗ, манометров, заглушек, продувочных свечей;
– численный и квалифицированный состав рабочих и специалистов;
– потребность в транспорте, механизмах, приспособлениях, приборах, материалах;
– меры обеспечения безопасности.
Планом организации работ может предусматриваться оформление отдельных нарядов-допусков на выполнение газоопасных работ.
6.2.6. Потребители газа извещаются о времени производства работ по врезке, связанных с прекращением подачи газа или снижением его давления, не позднее чем за 3 суток до начала работ.
6.2.7. Перед врезкой в действующий газопровод, присоединяемый газопровод следует проверить на герметичность опрессовкой воздухом давлением 0,02 МПа. Падение давления не должно превышать 10 даПа за 1 час. На участках газопроводов, отключенных гидрозатворами, контрольная опрессовка может производиться давлением 400 даПа. Падение давления не должно превышать 5 даПа за 10 минут.
Результаты опрессовки фиксируются в наряде-допуске. Давление воздуха в присоединяемом газопроводе должно сохраняться до начала работ по пуску газа.
При наличии в присоединяемом газопроводе избыточного давления и пуске газа не позднее 6 месяцев со дня приемки его в эксплуатацию контрольную опрессовку разрешается не производить.
6.2.8. Лица, участвующие в выполнении работ, должны быть проинструктированы о последовательности технологических операций и задачах каждого члена бригады, мерах безопасности и применении средств индивидуальной защиты.
6.2.9. На период производства работ по врезке и пуску газа средства электрохимической защиты необходимо отключить.
6.2.10. Руководитель работ по врезке перед началом работ проверяет:
– давление воздуха в присоединяемом газопроводе;
– наличие заглушек и перекрытие задвижек в колодцах (стяжные болты на компенсаторах газопровода должны быть сняты);
– наличие в конце каждого подключаемого газопровода заглушки (если в конце газопровода имеется отключающее устройство, заглушка должна быть установлена после него по ходу газа);
– отсоединение газовых вводов в здание от внутренних газопроводов и наличие заглушек после отключающих устройств;
– организацию проветривания котлованов (приямков) для врезки;
– подготовку места врезки (очистка от изоляции и разметка);
– установку манометров и продувочных свечей. Краны на продувочных свечах должны быть закрыты;
– выполнение мероприятий по обеспечению безопасности при производстве работ.
6.2.11. При врезках со снижением давления газа в действующем газопроводе снижение давления и его регулировка в требуемых технологией врезки пределах производятся выпуском газа через продувочные свечи, установленные на действующем ГРП и газопроводе.
Величину давления газа в действующем газопроводе следует проверять в течение всего времени производства работ манометрами. Если давление газа в действующем газопроводе понизится ниже 40 даПа или повысится выше 200 даПа, работы необходимо прекратить до восстановления давления газа.
6.2.12. При пуске газа производится продувка газом газопровода через продувочные свечи, установленные на присоединяемом газопроводе (на конденсатосборниках, гидрозатворах, в конечных точках газопровода). Продувочные свечи на подземных участках газопровода должны быть высотой не менее 3 м от поверхности земли. В свечи должны быть вварены патрубки с кранами и штуцерами на высоте 1,5 м от поверхности земли для отбора пробы газа.
Выпуск газовоздушной смеси при продувке газопроводов следует производить в местах, где исключена возможность попадания ее в здания и воспламенения от какого-либо источника огня.
Перед заполнением газопровода газом давление воздуха в нем необходимо снизить до атмосферного, затем удалить заглушку, установленную после отключающего устройства в месте подсоединения газопровода. При подаче газа отключающие устройства должны открываться медленно, плавно. При этом необходимо вести непрерывное наблюдение за давлением газа по манометру.
Давление газа при продувке газопроводов низкого давления должно быть не выше рабочего, газопроводов среднего и высокого давления – не выше 0,1 МПа.
Кранами на свечах регулируется скорость выхода газовоздушной смеси. Краны следует открывать последовательно по заранее намеченному плану. В случае воспламенения газа на свече, кран следует немедленно перекрыть.
Продувку газом необходимо осуществлять до вытеснения всего воздуха из газопроводов. Окончание продувки определяется путем анализа или сжигания отбираемых проб. Сгорание газовоздушной смеси, пропускаемой через мыльную эмульсию, должно происходить спокойно, без хлопков.
При продувке у свечей находятся дежурные слесари. Отбираемые пробы необходимо относить от свечи на расстояние не менее 10 м.
Во время продувки газопровода дежурный слесарь не допускает посторонних лиц и транспорт к месту продувки.
6.2.13. Перед началом работ в колодце на расстоянии 5 м от него со стороны движения транспорта устанавливают ограждения, на расстоянии 10-15 м – предупредительный знак. На рабочих должны быть надеты сигнальные жилеты.
Удаление заглушки в колодце производится рабочими в противогазах и спасательных поясах, с применением искронедающего инструмента. На поверхности земли с наветренной стороны находятся не менее двух человек, держащих концы веревок от спасательных поясов находящихся в колодце рабочих и ведущих непрерывное наблюдение за производством работ. Колодец предварительно проверяется на загазованность и при необходимости вентилируется. Не допускается появление вблизи колодца посторонних лиц и применение открытого огня.
6.2.14. По окончании продувки газом установленные на газопроводах свечи и манометры снимают. В штуцера ввертывают стальные пробки, которые затем должны быть обварены, проверены на плотность газоиндикатором или мыльной эмульсией при рабочем давлении и изолированы (на подземных газопроводах). Места нахождения заваренных пробок вносят в чертежи исполнительной документации.
6.2.15. По окончании всех работ по присоединению газопровода и пуску газа необходимо:
– проверить герметичность сварных швов врезки прибором или мыльной эмульсией под рабочим давлением газа;
– произвести обход трассы присоединенного газопровода;
– выполнить изоляцию места врезки и проверить приборным методом качество изоляции после засыпки котлована;
– включить средства ЭХЗ;
– сделать отметку в наряде на газоопасные работы о выполнении работ.
Наряд-допуск на производство газоопасных работ прикладывается к исполнительной документации и хранится вместе с ней.
6.2.16. Все газопроводы, введенные в эксплуатацию, учитываются в специальном журнале. На подземные газопроводы должен вестись эксплуатационный паспорт.
6.3. Измерение давления газа в газораспределительных сетях
6.3.1. Контроль за давлением газа в газопроводах производится путем его измерения в период наибольшего расхода (в зимний период) и в часы максимального потребления газа.
Рекомендуется производить внеплановые измерения давления для уточнения радиусов действия существующих ГРП, выявления возможности подключения новых потребителей, а также при вводе в эксплуатацию новых потребителей с расходом газа более 10% от расхода на участке газопровода, к которому присоединяется потребитель.
6.3.2. Замеры давления производятся в заранее намеченных точках газовой сети, на выходе из ГРП и у потребителей по схеме, утверждаемой техническим руководством эксплуатационной организации в установленном порядке.
Точки (пункты) замера давления на газопроводах определяются эксплуатационной организацией, исходя из опыта эксплуатации с учетом заявок потребителей о снижении давления газа.
В схему замеров должны быть включены точки замеров на участках газопроводов у наиболее удаленных от ГРП (по ходу газа) потребителей и другие неблагоприятные по условиям подачи газа точки газовой сети.
При выявлении и уточнении мест закупорки газопроводов гидратными и конденсатными пробками производятся дополнительные замеры.
6.3.3. Измерения давления следует производить одновременно во всех точках, предусмотренных схемой замеров. Продолжительность проведения работ не должна превышать 1 ч.
Выявление резких перепадов давления на отдельных линейных участках газопровода свидетельствует о наличии закупорок.
6.3.4. Давление на выходе и входе ГРП (ГРУ) потребителей измеряется манометрами.
Для измерения давления на газопроводах следует применять следующие типы манометров:
– при давлении до 0,01 МПа – U-образцовые, заполняемые водой;
– при давлении свыше 0,01 МПа – образцовые или пружинные контрольные с соответствующей шкалой.
6.3.5. Герметичность соединений пробок, штуцеров, установленных по окончании замеров давления газа, должна быть проверена приборами или другими способами.
6.3.6. Результаты измерений давления заносятся в специальный журнал. При необходимости оценки фактического режима давления в системе газораспределения по результатам замеров следует составлять режимную карту давлений для сравнения ее с проектной расчетной схемой и выявления причин недостаточного давления газа.
6.3.7. Для восстановления оптимального режима работы систем газораспределения рекомендуется предусматривать прочистку газопроводов, замену отдельных участков или прокладку дополнительных газопроводов, повышение давления газа после ГРП, устройство новых ГРП, кольцевание распределительных газопроводов.
6.4. Обход трасс газопроводов
6.4.1. Обход трасс газопроводов осуществляется слесарями по обслуживанию и ремонту газопроводов (обходчиками). Состав бригад устанавливается в соответствии с требованиями ПБ 12-529. Обходчики находятся в непосредственном подчинении мастера службы эксплуатации подземных газопроводов.
6.4.2. За обходчиками закрепляются отдельные трассы газопроводов, которые для удобства обслуживания разбиваются на маршруты. Маршруты обходов составляются с учетом всех видов работ, выполняемых обходчиками, удаленности трасс, протяженности газопроводов, количества сооружений (колодцев подземных коммуникаций, подвалов зданий и др.), подлежащих проверке на загазованность, интенсивности движения транспорта, затрудняющего работу по обследованию трасс, и других факторов, влияющих на трудоемкость работ, с тем, чтобы обеспечить загрузку обходчиков на полный рабочий день.
В зависимости от трудоемкости работ по обходу трассы и взаимного расположения газопроводов, при составлении маршрутов рекомендуется учитывать возможность совместного обслуживания подземных, наземных и надземных газопроводов. На каждый маршрут обхода составляется маршрутная карта, которой присваивается номер.
6.4.3. В маршрутной карте указываются:
– номер маршрута;
– схема обхода трассы газопровода с привязками характерных точек газопровода (углов поворота, сооружений) к постоянным ориентирам;
– колодцы подземных коммуникаций и подвалы зданий, расположенные на расстоянии до 15 м в обе стороны от подземного газопровода. Подвалы, в которых установлены сигнализаторы загазованности, разрешается не включать в план обхода;
– общая протяженность газопроводов;
– количество обслуживаемых сооружений по данному маршруту.
6.4.4. Все изменения на трассах газопроводов (врезка новых газопроводов, снос и постройка зданий и сооружений и др.) своевременно наносятся на маршрутные карты.
Маршрутные карты изготавливаются не менее чем в двух экземплярах, один из которых хранится у начальника службы по эксплуатации подземных газопроводов, второй экземпляр передается обходчикам под расписку после ознакомления с трассой в натуре (на местности).
6.4.5. Каждый обходчик должен знать трассы обслуживаемых им газопроводов, установленные на них сооружения (запорную арматуру, контрольные трубки, конденсатосборники, гидрозатворы и др.), а также местоположение всех колодцев подземных сооружений других организаций и подвалов домов, расположенных на расстоянии до 15 м по обе стороны от газопровода.
6.4.6. Перед каждым выходом обходчиков на трассу мастер проверяет наличие у обходчиков маршрутных карт, газоанализаторов, инструментов, средств индивидуальной защиты, проводит инструктаж.
Комплектация бригады обходчиков приборами, инструментами, инвентарем, спецодеждой, средствами защиты и материалами производится в зависимости от состава работ на данном маршруте. При каждом обходе обходчики должны иметь газоанализатор, крючки для открывания колодцев, спецодежду. При выполнении работ в пределах проезжей части необходимо наличие жилета сигнального, знаков сигнальных, табличек предупредительных.
6.4.7. Проверка выполненных работ может производиться методом повторного обхода трассы в день обхода или на следующий день.
6.4.8. Виды работ, выполняемых при обходе трасс подземных, наземных и надземных проложенных на опорах газопроводов, устанавливаются по ПБ 12-529.
При обходе газопроводов, проложенных по стенам жилых и общественных зданий, следует проверять (визуально) их целостность, состояние окраски и креплений, выявлять сплющивание и недопустимые прогибы труб, перемещения газопроводов за пределы креплений.
При осмотре вводов в здания и выходов подземных газопроводов из земли следует проверять:
– отсутствие деформаций грунта в месте выхода газопровода из земли;
– состояние защитного футляра, компенсатора;
– состояние контрольного отверстия на футляре для проверки загазованности (при необходимости выполнить его прочистку);
– состояние неразъемного соединения полиэтилен-сталь, если конструкцией газового ввода предусмотрен колпак с отверстием;
– состояние окраски надземной части ввода и герметизацию футляра в месте его прохождения через наружную конструкцию здания.
6.4.9. Наличие газа в подвалах, колодцах, коллекторах, камерах, контрольных трубках и других сооружениях определяется газоанализаторами, газоиндикаторами. Для контрольной проверки наличия газа в указанных сооружениях, в случае необходимости, может быть взята проба воздуха для лабораторного анализа. При обнаружении лабораторным анализом загазованности сооружения болотным или другими горючими газами эксплуатационная организация уведомляет об этом собственников (арендаторов, нанимателей) этих сооружений. Определение наличия загазованности огнем запрещается.
6.4.10. При обнаружении в колодцах, подвалах или других сооружениях наличия газа необходимо сообщить об этом в аварийно-диспетчерскую службу эксплуатационной организации и принять следующие меры безопасности:
– организовать проветривание загазованных колодцев, подвалов и других мест, где обнаружено присутствие газа;
– при загазованности подвалов и других помещений здания предупредить находящихся в здании людей о недопустимости курения, пользования открытым огнем и электроприборами, при необходимости принять меры по эвакуации людей из здания (с помощью домоуправления, милиции);
– организовать охрану входа в загазованное помещение.
6.4.11. Для обеспечения сохранности газопроводов и сооружений на них во время производства работ, проводимых в охранной зоне газопровода сторонними организациями, обходчик проверяет соответствие условий выполнения работ выданному разрешению, следит за сохранностью крышек газовых колодцев и коверов, правильным их положением по отношению к дорожному покрытию с целью предупреждения возможности их повреждения, замощения, асфальтирования или засыпки.
6.4.12. Результаты проверки состояния трасс газопроводов после каждого обхода обходчики записывают в журнал обхода. При выявлении нарушений и неисправностей составляется рапорт мастеру.
6.5. Техническое обследование газопроводов
6.5.1. Техническое обследование газопроводов следует проводить приборным методом (подземных – без вскрытия грунта) в соответствии с производственными инструкциями, разработанными с учетом требований эксплуатационной документации изготовителей применяемых приборов и Приложения Б настоящего ОСТ. Для получения качественных результатов периодическое приборное обследование подземных газопроводов рекомендуется производить в теплые месяцы года, при талом грунте, в сухую погоду.
Обследование подводных переходов газопроводов следует проводить по специальным методикам, утвержденным в установленном порядке.
6.5.2. Приборное обследование состояния изоляции и проверка герметичности подземных стальных газопроводов может производиться одновременно комплексной бригадой в составе не менее трех человек: двух операторов по обследованию изоляционного покрытия и одного оператора по проверке герметичности. При этом операторы по обследованию изоляционного покрытия должны идти впереди, с тем, чтобы оператор по проверке герметичности имел данные о местах повреждения изоляции.
6.5.3. Проверка герметичности газопровода производится по всей трассе обследуемого газопровода. При этом проверяются на загазованность газовые колодцы и контрольные трубки, установленные на газопроводе, а также расположенные на расстоянии до 15 м по обе стороны от газопровода колодцы других подземных коммуникаций, коллекторы, подвалы зданий, шахты устоев мостов. Оператор должен иметь маршрутную карту трассы обследуемого газопровода. Выявленные утечки газа устраняются в аварийном порядке.
6.5.4. С целью обеспечения безопасности работ и уменьшения влияния выхлопных газов автотранспорта на качество обследования, обследование газопроводов, расположенных вдоль транспортных магистралей, рекомендуется производить в часы наименьшей интенсивности движения транспорта. На проезжей части улиц операторы работают в сигнальных жилетах.
6.5.5. В местах выявленных повреждений изоляции и на участках, где использование приборов затруднено индустриальными помехами, для технического обследования подземных газопроводов должны быть вырыты шурфы (не менее 1 на каждые 500 м распределительного газопровода и 200 м газопровода – ввода) длиной не менее 1,5 м.
6.5.6. Проверку герметичности подземного газопровода и выявление мест утечек газа допускается производить бурением скважин.
Скважины закладываются на расстоянии не менее 0,5 м от стенки трубопровода через каждые 2 м трассы.
Проверка наличия газа в скважинах производится приборами. Применение открытого огня для опробования устья скважин разрешается на расстоянии не ближе 3 м от зданий и сооружений.
6.5.7. Разрешается производить проверку герметичности газопроводов опрессовкой воздухом по нормам испытаний на герметичность вновь построенных газопроводов, регламентируемых строительными нормами и правилами.
6.5.8. До начала производства работ по опрессовке выполняются следующие подготовительные работы:
– проверяется соответствие исполнительно-технической документации фактическому расположению подземного газопровода на месте производства работ;
– определяются места установки заглушек, продувочных свечей, контрольно-измерительных приборов, подключения компрессора.
6.5.9. Для выполнения работ в каждом конкретном случае, с учетом местных условий, разрабатывается план организации и производства работ, в котором предусматриваются следующие мероприятия:
– последовательность проведения работ;
– порядок отключения потребителей от газоснабжения;
– порядок освобождения газопроводов от газа;
– порядок проведения испытаний на герметичность;
– порядок производства работ при продувке газопроводов газом после проведения испытаний;
– порядок ввода газопровода в эксплуатацию;
– потребность в механизмах, приспособлениях, приборах, материалах.
6.5.10. Специалисты и рабочие, участвующие в опрессовке, до начала работ должны быть ознакомлены с планом организации и производства работ, и пройти инструктаж по безопасным методам их проведения.
6.5.11. Оповещение населения и потребителей о сроках выполнения работ и прекращении подачи газа производится не позднее чем за трое суток до их начала.
6.5.12. Отключение установок ЭХЗ производится не позднее чем за один день до начала работ по опрессовке.
6.5.13. При опрессовке подземных газопроводов работы выполняются в следующем порядке:
– производится отключение испытываемого участка газопровода с помощью закрытия задвижек и кранов на вводах к потребителям с установкой заглушек, освобождение его от газа. В местах разъединения фланцевых соединений устанавливаются шунтирующие перемычки;
– газ выпускается через свечу, установленную на стояке конденсатосборника, и по возможности сжигается;
– после освобождения газопровода от газа, на стояке конденсатосборника вместо свечи устанавливается приспособление для подсоединения компрессора и манометра.
При закольцованной схеме газопроводов или при отсутствии отключающих устройств для проведения опрессовки вскрывается двухметровый участок подземного газопровода. После снижения давления газа до 40 даПа вырезается окно или катушка и устанавливаются заглушки в обе стороны газопровода.
При отсутствии на испытуемом участке газопровода конденсатосборников, присоединение свечи и приспособления для подсоединения компрессора и манометра производится с помощью штуцера с резьбой, который приваривается непосредственно к трубе или к одной из установленных заглушек.
6.5.14. При опрессовке подземных газопроводов СУГ от резервуарной установки работы выполняются в следующей последовательности:
– закрываются вентиль высокого давления на редукционной головке, кран на газопроводе низкого давления;
– закрываются краны на вводах к потребителям, устанавливаются заглушки;
– газ стравливается через резинотканевый рукав, подсоединенный к продувочному штуцеру, в безопасное место и по возможности сжигается;
– после освобождения газопровода от газа на продувочный штуцер устанавливается приспособление для подсоединения компрессора и манометров. При небольшой протяженности газопровода вместо компрессора разрешается использовать ручной насос.
6.5.15. Результаты опрессовки следует считать положительными, если в период ее проведения нет падения давления в газопроводе.
6.5.16. Результаты технического обследования оформляются актами, в которых при выявлении дефектов дается заключение о необходимости проведения ремонта, перекладки (замены), реконструкции газопровода.
6.6. Текущий и капитальный ремонт газопроводов
6.6.1. При текущем ремонте устраняются все дефекты, выявленные в результате проведения работ по техническому обслуживанию газопроводов.
6.6.2. При текущем ремонте надземных газопроводов производятся следующие виды работ:
– устранение провеса (прогиба) газопроводов;
– ремонт или замена креплений газопровода, устранение повреждений опор;
– окраска газопроводов и арматуры (по мере необходимости);
– ремонт и замена компенсаторов;
– очистка арматуры и компенсаторов от грязи и ржавчины;
– восстановление или замена настенных знаков;
– проверка герметичности всех сварных, резьбовых и фланцевых соединений прибором или мыльной эмульсией;
– устранение утечек газа из арматуры, вварка катушек;
– устранение закупорок газопровода и арматуры;
– устранение механических повреждений (не сопровождающихся выходом газа) труб газопровода;
– устранение утечек газа из газопроводов.
6.6.3. При текущем ремонте подземных и наземных газопроводов выполняются следующие виды работ:
– восстановление обвалования наземных газопроводов, засыпка подземного газопровода до проектных отметок в случае размыва, эрозии, оползней грунта;
– устранение перекосов, оседаний и других неисправностей коверов крышек газовых колодцев, оголовков стояков конденсатосборников и гидрозатворов;
– устранение закупорок газопроводов;
– устранение утечек газа из арматуры и газопроводов;
– ремонт отдельных мест повреждений изоляционных покрытий газопроводов;
– замена коверов и контрольных трубок;
– восстановление постели подводных переходов, футеровки труб, засыпка размытых участков прокладки газопроводов и восстановление пригрузов;
– очистка газовых колодцев от грязи, воды и посторонних предметов, проверка и закрепление лестниц и скоб, восстановление отдельных мест кирпичной кладки и штукатурки, заделка выбоин горловин, восстановление отмостки и гидроизоляции колодцев.
6.6.4. При капитальном ремонте газопроводов производятся следующие виды работ:
– замена отдельных участков газопроводов;
– замена газовых колодцев;
– замена изоляции на отдельных участках газопроводов;
– восстановление стенки трубы газопровода, врезка катушек;
– установка усилительных муфт;
– замена вводов газопроводов;
– разборка и замена перекрытий, перекладка горловин газовых колодцев, полное восстановление их гидроизоляции, наращивание колодцев по высоте, оштукатуривание, смена лестниц и скоб;
– демонтаж, установка дополнительных или замена коверов конденсатосборников, гидрозатворов;
– вынос участков подземных газопроводов на опоры и фасады зданий;
– замена изоляции и футляров вводов и выходов подземных газопроводов из земли;
– замена опор надземных газопроводов.
6.6.5. Работы по текущему и капитальному ремонту арматуры, установленной на газопроводах, выполняются в соответствии с требованиями раздела 8 настоящего ОСТ.
6.6.6. Результаты работ по текущему и капитальному ремонту оформляются записью в эксплуатационном паспорте газопровода.
6.7. Удаление конденсата из конденсатосборников
6.7.1. Конденсат из конденсатосборников удаляют в специальную емкость. Из газопроводов низкого давления – ручным насосом, из газопроводов высокого и среднего давления – давлением газа.
6.7.2. Работы по удалению конденсата из конденсатосборников относятся к газоопасным, выполняются по наряду-допуску установленной формы бригадой рабочих в составе не менее двух человек.
6.7.3. Перед выходом на объект бригадир или наиболее квалифицированный рабочий, которому поручено руководство указанными работами, проверяет комплектность инструментов, материалов и приспособлений, обеспеченность средствами индивидуальной защиты и спецодеждой, знакомится с соответствующей эксплуатационно-технической документацией.
6.7.4. Откачка конденсата из конденсатосборников на газопроводах низкого давления выполняется в следующей последовательности:
– отвертывается пробка на стояке конденсатосборника;
– измеряется мерной линейкой уровень конденсата в конденсатосборнике;
– через стояк опускается всасывающий патрубок ручного насоса и закрепляется на стояке;
– нагнетательный патрубок насоса вставляется в специальную емкость для слива конденсата или автоцистерну;
– производится откачка конденсата, по окончании которой вынимается всасывающий патрубок насоса и завертывается пробка на стояке;
– проверяется герметичность резьбовых соединений при помощи мыльной эмульсии или прибором.
6.7.5. Удаление конденсата из конденсатосборников на газопроводах высокого и среднего давления производится в следующем порядке:
– проверяется закрытие запорного устройства на стояке конденсатосборника, отвинчивается пробка на стояке конденсатосборника;
– в муфту стояка ввинчивается отводная трубка, которую соединяют со специальной емкостью или автоцистерной;
– плавно открывается запорное устройство на стояке конденсатосборника и производится слив конденсата в емкость или в автоцистерну;
– после удаления конденсата закрывается запорное устройство на стояке конденсатосборника, отвинчивается отводная трубка;
– ввинчивается пробка в муфту стояка и проверяется герметичность запорного устройства и резьбовых соединений при помощи мыльной эмульсии или прибором.
6.7.6. При удалении конденсата из газопровода крышка люка автоцистерны или емкости должна быть постоянно открыта.
6.7.7. Слив конденсата на поверхность земли, в системы водостока, канализацию и другие инженерные коммуникации запрещается.
6.7.8. Результаты работ по удалению конденсата оформляются в эксплуатационном журнале службы подземных газопроводов.
6.8. Техническое обслуживание и ремонт средств электрохимической защиты подземных стальных газопроводов от коррозии
6.8.1. Техническое обслуживание и ремонт средств электрохимической защиты подземных газопроводов от коррозии, контроль за эффективностью ЭХЗ и разработка мероприятий по предотвращению коррозионных повреждений газопроводов осуществляются персоналом специализированных структурных подразделений эксплуатационных организаций или специализированными организациями.
6.8.2. Периодичность выполнения работ по техническому обслуживанию, ремонту и проверке эффективности ЭХЗ устанавливается ПБ 12-529. Разрешается совмещать измерения потенциалов при проверке эффективности ЭХЗ с плановыми измерениями электрических потенциалов на газопроводах в зоне действия средств ЭХЗ.
6.8.3. Техническое обслуживание и ремонт изолирующих фланцев и установок ЭХЗ производятся по графикам, утверждаемым в установленном порядке техническим руководством организаций – владельцев электрозащитных установок. При эксплуатации средств ЭХЗ ведется учет их отказов в работе и времени простоя.
6.8.4. Техническое обслуживание катодных установок ЭХЗ включает в себя:
– проверку состояния контура защитного заземления (повторного заземления нулевого провода) и питающих линий. Внешним осмотром проверяется надежность видимого контакта проводника заземления с корпусом электрозащитной установки, отсутствие обрыва питающих проводов на опоре воздушной линии и надежность контакта нулевого провода с корпусом электрозащитной установки;
– осмотр состояния всех элементов оборудования катодной защиты с целью установления исправности предохранителей, надежности контактов, отсутствия следов перегревов и подгаров;
– очистку оборудования и контактных устройств от пыли, грязи, снега, проверку наличия и соответствия привязочных знаков, состояния коверов и колодцев контактных устройств;
– измерение напряжения, величины тока на выходе преобразователя, потенциала на защищаемом газопроводе в точке подключения при включенной и отключенной установке электрохимической защиты. В случае несоответствия параметров электрозащитной установки данным пусконаладки следует произвести регулировку ее режима работы;
– внесение соответствующих записей в эксплуатационном журнале.
6.8.5. Техническое обслуживание протекторных установок включает в себя:
– измерение потенциала протектора относительно земли при отключенном протекторе;
– измерение потенциала “газопровод-земля” при включенном и отключенном протекторе;
– величину тока в цепи “протектор – защищаемое сооружение”.
6.8.6. Техническое обслуживание изолирующих фланцевых соединений включает в себя работы по очистке фланцев от пыли и грязи, измерении разности потенциалов “газопровод-земля” до и после фланца, падение напряжения на фланце. В зоне влияния блуждающих токов измерение разности потенциалов “газопровод-земля” до и после фланца следует производить синхронно.
6.8.7. Состояние регулируемых и нерегулируемых перемычек проверяют измерением разности потенциалов “сооружение-земля” в местах подключения перемычки (или в ближайших измерительных пунктах на подземных сооружениях), а также измерением величины и направления тока (на регулируемых и разъемных перемычках).
6.8.8. При проверке эффективности работы установок электрохимической защиты, кроме работ, выполняемых при техническом осмотре, производится измерение потенциалов на защищаемом газопроводе в опорных точках (на границах зоны защиты) и в точках, расположенных по трассе газопровода, через каждые 200 м в населенных пунктах и через каждые 500 м на прямолинейных участках межпоселковых газопроводов.
6.8.9. Текущий ремонт ЭХЗ включает в себя:
– все виды работ по техническому осмотру с проверкой эффективности работы;
– измерение сопротивления изоляции токоведущих частей;
– ремонт выпрямителя и других элементов схемы;
– устранение обрывов дренажных линий.
При текущем ремонте оборудования ЭХЗ рекомендуется проводить его полную ревизию в условиях мастерских. На время ревизии оборудования ЭХЗ необходимо обеспечить защиту газопровода установкой оборудования из подменного фонда.
6.8.10. Капитальный ремонт установок ЭХЗ включает в себя работы, связанные с заменой анодных заземлителей, дренажных и питающих линий.
После капитального ремонта основное оборудование электрохимической защиты проверяется в работе под нагрузкой в течение времени, указанного заводом-изготовителем, но не менее 24 ч.
6.9. Особенности технической эксплуатации полиэтиленовых газопроводов
6.9.1. Присоединение построенного газопровода следует выполнять по технологическим инструкциям или картам, разработанным в соответствии с настоящим ОСТ и другими нормативными документами и утвержденным в установленном порядке.
6.9.2. Присоединение построенных полиэтиленовых газопроводов и стальных газопроводов, реконструированных методом протяжки полиэтиленовых труб, к газораспределительной сети (с отключением действующего газопровода) может проводиться:
– к стальным газопроводам – с использованием неразъемных соединений “полиэтилен-сталь” по [1], [2] и другим, утвержденным в установленном порядке;
– к полиэтиленовым газопроводам – с помощью соединительных деталей из полиэтилена по [3], [4], муфт с закладным электронагревателем по [5] и другим, утвержденным в установленном порядке.
6.9.3. Присоединение полиэтиленовых ответвлений без отключения давления в действующем газопроводе выполняется:
– к стальным газопроводам – с применением неразъемных соединений “полиэтилен-сталь”;
– к полиэтиленовым газопроводам – с применением седелок крановых по [6] и другим, утвержденным в установленном порядке.
6.9.4. Для врезки (присоединения) построенных или реконструированных газопроводов в действующий газопровод, кроме указанных в п.п.6.9.2 и 6.9.3, могут быть использованы и другие соединительные детали и узлы соединений (в том числе импортного производства), разрешенные к применению в установленном порядке.
6.9.5. Все соединительные детали, в том числе неразъемные соединения “полиэтилен-сталь”, должны иметь документ, подтверждающий их качество (паспорта, сертификаты соответствия).
6.9.6. Врезка стальных ответвлений в полиэтиленовый газопровод производится через стальные вставки, длиной не менее 0,8 м.
6.9.7. Присоединение газопроводов, реконструированных синтетическим тканевым шлангом, к действующему, в том числе также реконструированному синтетическим тканевым шлангом, производится без снижения давления в нем при использовании специальных механических средств врезки. При этом запрещается прямое воздействие пламени горелки при резке трубопровода на тканевый шланг реконструированного газопровода.
6.9.8. Состав работ по техническому обслуживанию полиэтиленовых газопроводов путем обхода трасс соответствует выполняемому при эксплуатации стальных газопроводов.
6.9.9. Сроки обхода трасс газопроводов, в том числе реконструированных различными методами, в зависимости от давления газа, условий эксплуатации, пучинистости грунтов, срока службы и технического состояния, устанавливаются в соответствии с требованиями ПБ 12-529.
6.9.10. Техническое обследование газопроводов приборным методом, в том числе реконструированных, проводится с периодичностью, установленной для стальных газопроводов ПБ 12-529.
При техническом обследовании газопроводов, кроме выявления утечек газа, следует проверять наличие “провода-спутника” и качество изоляции стальных вставок.
Для обнаружения утечек газа на участках, где использование приборов затруднено индустриальными помехами, должны вскрываться контрольные шурфы в количестве не менее 1 на каждые 500 м распределительных газопроводов и на каждые 200 м газопроводов-вводов, предпочтительно в местах соединения труб, в соответствии со схемой сварных стыков.
При выполнении шурфового осмотра выполняются следующие операции:
– проверка герметичности сварных соединений высокочувствительным газоискателем;
– визуальная оценка состояния поверхности трубы и грата сварного шва или муфты с закладным нагревателем.
Для газопроводов, выполненных из труб мерной длины, при выявлении негерметичности стыка, его следует вырезать и по два стыка в каждую сторону от дефектного проверить методами визуально-измерительного и ультразвукового контроля. При неудовлетворительных результатах визуально-измерительного или ультразвукового контроля принимается одно из решений:
– продолжение эксплуатации газопровода на установленных параметрах;
– продолжение эксплуатации газопровода с ограничением параметров;
– ремонт;
– использование по иному назначению;
– вывод из эксплуатации.
Для газопроводов, выполненных из длинномерных труб, при выявлении негерметичности стыка следует произвести его замену путем вварки катушки.
При выявлении сквозных дефектов поверхности трубы или выходящих за пределы допустимых значений, установленных нормативной документацией на трубы, дефект следует устранить путем вварки катушки.
По результатам технического обследования составляется акт.
6.9.11. Полиэтиленовые газопроводы, на которых в течение года наблюдались утечки газа в количестве более одной для межпоселковых и более двух для внутрипоселковых на 1 км газопровода, подвергаются внеочередному техническому обследованию.
6.9.12. Текущий ремонт полиэтиленовых газопроводов производится для устранения неисправностей, выявленных при техническом обслуживании. Кроме того, проводится визуальная проверка состояния поверхностей фитинга и участка полиэтиленовой трубы, расположенных в колодце.
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. При временном устранении дефекта в виде трещины концы ее необходимо засверлить на всю толщину стенки трубы.
6.9.15. Работы по устранению дефектов допускается производить при температуре наружного воздуха не ниже минус 15 °С. При более низких температурах необходимо осуществлять подогрев трубы, но не выше чем 40 °С (например, гибкими нагревательными элементами или др. приспособлениями) или производить работы с применением специальных отапливаемых модулей (палаток).
6.9.16. Засыпка полиэтиленового газопровода после временного устранения утечки газа не допускается.
При температуре наружного воздуха ниже минус 15 °С газопровод следует присыпать грунтом на высоту 0,2 м выше верхней образующей трубы.
6.9.17. Узлы неразъемных соединений “полиэтилен-сталь”, установленные на цокольных вводах в здания или на надземных выходах, ремонту не подлежат, при выявлении утечек газа или механических повреждений – заменяются.
6.9.18. Замена дефектных стыков или участков труб производится путем вварки катушек длиной не менее 500 мм. Допускается вварка катушек длиной не менее 200 мм для труб диаметром до 50 мм.
Вварка катушек производится сваркой нагретым инструментом встык или при помощи муфт с закладными нагревателями.
6.9.19 При вварке катушек следует использовать трубы по ГОСТ Р 50838 из ПЭ 80 и ПЭ 100, не просроченные по гарантийному сроку хранения и прошедшие входной контроль качества. При использовании сварки встык и труб из разных марок полиэтилена параметры сварки следует выбирать по полиэтилену с наименьшим значением ПТР при условии разности показателей ПТР в пределах от 0,3 до 1,1 г/10 мин. ПТР измеряют в соответствии с требованием нормативной документации. Сварные стыковые соединения должны быть подвергнуты 100% ультразвуковому контролю не ранее чем через 24 часа после сварки последнего стыка.
Трубы, просроченные по гарантийному сроку хранения, могут быть использованы для ремонта газопровода после положительных результатов дополнительных испытаний на соответствие требованиям нормативной документации на их выпуск по следующим показателям:
– относительное удлинение при разрыве;
– показатель текучести расплава;
– испытание на стойкость при постоянном внутреннем давлении при 20 °С и в течение 100 часов.
При ремонте дефектных участков газопроводов разрешается использовать трубы из имеющегося аварийного запаса, в том числе и для газопроводов, построенных из ПЭ 63.
При использовании для ремонта муфт с закладным нагревателем параметры сварки устанавливаются в зависимости от способа ввода информации.
6.9.20. Допускается выполнять ремонт полиэтиленовых газопроводов с помощью вварки двух узлов неразъемных соединений “полиэтилен-сталь”.
Неразъемные соединения изготавливаются по [1] и другим, утвержденным в установленном порядке специализированной организацией.
На полиэтиленовых газопроводах низкого и среднего давления применяются соединения “полиэтилен-сталь”, изготовленные из полиэтиленовых труб с SDR 17,6 и SDR 11, на газопроводах высокого – с SDR 11.
6.9.21. Ремонт газопроводов, реконструированных методом протяжки полиэтиленовых труб, необходимо выполнять отдельными участками.
Длина участка определяется с учетом его ограничения установленной на газопроводе арматурой и должна быть, как правило, не более 500 м.
6.9.22. Для обнаружения утечки газа следует использовать высокочувствительные газоанализаторы или газоискатели.
Для определения места утечки на реконструированных газопроводах возможно использование современной робототехники. Для осмотра внутренней поверхности труб могут применяться телекамеры, перемещающиеся внутри трубы с помощью специальных транспортеров или тросов.
Ремонт газопроводов, реконструированных методом протяжки полиэтиленовых труб, включает следующие виды работ:
– подготовка котлованов;
– отключение ремонтируемого участка от действующей сети с применением инвентарных заглушек;
– разгерметизация торцов футляра для извлечения полиэтиленового газопровода;
– вытягивание плети с помощью механизированных приспособлений тросом, закрепленным на трубе через хомут;
– вварка отрезка трубы или всего заменяемого участка в действующий газопровод с помощью муфт с закладным нагревателем или сваркой встык при условии 100% ультразвукового контроля сварных стыковых соединений;
– испытания полиэтиленовой плети на герметичность по нормам, предусмотренным для вновь строящихся газопроводов;
– протяжка отремонтированного участка или новой плети внутрь стального футляра;
– присоединение отремонтированного участка к действующему газопроводу;
– проверка герметичности стыков на смонтированных узлах соединений “полиэтилен-сталь” рабочим давлением газа;
– пуск газа.
После проведения ремонта на открытых участках полиэтиленовых труб на расстоянии 0,25 м от верха газопровода должна быть уложена полиэтиленовая сигнальная лента шириной не менее 0,2 м с несмываемой надписью “газ”.
6.9.23. Вварка нового участка в газопроводы, реконструированные другими методами, производится в соответствии со специально разработанной технологической картой.
6.9.24. При отключении газопровода для ремонта рекомендуется применять пережимные устройства.
6.9.25. Место сжатия трубы должно находиться в углублении траншеи. При наличии сухого грунта, для исключения воздействия статического электричества, углубление должно быть залито водой. После проведения ремонта место сжатия должно быть усилено муфтой с закладным электронагревателем или хомутом.
Газопровод не должен подвергаться сжатию более одного раза в одном и том же месте.
Возможно использование заземленного проводника в виде влажной ленты, обернутой вокруг трубы.
6.9.26. При обнаружении выхода газа труба должна быть увлажнена слабым раствором моющего средства, начиная от уровня земли. Затем следует намотать влажную ленту, добавляя к воде глицерин для сохранения гибкости ленты при температуре окружающей среды ниже 0 °С. Ленту следует заземлить с помощью металлического штифта, закрепленного в земле.
6.9.27. С целью исключения разряда статического электричества продувка ремонтируемого участка может выполняться только при заземленном полиэтиленовом газопроводе.
6.9.28. Необходимость капитального ремонта устанавливается в процессе эксплуатации в случае обнаружения неудовлетворительного состояния газопровода (разрушение стыков и соединений “полиэтилен-сталь”, механических повреждений, пришедших в негодность сооружений на газопроводе и др). Назначение на капитальный ремонт осуществляется на основании результатов технического обследования.
6.9.29. Капитальный ремонт полиэтиленовых газопроводов заключается в замене пришедших в негодность труб и стыков на отдельных участках газопровода, соединительных деталей и узлов соединений “полиэтилен-сталь” или участков газопровода.
6.9.30. Капитальный ремонт газопроводов, реконструированных методом протяжки полиэтиленовых труб, заключается в удалении пришедших в негодность полиэтиленовых труб и выполняется как при текущем ремонте.
6.9.31. Капитальный ремонт газопроводов, реконструированных методом протяжки профилированных полиэтиленовых труб, заключается в удалении всего реконструированного участка и замене его новым.
6.9.32. Капитальный ремонт газопроводов, восстановленных с использованием синтетического тканевого шланга и двухкомпонентного клея, заключается в замене участков газопровода.
При капитальном ремонте производятся все виды работ, предусмотренные при техническом обслуживании и текущем ремонте.
6.9.33. Поиск трассы газопровода, если для обозначения ее был использован изолированный медный или алюминиевый провод, необходимо выполнять прибором типа АНПИ или аналогичным.
6.9.34. После проведения работ по капитальному ремонту на 0,25 м от верха газопровода следует произвести укладку сигнальной полиэтиленовой ленты шириной не менее 0,2 м с несмываемой надписью “газ”.
6.9.35. Сведения о работах, выполняемых при капитальном ремонте полиэтиленовых и реконструированных газопроводов, заносятся в эксплуатационный паспорт газопровода.
6.9.36. Аварийно-восстановительные работы на полиэтиленовых газопроводах, в том числе реконструированных, выполняются в соответствии с планами локализации и ликвидации аварий, утверждаемыми в установленном порядке.
6.9.37. Место снежно-ледяных, кристаллогидратных, смоляных закупорок газопровода определяют:
– по рельефу трассы газопровода в местах ее понижения, а также в местах местных сопротивлений (повороты, сужения и пр.);
– от ближайшего разъемного соединения на газопроводе (например, от колодца) методом проталкивания до упора стеклопластикового стержня (типа “Кобра”) в закупорку. Уточняют место ее нахождения по длине проталкиваемого стержня до упора.
6.9.38. Для ликвидации снежно-ледяных, кристаллогидратных, смоляных закупорок на полиэтиленовом газопроводе применяются:
– заливка органических спиртов-растворителей, к которым полиэтилен химически стоек (например, этанол, бутанол);
– обогрев мест закупорки паром, гибкими нагревательными элементами или разогрев через слой песка инфракрасными горелками. Температура разогрева песка не должна превышать 80 °С;
– шуровка газопровода мягким ершом;
– др. методы по ТК, инструкциям, утвержденным в установленном порядке.
6.9.39. Аварийно-восстановительные работы на газопроводах, восстановленных с использованием синтетических тканевых шлангов и двухкомпонентного клея, проводятся по специально разработанной инструкции и включают в себя следующие основные виды операций:
– отключение поврежденного участка;
– продувка;
– высверливание окна на поврежденном месте для установки кляпов, для вырезки катушек;
– проверка герметичности кляпов (кирпичной стенки шара с шамотной глиной);
– вырезка катушек на поврежденных участках, при врезке по границе кляпа постоянно должен находиться жгут из ветоши, смоченной водой.
Врезка новой катушки с окном производится в обратном порядке.
6.9.40. Работы по технической эксплуатации полиэтиленовых газопроводов, не регламентируемые настоящим подразделом, выполняются аналогично работам, предусмотренным для стальных газопроводов.
