Текущий и капитальный ремонты газопроводов
Текущий и капитальный ремонты газопроводов должны производиться по результатам мониторинга их технического состояния и проведения технического обслуживания.
Виды работ, выполняемых при текущем ремонте газопроводов:
— устранение утечек газа (кроме утечек газа из разъемных соединений запорной арматуры, устраняемых при проведении регламентных работ по поддержанию ее работоспособности);
— замена прокладок фланцевых соединений технических устройств;
— устранение отдельных мест повреждений изоляционных покрытий стальных подземных газопроводов;
— частичное восстановление кирпичной кладки, штукатурки, отмостки и гидроизоляции газовых колодцев;
— устранение перемещений за пределы опор и деформаций (провеса, прогиба) надземных газопроводов;
— восстановление и замена устройств защиты надземных газопроводов от падения электропроводов;
— замена креплений и окраска надземных газопроводов;
— восстановление уплотнений защитных фуляров газопроводов в местах их входа и выхода из земли;
— замена защитных футляров и изоляционных покрытий газопроводов в местах их входа и выхода из земли;
— устранение закупорок газопроводов;
— замена коверов, контрольных трубок, сифонных трубок конденсатосборников подземных газопроводов, восстановление и замена ограждений мест надземной установки запорной арматуры.
Сроки выполнения работ по текущему ремонту газопроводов устанавливаются эксплуатационными организациями самостоятельно, исходя из характера неисправностей и условий обеспечения безопасной эксплуатации газопроводов.
Устранение утечек газа из газопроводов должно производиться в аварийном порядке.
Ремонт мест повреждений изоляционного покрытия стальных подземных газопроводов должен производиться в следующие сроки:
— в зонах опасного влияния блуждающих токов – в течение одного месяца;
— при обеспечении средствами электрохимической защиты нормируемой величины защитного потенциала (вне зависимости от коррозионной агрессивности грунта) – в течение года;
— в других случаях – не позднее, чем через 3 мес после их обнаружения.
Ремонт сквозных коррозионных и механических повреждений труб стальных газопроводов, разрывов и трещин сварных соединений, каверн глубиной свыше 30 % толщины стенки трубы должен производиться врезкой катушек длиной не менее 200 мм или установкой усилительных муфт. Сварка усилительных муфт должна проводиться при давлении газа в газопроводе не выше 0,1 МПа.
Применение лепестковых муфт при ремонте газопроводов с давлением газа свыше 0,6 МПа не допускается.
При выявлении в ходе выполнения ремонтных работ смещения стального газопровода относительно проектного положения по вертикали и/или горизонтали должны быть проверены физическим методом контроля два ближайших сварных стыка в обе стороны от места устранения дефекта. При обнаружении в них повреждений в результате смещения газопровода физическим методом контроля должны быть проверены последующие стыки с устранением выявленных дефектов.
Утечки газа из труб и сварных соединений полиэтиленовых газопроводов (в т. ч. протянутых в стальных газопроводах) должны устраняться врезкой катушек длиной не менее 500 мм с применением деталей с закладными электронагревателями.
Ремонт несквозных механических повреждений труб полиэтиленовых газопроводов может производиться приваркой усилительных муфт или седелок с закладными электронагревателями.
Устранение закупорок газопровода должно проводиться при давлении газа в газопроводе не более 0,005 МПа с использованием следующих способов их ликвидации:
— заливка в газопровод органических спиртов-растворителей;
— шуровка газопровода.
При устранении закупорок полиэтиленовых газопроводов следует применять растворители, к которым полиэтилен химически стоек (этанол, бутанол).
Устранение закупорок газопровода может проводиться также путем отогрева мест закупорки горячим паром, гибкими нагревательными элементами или (через слой песка) инфракрасными горелками. Применение открытого огня для отогрева газопровода запрещается.
Виды работ, выполняемых при капитальном ремонте газопроводов:
— замена участков стальных и полиэтиленовых газопроводов, в т. ч. с изменением местоположения надземных газопроводов относительно поверхности земли;
— наращивание по высоте газовых колодцев;
— замена перекрытий и горловин газовых колодцев, полное восстановление их гидроизоляции;
— замена (восстановление) изоляционных покрытий газопроводов;
— замена запорной арматуры и компенсаторов;
— замена опор надземных газопроводов;
— замена, установка дополнительных и ликвидация компенсаторов, конденсатосборников, гидрозатворов и контрольно-измерительных пунктов;
— замена соединений «полиэтилен-сталь» и других соединительных деталей полиэтиленовых газопроводов;
— восстановление антикоррозионного защитного покрытия стальных надземных газопроводов;
— ремонт уплотнительной конструкции футляров переходов газопроводов под автомобильными и железными дорогами;
— устранение нарушений условий прокладки газопроводов на участках подводных переходов (восстановление пригрузов и футеровки труб, засыпка размытых участков и др.);
— устранение нарушений условий прокладки газопроводов на участках переходов под автомобильными и железными дорогами (устранение контактов труба-футляр).
Работы по устранению нарушений условий прокладки и замене газопроводов на участках подводных переходов через судоходные реки должны производиться специализированными организациями, имеющими соответствующее оборудование и снаряжение.
Документация на капитальный ремонт опасных производственных объектов должна разрабатываться в соответствии с.
При замене стальных подземных газопроводов и футляров, как правило, следует предусматривать применение полиэтиленовых труб.
При выполнении работ по текущему и капитальному ремонту газопроводов должны соблюдаться следующие технологические требования, обеспечивающие качество и безопасное выполнение работ:
— выбор технологий ремонта газопроводов должен проводиться, исходя из возможности выполнения работ без снижения давления газа в газопроводе или его отключения. При необходимости, снижение и регулирование давления газа в газопроводе должно производиться перекрытием запорной арматуры на газопроводе, сбросом газа через продувочные свечи ближайшего пункта редуцирования газа или через продувочные свечи, установленные на действующем газопроводе в месте производства работ. Давление газа в газопроводе должно контролироваться в течение всего времени производства работ по манометру, установленному не далее 100 м от места их выполнения;
— перед установкой запорной арматуры и других технических устройств взамен вышедших из строя в ремонтно-механических мастерских должны быть выполнены работы по их расконсервации и предустановочному контролю в соответствии с документацией изготовителей. Ремонт демонтированной запорной арматуры должен производиться в ремонтно-механических мастерских ГРО (эксплуатационных организаций) или в специализированных организациях изготовителя;
— технические устройства, устанавливаемые на место демонтированных неисправных или изношенных технических устройств, должны иметь идентичные эксплуатационные характеристики;
— газовая резка и сварочные работы в газовых колодцах, а также замена запорной арматуры и компенсаторов должны выполняться при отключенных средствах ЭХЗ после отключения и продувки газопроводов воздухом, установки заглушек, демонтажа перекрытий, проверки загазованности колодца газоанализатором. При концентрации газа свыше 1 % (по показанию прибора) выполнение работ не допускается;
— при замене стальных и полиэтиленовых газопроводов, соединительных деталей полиэтиленовых газопроводов должны применяться технологии сварки и монтажа вновь строящихся газопроводов;
— качество соединений стальных и полиэтиленовых газопроводов, выполненных в процессе проведения ремонтных работ (кроме соединений полиэтиленовых газопроводов, выполненных с помощью деталей с закладными нагревательными элементами), должно проверяться физическими методами контроля, обеспечивающими выявление возможных дефектов с учетом физических свойств материала труб газопроводов;
— герметичность резьбовых и фланцевых соединений технических устройств после сборки должна проверяться газоанализаторами или пенообразующими растворами;
— состояние изоляционных покрытий стальных подземных газопроводов и значения параметров, характеризующих его защитные свойства, наличие коррозии металла трубы должны определяться во всех шурфах, отрываемых для ремонта газопроводов;
— при ремонте и восстановлении изоляционных покрытий газопроводов должны использоваться материалы, соответствующие нормативным требованиям, предъявляемым к основному (заводскому) покрытию газопровода. Контроль качества всех работ по ремонту и восстановлению изоляционных покрытий стальных подземных газопроводов должен производиться в объеме, предусмотренном.
— инвентарные заглушки, применяемые при отключении газопроводов, должны соответствовать максимальному давлению газа в газопроводе, иметь хвостовики, выступающие за пределы фланцев, клеймо с указанием давления газа и диаметра газопровода;
— до начала ремонтных работ на подземных газопроводах, связанных с их разъединением, следует отключать средства ЭХЗ и устанавливать токопроводящие перемычки в целях предотвращения искрообразования.
Сведения о текущем ремонте должны быть оформлены записями в эксплуатационных журналах газопроводов.
Сведения о капитальном ремонте должны быть оформлены записями в эксплуатационных паспортах газопроводов.
Документация на капитальный ремонт газопроводов должна включаться в состав исполнительной документации соответствующих газопроводов.
Ремонт газопроводов
Газопроводы При текущем ремонте газопроводов должны выполняться следующие основные работы: — устранение провеса, восстановление или замена креплений надземных газопроводов; — окраска надземных газопроводов, задвижек, кранов, люков, колодцев и коверов; — проверка состояния люков, крышек колодцев, коверов и устранение перекосов, оседаний и других неисправностей; — ремонт арматуры (задвижек, вентилей, кранов); — проверка герметичности резьбовых соединений конденсатосборников; — устранение дефектов, выявленных при ТО.Текущий ремонт должен выполняться по графику, утвержденному техническим руководителем , но не реже 1 раза год. Окраска надземных газопроводов и оборудования должна производиться по мере необходимости, но не реже 1 раза в пять лет.Капитальный ремонт К капитальному ремонту газопроводов относится работа по замене изношенных конструкций узлов и деталей. Для всех газопроводов, отобранных для капитального ремонта, должна быть составлена сметная документация. Для объектов со сложной технологией ремонтных работ должны составляться планы производства работ, в которых определяются методы и сроки выполнения работ, потребность в рабочей силе, материалах, арматуре, деталях и строительных материалах. В состав капитального ремонта наружных газопроводов входят следующие основные работы: — ремонт и замена участков труб, пришедших в негодность; — замена изоляции вместе с трубами или без них на отдельных участках трубопровода; — замена неисправных кранов и задвижек; — разборка задвижек и кранов, замена износившихся узлов и деталей; — демонтаж или замена конденсатосборников, ремонт или замена коверов. При перекладке участка газопроводов составляется проектная и исполнительно-техническая документация в соответствии с требованиями, предъявляемыми к новому строительству. В случаях, когда трассы газопроводов не изменяются, составляется только исполнительно-техническая документация.4.10 ОРГАНИЗАЦИЯ ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТ ПО УСТАНОВКЕ И СНЯТИЮ ЗАГЛУШЕК НА ГАЗОПРОВОДАХ Работы по установке и снятию заглушек на действующих газопроводах являются газоопасными и должны производиться по нарядам-допускам на газоопасные работы. Указанные работы должны выполняться бригадой в составе не менее двух рабочих под руководством руководителя или специалиста. Каждый член бригады (включая руководителя) должен быть аттестован на право проведения газоопасных работ. Работы должны выполняться, как правило, в дневное время. Заглушки должны устанавливаться на границах отключенного участка после отключающих устройств в их фланцевых соединениях или в специально предусмотренных проектом фланцевых соединениях для установки заглушек, снабженных разжимным устройством. Заглушки должны отвечать требованиям пункта 2.2.21 настоящих Методических указаний. Каждый работающий при установке или снятии заглушек на наружных газопроводах должен иметь исправный шланговый противогаз. Ответственным за исправность средств индивидуальной защиты при проведении газоопасной работы является специалист, руководящий газоопасной работой. Необходимость наличия противогазов у работников при выполнении ими работ на внутренних газопроводах определяется нарядом-допуском на эти работы. Установка заглушек на наружных газопроводах производится после отключения участка газопроводов от действующих газопроводов до их продувки воздухом или инертным газом. Отключение участка газопроводов производится путем закрытия отключающих устройств со стороны действующего газопровода, т.е. газопровода, находящегося под давлением газа. Установка заглушек на внутренних газопроводах (котельной, ГРП) должна производиться после отключения участка газопровода от действующих газопроводов путем закрытия запорных устройств на нем со стороны действующего газопровода и продувки отключенного участка сжатым воздухом или инертным газом. Снятие (удаление) заглушек на газопроводах должно производиться после проведения осмотра целостности газопроводов и исправности газового оборудования, а также при получении положительных результатов проведения контрольной опрессовки газопроводов воздухом. Результаты контрольной опрессовки должны заноситься в наряд-допуск. Контрольная опрессовка внутренних газопроводов котлов, а также газового оборудования и газопроводов ГРП должна производиться давлением 0,01 МПа (1000 мм вод. ст.). Падение давления не должно превышать 0,60 кПа (60 мм вод. ст.) за 1 ч. Наружные газопроводы всех давлений подлежат контрольной опрессовке давлением 0,02 МПа (2000 мм вод. ст.). Падение давления не должно превышать 0,1 кПа (10 мм вод. ст.) за 1 ч. Перед началом работ по установке или снятию заглушек должна быть установлена на разъединяемых участках газопровода токопроводящая перемычка (если не предусмотрена проектом стационарная перемычка) в целях предотвращения искрообразования. Выполнение работ по установке заглушек в загазованном помещении, т.е. при содержании природного газа в воздухе помещения 1% и более, силами неспециализированной бригады газовой службы (мастерского участка) или других подразделений электростанции не допускается. Указанную работу при необходимости ее выполнения (негерметичность затвора запорной арматуры и отсутствие возможности перевода работы всех котлов на другой вид топлива или их останов) следует производить силами аварийной бригады газовой службы предприятия или (при ее отсутствии) силами АДС предприятия газового хозяйства. При производстве работ по установке заглушек в загазованном помещении (например, в регуляторном зале ГРП) снаружи помещения должен находиться человек для наблюдения за работающими в помещении. Этот или другой человек обязан также следить за тем, чтобы вблизи не было источников огня, и не допускать любых лиц, не входящих в состав бригады, в зону проведения работ (на территорию ГРП). Указанные работы могут выполняться без нарядов-допусков, под руководством руководителя или специалиста. В составе бригады должно быть не менее трех человек. Работы должны выполняться в противогазах. Необходимость наличия на работающих спасательных поясов определяется требованиями Плана локализации и ликвидации аварий, разработанными с учетом местных условий. Перед началом проведения работ по установке или снятию заглушки на газопроводе ответственный за ее проведение обязан проинструктировать всех рабочих о необходимых мерах безопасности, после этого каждый рабочий, получивший инструктаж, должен расписаться в наряде-допуске. Перед началом работ следует также: — проверить исправность шланговых противогазов (если при плотном нажатии рукой конца гофрированной трубки дышать невозможно, противогаз исправен, если дышать можно — противогаз к применению не пригоден), проверить наличие инструмента, его исправность и комплектность, а также оснащенность материально-техническими средствами; — проверить положение отключающей арматуры со стороны действующих газопроводов (она должна быть в закрытом положении, с ее электроприводов снято напряжение, а с цепей управления электроприводов — предохранители; отключающая арматура должна быть обвязана цепями или заблокирована другими приспособлениями и заперта на замки, на ней должны быть вывешены знаки безопасности «Не открывать — работают люди»); — убедиться в том, что давление газа в газопроводе на отключенном участке отсутствует (по показаниям манометра, находящегося на расстоянии не более 100 м от места проведения работ); — убедиться в том, что запорные устройства на продувочных газопроводах на отключенном участке открыты; — убедиться в том, что в зоне радиусом 10 м от места установки заглушки не ведутся огневые или сварные работы, а в огражденной зоне проведения работ не находятся посторонние лица; — проверить состояние и положение воздухозаборных патрубков шланговых противогазов, они должны располагаться с наветренной стороны от места установки заглушки и должны быть закреплены. При отсутствии принудительной подачи воздуха вентиляторами длина шланга не должна превышать 15 м. Шланг не должен иметь резких перегибов и чем-либо защемляться. При проведении работы фланцевые соединения следует раскрывать осторожно, не допуская выпадения из фланцев металлических прокладок и других материалов. При использовании инструмента из черного металла его рабочая часть должна обильно смазываться солидолом или другой смазкой во избежание возможности искрообразования. Болты следует затягивать постепенно, поочередно с диаметрально противоположных сторон. Перед установкой паронитовой прокладки она должна быть тщательно пропитана маслом. Пропитывание прокладок белилами или масляными красками, а также применение их в несколько слоев не допускается. После окончания работ по установке заглушки на наружных газопроводах необходимо продуть отключенный участок газопровода сжатым воздухом или инертным газом до полного вытеснения газа. Окончание продувки определяется анализом. Остаточная объемная доля газа в продувочном воздухе не должна превышать 1/5 нижнего предела воспламеняемости газа (для природного газа 1%). После окончания работ по снятию заглушки и пуска газа в газопроводы необходимо убедиться в герметичности фланцевых соединений. 4.11Испытание газопроводов.
Испытание газопроводов.Все виды газопроводов, газовое оборудование и арматура после окончания монтажа подлежат испытанию на прочность и плотность. Испытание проводит строительно-монтажная организация в присутствии лица, осуществляющего технический надзор и представителя газосбытовой организации.
Испытания наружных (подземных и надземных) газопроводов должны предшествовать продувка их сжатым воздухом для очистки от окалины, влаги и загрязнений.
Испытывают газопроводы на прочность и плотность воздухом при условии осуществления мероприятий, обеспечивающих безопасность проведения испытаний.
Во время проведения испытаний газопроводов на прочность воздухом необходимо: установить охранную зону от бровки траншеи и торцов испытываемого газопровода шириной не менее 7 м, а вдоль этой зоны; осмотр газопровода производить при снижении испытательного давления.
Наружные газопроводы, а также газопроводы и оборудование ГРП (ГРУ) испытывают с соблюдением следующих норм.
Давление в газопроводе, кгс/см2 Испытательное Давление кгс/см2
Текущий и капитальный ремонты газопроводов
К текущему ремонту газопроводов относятся следующие работы:
устранение дефектов, выявленных при техническом обследовании;
устранение провеса надземных газопроводов, восстановление или замена креплений надземных газопроводов;
окраска надземных газопроводов по мере необходимости; восстановление обвалования наземных газопроводов; проверка состояния люков, крышек газовых колодцев, кове- ров и устранение перекосов, оседаний и других неисправностей;
окраска задвижек, кранов и компенсаторов по мере необходимости;
проверка герметичности резьбовых соединений, конденса- тосборников и гидрозатворов, устранение повреждений их стояков, наращивание или обрезка выводных трубок конденсатос- борников, гидрозатворов и контрольных трубок;
устранение утечек газа путем приварки обычных и лепестковых муфт, полумуфт на стальных газопроводах или полумуфт с закладными нагревательными элементами на полиэтиленовых газопроводах в местах отключения газопровода с помощью пе- режимных устройств;
вварка патрубков (катушек);
установка лепестковых муфт на стыках стальных газопроводов, имеющих дефекты: непровар корня шва, шлаковые включения и поры сверх установленных норм;
ремонт отдельных мест повреждений изоляционных покрытий стальных газопроводов, в том числе на подводных переходах с помощью специальных клеев; ремонт и замена компенсаторов; замена арматуры;
ремонт и замена ограждений надземно установленной арматуры; замена люков и коверов; ремонт газовых колодцев;
ликвидация конденсатосборников и сифонных трубок; восстановление постели подводных переходов, футеровки труб, засыпка размытых участков и восстановление пригру- зов;
восстановление или замена опознавательных столбов или настенных указателей;
восстановление засыпки газопровода до проектных отметок в случае размыва или эрозии грунта;
замена цокольных вводов (в том числе участков на выходе из земли) газопроводов;
замена отдельных соединительных деталей, в том числе переходов «сталь—полиэтилен» полиэтиленовых газопроводов;
очистка арматуры и компенсаторов от грязи и ржавчины, окраска их по мере необходимости;
разгон червяка у задвижек, его смазка; проверка и набивка сальников;
смазка и при необходимости устранение неисправностей приводного устройства задвижек;
проверка состояния компенсаторов (стяжные болты должны быть сняты);
проверка герметичности всех сварных, резьбовых и фланцевых соединений мыльной эмульсией или приборным методом; смена износившихся и поврежденных болтов и прокладок. Текущий ремонт запорной арматуры и компенсаторов проводится не реже одного раза в год.
Если заводом-изготовителем определена иная периодичность, то работы выполняются в соответствии с инструкцией изготовителя.
Результаты проверки и ремонта арматуры и компенсаторов заносятся в паспорт газопровода.
Устранение негерметичности арматуры на газопроводах возможно производить при давлении газа не выше 0,1 МПа.
Перенабивка сальников арматуры на действующем газопроводе допустима при давлении не выше 0,1 МПа.
Устранение утечек газа из резьбовых соединений на сифонных трубках конденсатосборников с применением специальных приспособлений допустимо при давлении до 0,1 МПа.
Замена прокладок фланцевых соединений газопровода допустима при условии установки кабельной перемычки между их разъединяемыми частями.
Станции электрохимической защиты при производстве работ выключаются.
Ремонт мест коррозионных или механических повреждений стальных газопроводов может производиться путем вварки катушек длиной не менее 200 мм.
Места механических повреждений, некачественные сварные стыки полиэтиленовых газопроводов должны ремонтироваться вваркой патрубков длиной не менее 500 мм.
Качество сварных стыков проверяется на герметичность мыльной эмульсией или прибором.
Кроме того, стыки должны быть проверены физическим методом, кроме стыков полиэтиленовых газопроводов, сваренных с помощью муфт с закладными нагревателями.
При механическом повреждении стального газопровода со смещением со своего местоположения два ближайших сварных стыка в обе стороны от повреждения должны проверяться физическим методом контроля.
Поврежденные сварные стыки стальных газопроводов с разрывами, трещинами могут ремонтироваться путем установки муфт.
Герметичность сварных швов муфт проверяется мыльной эмульсией или прибором.
Сварка муфт проводится при давлении не выше 0,1 МПа.
Ликвидация конденсатосборников может производиться без вырезки горшков, находящихся ниже зоны промерзания грунта не менее чем на 0,2 м.
При ослаблении фланцевых соединений и вскрытии полости газопровода должны приниматься меры, максимально сокращающие выход газа наружу и усиленную вентиляцию места работ.
К текущему ремонту газопроводов относится также текущий ремонт установок электрозащиты от корозии следующих видов работ:
замена установок электрозащиты без изменения установленной мощности;
ремонт и замена контуров анодного заземления без изменения места их расположения, материалов и конструкций;
ремонт и замена питающих линий (кабелей), дренажных кабелей, контуров защитного заземления без изменения проектного решения;
ремонт и замена отдельных частей и блоков установок электрозащиты;
замена протекторов.
Работы по текущему ремонту выполняются по плану или графику, утвержденному техническим руководителем эксплуатирующей (газораспределительной) организации.
При капитальном ремонте газопроводов выполняются следующие работы:
замена отдельных участков газопроводов;
замена газовых колодцев;
замена установок электрохимической защиты, питающих и дренажных кабелей, а также их контуров анодного и защитного заземлений;
ремонт мест повреждений изоляции;
установка муфт на поврежденные участки газопроводов и стыки;
ремонт и замена опор надземных газопроводов;
ремонт и замена компенсаторов;
восстановление засыпки газопровода до проектных отметок в случае размыва или эрозии почвы;
замена цокольных вводов, входов и выходов из земли;
замена отдельных соединительных деталей, в том числе переходов «сталь — полиэтилен» полиэтиленовых газопроводов.
Замена установок электрозащиты с изменением мощности, размещения или конструкции контура анодного заземления производится по проекту.
Капитальный ремонт газопровода с перекладкой его по новой трассе должен производиться по проекту. Капитальный ремонт газопровода без изменения его местоположения допустим по эскизу с внесением изменений в исполнительную документацию.
Реконструкция стальных газопроводов может осуществляться открытым или бестраншейным методом.
Стальные газопроводы, используемые для протяжки внутри них полиэтиленовых (в том числе профилированных) труб, следует относить к каркасу или футляру.
Допускается в пределах норм, предусмотренных технологической документацией, наличие коррозионных отверстий в теле стальных газопроводов при реконструкции их синтетическим тканевым шлангом на основе специального двухкомпонентного клея.
В этом случае защита от электрохимической коррозии каркаса сохраняется.
Стальные газопроводы, используемые для протяжки внутри них полиэтиленовых (в том числе профилированных) труб, подлежат электрохимической защите от коррозии на участках, где они выполняют функцию футляров.