Обнаружение утечки газа через неплотности швов газопроводов фланцевые соединения сальники арматуры

Добавил пользователь Евгений Кузнецов
Обновлено: 05.10.2024

Разрыв газопровода внутри котельной. Обнаружение утечки газа через неплотности швов газопроводов, фланцевые соединения, сальники арматуры. Действия операторов.

Приступить к проветриванию помещений котельной, открыв окна и двери.

Приостановить электросварочные работы (если таковые проводятся).

Сообщить в цех газового хозяйства ТКЭ, диспетчеру филиала, мастеру, руководству филиала.

При сильной утечке газа отключить участок с утечкой газа.

Включать, выключать освещение, электродвигатели воспрещается.

В дальнейшем действовать по указанию администрации.

Требования пожарной безопасности на рабочем месте. Виды ответственности за нарушение правил электро- и пожарной безопасности.

Все сотрудники допускаются к работе только после прохождения противопожарного инструктажа, проводимого 1 раз в квартал. Ответственность за обеспечение мер пожарной безопасности несет руководитель или лицо временно исполняющее его обязанности. Лица виновные в нарушении правил пожарной и электробезопасности, в зависимости от характера нарушений и последствий несут ответственность в соответствии с действующим законодательством и правилами внутреннего распорядка.

К зданию должен быть обеспечен свободный подъезд.

Коридоры, тамбуры, проходы к средствам пожаротушения и электрическим приборам должны быть свободными.

Двери эвакуационных выходов должны свободно открываться в направлении выхода из помещения.

Запрещается в помещении:

Хранить огнеопасные и легковоспламеняющиеся вещества;

Производить электрогазосварочные и др. огневые работы;

Оставлять без присмотра включенные нагревательные приборы.

Не реже 1 раз в месяц огнетушители, установленные в помещении должны подвергаться внешнему осмотру.

Рабочие места и оборудование должны ежедневно убираться от мусора и пыли;

Курение разрешается только в специально отведенных местах;

При эксплуатации электросетей запрещается:

Использовать провода с поврежденной изоляцией;

Применять для защиты электросетей вместо автоматов защиты или калиброванных плавких предохранителей – жучки.

Доврачебная помощь при попадании инородного тела под кожу или в глаз, при укусах.

Для удаления инородного тела из глаза, больной должен наклонить голову, погрузить пораженный глаз в теплый бледно-розовый раствор «марганца» и сделать там несколько десятков интенсивных моргательных движений, стремясь вымыть инородное тело. При безуспешности этой попытки, необходимо визуально найти инородное тело, найдя его скользящим движением коконообразным ватным тампоном, смоченным в том же растворе «марганца», снять инородное тело. После этого закапать глаз 30 %-ным раствором альбуцида или «софрадексом».

При укусах ядовитых змей больного необходимо уложить горизонтально и попытаться энергично в течении 15 мин. отсасывать содержимое ранки ртом, выплевывая его. Затем залить ранку йодом (одеколоном, водкой), наложить повязку, давать обильное питье и обеспечив пострадавшему покой, поскорее доставить его в лечебное учреждение для введения противозмеиной сыворотки. Нельзя разрезать и прижигать ранку, вводить в нее раствор марганцовки, накладывать жгут, давать пострадавшему алкогольные напитки.

При укусах пчел и ос – удалить из ранки их жало, на место укуса положить холодную примочку! При появлении сыпи и пузырей на месте укуса обработать поверхность укуса раствором марганцовки. При сильной реакции на укус (большой отек, судороги, рвота), что может быть связано с повышенной чувствительностью к яду, немедленно обратиться к врачу (вызвать «скорую помощь»).

При укусах комаров можно смазать ужаленное место нашатырным спиртом – он успокаивает зуд и уменьшает опухоль.

Билет № 3.

Папиллярные узоры пальцев рук - маркер спортивных способностей: дерматоглифические признаки формируются на 3-5 месяце беременности, не изменяются в течение жизни.

Поперечные профили набережных и береговой полосы: На городских территориях берегоукрепление проектируют с учетом технических и экономических требований, но особое значение придают эстетическим.

Опора деревянной одностоечной и способы укрепление угловых опор: Опоры ВЛ - конструкции, предназначенные для поддерживания проводов на необходимой высоте над землей, водой.

Поиски утечек газа и их устранение

Утечка газа из газопроводов и сооружений на них наиболее вероятна: в стыковых соединениях газопроводов; в местах установки конденсатосборников и гидрозатворов; в сальниковых уплотнениях арматуры; в местах газопроводов, поврежденных коррозией; в местах с заводским или монтажным браком труб или арматуры; в местах, поврежденных случайно при производстве аварийнопоисковых или строительно-монтажных работ; в местах установки арматуры, не обеспеченной компенсационными устройствами; в местах соединений и трещинах неметаллических труб.

Как показывает практика, около 3 % утечек газа из конденсатосборников и гидрозатворов приходится на соединительные муфты и сварные стыки, около 10 % утечек газа происходит из- за небрежно завернутых глухих пробок в муфты кранов конденсатосборников и более 30 % утечек газа приходится на стояки конденсатосборников и гидрозатворов. Механические повреждения газопроводов и сооружений на них в 20 % случаев вызваны небрежной работой строительных организаций, проводящих раскопку траншей, котлованов и др.

Наибольшее количество утечек газа приходится на те участки и сооружения газопроводов, которые менее защищены от внешних нагрузок или построены из труб малых диаметров.

Методы поиска утечек газа бывают качественными и количественными. Методы качественного определения предусматривают распознавание самого факта утечек газа без оценки их величины.

Наиболее распространены следующие методы качественного определения утечек газа:

• одоризация газа — придание специфического запаха, помогающего обнаружить присутствие газа в помещениях, в грунте и других местах даже при малой концентрации;
• проверка мест предполагаемой утечки газа на газопроводах с помощью бурового осмотра;
• проверка мест предполагаемой утечки газа на газопроводах с помощью мыльной эмульсии;
• применение различных газовых анализаторов и индикаторов (приборные методы);
• проверка на загазованность подземных коммуникаций и подвалов, расположенных вдоль трассы газопроводов.

Методы количественного определения утечек газа предусматривают измерение количества газа, проникающего в окружающее пространство через неплотности на проверяемом участке газопровода. Количественное определение утечек газа связано с отключением отдельных участков газопровода, что на практике не всегда возможно из-за недостаточной герметичности отключающих устройств.

Можно выделить три основных этапа поиска утечек газа: установление факта утечки газа и уточнение ее признаков, установление возможной причины утечки газа, выполнение проверочных операций по выявлению места утечки газа.

Поиск утечек газа сопровождается различными трудоемкими операциями по раскопке и разборке отдельных участков газопровода. Сначала необходимо выявить признаки, свидетельствующие о наличии утечки газа. Потом установить возможные причины утечек газа: разрыв стыков, коррозия на теле трубы, механические повреждения, неплотности во фланцевых соединениях. Затем следует проверка исправности отдельных элементов газопровода.

Сложность поиска утечек газа из подземного газопровода обусловлена недоступностью газопровода для визуального наблюдения и значительной его протяженностью, что делает невозможной его сплошную проверку. Поэтому поиск утечек газа требует хорошего знания устройства газопровода, наиболее вероятных мест утечек газа, признаков, характеризующих отдельные неисправности, и т.д.

Наиболее распространенный метод качественного определения мест утечек газа из подземных газопроводов — буровой осмотр.

Перед началом буровых работ необходимо пригласить представителей организаций, имеющих вблизи газопровода подземные сооружения, для уточнения места их расположения и принятия мер по безопасному выполнению работ. Затем все колодцы и коллекторы подземных сооружений, расположенные вдоль трассы, где будут вестись работы, нужно тщательно проверить и проветрить.

После определения участка газопровода, на котором будет проводиться буровой осмотр, и выполнения подготовительных работ приступают к бурению скважин. Скважины бурят через каждые 2 м.

Скважины необходимо располагать в шахматном порядке по обе стороны от оси газопровода на расстоянии 0,5 м от стенки газопровода. Несоблюдение этих условий может привести к повреждению газопровода.

Скважины бурят специальными пневматическими бурами, электровибраторами, электробурами, перфораторами, а также вручную. При ручном способе бурения применяют различные клинья, которые забивают в землю кувалдами и извлекают воротком (рис. 6.7, а). Если буровые работы ведут в мерзлом грунте, то клинья необходимо нагревать. В зимних условиях при извлечении клиньев из скважины можно получить ожоги от паров, образовавшихся в процессе соприкосновения раскаленных клиньев с мерзлым грунтом. Поэтому работы должны вестись при строгом соблюдении правил техники безопасности. Работающие должны быть в спецодежде и защитных очках, во время производства работ не следует становиться друг против друга, так как кувалда может отлететь и нанести травму.

Из механических приспособлений для бурения чаше всего используют электровибратор (рис. 6.7, б), с его помощью скважину бурят за 1 мин. Удобнее бурить им скважины в мягких грунтах. При бурении скважин в плотных грунтах возникает ряд неудобств по извлечению клиньев, поэтому процесс выемки клиньев из скважин механизирован.

На рис. 6.7, в показана установка электровибратора на буровом комбайне. Во время бурения по трассе газопровода со сторо-

Рис. 6.7. Устройства для бурения скважин:

а — ручной инструмент для бурения: / — клин; 2 — вороток; б — электровибратор: 1 — шпилька; 2 — рукоятка; 3 — электропривод; 4 — оголовок; 5 — патрубок; 6 — клин; в — буровой комбайн: 1 — электрогенератор; 2 — раздаточная коробка; 3 — коробка отбора мощности; 4 — трансформатор; 5 — тельфер; 6 — пневмобур; 7 — компрессор; 8 — электровибратор ны движения транспорта необходимо выставить предупредительные знаки.

При бурении скважин в дорожном покрытии необходимо проявлять особую осторожность, так как резкое изменение сопротивления грунта может привести к отдаче электробура и нанести травму работающему.

После бурения скважин приступают к проверке наличия газа в них с помощью газоанализаторов. Для этой цели применяют огонь, если скважины расположены на расстоянии более 3 м от зданий, колодцев и других сооружений. Чтобы избежать ожогов рук, огонь следует сначала поднести на расстояние вытянутой руки и только после этого опустить в скважину.

На рис. 6.8 дана схема опробования буровых скважин огнем. В скважинах 1 и 9 газ не воспламеняется. В скважинах 2, J, 8 при поджигании газ вспыхивает внутри и гаснет. В скважине 4 газ воспламенился, но пламя не выходит за ее пределы. В скважинах 5, 6, 7 газ горит над поверхностью земли устойчивым пламенем, причем в скважине 6 пламя наиболее устойчивое и высокое. Место повреждения газопроводов находится обычно в непосредственной близости от скважин с наибольшей высотой пламени. Однако в городах с многочисленными подземными коммуникациями (телефонные колодцы, теплосеть, водосток и т.д.) буровой осмотр не всегда дает удовлетворительные результаты.

Когда трасса газопровода проходит вдоль телефонной канализации, каналы могут быть загазованы на значительных расстояниях. В этих случаях сначала необходимо проветрить телефонную канализацию. До бурового осмотра нужно провести ряд подготовительных работ. Сначала открыть телефонные колодцы, а затем мятой белой глиной замазать все отверстия, выходящие в коло-

Рис. 6.8. Схема опробования буровых скважин огнем: буровые скважины; 10 — пламя; 11 — сварочный стык; 12 — газопровод дец. Далее просмотреть в ближайших колодцах, с какой стороны продолжает поступать газ, и установить направление его поступления. Для этого следует перейти к другим колодцам, замазывая в них отверстия до тех пор, пока поиск не приведет к ограничению интервала вероятного места повреждения газопровода, и на этом интервале трассы газопровода приступить к буровому осмотру.

По результатам бурового осмотра определяют наиболее точное место утечек газа из газопровода. На участках скважин с наибольшей концентрацией газа приступают к раскопке шурфа.

Процесс бурового осмотра связан с большими неудобствами и затратами, поэтому ведутся поиски методов определения мест утечек газа без производства буровых работ.

В соответствии с действующими правилами безопасности вместо бурового осмотра плотность дворовых газопроводов можно проверить опрессовкой воздухом по инструкциям, разработанным соответствующими эксплуатационными организациями.

Способ устранения утечек зависит от вида повреждения и величины давления газа в газопроводе.

Разрыв стыков газопроводов ликвидируют путем вварки катушки длиной не менее 200 мм или наваркой усилительных муфт.

Если работы ведут на газопроводах высокого и среднего давлений, то можно временно установить ремонтные муфты (рис. 6.9). Для этого на стык монтируют металлический бандаж, надевают разъемную муфту и приваривают. Плотность приваренной муфты проверяют опрессовкой воздухом через пробку, которую затем заваривают. Такие муфты применяют и в тех случаях, когда на стыках имеются сквозные отверстия. Во всех случаях категорически запрещается подварка стыков.

На стыки с трещинами должны навариваться лепестковые муфты, а на стыки с такими дефектами, как шлаковые включе-

Рис. 6.9. Ремонтные муфты: а — с гофрой; б — лепестковая; 1 — муфта; 2 — газопровод ния, непровар, — усилительные лепестковые муфты или муфты с гофрой. Наварку муфт проводят по специальной инструкции.

Если на газопроводе появились продольные трещины размером более 0,8 м, то необходимо сначала отключить подачу газа и только потом вваривать катушки требуемой длины. После этого сварные соединения испытывают на плотность и отключенный участок газопровода продувают газом. Неплотности в арматуре устраняют, заменяя отдельные детали, прокладки, подтягивая болты фланцевых соединений и заменяя сальниковую набивку.

3. Действия операторов при утечки газа через неплотности швов газопроводов, фланцевые соединения, сальники арматуры.

Вы находитесь на странице инструкции сайта Тестсмарт.
Прочитав инструкцию, Вы узнаете функции каждой кнопки.
Мы начнем сверху, продвигаясь вниз, слева направо.
Обращаем Ваше внимание, что в мобильной версии все кнопки располагаются, исключительно сверху вниз.
Итак, первый значок, находящийся в самом верхнем левом углу, логотип сайта. Нажимая на него, не зависимо от страницы, попадете на главную страницу.
«Главная» - отправит вас на первую страницу.
«Разделы сайта» - выпадет список разделов, нажав на один из них, попадете в раздел интересующий Вас.

На странице билетов добавляется кнопка "Билеты", нажимая - разворачивается список билетов, где выбираете интересующий вас билет.

«Полезные ссылки» - нажав, выйдет список наших сайтов, на которых Вы можете получить дополнительную информацию.

В правом углу, в той же оранжевой полосе, находятся белые кнопки с символическими значками.

Опускаемся ниже, в серой полосе расположились кнопки социальных сетей, если Вам понравился наш сайт нажимайте, чтобы другие могли так же подготовиться к экзаменам.
Следующая функция «Поиск по сайту» - для поиска нужной информации, билетов, вопросов. Используя ее, сайт выдаст вам все известные варианты.

Последняя кнопка расположенная справа, это селектор нажав на который вы выбираете, сколько вопросов на странице вам нужно , либо по одному вопросу на странице, или все вопросы билета выходят на одну страницу.

На главной странице и страницах категорий, в середине, расположен список разделов. По нему вы можете перейти в интересующий вас раздел.
На остальных страницах в середине располагается сам билет. Выбираете правильный ответ и нажимаете кнопку ответ, после чего получаете результат тестирования.
Справой стороны (в мобильной версии ниже) на страницах билетов располагается навигация по билетам, для перемещения по страницам билетов.
На станицах категорий расположен блок тем, которые были добавлены последними на сайт.
Ниже добавлены ссылки на платные услуги сайта. Билеты с ответами, комментариями и результатами тестирования.
В самом низу, на черном фоне, расположены ссылки по сайту и полезные ссылки на ресурсы, они дублируют верхнее меню.
Надеемся, что Вам понравился наш сайт, тогда жмите на кнопки социальных сетей, что бы поделиться с другими и поможете нам.
Если же не понравился, напишите свои пожелания в форме обратной связи. Мы работаем над улучшением и качественным сервисом для Вас.

РД 34.20.595-97 «Рекомендации по проверке технического состояния стальных наружных и внутренних газопроводов систем газоснабжения тепловых электростанций, пиковых котельных и котельных теплосети. общие требования. методы оценки»

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПРОВЕРКЕ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СТАЛЬНЫХ НАРУЖНЫХ И ВНУТРЕННИХ ГАЗОПРОВОДОВ СИСТЕМ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ, ПИКОВЫХ КОТЕЛЬНЫХ И КОТЕЛЬНЫХ ТЕПЛОСЕТИ. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ. МЕТОДЫ ОЦЕНКИ

РД 34.20.595-97

Срок действия установлен

с 01.03.98 г. по 01.01.2004 г.

Разработано Открытым акционерным обществом "Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей ОРГРЭС"

Исполнители А.Н. ПОПОВ, В.Г. ИВАШКИН

Утверждено Департаментом науки и техники РАО "ЕЭС России" 20.01.97 г.

Начальник А.П. БЕРСЕНЕВ

В настоящих Рекомендациях определяется общий порядок проведения технического освидетельствования наружных (подземных, наземных, надземных) и внутренних газопроводов системы газоснабжения тепловых электростанций, пиковых котельных и котельных теплосети (в дальнейшем энергообъектов), приводятся критерии и методы оценки технического состояния газопроводов и устанавливается необходимость проведения их капитального ремонта или замены.

Рекомендации предназначены для инженерно-технических работников энергообъектов, занимающихся организацией эксплуатации газового хозяйства предприятия.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящие Рекомендации обязательны для применения эксплуатационным и ремонтным персоналом энергообъектов, осуществляющим эксплуатацию систем газоснабжения предприятия собственными силами, а также для работников наладочных, строительных и монтажных организаций, выполняющих работы на газовом хозяйстве энергообъектов.

1.2. На каждом энергообъекте, использующем газ в качестве топлива, должен быть организован систематический контроль (обходы, осмотры, периодический надзор, техническое освидетельствование) технического состояния газового оборудования, наружных и внутренних газопроводов его системы газоснабжения.

1.3. Обход газопроводов и газового оборудования с осмотром технического состояния газопроводов и сооружений на них должен проводиться оперативным и оперативно-ремонтным персоналом энергообъекта. Объем контроля устанавливается в соответствии с требованиями нормативно-технической документации. Порядок контроля должен устанавливаться местными производственными и должностными инструкциями. Результаты обходов должны фиксироваться в оперативных журналах.

1.4. Периодический надзор за техническим состоянием газопроводов и сооружений на них должен проводиться руководящим административно-техническим персоналом, ответственным за безопасную эксплуатацию газопроводов и сооружений на них. Периодичность и объем периодического осмотра устанавливаются техническим руководителем энергообъекта на основании требований действующего Положения о ведомственном надзоре за состоянием газовых хозяйств тепловых электростанций.

Результаты осмотров должны фиксироваться в специальных журналах или в паспортах газопроводов.

1.5. Лица, ответственные за безопасную эксплуатацию газового хозяйства энергообъекта, должны обеспечивать соблюдение технических условий при эксплуатации объектов газового хозяйства, учет их технического состояния, расследование и учет отказов в работе, которые должны проводиться с первого дня эксплуатации газового оборудования и газопроводов с последующей их систематизацией, а также контролировать состояние и ведение эксплуатационно-ремонтной документации.

1.6. Техническое освидетельствование состояния газопроводов и сооружений на них проводится комиссией, возглавляемой техническим руководителем энергообъекта или его заместителем. В комиссию должны включаться лица, ответственные за безопасную эксплуатацию газового хозяйства предприятия и цехов, а также могут привлекаться специалисты подразделений энергообъектов, специализированных организаций и региональных органов газового надзора Госгортехнадзора России (по договору).

В состав комиссии должно входить не менее трех человек.

Техническое освидетельствование может производиться аудиторскими организациями (фирмами), имеющими лицензии на право проведения указанных работ.

Задачами технического освидетельствования является оценка технического состояния, установление необходимости капитального ремонта или замены газового оборудования и газопроводов, а также определение мер, необходимых для обеспечения безопасной эксплуатации системы газоснабжения энергообъектов в течение срока до повторного освидетельствования.

1.7. Перед техническим освидетельствованием члены комиссии должны подробно ознакомиться с имеющейся технической документацией на данный газопровод, с записями в паспортах о проведенных ремонтах за время его эксплуатации и другими документами, отражающими его техническое состояние.

При этом следует учитывать:

год постройки газопровода;

давление в газопроводе;

наличие и эффективность электрозащитных установок;

глубину заложения подземного газопровода до поверхности земли;

плотность застройки территории, под которой проходит подземный газопровод;

наличие перерывов в работе электрозащитных установок.

1.8. На основании анализа этих документов составляется план проведения освидетельствования газопровода. Особое внимание должно обращаться на получение недостающих показателей, по которым оценивается техническое состояние газопровода и по каким-либо причинам, не нашедших отражения в имеющейся технической документации.

1.9. В объем периодического технического освидетельствования газопровода должны быть включены: проверка технической документации, наружный осмотр, проверка плотности газопровода, проверка состояния металла труб и сварных соединений, определение толщины стенки газопровода неразрушающим методом контроля, проверка состояния изоляционного (защитного) покрытия и подверженность коррозионной опасности (для подземного газопровода).

1.10. Комиссией по результатам освидетельствования и данным о техническом состоянии газопроводов, имеющихся в технической документации, должны быть составлены акт проверки технического состояния газопровода и схема с нанесением на ней всех обнаруженных дефектов с привязками.

В акте должны быть зафиксированы обнаруженные дефекты и дано заключение о возможности дальнейшей эксплуатации газопровода или необходимости проведения капитального ремонта или замены газопровода и сроках их выполнения. В заключении акта должны быть указаны меры по безопасной эксплуатации систем газоснабжения на период до следующего освидетельствования или проведения ремонта, замены газопроводов.

Акт и схема должны прикладываться к паспорту газопровода.

Акт утверждается руководителем энергообъекта и оформляется в соответствии с требованиями приложения, приведенного ниже.

1.11. Периодичность проведения освидетельствования газопроводов для выявления необходимости их капитального ремонта или замены должна производиться:

для внутренних газопроводов среднего давления не реже чем через пять лет после двадцати пяти лет эксплуатации;

для внутренних газопроводов высокого давления до 1,2 МПа (12 кгс/см 2 ) не реже чем через пять лет после пятнадцати лет эксплуатации;

для внутренних газопроводов высокого, давления от 1,2 МПа (12 кгс/см 2 ) до 5,0 МПа (50 кгс/см 2 ) не реже чем через пять лет после десяти лет эксплуатации;

для наружных наземных и надземных газопроводов среднего и высокого давления до 1,2 МПа (12 кгс/см 2 ) не реже чем через пять лет после двадцать пяти лет эксплуатации;

для наружных наземных и надземных газопроводов высокого давления от 1,2 МПа (12 кгс/см 2 ) до 5,0 МПа (50 кгс/см 2 ) не реже чем через пять лет после пятнадцати лет эксплуатации;

для наружных подземных газопроводов среднего и высокого давлений до 1,2 МПа (12 кгс/см 2 ) не реже чем через пять лет после пятнадцати пяти лет эксплуатации;

для наружных подземных газопроводов высокого давления от 1,2 МПа (12 кгс/см 2 ) до 5,0 МПа (50 кгс/см 2 ) не реже чем через пять лет с начала эксплуатации.

1.12. Все газопроводы, срок службы которых истек в соответствии с действующими Нормами амортизационных отчислений по основным фондам, должны подвергаться обязательному освидетельствованию технического состояния с целью определения возможности их дальнейшей эксплуатации или замены. Если в акте дано заключение о возможности дальнейшей эксплуатации газопровода, то после выполнения указанных в акте ремонтных работ следует провести повторное освидетельствование этого газопровода и выполнить переоценку его технического состояния (в баллах).

Переоценка технического состояния газопровода производится комиссией, возглавляемой техническим руководителем энергообъекта.

В зависимости от технического состояния газопровода его общая оценка в баллах может быть изменена в сторону как увеличения, так и уменьшения.

1.13. Порядок технического освидетельствования (обследования) подземных газопроводов, критерии оценки их технического состояния и необходимость проведения их капитального ремонта или замены определяются — "Техническим состоянием подземных газопроводов. Общие требования. Методы оценки: РД 204. РСФСР 3.3-87" (М.: Недра, 1992) и в настоящих Рекомендациях не приводятся.

2. КРИТЕРИИ ОЦЕНКИ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ НАДЗЕМНЫХ И ВНУТРЕННИХ ГАЗОПРОВОДОВ

2.1. Основными критериями, определяющими техническое состояние газопроводов при установлении необходимости проведения их ремонта или замены, являются: плотность газопроводов, состояние металла трубы и качество сварных соединений.

2.2. При определении состояния плотности газопроводов должны учитываться утечки газа, связанные с повреждением металла трубы и с раскрытием и разрывом сварных швов, обнаруженных в период эксплуатации (по данным эксплуатации).

При этом не должны учитываться утечки газа, вызванные механическими повреждениями газопровода во время строительных или ремонтных работ, имеющие эпизодический характер и не связанные с общим ухудшением технического состояния газопровода, а также утечки газа, происшедшие во время эксплуатации через неплотности арматуры и во фланцевых соединениях или из-за повреждения арматуры, не связанные с общим ухудшением технического состояния газопровода.

2.3. При определении состояния металла трубы следует проводить измерение толщины стенок прямого участка газопровода диаметром 150 мм и более, измерение толщины растянутой части одного гиба на каждом газопроводе D_y 50 мм и более.

Результаты измерений толщины стенок газопроводов необходимо отражать в актах, которые следует хранить вместе с паспортами газопроводов.

К акту должна прилагаться схема газопровода с обозначением мест измерения толщины стенок газопровода.

2.4. Качество сварных стыков определяется в соответствии с требованиями СНиП 3.05.02-88, ГОСТ 16037-80, РД 34.17.302-97 "Котлы паровые и водогрейные. Трубопроводы пара и горячей воды, сосуды. Сварные соединения. Контроль качества. Ультразвуковой контроль. Основные положения" (ОП 501 ЦД-75). - М.: НПП "Норма", 1997.

Контроль за качеством сварных стыков на действующих газопроводах проводится в тех случаях, если:

в процессе эксплуатации на данном газопроводе наблюдались случаи раскрытия или разрыва сварных стыков;

при проверке на плотность установлено, что местом утечки является некачественный сварной стык.

Если в процессе эксплуатации на данном газопроводе разрывов стыков не отмечалось и не было зафиксировано через них утечки, то стыки признаются годными и проверка их не производится.

2.5. Техническое состояние газопроводов по каждому критерию должно оцениваться по балльной системе в соответствии с разд. 4 настоящих Рекомендаций.

3. МЕТОДЫ ОЦЕНКИ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ НАДЗЕМНЫХ И ВНУТРЕННИХ ГАЗОПРОВОДОВ

При оценке технического состояния надземных и внутренних газопроводов следует использовать как статистические сведения о техническом состоянии газопровода, накопленные с начала эксплуатации, так и данные, полученные при непосредственном обследовании газопровода с помощью приборов.

4. ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ НАРУЖНЫХ (НАДЗЕМНЫХ) И ВНУТРЕННИХ ГАЗОПРОВОДОВ

4.1. Оценка плотности надземного и внутреннего газопроводов

4.1.1. Оценка плотности газопроводов проводится на основании статистических сведений о техническом состоянии газопровода от начала эксплуатации в соответствии с табл. 1.

В случае, если длина обследуемого участка газопровода менее 1 км, оценка (в баллах) определяется путем приведения количества случаев утечек к длине, равной 1 км.

Например, длина проверяемого участка газопровода составляет 400 м, на нем обнаружена одна утечка, следовательно, количество утечек, приведенное к длине 1 км, составило бы 2,5. Этому значению в табл. 1 соответствует оценка 1 балл.

4.2. Оценка состояния металла трубы

При измерении толщины стенок газопровода следует применять импульсные резонансные толщиномеры, позволяющие определять толщину при одностороннем доступе. Для этой цели могут быть рекомендованы толщиномеры "Кварц-6", "Кварц-14", "УИТ-Т10".

При получении неудовлетворительных результатов измерений толщины стенок хотя бы одного измерения объем контроля увеличивается не менее чем вдвое и устанавливается техническим руководителем энергообъекта. При получении трех и более неудовлетворительных результатов измерений толщины стенок на участке испытуемого газопровода весь участок газопровода подлежит замене.

Оценка состояния металла трубы проводится на основании данных, полученных в результате непосредственного измерения толщины стенок труб в соответствии с табл. 2.

Газопроводы, получившие по состоянию металла трубы оценку в один балл, независимо от общей суммы баллов, полученных по другим критериям, подлежат замене.

4.3. Оценка состояния сварных соединений

Проверка качества сварных стыков должна производиться в соответствии с требованиями "Типовой инструкции по контролю и продлению срока службы металла основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций: РД 34.17.421-92" (М.: СПО ОРГРЭС, 1992).

Контроль сварных стыков газопроводов физическим методом следует производить выборочно из числа стыков, не прошедших ультразвуковой контроль при приемке в эксплуатацию в объеме 10%, но не менее одного стыка, сваренного каждым сварщиком на испытываемом газопроводе. Результаты контроля следует оформлять протоколом в соответствии с требованиями СНиП 3.05.02-88. При неудовлетворительных результатах проверки сварных стыков физическими методами необходимо произвести проверку удвоенного числа стыков, сваренных сварщиком, у которого сварной стык по результатам контроля признан неудовлетворительным. Если при повторной проверке физическими методами хотя бы один из проверяемых стыков окажется неудовлетворительного качества, проверке подлежат все стыки, выполненные сварщиком на газопроводе.

Оценка качества сварных стыков проводится согласно табл. 3.

Качество стыков	Количество стыков от общего проверяемого числа, %	Оценка, баллы
Дефектные	Более 50	1
Менее 50	2
Менее 20	3
Менее 10	4
Годные	100	5

Если в результате проверки установлено, что 50% и более проверенных стыков дефектные, то проставляется оценка в один балл, а газопровод независимо от общей суммы баллов, полученных по другим критериям, подлежит замене.

4.4. Общая оценка технического состояния надземного и внутреннего газопроводов

Общая оценка технического состояния газопровода проводится по балльной системе суммированием оценок по каждому показателю, определенному в соответствии с табл. 1-3.

Газопроводы, получившие общую оценку 6 баллов и менее, подлежат замене.

Газопроводы, получившие общую оценку от 7 до 10 баллов, подлежат капитальному ремонту в порядке возрастания баллов.

Газопроводы, получившие общую оценку свыше 10 баллов, считаются годными к дальнейшей эксплуатации, а их техническое состояние — удовлетворительное.

Обязательное

"____"__________ 199_ г.

АКТ ПРОВЕРКИ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ГАЗОПРОВОДА

"___" _________ 199 _ г.

1. Адрес энергообъекта ___________________________________________________________

2. Характеристика газопровода:

давление высокое, среднее (подчеркнуть);

длина, диаметр, толщина стенки:

ГОСТ (или ТУ) на трубы и материалы труб;

год постройки (ввод в эксплуатацию).

3. Проверка плотности:

а) количество обнаруженных утечек газа с начала эксплуатации газопровода, связанных с повреждением от разрыва газопровода или сварных стыков, всего _________

б) оценка герметичности газопровода в баллах, приведенная в соответствии с табл. 1 настоящих Рекомендаций

4. Проверка состояния металла трубы:

Количество измерений толщины стенок:

на прямых участках __________

растянутой части гиба ________

Результаты измерений сведены в таблицу.

Номер измерения	Значение толщины стенок, мм	Отношение, %
паспортная (проектная)	фактическая
Прямого участка
Растянутой части гиба

Оценка качества металла трубы в соответствии с табл. 2 настоящих Рекомендаций ________.

5. Проверка качества сварных соединений

Обнаружено утечек газа, связанных с качеством сварных соединений с начала эксплуатации, всего _________

Количество дополнительно проверенных стыков ________

В том числе признанных дефектными __________

Оценка качества сварных соединений в баллах в соответствии с табл. 3 настоящих Рекомендаций __________.

6. Общая оценка (в баллах) технического состояния __________________ газопровода согласно данным Рекомендациям составляет _______ баллов.

7. Дополнительные данные _______________________________________________________

8. Заключение: __________________________________________________________________

8. Запорная арматура на газопроводах

8.1.1. Техническое обслуживание запорной арматуры проводится в соответствии с графиком, утверждаемым руководством эксплуатационной организации в установленном порядке.

8.1.2. При техническом обслуживании запорной арматуры, установленной на надземных и подземных газопроводах, выполняются следующие виды работ:

- очистка от грязи и ржавчины;

- внешний осмотр для выявления перекосов, раковин, трещин, коррозии и других дефектов;

- проверка герметичности сварных, резьбовых, фланцевых соединений и сальниковых уплотнений специальными приборами (газоиндикаторами или газоанализаторами);

- устранение утечек во фланцевых соединениях подтягиванием болтов или сменой прокладок, очистку фланцев перед установкой новых прокладок;

- устранение утечки газа в сальниках подтягиванием сальника или сменой сальниковой набивки. При подтягивании сальника натяжение нажимной буксы накидными болтами должно производиться равномерно. Односторонняя перетяжка болтов может вызвать надлом фланца буксы. Необходимо следить за тем, чтобы сальник не был сильно затянут, так как это может привести к изгибу шпинделя и выходу задвижки из строя;

- разгон червяка у задвижек и, при необходимости, его смазка (не допуская полного перекрытия газопровода);

- проверка работоспособности приводного устройства задвижек.

При техническом обслуживании арматуры, установленной в колодцах, дополнительно выполняются следующие виды работ:

- проверка состояния крышек газовых колодцев и колодцев на загазованность;

- откачка воды из колодцев (при необходимости);

- проверка наличия и исправности шунтирующих электроперемычек, состояния уплотнения футляров газопроводов, конструкции колодцев, скоб, лестниц.

8.1.3. Бригады, производящие работы в колодце, должны иметь средства индивидуальной защиты.

Работы по техническому обслуживанию арматуры в колодце производятся в следующей последовательности:

- производится очистка крышки колодца от грязи, снега, льда;

- поднимается крючком, смазанным тавотом или солидолом, крышка колодца, под которую подкладывается деревянная подкладка;

- колодец проверяется газоанализатором на загазованность;

- после проверки колодца на загазованность крышка колодца открывается полностью и производится его проветривание и повторная проверка на загазованность;

- при необходимости осуществляется откачка воды из колодца;

- при отсутствии загазованности в колодец спускается один из рабочих в спасательном поясе со спасательной веревкой. Члены бригады, находящиеся на поверхности земли, должны держать концы веревок от спасательного пояса рабочего, находящегося в колодце, и вести непрерывное наблюдение за ним. В случае обнаружения газа в колодце рабочий, с разрешения руководителя работ, должен спускаться в колодец в противогазе. При опасной концентрации газа, более 20% от нижнего предела воспламеняемости, спускаться в колодец запрещается;

- рабочий в колодце производит визуальный осмотр состояния арматуры, выполняет работы по техническому обслуживанию, проверяет герметичность соединений и арматуры мыльной эмульсией или специальными приборами;

- при обнаружении утечки газа в арматуре, трещин, перекосов и других серьезных повреждений, работы в колодце прекращаются. Устранение утечки газа и неисправностей производится по другому наряду, предусматривающему меры безопасности в зависимости от характера повреждения (исключение составляют утечки газа из сальника задвижки низкого давления и в самосмазывающем кране, которые можно устранить перенабивкой сальника и добавлением смазки под винт крана).

8.1.4. При техническом обслуживании шарового крана, установленного в грунте без колодца, под ковер следует выполнять следующие виды работ:

- проверку состояния крышки ковера и отмостки ковера;

- откачку воды из ковера (при необходимости);

- проверку отсутствия утечки газа под крышку штока крана путем ослабления болта (сапуна);

- снятие крышки штока крана и проверку работы крана в положениях "открыто-закрыто", не допуская при этом полного закрытия крана;

- проверку исправности приводного устройства.

8.1.5. При техническом обслуживании запорной арматуры внутренних газопроводов выполняются следующие виды работ:

- проверку герметичности сварных, резьбовых, фланцевых соединений и сальниковых уплотнений мыльной эмульсией или специальными приборами;

- проверку герметичности по проходу у запорной арматуры, установленной перед газоиспользующим оборудованием;

- добавление при необходимости уплотнительной смазки в краны;

- подтяжку натяжения пробки натяжного конусного крана при обнаружении протечки;

- подтяжку сальникового уплотнения в случае обнаружения протечки.

8.1.6. Смазка крана, установленного перед бытовым газоиспользующим оборудованием, выполняется в следующем порядке:

- перекрывается кран на вводе в квартиру (при его наличии). Перекрываются краны перед каждым бытовым прибором, аппаратом. Обеспечивается вентиляция помещения за счет открытия фрамуг, форточек, окон. Посторонние лица из помещения удаляются;

- выжигаются остатки газа в отключенном приборе, аппарате через горелку;

- разбирается кран перед прибором, вынимается его пробка;

- при отсутствии крана на вводе в квартиру вместо вынутой пробки вставляется инвентарная пробка или сухой кляп;

- пробка очищается от старой смазки мягкой ветошью и смазывается тонким слоем смазки;

- из крана вынимается кляп, поверхность крана очищается от старой смазки, устанавливается смазанная пробка, кран собирается, проверяется плавность хода пробки;

- открывается кран на вводе в квартиру;

- проверяется герметичность крана с помощью мыльной эмульсии или газоиндикатором, разжигаются горелки приборов и аппаратов.

Смазку кранов на внутренних газопроводах диаметром до 50 мм разрешается производить под газом с применением специальных приспособлений, исключающих выход газа в помещение.

8.2. Текущий ремонт

8.2.1. Работы по текущему ремонту следует выполнять бригадой в составе не менее двух рабочих. Графики выполнения работ по текущему ремонту утверждаются техническим руководством эксплуатационной организации в установленном порядке.

8.2.2. При текущем ремонте арматуры наружных и внутренних газопроводов следует производить все работы, выполняемые при техническом обслуживании, а также:

- устранение дефектов, выявленных при техническом обслуживании;

- замену износившихся и поврежденных крепежных болтов (при замене болтов следует соблюдать порядок попарной замены диаметрально противоположных болтов соединения);

- ремонт приводного устройства задвижек;

- окраску газовой арматуры (при необходимости).

8.2.3. При текущем ремонте арматуры в колодце следует дополнительно выполнять следующие виды работ:

- ремонт стен колодца, закрепление скоб (лестниц);

- уплотнение футляров газопроводов;

- проверку состояния компенсаторов (стяжные болты должны быть сняты).

8.2.4. При текущем ремонте крана шарового подземного, установленного без колодца под ковер, выполняются следующие виды работ:

- очистка от грязи крышки ковера, при необходимости - покраска;

- устранение перекосов крышки ковера, оседания ковера;

- ремонт отмостки ковера (при необходимости);

- откачка воды из ковера, удаление грязи;

- проверка защитного покрытия штока крана, при необходимости - восстановление;

- проверка целостности уплотнительного кольца крышки штока крана, при необходимости - замена.

8.2.5. При текущем ремонте гидрозатворов выполняются следующие виды работ:

- проверка герметичности резьбовых соединений гидрозатворов мыльной эмульсией;

- смазка резьбы пробок кранов и установка их с подмоткой льняной пряди;

- устранение повреждений оголовков стояков гидрозатворов;

- наращивание или обрезка стояков гидрозатворов, если их выводы излишне занижены или выходят за пределы крышек ковера (при невозможности опустить или поднять ковер);

- временное ограждение и наращивание стояков гидрозатворов во время возможного затопления их талыми водами (в низменных местах);

- растворение льда в стояках гидрозатворов специальными растворителями (метанол, технический спирт и др.) с последующим удалением конденсата;

- замена неисправных кранов и других деталей гидрозатворов на исправные при невозможности устранить дефекты на месте.

8.3. Капитальный ремонт

8.3.1. При капитальном ремонте выполняются:

- все виды работ, проводимые при техническом обслуживании;

- ремонт кирпичной кладки с разборкой и заменой перекрытий, замена изношенных люков и крышек, перекладка горловин, восстановление или ремонт гидроизоляции колодцев, наращивание колодцев по высоте, смена лестниц, ходовых скоб, штукатурка колодцев заново (при замене задвижки в колодце);

- ремонт и замена коверов;

- демонтаж или замена гидрозатворов;

- замена изношенных кранов и задвижек;

- разборка задвижек и кранов, замена износившихся узлов и деталей, шабровка, расточка или замена уплотнительных колец, смазка.

8.3.2. Запорная арматура, устанавливаемая на место заменяемой, должна быть предназначена для транспортирования природного (или сжиженного) газа и иметь соответствующую запись в паспорте.

Допускается использовать запорную арматуру общего назначения, предназначенную для жидких и газообразных нефтепродуктов, попутного нефтяного газа, а также для аммиака, пара и воды.

Класс герметичности устанавливаемой арматуры по ГОСТ 9544 должен быть не ниже, чем у заменяемой.

Устанавливаемая запорная арматура должна быть однотипна с заменяемой по диаметру и давлению.

8.3.3. До установки арматуры на газопровод в условиях мастерских должны выполняться ее реконсервация, смазка, проверка сальников и прокладок. При установке на газопроводах арматуры общего назначения рекомендуется испытывать ее на прочность и герметичность по нормам, приведенным в приложении В.

8.3.4. Выявленные дефекты арматуры (заедание или неплотность затвора, неплавный ход шпинделя, неисправность сальниковой камеры, негерметичность прокладки крышки задвижки) должны устраняться в условиях мастерских.

8.3.5. Работы по замене задвижек в колодце выполняются в следующей последовательности:

- производится отключение газопровода;

- снимается перекрытие колодца;

- при необходимости производится откачка воды из колодца;

- перед началом (и в течение всего времени проведения работ) колодец проверяется на загазованность газоанализатором и при необходимости проветривается с помощью вентилятора;

- в колодец спускаются рабочие (не более двух) в спасательных поясах со спасательными веревками и, при необходимости, в противогазах;

- рабочие в колодце уточняют соответствие эксплуатационной документации на установленную на газопроводе арматуру;

- с целью предотвращения искрообразования от действия блуждающих токов на газопроводе устанавливается электроперемычка (при отсутствии стационарной) и производится ее заземление (электрозащита должна быть предварительно отключена);

- производится снятие болтов на фланцевых соединениях задвижки (рекомендуется вместе с компенсатором), установка новой задвижки и компенсатора, замена прокладок и изношенных болтов (у задвижек с электроприводом электропривод предварительно отключается);

- установленная арматура проверяется на герметичность испытанием воздухом (рабочим давлением газа) в течение 10 минут. Утечки из арматуры не допускаются;

- задвижка приводится в рабочее состояние (стяжные болты на компенсаторе должны быть сняты);

- снимается временно установленная перемычка на газопроводе, а затем заземление, включается электрозащита, устанавливается перекрытие;

- данные по замене задвижки заносятся в наряд на газоопасные работы и в паспорт газопровода и исполнительную документацию.

Отключение и продувка газопровода перед началом работ по замене задвижки и последующий пуск газа производятся по отдельному наряду-допуску на газоопасные работы.

8.3.6. Капитальный ремонт задвижек и кранов на надземных газопроводах производится при:

- нарушении плотности закрытия;

- поломке буксы сальника;

- поломке крышки сальника самосмазывающегося крана;

- трещинах в корпусе.

8.3.7. Работы по замене крана на вводе газопроводов в здание (внутри подъездов) выполняются в следующей последовательности:

- производится внешний осмотр и проверка соответствия разводки газопроводов исполнительной документации (проекту), подлежащей отключению в процессе выполнения работ, с уточнением ее фактического расположения на объекте;

- в жилых зданиях (за трое суток до начала работ) все абоненты предупреждаются о длительности отключения подачи газа и мерах безопасности на случай проникновения газа в квартиру, обеспечивается вентиляция всего подъезда путем открытия окон, форточек, фрамуг;

- подготавливается кран, подлежащий установке. Кран должен быть расконсервирован и смазан;

- обеспечиваются требования по охране участка выполнения работ для исключения внесения открытого огня посторонними лицами;

- обеспечивается отключение участка газопровода, на котором выполняются работы;

- демонтируется сгон после крана, в отключенный газопровод вставляется инвентарная пробка;

- газопровод, при необходимости, отжимается от стены и под него устанавливается подкладка для удобного выполнения операций по замене крана;

- свинчивается кран с резьбового соединения и устанавливается инвентарная пробка в газопровод;

- убедившись, что выход газа перекрыт плотно, с помощью специальных щеток и скребков счищается старая засохшая краска и уплотнение с резьбы трубы, выполняется новое уплотнение резьбы;

- удаляется инвентарная пробка из газопровода, перекрывается выход газа ладонью и навинчивается новый кран на резьбовое соединение вручную, затем довинчивается с помощью ключа. Кран должен быть в положении “закрыто”;

- выполняются осмотр состояния демонтированного сгона и новое уплотнение резьбового конца сгона, сгон ввинчивается во вновь установленный кран;

- очищается резьбовой конец отключенной части газопровода на вводе от старой краски и подмотки и выполняется новая подмотка;

- удаляется инвентарная пробка из отключенного газопровода и состыковываются резьбовые концы сгона и отключенного газопровода, затем сгоняется при помощи ключа муфта сгона на резьбовой конец отключенной части газопровода до упора;

- выполняется новая подмотка на резьбовую часть сгона между муфтой и контргайкой, сгоняется контргайка к муфте сгона и затягивается при помощи ключа до упора;

- открывается кран и проверяется герметичность всех вновь выполненных соединений мыльной эмульсией или прибором;

- помещение подъезда проветривается (при смене крана в подъезде);

- производится продувка и пуск газа в соответствии с инструкцией по пуску газа.

Во время производства работ и после его окончания необходимо контролировать загазованность лестничных клеток, в подвалах, погребах, квартирах первого этажа с помощью прибора.

8.3.8. Замена крана, установленного на внутреннем газопроводе (перед бытовым газоиспользующим оборудованием) выполняется в следующем порядке:

- отключается кран на вводе в помещение (при наличии);

- производится проверка и смазка нового крана, демонтаж сгона и его ревизия;

- свинчивается неисправный кран, закрывается инвентарной пробкой отверстие для выхода газа, очищается резьба трубы от старой подмотки и выполняется новая подмотка из уплотнительных материалов;

- навинчивается вручную новый кран на резьбу и дотягивается до упора при помощи ключа (кран при монтаже должен быть в положении "закрыто");

- выполняется новая подмотка на резьбовые концы сгона и газопровода, ввинчивается сгон в установленный кран до упора при помощи ключа, соединяются резьбовые концы сгона и газопровода, сгоняется муфта сгона на резьбу трубы при помощи ключа до упора, выполняется новая подмотка в виде жгута между муфтой и контргайкой сгона и при помощи ключа затягивается контргайка к муфте сгона;

- открывается кран на вводе, новый кран и при помощи мыльной эмульсии проверяется герметичность пробки нового крана и всех резьбовых соединений;

- производится продувка внутреннего газопровода и газоиспользующего оборудования воздухом и пуск газа.

Выполнение работ по замене крана производится при открытой форточке помещения.

8.4. Уплотнительные материалы

8.4.1. При эксплуатации арматуры с сальниковой набивкой особое внимание следует уделять набивочному материалу - размерам, правильности укладки в сальниковую коробку.

Высота сальниковой набивки должна быть такой, чтобы грундбукса в начальном положении входила в сальниковую коробку не более чем на 1/6-1/7 ее высоты, но не менее 5 мм.

В качестве набивочного материала для сальников запорной арматуры наиболее эффективно применение фторопластового уплотнительного материала марки ФУМ-В.

8.4.2. Для уплотнения фланцевых соединений арматуры с газопроводом и крышки с корпусом следует применять плоские прокладки из паронита, резины, металла, картона, фторопласта марки "Фторопласт - 4" и композиционных материалов на их основе.

Для уплотнения резьбовых соединений рекомендуется применять льняную чесаную прядь, пропитанную специальной газовой смазкой, ленты из фторопласта марки "Фторопласт-4" и другие уплотнительные материалы, обеспечивающие герметичность соединения.

В таблице 1 приведены сведения о материалах, применяемых при уплотнении запорной арматуры.

Читайте также: