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;
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.
Источник
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Ремонт — газопровод
Текущий ежегодный ремонт газопровода производится во время остановки котлов для капитального ремонта. При этом газопровод освобождается от газа, что позволяет допускать к работам на нем сварщиков и слесарей, не обученных правилам производства газоопасных работ, но имеющих право производить работы на газопроводах. [16]
Допускается ремонт газопровода и с помощью стальной гставки. [17]
Результаты ремонтов газопроводов должны заноситься в паспорт газопровода. [18]
Для ремонта газопроводов с использованием соединительных деталей с закладным электронагревателем могут применяться муфты диаметром 20 — 110 мм отечественного производства по ТУ 2248 — 030 — 090203536 — 96, а также импортные различных диаметров, соответствующие европейскому стандарту EN [ 155 wi 034 ] или другим стандартам. [19]
Производство ремонта газопроводов для горючих газов должно выполняться с соблюдением рабочих инструкций, составленных управлением завода на основе настоящих Н и ТУ, с учетом специфичности проводимых технологических процессов, а также пожаро — и взрывоопасности производства, цеха или установки. [20]
Производство ремонта газопроводов для горючих газов должно выполняться с соблюдением рабочих инструкций, составленных управлением завода на основе настоящих НиТУ, с учетом специфичности проводимых технологических процессов, а также пожаро — и взрывоопасное производства, цеха или установки. [21]
Лля ремонта газопроводов низкого давления применяют полихдор-виниловую липкую ленту. Для ремонта поврежденного участка газопровода низкого давления вырезают отверстия в которые вставляют на глине деревянные заглушки ( пробки) резиновые шары ( пузыри) или глинокирпичный замок. [22]
Для ремонта газопроводов низкого давления применяют полихлорвиниловую липкую ленту. Для ремонта поврежденного участка газопровода низкого давления вырезают отверстия, в которые вставляют на глине деревянные заглушки ( пробки), резиновые шары ( пузыри) или глинокирпичный замок. [23]
Перед ремонтом газопровода необходимо отключить его от системы, выпустить из газопровода газ через вентили для продувки. [24]
При ремонте газопроводов выключение и включение электрозащиты и установка и снятие перемычек по мере надобности рассматриваются как прочие работы. [25]
При ремонте газопроводов , в которых возможны пирофорные отложения, должны быть приняты меры, исключающие их воспламенение. [26]
При ремонте газопровода для собственных нужд на участке от магистрального газопровода до входной задвижки ( крана) установки редуцирования газа закрывают задвижки ( краны) на подключении к магистральному газопроводу и задвижку ( кран) на входе в установку редуцирования газа. Из отключенного участка через продувочную свечу выпускают газ до давления 80 — 100 мм вод. ст. Для измерения давления устанавливают дифманометр. [27]
При ремонте газопровода для собственных нужд на участке от пылеуловителей до установки редуцирования газа открывают задвижки ( краны) на газопроводе для собственных нужд от магистрального газопровода и закрывают задвижки ( краны) с обеих сторон газопровода у пылеуловителей и на входе в установку редуцирования. Из ремонтируемого участка через свечу выпускают газ цо давления 80 — 100 мм вод. ст., которое поддерживают в течение всего ремонта и контролируют дифманометром. Объекты компрессорной станции в период ремонта работают на нормальном рабочем режиме. Газ на собственные нужды поступает по линии от маги-зтрального газопровода. [28]
При ремонте газопроводов широко распространен следующий способ ведения работ по врезке катушки, плети или врезке монтажных узлов: прежде всего вскрывается участок газопровода, подлежащий ремонту; закрываются линейные краны ( задвижки), ограничивающие дефектный участок; из этого участка газ сбрасывается через свечи в атмосферу; избыточное давление в ремонтируемом участке газопровода регулируется в пределах 20 — 60 мм вод. ст. по U-образным манометрам. [29]
При ремонте газопроводов вваркой заплат в ремонтируемой трубе вырезают овальное отверстие, имеющее плавный контур. Острые углы в контуре отверстия под заплату могут явиться концентраторами напряжений. Заплату вырезают по шаблону из того же материала, что и ремонтируемая труба. Размеры заплаты не должны быть более 250 — 300 мм, при этом ширина заплаты не должна превышать половину диаметра трубы. Разница между шириной и длиной заплаты должна быть не менее 50 мм. Кромки заплаты должны иметь стандартную V-образную подготовку. Зазор между кромками отверстия в трубе и кромками заплаты должен быть в пределах 2 0 — 3 5 мм. Вставленную в отверстие трубы заплату толщиной до 12 мм обваривают по контуру не менее чем в три слоя. Корень шва должен быть выполнен электродами диаметром 2 5 — 3 0 мм или 3 25 мм, а заполняющие слои — электродами диаметром 3 — 4 мм. Для снижения уровня сварочных напряжений сварку стыкового шва заплаты производят обратно-ступенчатым методом, в три-четыре ступени. Накладывать заплаты при ремонте газопроводов внахлест категорически запрещено. [30]
Источник