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
Срок эксплуатации газопровода
При разработке проектов газоснабжения в пояснительную записку необходимо внести данные о сроках эксплуатации объектов системы газораспределения: Сроки эксплуатации ГРПШ, полиэтиленовых и стальных надземных и подземных газопроводах.
Срок эксплуатации ГРПШ
Сроки эксплуатации ГРПШ устанавливаются производителем газоиспользующего оборудования.
Например «Газовик» на ГРПШ-6, 10 И 10МС устанавливает сроки:
Средний срок службы, до списания — 15 лет
Гарантийный срок эксплуатации — 5 лет.
«Первая газовая компания» в паспорте на одну из установленных ГРПШ указывает срок службы — 20 лет.
Срок эксплуатации стальных газопроводов
ПБ 12-245-98 «Правила безопасности в газовом хозяйстве»: ( Отменён . ->
Заменён на ПБ 12-368-00 Правила безопасности в газовом хозяйстве. Отменён . ->
Заменён на ПБ 12-609-03 Правила безопасности для объектов, использующих сжиженные углеводородные газы. Отменён . ->
Заменён на «Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности для объектов, использующих сжиженные углеводородные газы«)
3.3.28. Внеочередные технические обследования (диагностика технического состояния) газопроводов должны проводиться по истечении расчетного ресурса работы, принимаемого для стальных газопроводов 40 лет и для полиэтиленовых 50 лет.
Диагностика с целью определения необходимости замены или остаточного ресурса с разработкой мероприятий, обеспечивающих безопасную эксплуатацию газопровода на весь срок продления жизненного цикла, должна включать проверку:
герметичности газопроводов;
состояния защитного покрытия (для стальных газопроводов);
состояния (износ) материала труб, из которых он построен;
качества сварных стыков.
Обследование должно проводиться в соответствии с РД 204 РСФСР 3.3-87 «Техническое состояние подземных газопроводов. Общие требования. Методы оценки», утвержденным Минжилкомхозом РСФСР в 1987 г.
В документе «Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности для объектов, использующих сжиженные углеводородные газы«
Единственный подходящий пункт:
56. Диагностирование должно проводиться по истечении срока эксплуатации, установленного изготовителями, но не более:
20 лет для технических устройств;
30 лет для газопроводов.
В Документе «Постановление Правительства РФ от 29 октября 2010 г. N 870» указано:
76. Продолжительность эксплуатации газопроводов, технических и технологических устройств устанавливается при проектировании исходя из условия обеспечения безопасности объектов технического регулирования при прогнозируемых изменениях их характеристик и гарантий изготовителя технических и технологических устройств.
Для установления возможности эксплуатации газопроводов, зданий и сооружений и технологических устройств сетей газораспределения и газопотребления после сроков, указанных в проектной документации, должно проводиться их техническое диагностирование.
Предельные сроки дальнейшей эксплуатации объектов технического регулирования настоящего технического регламента должны устанавливаться по результатам технического диагностирования.
Документ «РД 12-608-03 — Положение по проведению экспертизы промышленной безопасности на объектах газоснабжения» п.4.2 ( Отменён ) сообщает нам:
.
Экспертиза газового оборудования, находящегося в эксплуатации, проводится по завершении срока его службы, устанавливаемого заводом-изготовителем, при отсутствии этих сведений диагностирование производится через 20 лет.
Документ «ПБ 12-529-03 — Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления» п.5.5.2( Отменён . Заменён на «Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности для объектов, использующих сжиженные углеводородные газы).
5.5.2. Диагностирование должно проводиться по истечении 40 лет для стальных наземных в обваловании, подземных, а также 50 лет для полиэтиленовых газопроводов после ввода их в эксплуатацию.
Досрочное диагностирование газопроводов назначается в случаях аварий, вызванных коррозионными разрушениями стальных газопроводов, потерей прочности (разрывом) сварных стыков, а также в случае строительства стальных газопроводов свыше нормативного срока в грунтах высокой коррозионной агрессивности без электрохимической защиты.
Решение о проведении работ по диагностированию или реконструкции (замене) газопровода принимается собственником газораспределительной сети.
Документ «ПБ 12-609-03 — Правила безопасности для объектов, использующих сжиженные углеводородные газы» п.5.3.7( Отменён . Заменён на «Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности для объектов, использующих сжиженные углеводородные газы):
5.3.7. Действующие наружные газопроводы должны подвергаться периодическим обходам, приборному техническому обследованию, диагностике технического состояния, а также текущим и капитальным ремонтам.
Диагностированию подлежат подземные газопроводы со сроком эксплуатации:
стальные — 40 лет;
полиэтиленовые — 50 лет.
Газовое оборудование (технические устройства) подлежат диагностированию после срока эксплуатации, установленного изготовителем, но не более 20 лет эксплуатации.
Сроки эксплуатации полиэтиленовых газопроводов
Срок службы полиэтиленовых трубы согласно ГОСТ Р 50838-2009:
Настоящее руководство касается вычисления расчетного напряжения σs, SDR трубы и толщины стенки. Минимальную длительную прочность MRS материала трубы (определенную при 20 °С на срок службы 50 лет по ИСО 9080) делят на коэффициент запаса прочности (для расчета трубопроводов) С
Обсуждения темы «Сроки эксплуатации» на форумах
- Срок эксплуатации подземного полиэтиленового газопровода составляет — 50 лет.
- Срок эксплуатации стального газопровода составляет — 40 лет.
- Срок эксплуатации ГРПШ — 20 лет.
Источник