Лазерная передвижная лаборатория.

Передвижная лаборатория с использованием ЛГА, предназначенной для обнаружения места утечки газа из подземных газопроводов, смонтирована на шасси автомобиля типа УАЗ. Кузов автомобиля разделен перегородкой на два отсека: агрегатный и приборный. Верхняя часть перегородки, разделяющая кабину водителя и кузов, снята. Боковые стенки, потолок и пол приборного отсека покрыты теплоизоляционным и облицовочным материалом. В приборном отсеке установлены анализатор ЛГА, воздухозаборник, выносное пробоотборное устройство, кресло и два ящика, в которые укладывают газоанализатор и другие контрольно-измерительные приборы. В агрегатном отсеке находятся бензиновый электроагрегат, побудитель расхода и огнетушитель.
В передней части автомобиля на раме установлен кронштейн для крепления пробоотборных устройств, которые гибким шлангом соединяют с системой ЛГА и побудителем расхода. Приборный и агрегатный отсеки вентилируются через жалюзи и отверстия в боковых стенках кузова.
В приборном отсеке имеется радиостанция, обеспечивающая связь с диспетчерской службой газового хозяйства. Принцип работы лаборатории основан на измерении поглощения инфракрасного излучения метаном. В качестве источника излучения используют лазер, излучающий на длине волны 3,39 мкм. Применение лазера обеспечивает высокую избирательность системы ЛГА.
Анализ проводят следующим образом: через пробоотборное устройство и устройство пробоподготовки с помощью побудителя расхода засасывают пробу воздуха в измерительную кювету. При этом излучение лазера разделяется на два луча: опорный и измерительный. Измерительный луч, прежде чем попасть на фотоприемник, проходит через измерительную кювету. Поглощение пробой излучения измерительного луча пропорционально концентрации метана в пробе. С фотоприемника сигналы поступают в измерительный блок, в котором происходит преобразование и сравнение опорного и измерительного сигналов.

Приборные методы контроля за техническим состоянием.

В последние годы используют приборные методы контроля за техническим состоянием подземных газопроводов. Утечки газа из подземных газопроводов обнаруживают лазерными установками: "Искатель -1" для магистральных газопроводов на базе автомобиля типа ГАЗ и детектор метана лазерный ДМП-У2 на базе автомобиля типа УАЗ.
Положительно зарекомендовала себя лазерная газоаналитическая система (ЛГА). Работа газоаналитической системы основана на измерении поглащения метаном инфракрасного излучения. Газопроводы, проложенные по проезжей части улиц, обследуют со скоростью 10 км/ч. Высокую эффективность при определении мест повреждения изоляции газопроводов показывают приборы АНПИ, ВТР-У, ТПК-1, "КАТРИКС".
Для обнаружения и локализации утечек применяют приборы, использующие пламенно-ионизационный метод анализа газа. Высокая чувствительность этих приборов позволяет обнаруживать утечку газа из газопроводов, проложенных под твердым покрытием.
Методы приборного контроля за техническим состоянием подземных газопроводов очень эффективны. Они способствуют дальнейшему повышению качества и обеспечению безопасной эксплуатации газопроводов.
В следующих статьях рассмотрим устройство и принцип работы наиболее распространенных приборов контроля за техническим состоянием подземных газопроводов.

Поиски утечек газа и их устранение 3.

 Из механических приспособлений для бурения чаще всего используют электровибратор, 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.
  Во время бурения по трассе газопровода со стороны 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.
  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 загазоввны 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 колодец. 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. 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 включения, непровар, - усилительные лепестковые муфты или муфты с гофрой. Наварку муфт проводят по специальной инструкции.
  Если на газопроводе появились продольные трещены 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.

Поиски утечек газа и их устранение 2.

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. Если буровые работы ведут в мерзлом грунте, то клинья неоюходимо 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.

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 аварийно-поисковых 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.

Устранение закупорок 2.

  Ледяные пробки. Они могут образоваться в зоне мерзлого грунта или в тех случаях, когда заполненный водой участок газопровода зимой оказался открытым.
  Ледяные пробки возникают при транспортировании влажного газа через неутепленные места газопроводов (в местах раскопок, на наружных газопроводах и т.д.). В этом случае конденсирующиеся водяные пары выпадают в виде инея и постепенно уменьшают проходное сечение газопровода.
  Ликвидируют ледяные закупорки путем прогрева отдельных участков газопровода паром или электрическим током. Образовавшаяся в результате прогрева вода должна удаляться из газопроводов.
  Смоляные или нафталиновые пробки. Эти пробки встречаются на газопроводах, транспортирующих различные виды искусственных газов. Закупороки состоят из смолы или нафталина, а также из различных взвешенных частиц, выпадающих на стенках газопровода. Они образуются на открытых участках газопроводов. Смоляные или нафталиновые закупорки можно ликвидировать, пропуская ерш, а также прогревая газопровод.
  Пропуск ерша применяется редко, так как он связан с трудоемкими операциями отключения и разрезания отдельных участков газопровода. При прогревании газопровода разжиженную массу необходимо сразу же удалить через ближайшие конденсатосборники.
  Закупорки посторонними предметами. В период строительства из-за небрежности в газопроводах могут остаться строительный мусор, куски дерева, инструмент. В процессе эксплуатации вокруг этих предметов скапливаются переносимые газом мелкие вещества - песок, окалина и т.д. По мере накопления этих веществ и с увеличением расхода газа образуются закупорки. Их устраняют с помощью ерша или вырезают отдельные участки газопровода. Работы эти очень трудоемки и связаны с отключением подачи газа. Во избежание подобных закупорок необходимо очищать газопроводы во время строительно-монтажных работ и перед вводом в эксплуатацию продувать их воздухом.

Устранение закупорок.

Опыт эксплуатации подземных газопроводов показывает, что встречаются следующие виды закупорок: водяные, ледяные, смоляные или нафталиновые, закупорки посторонними предметами.
Водяные закупорки. В газах нефтяных, нефтегазовых и чисто газовых месторождений всегда имеется некоторое количество воды. Вода в газах - это чрезвычайно вредная примесь.
При соответствующих величинах температуры и давления газ в присутствии капельной влаги образует гидраты углеводородов, наличие воды снижает теплоту сгорания газа.
Главная помеха при эксплуатации газопроводов - образование гидратов. Эффективный способ предупреждения образования гидратов - осушка газа непосредственно в начале газопровода. Эти работы обычно проводят до подачи газа в магистральные газопроводы.
Несмотря на то что газ до подачи в городские газовые сети тщательно очищают и осушают, в нем содержится некоторое количество влаги. При определенных условиях влага конденсируется и происходит процесс ее накопления в газопроводах. Эту влагу необходимо периодически удалять из газопроводов через специально сооруженные конденсатосборники. При несвоевременной откачке конденсата конденсатосборники переполняются и подача газа может прекратиться.
Наличие водяных закупорок характеризуется пульсацией давления газа в газопроводе. Это объясняется тем, что из-за уменьшения проходного сечения газопровода уменьшается количество проходящего газа, давление перед закупоркой увеличивается, а после закупорки уменьшается.
Газ проходит до тех пор, пока его давление достаточно, чтобы преодолеть сопротивление, создаваемое водяной пробкой.
Из конденсатосборников необходимо откачать воду, если откачка результатов не дает, то наиболее вероятно, что на газопроводе имеются прогибы. Они часто возникают на участках, где газопровод перекопан поперечными котлованами. Ликвидация закупорок в прогибах связана со значительными трудностями, так как приходится раскапывать газопровод. После установления места прогиба приступают к просверливанию газопровода и спуску воды. После спуска воды необходимо исправить прогиб или установить конденсатосборник.

Замер давления газа.

В системах распределения газа имеют место колебания давлений газа перед газовыми приборами. Эти колебания давлений особенно нежелательны для газопроводов низкого давления, так как от них непосредственно снабжаются жилые дома и коммунально-бытовые предприятия. В связи с этим важное значение имеют правильный выбор и поддержание величины номинального давления газа перед приборами. Снижение колебаний давления позволяет улучшить условия сжигания газа, повысить КПД приборов.
Для проверки режима работы газопроводов и выявления участков с наибольшим перепадом давления проводят замеры давления газа. Для замеров используют ГРП, конденсатосборники, вводы в дома и непосредственно газовые приборы. В среднем на каждые 500 м газопровода выбирают одну точку замера. Все работы по замерам давления газа тщательно планируют и проводят по специальной инструкции и плану работ, которые утверждает главный инженер треста или конторы.
Замер давления газа проводят в часы максимального газопотребления, причем одновременно во всех намечаемых пунктах.
Для изучения режима работы газопроводов проводят замеры давления газа не реже одного раза в год: в периоды наибольшего расхода (зимой). По результатам замеров составляют карты давлений в газовых сетях. По этим картам определяют те участки, где имеется наибольший перепад давления газа.
При замерах давления следует пользоваться самопишущими манометрами, регистрирующими изменение давления в течение суток. Различают следующие виды замера давления: маршрутная съемка давлений, районная съемка, съемка давления по всему городу.
Маршрутную съемку давлений применяют на тупиковых газопроводах для определения характера изменения давления газа по длине газопровода и выявления мест закупорок.
Для выявления закупорок на закольцованных газопроводах производят районную съемку давлений. Это помогает определять радиус действия ГРП и принимать практические меры для улучшения режимов газоснабжения отдельных районов.
Для совершенствования режима газоснабжения города производят единовременный замер давления по всему городу. По результатам этих замеров определяют оптимальный режим работы ГРП и намечают конкретные меры по устранению выявленных недостатков.
Для улучшения режима газоснабжения проводят следующие мероприятия: изменяют выходные давления газа на ГРП, питающих эти газопроводы; заменяют отдельные участки газопроводов на большие диаметры для увеличения их пропускной способности; кольцуют газовые сети; ликвидируют обнаруженные закупорки.

Техническое обслуживание 5.

При техническом обслуживании стальных подземных газопроводов нужно проверять герметичность, качество сварных стыков, подверженность коррозионной опасности, состояние защитного покрытия и металл труб. Порядок обследования и назначение газопроводов на капитальный ремонт определяются руководящими документами РД-204. Состояние металла труб нужно определять во всех шурфах, вскрываемых в процессе эксплуатации газопровода с целью проведения ремонта изоляции или устранения утечек газа. Качество сварных стыков проверяют, если в процессе эксплуатации на данном газопроводе обнаружены дефекты стыков. Осмотр подземных стальных газопроводов с целью определения состояния защитного покрытия металла труб (путем вскрытия на газопроводах контрольных шурфов длиной не менее 1,5 м) должен выполняться только в местах выявления повреждений покрытия, а также там, где использование приборов затруднено индустриальными помехами.
Места вскрытия контрольных шурфов, их количество в зонах индустриальных помех определяет главный инженер предприятия газового хозяйства или начальник газовой службы. Для визуального обследования должны выбираться участки, подверженные наибольшей коррозионной опасности, места пересечения газопроводов с другими подземными коммуникациями, конденсатосборники, гидрозатворы. При этом должно вскрываться не менее одного шурфа на каждые 500 м распределительных газопроводов и на каждые 200 м газопроводов-вводов.
Проверку герметичности и обнаружение мест утечек газа из подземных газопроводов допускается производить методом бурения скважин с последующим взятием проб прибором. Скважины бурят через каждые 2 м. Глубина бурения их в зимнее время должна быть не менее глубины промерзания грунта, а в остальное время - соответствовать глубине укладки труб. Скважины бурят в шахматном порядке по отношению к оси газопровода на расстоянии 0,5 м от стенки газопровода. Проверка скважин на загазованность допускается открытым огнем, если скважины находятся не ближе 3 м от зданий и сооружений. Если газ в скважине не воспламеняется, проверяют его наличие прибором. По результатам технического обследования составляют акт, в котором с учетом выявленных дефектов и оценки технического состояния следует дать заключение о возможности дальнейшей эксплуатации газопровода, необходимости и сроках проведения его ремонта или замены.
Проверку на герметичность газопроводов при техническом обследовании проводят опрессовкой отдельных участков воздухом аналогично опрессовке вновь построенных газопроводов при вводе в эксплуатацию.

Техническое обслуживание 4.

Периодическое обследование газопроводов проводят с целью определения состояния изоляции и тела трубы. При обследовании с использованием современный приборов контроля выполняют следующие работы:
составление маршрутных карт для приборного обследования;
изучение на местности особенность трасс газопроводов, где будет проводиться приборное обследование. Определение и отметку на маршрутных картах мест, где требуется повышенное внимание операторов.
Проверка технического состояния изоляционных покрытий с помощью приборов АНПИ или ВТР-У включает в себя следующие виды работ:
уточнение места подключения генератора к газопроводу, подключение генератора, обеспечение контакта с грунтом;
проверка на соответствие чистоты генератора и приемника, чувствительности приемника, согласование напряжения генератора с нагрузкой, проверка напряжения источника питания;
уточнение места расположения газопровода и глубины его залегания;
обследование состояния изоляционного покрытия;
привязка каждого найденного места повреждения изоляции к ближайшим зданиям;
составление акта проверки изоляционного покрытия и герметичности газопровода, заполнение журнала учета;
проверка герметичности газопровода приборами типа "Вариотек", "Универсал" с выполнением проверки на загазованность грунта над газопроводом, газовых колодцев, контрольных трубок и других подземных коммуникаций, расположенных до 15 м по обе стороны от газопровода; на загазованность местности в радиусе 50 м и определение зоны загазованности, дополнительная проверка грунта на загазованность путем бурения скважины, на глубину промерзания грунта зимой, а летом на глубину укладки трубы.
Периодическое приборное обследование газопровода должно производиться не реже одного раза в пять лет.
Газопроводы, включенные в план капитального ремонта или замены, должны обследоваться не реже одного раза в год.
Внеочередные целевые технические обследования стальных газопрводов должны проводиться при обнаружении неплотности или разрыва сварных стыков, сквозного коррозионного повреждения, при перерывах в работе электрозащитных установок в течение года, более одного месяца - в зонах влияния блуждающих токов, более шести месяцев - в остальных случаях.

Техническое обслуживание 3.

Установленная в газовых колодцах арматура не реже одного раза в год должна тщательно осматриваться и проверяться. При этом очищают колодцы и арматуру от грязи и налетов коррозии; проверяют шпиндели, сальники задвижек и состояние компенсаторов; исправность приводного устройства; герметичность соединений задвижки и компенсатора с помощью мыльной эмульсии; спусковые скобы и крышки колодца; наличие привязочных знаков; окрашивают задвижки, компенсаторы и газопроводы.
При обходе трасс газопровода удаляют лед, снег, воду и грязь с поверхности, а также с внутренней части коверов. Во время ремонта дорожного покрытия необходимо следить за сохранностью колодцев и коверов, крышки колодцев и коверов не должны иметь перекосов, оседаний и других неисправностей.
Скопившуюся в конденсатосборниках жидкость необходимо удалять. Конденсат из гидрозатворов и конденсатосборников низкого давления можно откачивать насосом с ручным или механическим приводом, а из газопроводов высокого и среднего давлений - давлением газа. Конденсат откачивают в специальную емкость и опорожняют ее в заранее отведенном месте.
При откачке конденсата нельзя допускать к месту работы посторонних лиц, курить и пользоваться открытым огнем. Работы проводят в строгом соответствии с утвержденной инструкцией.
Рассмотрим последовательность действий при откачке конденсата из конденсатосборников газопроводов низкого давления:
отвертывают пробку на стояке конденсатосборника;
мерной линейкой измеряют уровень конденсата в конденсатосборнике;
всасывающий патрубок ручного насоса опускают в конденсатосборник;
откачивают конденсат;
по окончании откачки конденсата вынимают всасывающий патрубок насоса и завертывают пробку;
плотность резьбовых соединений проверяют мыльной эмульсией.
При откачке конденсата из конденсатосборников среднего и высокого давлений:
проверяют закрытие крана на стояке конденсатосборника;
отворачивают пробку на стояке;
устанавливают емкость для слива конденсата, в муфту стояка заворачивают трубку для отвода конденсата;
отводную трубку соединяют с емкостью для слива конденсата;
открывают кран на стояке конденсатосборника и конденсат сливают в специальную емкость;
по окончании откачки закрывают кран на стояке конденсатосборника;
отворачивают отводную трубку;
вворачивают пробку в муфту стояка;
проверяют плотность кранов и резьбовых соединений.
Характерные неисправности конденсатосборников - утечки газа из кранов и резьбовых соединений. На практике могут встретиться случаи, когда конденсатосборники и гидрозатворы забиваются песком и грязью. Наиболее эффективный способ их очистки - заполнение емкости водой под определенным давлением для разжижения осадка, который затем удаляют насосом. Если конденсат в стояках замерз, то применяют специальные растворители (метанол, этиловый спирт). Проведеные работы по проверке и обслуживанию газопроводов записывают в журнал установленной формы.

Техническое обслуживание 2.

Обход трасс подземных газопроводов должен осуществляться бригадой слесарей по обслуживанию газопроводов. За каждой бригадой должны быть закреплены определенные участки трасс с прилегающими к ним вводами, разделенные для удобства обслуживания на маршруты. В зависимости от протяженности и взаимного расположения газопроводов разных давлений при составлении маршрутов должна быть учтена возможность совместного обслуживания.
При обходе трасс газопроводов и сооружений на них выполняют следующие работы:
систематическую проверку на загазованность колодцев, подвалов, подземных сооружений, контрольных трубок, выявление утечек газа по внешним признакам, контроль состояния настенных указателей;
удаление из коверов воды, снега, льда и грязи;
проверку конденсатосборников и удаление конденсата из них;
наблюдение за дорожными и строительными работами, производимыми вблизи трассы газопроводов.
Во многих газовых хозяйствах обход трасс подземных газопроводов вне территории городов и населенных пунктов, а также при отсутствии на трассах газопроводов других подземных коммуникаций (сооружений) и интенсивного движения транспорта осуществляется одним рабочим.
При обходе газопроводов производят внешний осмотр трасс для определения признаков утечек газа. При значительных утечках из газопроводов газ выходит на поверхность с шипением, а в лужах образуются пузыри. Если трасса покрыта снегом, то на нем при утечках газа могут быть бурые пятна, летом при утечках газа желтеет трава.
Из газопроводов среднего и высокого давлений утечки газа распространяются в грунте со скоростью до 6 м/ч. Газ распространяется на большие расстояния и попадает в различные сооружения и коммуникации. Поэтому кроме газовых колодцев проверяют контрольные трубки, колодцы других подземных сооружений, камеры теплосети и подвалы зданий, расположенные на расстоянии до 15 м по обе стороны от оси газопроводов.
В случае обнаружения газа в каком-либо сооружении должны быть осмотрены подвалы домов, первые этажи бесподвальных зданий и другие сооружения в радиусе до 50 м от места обнаружения газа. Наличие газа в подвалах, коллекторах, шахтах, колодцах и других подземных сооружениях должно проверяться газоанализатором. При отборе проб воздуха из колодцев, шахт и других подземных сооружений спускаться в них запрещается.
Анализ воздуха в подвальных помещениях производят газоанализатором взрывозащитного типа, а при отсутствии его - путем отбора пробы воздуха и анализа ее вне здания.
Если в газовых колодцах или других сооружениях обнаружена утечка газа, то эти сооружения необходимо срочно проветрить и сообщить об утечке газа в соответствующую службу. Особую осторожность необходимо проявлять при обнаружении газа в подвалах зданий. При этом проводят следующие мероприятия:
подвалы проветривают и сообщают в аварийную службу о проникновении в них газа;
определяют наличие газа в воздухе квартир расположенных выше этажей и при необходимости проветривают эти квартиры;
устанавливают наблюдение за изменением концентрации газа в подвале;
предупреждают людей, находящихся в квартирах расположенных выше этажей, о недопустимости пользования источниками искрообразования. При обнаружении утечки газа в подвале здания при загазованности 1 % и более необходимо срочно принять меры к эвакуации людей из помещения;
принимают меры к отысканию и устранению утечки газа;
после выполнения этих мероприятий определяют возможность нахождения в помещении людей, а также пользования открытым огнем и электроприборами.

Полный Курс "Ремонт посудомоечных машин " + БОНУС.

Подробное устройство, Принцип работы, Пошаговые логические методы поиска и ремонта всех поломок любых моделей посудомоечных машин, Секреты ремонта посудомоечных машин.
http://glprt.ru/affiliate/10047811/evgbra

Техническое обслуживание.

  Все виды работ по техническому обслуживанию газопроводов должны выполняться в соответствии с Правилами безопасности систем газораспределения и газопотребления, Правилами технической эксплуатации и требованиями безопасности труда в газовом хозяйстве, производственными инструкциями, разработанными и утвержденными в установленном порядке, в сроки, предусмотренные графиками.
  В состав технического обслуживания входят следующие работы:
наблюдение за состоянием наружных газопроводов и сооружений на них, включая средства электрозащиты, а также устранение мелких неисправностей, возникающих в процессе эксплуатации;
осмотр арматуры, установленной на газопроводе;
проверка состояния газопроводов и их изоляции приборами, буровым и шурфовым осмотрами или посредством опрессовки;
измерение давления газа в газопроводах;
измерение электрических потенциалов на газопроводах.
  Наблюдение за состоянием наружных газопроводов и сооружений на них должно проводиться путем систематического обхода трасс газопровода. Обход трасс газопровода в городах и населенных пунктах должен производиться в сроки, предусмотренные Правилами безопасности в газовом хозяйстве.
  Объем и сроки выполнения работ по обходу трасс газопроводов устанавливаются календарным графиком, утвержденным главным инженером предприятия газового хозяйства. При определении периодичности обхода газопроводов учитывают конкретные местные условия их эксплуатации и прежде всего: техническое состояние газопроводов, продолжительность эксплуатации, давление газа, коррозионные условия, наличие средств электрозащиты и др. Сроки обхода газопроводов периодически пересматривают с учетом изменения условий их эксплуатации и накопленного опыта.

Режим работы систем газораспределения 4.

Для покрытия часовой неравномерности могут быть использованы аккумулирующие емкости последних участков магистральных газопроводов, которые в отличие от промежуточных участков характеризуются неустановившимся движением газа.
Промежуточные участки, имеющие в начале и в конце компрессорные станции, работают практически с одинаковой производительностью.
Конечная компрессорная станция подает потребителям в единицу времени почти постоянное количество газа, расход газа этими потребителями все время изменяется. Наиболее постоянный такой режим потребления газа, когда средний часовой расход составляет 100:24=4,17 % суточного расхода.
В дневные часы потребление газа больше среднечасового, а в ночные - меньше среднечасового. Поэтому в ночное время некоторый избыток газа может накапливаться в последнем участке газопровода.
Например, что при обычной работе последнего участка газопровода перепад давления газа от выхода конечной станции до конца газопровода составляет 4,6-1,4=3,2 МПа. К концу накопления газа в газопроводе за ночной период перепад составляет всего 5,3-4,5=0,8 МПа.
Таким образом, давление газа в ночное время за счет накопления его газопроводе растет, а днем за счет выдачи аккумулированного газа производительность газопровода увеличивается.
Учет неравномерности потребления газа позволяет правильно планировать подачу газа от источников газоснабжения, определять режим работы буферных потребителей, а также координировать работу отдельных элементов систем газоснабжения.
Важное значение при этом имеет выбор режимов давления газа в распределительных газопроводах. Гидравлические режимы работы газопроводов среднего и высокого давлений должны приниматься из расчета создания при максимально допустимых перепадах давления газа наиболее экономичной и надежной в эксплуатации системы, обеспечивающей устойчивость работы ГРП, а также газогорелочных устройств промышленных и коммунальных потребителей.
Более трудная задача - выбор и поддержание оптимальных режимов в газопроводах низкого давления, к которым непосредственно присоединяют жилые дома, коммунальных и общественных потребителей. Наилучшие условия их работы достигаются при незначительных колебаниях давления газа. На колебание давления газа перед приборами оказывают влияние следующие факторы: метод регулирования выходного давления газа на ГРП, расстояние от газового прибора до ГРП, степень использования расчетного перепада давления газа, время (суток, дня, недели, года), которое обусловливает режим потребления газа, и т.д.
Расчетный (допустимый) перепад давления в газопроводах низкого давления принимают, исходя из допустимых колебаний тепловых нагрузок газовых приборов.
Максимальному давлению газа перед приборами будет соответствовать максимальная тепловая нагрузка, а минимальному - минимальная тепловая нагрузка. СНиП разрешают устанавливать величину максимального давления газа в распределительных газопроводах низкого давления (после ГРП) 3000 Па при номинальном давлении газа у приборов 2000 Па.
Минимальная величина давления газа в сетях должна составлять 1200 Па. Таким образом, расчетный перепад давлений для газопроводов низкого давления составит 3000-1200=1800. При этом 2/3, или 1200 Па, суммарного перепада рекомендуется использовать на уличную сеть и 1/3, или 600 Па, - на дворовую и внутреннюю сети.

Режим работы систем газораспределения 3.

Распределение расхода газа по часам суток также неравномерно. Наибольшая часовая неравномерность наблюдается у бытовых и коммунальных потребителей.
Данные и графика среднесуточного потребления газа свидетельствуют о том, что бытовое потребление газа характеризуется двумя пиками: утренним и вечерним. Утренние пики приходятся на 8...11 ч, вечерние - на 18...21 ч. Вечерние пики превышают утренние, в ночное время расход газа значительно снижается по сравнению с дневным.
Знание закономерностей колебаний расхода газа позволяет эксплуатационным организациям для покрытия неравномерностей потребления газа принимать соответствующие меры: использовать подземные хранилища газа; буферные потребители; сжиженный газ для получения пропан-воздушной смеси; аккумулирующие емкости последних участков магистральных газопроводов.
Каждый из перечисленных способов имеет свою область применения. Недостаток газа в зимний период (или сезонная неравномерность) покрывается за счет подземных хранилищ газа. Подземные хранилища газа имеют большую вместимость, и хранение газа в них требует сравнительно небольших затрат. Поэтому в нашей стране предусмотривается дальнейшее строительство подземных хранилищ газа вблизи промышленных центров. Для покрытия суточной неравномерности отопительной нагрузки служат буферные потребители, которые могут потреблять газ и прекращать или уменьшать его расход в периды увеличенного потребления газа. Буферными потребителями обычно являются крупные электростанции или промышленные предприятия, которые могут переходить с одного вида топлива на другой, например с газа на мазут.

Режим работы систем газораспределения 2.

Теоретический расчет влияния этих факторов не представляется возможным, поэтому очень важны накопление, обработка и изучение опытных данных. Совмещенный годовой график потребления газа несколькими городами.
Анализ этого графика позволяет сделать следующие выводы:
для различных категорий потребителей газа характерна неравномерность потребления газа;
сезонная неравномерность зависит от отопительной нагрузки, которая во многом определяется температурой наружного воздуха. Максимальный расход газа приходится на зимние месяцы, а летом, когда отопительные котлы не работают, расход газа минимальный;
наиболее равномерно по месяцам потребляют газ промышленные предприятия. Это объясняется тем, что потребность в газе для технологических нужд практически постоянна и не зависит от температуры наружного воздуха. С небольшой неравномерностью потребляют газ промышленные котельные, которые вырабатывают пар для технологических нужд, на отопление и вентиляцию зданий;
значительную сезонную неравномерность имеют коммунальные, общественные и бытовые потребители газа. В летние месяцы расход газа у этих потребителей резко сокращается.
Потребление газа в квартирах зимой увеличивается более чем в два раза. Это объясняется тем, что зимой снижается температура водопроводной воды, растет потребность в горячей пище, уменьшается количество отпусков у населения. Наибольшие колебания расхода газа по месяцам наблюдается в тех городах, где потребление газа на отопление и бытовые нужды составляет значительную долю общего расхода. В городах, где большой удельный вес составляет расход газа на технологические нужды промышленности, годовой график более равномерен.
Потребление газа неравномерно не только по месяцам года, но и по дням недели. Суточные колебания определяются режимом работы отдельных предприятий, укладом жизни населения и изменением температуры наружного воздуха.
Анализ статистических данных потребления газа в квартирах показывает, что с понедельника по четверг потребление равномерное, в пятницу расход газа увеличивается и в субботу достигает максимума. По воскресным дням летних месяцев расход газа наименьший за всю неделю, а в зимние месяцы - примерно такой же, как и в первые четыре дня недели. Максимальный расход газа в квартирах наблюдается 31 декабря и в предпраздничные дни.

Справочник нефтяника

Справочник нефтяника это небольшое пособие при работе с УЭЦН, которое предназначено, как для опытного, так и для начинающего работника нефтяной отрасли. Включает в себя основные расчеты, наиболее часто используемые при работе с УЭЦН, а также общую справо....
http://x-link.su/ax5wa

Режим работы систем газораспределения.

Строительство систем газораспределения городов и населенных пунктов производится по специально разработанным проектам, в основу которых берется годовое потребление газа различными потребителями. Рассчитывают годовое потребление газа каждым потребителем по установленным удельным нормам теплопотребления, предусмотренным СНиП. После этого определяют максимальный часовой расход, на который рассчитывают системы газоснабжения городов и населенных пунктов.
При этом коэффициент часового максимума расхода газа следует принимать дифференцированно по отдельным районам газоснабжения, сети которых представляют собой самостоятельные системы.
Значения коэффициентов часового максимума расхода газа на хозяйственно-бытовые нужды приводятся в зависимости от численности населения, снабжаемого природным газом, а также для нужд коммунально-бытовых потребителей. Так, коэффициент часового максимума "К" на хозяйственно-бытовые нужды для города, снабжаемого газом, с числом жителей 500 тыс. чел. составляет 1/3300, а для города со 100-тысячным населением - 1/2800, для предприятия общественного питания - 1/2000 (без учета расхода газа на отопление и вентиляцию).
Расчетный часовой расход газа на технологические и отопительные нужды сельскохозяйственных, коммунально-бытовых и промышленных предприятий определяют по формуле с применением коэффициентов часового максимума с учетом изменений КПД приборов и агрегатов при работе на газообразном топливе.
Значения коэффициентов часового максимума расхода газа для промышленных предприятий рекомендуется устанавливать при проектировании на основании данных о режимах топливопотребления и характере производства для каждого предприятия в отдельности. Расчетные часовые расходы газа на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение следует определять в соответствии с указаниями на проектирование отопления, вентиляции, кондиционирования воздуха, горячего водоснабжения.
Расчетный расход газа на участках распределительных газопроводов низкого давления, имеющих путевые расходы газа, определяют как сумму транзитного и половины путевого расхода газа на данном участке.
Потребление газа изменяется по часам суток, дням недели, месяцам года. В зависимости от периода, в течение которого потребление принимают постоянным, различают:
сезонную неравномерность, или неравномерность по месяцам года;
суточную неравномерность, или неравномерность по дням недели, месяца или года;
часовую неравномерность, или неравномерность по часам суток.
Неравномерность потребления газа определяется рядом факторов: укладом жизни населения, климатическими условиями, характеристикой газового оборудования различных потребителей газа, режимом работы предприятий.
продолжение следует....

Ввод газопроводов в эксплуатацию.

До пуска газа в газопроводы необходимо осмотреть газовые сети и ГРП и проверить исправность всего оборудования. Затем все газопроводы подвергают контрольной опрессовке воздухом на давление 20 000 Па (20 кПа). Падение давления не должно превышать 100 Па в 1 ч, после чего приступают к пуску газа. Газопроводы при заполнении газом следует продувать до вытеснения всего воздуха.
Окончание продувки определяют путем анализа отбираемых проб, при этом содержание кислорода в газе не должно превышать 1 %. Во время продувки газопроводов газовоздушная смесь должна выпускаться в места, где исключена возможность попадания ее в здания, а также воспламенения от источников огня.

Полный Курс "Ремонт электроподжига " + БОНУС.

ПОДРОБНОЕ УСТРОЙСТВО, ПРИНЦИП РАБОТЫ, ПОШАГОВЫЕ ЛОГИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ПОИСКА И УСТРАНЕНИЯ НЕИСПРАВНОСТЕЙ, СЕКРЕТЫ РЕМОНТА ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ПОДЖИГА:
http://glprt.ru/affiliate/9870894/evgbra

Испытание газопроводов на герметичность.

Газопроводы на герметичность испытывают воздухом. Испытанием на герметичность проверяют качество сварных соединений и механическую прочность труб. Для удобства выявления и устронения различных дефектов газопровод присыпают на высоту 20...25 см, места соединений оставляют доступными для осмотра. Стыки сварных соединений газопроводов низкого и среднего давлений не изолируют и не засыпают, за исключением случаев, когда все стыки проверены ффизическими методами контроля. При испытаниях на герметичность газопровод выдерживают под давлением 24 ч, если за период испытания давление в газопроводе не меняется, т. е. нет видимого падения давления по манометру класса точности 0,6, а по манометрам класса точности 0,15 и 0,4, а также по жидкостному манометру падение давления фиксируется в пределах одного деления шкалы.
Испытание на герметичность производят после засыпки газопровода и выравнивания температуры воздуха в газопроводе с температурой грунта, окружающего газопровод.
Длительность испытания не менее 24 ч.
На герметичность испытываются также газопроводы и арматура, установленные в ГРП.
Испытание можно проводить в целом или по частям (до и после регулятора давления газа). Если испытание проводится в целом, то нормы испытательных давлений принимаются по давлению газа до регулятора. При испытании ГРП по частям нормы испытательных давлений принимаются отдельно до регулятора давления и после него.

Приемка и ввод газопроводов в эксплуатацию.

Приемка законченного строительством объекта системы газоснабжения, сооруженного в соответствии с Правилами безопосности ПБ-12-529-2003 и требованиями СНиП 42-01-2002, должна производиться приемочной комиссией. В состав приемочной комиссии включают представителей: заказчика (председатель комиссии), генерального подрядчика и эксплуатационной организации (предприятия газового хозяйства или газовой службы предприятия). Представителя органов Госгортехнадзора России включают в состав приемочной комиссии при приемке объектов, подконтрольных этим органам.
Генеральный подрядчик на каждый законченный объект системы газоснабжения предъявляет приемочной комиссии в одном экземпляре следующую документацию:
комплект рабочих чертежей на строительство предъявляемого к приемке объекта с надписими, сделанными лицами, ответственными за производство строительно-монтажных работ, о соответствии выполненных в натуре работ этим чертежам или внесенным в них проектной организацией изменениям;
сертификаты заводов-изготовителей (их копии, извлечения из них, заверенные лицом, ответственным за строительство объекта) на трубы, фасонные части, сварочные и изоляционные материалы;
технические паспорта заводов-изготовителей или их копии на оборудование, узлы, соединительные детали, изоляционные покрытия, изолирующие фланцы, арматуру диаметром свыше 100 мм, а также другие документы, удостоверяющие качество оборудования (изделий);
строительный паспорт и протоколы проверки качества сварных стыков;
акт разбивки и передачи трассы для подземного газопровода;
журнал учета работ (для подземных газопроводов протяженностью свыше 100 м) - по требованию заказчика;
акт приемки предусмотренных проектом установок электрохимической защиты;
схему сварных стыков подземных газопроводов.
Приемочная комиссия должна проверить представленную исполнительную документацию и соответствие смонтированного газопровода этой документации, требованиям СНиП и Правилам безопасности в газовом хозяйстве Госгортехнадзора России.
Комиссия имеет право проверить любые участки газопровода: провести разборку, просвечивание или вырезку стыков, а также повторное испытание газопроводов.
Если объект принят, то оформляется акт, являющийся разрешением на ввод газопроводов в эксплуатацию.
Важный этап ввода газопроводов в эксплуатацию - их испытание на герметичность.

Компенсаторы.

Газопровод длиной 1 км при нагревании на 1 градус удлиняется в среднем на 12 мм. Под действием температурных изменений возникают усилия, которые могут привести к сжатию или растяжению газопроводов. Если газопровод не имеет возможности свободно изменять свою длину, то в стенках газопровода возникнут дополнительные напряжения.
  В процессе эксплуатации наземных газопроводов величина изменения температуры может достигать нескольких десятков градусов, что вызывает напряжения в несколько десятков МПа. Поэтому для предотвращения разрушения газопровода от температурных условий необходимо обеспечить его свободное перемещение. Устройствами, обеспечивающими свободное перемещение труб, является компенсаторы - линзовые, лирообразные и П - образные. На подземных газопроводах наибольшее распространение получили линзовые компенсаторы.
  Компенсатор имеет волнистую поверхность, которая меняет свою длину в зависимости от температуры газопровода и предохраняет его от деформаций.
  Линзовые компенсаторы изготовляют сваркой из штампованных полулинз. Для уменьшения гидравлических сопротивлений и предотвращения засорения внутри компенсатора устанавливают направляющий патрубок, приваренный к внутренней поверхности компенсатора со стороны входа газа. Нижняя часть линз через отверстия в направляющем патрубке заливается битумом для предупреждения скопления и замерзания в них воды. При монтаже компенсатора в зимнее время его необходимо немного растянуть, в летнее - сжать стяжными тягами. После монтажа тяги надо снять.
  Компенсаторы при установке их рядом с задвижками или другими видами запорных и регулирующих устройств обеспечивают возможность свободного демонтажа фланцевой арматуры и замены прокладок.
Ввиду того что в колодцах очень часто находится вода (при высоком уровне вод), гайки и стяжные болты ржавеют, поэтому работа с ними затрудняется, а в отдельных случаях эксплуатационный персонал оставляет стяжные болты на линзовых компенсаторах, не свертывая гайки. Линзовый компенсатор перестает выполнять свою функцию, поэтому новые конструкции компенсаторов не предусматривают стяжных болтов. При ремонтах применяют струбцину для сжатия компенсаторов.
Для того чтобы компенсаторов лучше работал, при установке целесообразно подвергать его предварительной растяжке или сжатию в зависимости от температуры и условий эксплуатации газопровода. После монтажа стяжные болты компенсатора обязательно должны быть отпущены.
В связи с тем что компенсаторы выполнены из тонкостенной стали толщиной 3...5 мм, они не могут быть равнопрочны трубе. Если к тому же учесть, что при давлении более 6*10 в 5 степени Па компенсаторы, выполненные из стали толщиной 3...4 мм при высоте волны 240...250 мм, перестают деформироваться в осевом направлении, то становится очевидным, что предельное давление для этих компенсаторов 6 * 10 в 5 степени Па. Ограниченность давления - основной недостаток линзовых компенсаторов. Для увеличения допустимого давления компенсаторы следует делать из более прочной стали с большим количеством волн, но меньшей высоты.
Существуют компенсаторы, выполненные из гнутых, обычно цельнотянутых труб (П - образные и лирообразные). Основной недостаток таких компенсаторов - большие габариты. Это ограничивает их применение на трубопроводах больших диаметров. В практике газоснабжения гнутые компенсаторы распространения неполучили и совершенно не применяются в качестве монтажных компенсаторов при установке задвижек.
Большим достоинством обладают резинотканевые компенсаторы. Они способны воспринимать деформации не только в продольном, но и в поперечном направлениях. Это позволяет использовать их для газопроводов, прокладываемых на территориях горных выработок и в сейсмоопасных районах.

Конденсатосборники.

Опыт эксплуатации подземных газопроводов показывает, что в них часто обнаруживают воду и конденсат. В составе конденсата преобладает вода, которая выделяется из влажных газов при понижении их температуры. Помимо воды из газа конденсируются тяжелые углеводороды. Иногда в газопроводах обнаруживают воду, оставшуюся в них при производстве строительных работ. Для сбора и удаления конденсата и воды в низких точках газопроводов сооружают конденсатосборники.
  В зависимости от влажности транспортируемого газа они могут быть большей емкости - для влажного газа и меньшей - для сухово газа. В зависимости от величины давления газа их разделяют на конденсатосборники низкого, среднего и высокого давлений.
Конденсатосборник низкого давления представляет собой емкость, снабженную дюймовой трубкой. Как и у гидрозатвора, эта трубка выведена под ковер и заканчивается муфтой и пробкой. Через трубку удаляют конденсат, продувают газопровод и замеряют давление газа.
Эксплуатация конденсатосборников низкого давления и гидравлических затворов в условиях низких температур представляет определенные трудности.
Во многих газовых хозяйствах внедрена установка для ручной откачки конденсата УОКР -04, которая входит в состав комплекта аварийно-ремонтной машины. Насос (БКФ-4) крепится к основанию штатива тремя болтами. Штатив состоит из основания, двух складных стоек и четырех убирающихся ножек. Для подключения установки у штатива раздвигают до упора стойки и выдвигают ножки. Один конец всасывающего рукава подсоединяют к всасывающему патрубку насоса, другой опускают через стояк до дна конденсатосборника. На конце всасывающего рукава имеется приемный клапан. Насос подсоединяют к баллону через нагнетательный рукав, после чего открывают вентили и качанием ручки приводят установку в действие. Всасывание конденсата происходит через приемный клапан рукава, а нагнетание - через нагнетательный клапан насоса. Нагнетаемая жидкость поступает в баллон по рукаву. В нагнетательном рукаве имеется прозрачная вставка, через которую можно наблюдать за поступлением конденсата в баллон.
Конденсатосборники среднего и высокого давлений по конструкции несколько отличаются от конденсатосборников низкого давления. В них имеется дополнительная защитная трубка, а также кран на внутреннем стояке. Отверстие в верхней части стояка служит для выравнивания давления газа в стояке и футляре. Если бы отверстия не было, то конденсат под давлением газа постоянно заполнял бы стояк. При пониженых температурах возможны замерзание конденсата и разрыв стояков.
Под действием давления газа происходит автоматическая откачка конденсата.
При закрытом кране газ оказывает противодействие на конденсат, который под действием своей массы опускается вниз. При открывании крана противодействие прекращается и конденсат выходит на поверхность. Чем больше давление газа, тем быстрее и лучше будет опорожняться конденсатосборник.

Гидравлические затворы.

Гидравлические затворы - простые и плотные запорные устройства для подземных газопроводов низкого давления. Преимущества гидрозатвора: отсутствие необходимости в сооружении колодца, надежность и плотность отключения, возможность использования в качестве сборников конденсата.
Через верхнюю часть горшка проходит трубка диаметром 25 мм; нижняя часть трубки скошена для увеличения ее площади и предотвращения засорения. Трубку выводят под ковер и закрывают дюймовой пробкой. В гидравлических затворах высота столба воды должна быть на 200 мм больше, чем максимальное рабочее давление газа.
Для отключения подачи газа пробку на стояке отвертывают и заливают в затвор воду или другую жидкость, уровень которой зависит от давления газа. Уровень воды в гидравлическом затворе замеряют металлическим прутиком, опущенным через трубку. Для возобновления подачи газа жидкость из гидрозатвора удаляют ручным или мотонасосом.
В гидрозатворе усовершенствованной конструкции установлена дополнительная продувочная трубка диаметром 40 мм, к которой приварен отвод диаметром 20 мм. Трубка для откачки воды проходит через продувочный стояк. Подключение плечей гидрозатвор на разных уровнях обеспечивает одновременное отключение газопровода и продувку газа. В этом случае достаточно залить водой только нижнюю часть горшка и вывернуть пробку для продувки газа.

Газовые краны.

Удобнее обслуживать краны с принудительной смазкой. Герметизация в кране достигается за счет введения между уплотняющими поверхностями специальной консистентной смазки под давлением. Заправленная в пустотелый канал верхней части пробки смазка завинчиванием болта нагнетается по каналам в зазор между корпусом и пробкой. Пробка несколько приподнимается вверх, увеличивая зазор и обеспечивая легкость поворота. Шариковый клапан и латунная прокладка предотвращают выдавливание смазки и проникновение газа наружу.
Помимо кранов со смазкой применяют простые поворотные краны, которые подразделяют на натяжные, сальниковые и самоуплотняющиеся. Эти краны устанавливают на надземных и внутриобъектовых газопроводах и вспомогательных линиях (импульсные и продувочные газопроводы, головки конденсатосборников, вводы).
В натяжных кранах взаимное прижатие уплотнительных поверхностей пробки и корпуса достигается навинчиванием натяжной гайки на резьбовой конец пробки, снабженный шайбой.
Для создания натяжения пробки конец ее конической части не должен доходить до шайбы на 2...3 мм, а нижняя часть внутренней поверхности корпуса должна иметь цилиндрическую выточку. Это дает возможность по мере износа пробки крана опускать ее ниже, натягивая гайку хвостовика, и тем самым обеспечивать плотность.

Газовые колодцы.

На подземных газопроводах задвижки монтируют в специальных колодцах из сборного железобетона или красного кирпича. Перекрытие колодца должно быть съемным для удобства его разборки при производстве ремонтных работ.
Колодцы имеют люки, которые легко открываются для осмотра и производства ремонтных работ. На проезжей части дороги люки устанавливают на уровне дорожного покрытия, а на незамощенных проездах - выше уровня земли на 5 см с устройством вокруг люков отмостки диаметром 1 м. Там, где это возможно, рекомендуется управление задвижкой вывести под ковер.
В местах пересечения газопроводами стенок колодца устанавливают футляры, которые для плотности заделывают битумом. Колодцы должны быть водонепроницаемыми. Эффективное средство против проникновения грунтовых вод - гидроизоляция стенок колодцев. На случай проникновения воды в колодцах устраивают специальные приямки для ее сбора и удаления.
На газопроводах диаметром до 100 мм при транспортировании осушенного газа устраивают малогабаритные колодцы с установкой арматуры в верхней части, что обеспечивает обслуживание арматуры с поверхности земли. В таких колодцах вместо задвижек устанавливают краны.

Запорная арматура.

К запорной арматуре относят различные устройства, предназначенные для герметичного отключения отдельных участков газопровода. Они должны обеспечивать герметичность отключения, быстроту открытия и закрытия, удобство в обслуживании и малое гидравлическое сопротивление.
  В качестве запорной арматуры на газопроводах применяют задвижки, краны, вентили, гидравлические затворы.
  Важное значение имеет правильный выбор соответствующей арматуры. Например, на газопроводах среднего и высокого давлений преимущественно устанавливают задвижки, а на газопроводах низкого давления помимо задвижек монтируют также гидрозатворы. Газопроводы, прокладываемые внутри помещений, должны иметь краны.
Наиболее распространенный вид запорной арматуры - задвижки, в которых поток газа или полное его прекращение регулируют изменением положения затвора вдоль уплотняющих поверхностей. Это достигается вращением маховика. Шпиндель может быть выдвижным или невыдвижным. Невыдвижной шпиндель при вращении маховика перемещается вокруг своей оси вместе с маховиком. В зависимости от того, в какую сторону вращается маховик, нарезная втулка затвора перемещается по резьбе на нижней части шпинделя вниз или вверх и соответственно опускает или поднимает затвор задвижки. Задвижки с выдвижным шпинделем обеспечивают перемещение шпинделя и связанного с ним затвора путем вращения резьбовой втулки, закрепленной в центре маховика.
Для газопроводов давлением до 0,6 МПа используют задвижки из серого чугуна, а для газопроводов давлением более 0,6 МПа - из стали.
Затворы задвижек могут быть параллельными и клиновыми. У параллельных уплотнительные поверхности расположены параллельно, между ними находится распорный клин. При закрытии задвижки клин упирается в дно задвижки и раздвигает диски, которые своими уплотнительными поверхностями создают необходимую плотность. В клиновых затворах боковые поверхности затвора расположены не параллельно, а наклонно. Причем эти задвижки могут быть со сплошным затвором и затвором, состоящим из двух дисков. На подземных газопроводах целесообразно устанавливать параллельные задвижки.
Однако задвижки не всегда обеспечивают герметичность отключения, так как часто уплотнительные поверхности и дно задвижки загрязняются. Кроме того, при эксплуатации задвижек с неполностью открытым затвором диски истираются и приходят в негодность.
Устранение указанных недостатков связано с большими трудностями. Все отремонтированные и вновь устанавливаемые задвижки необходимо проверять на плотность керосином. Для этого задвижку следует установить в горизонтальное положение и залить сверху керосин, с другой стороны затвор окрашивают мелом. Если задвижка плотная, то на затворе не будет керосиновых пятен.

Газовая арматура и оборудование.

Газовой арматурой называют различные приспособления и устройства, монтируемые на газопроводах, аппаратах и приборах, с помощью которых осуществляют включение, отключение, изменение количества, давления или направления газового потока, а также удаление газов.
  Требования к выбору газовой арматуры. При выборе газовой арматуры необходимо учитывать следующие свойства металлов и сплавов:
природный газ не воздействует на черные металлы, поэтому газовая арматура может быть изготовлена из стали и чугуна;
из-за более низких механических свойств чугунной арматуры она может применяться при давлениях не более 1,6 МПа;
при выборе чугунной арматуры необходимо создать такие условия, чтобы ее фланцы не работали на изгиб;
при существующих допустимых нормах содержания сероводорода в газе (2 г на каждый 100 м. куб.), последний практически не воздействует на медные сплавы. Поэтому арматура для внутридомового газового оборудования может быть из медных сплавов.
Классификация газовой арматуры. По назначению существующие виды газовой арматуры подразделяются:
на запорную - для периодических герметичных отключений отдельных участков газопровода, аппаратуры и приборов;
предохранительную - для предупреждения возможности повышения давления газа сверх установленных пределов;
арматуру обратного действия - для предотвращения движения газа в обратном направлении;
аварийную и отсечную - для автоматического прекращения движения газа к аварийному участку при нарушении заданного режима.
Вся арматура, применяемая в газовом хозяйстве, стандартизирована. По принятому условному обозначению шифр каждого изделия арматуры состоит из четырех частей. На первом месте стоит номер, обозначающий вид арматуры. На втором - условное обозначение материала, из которого изготовлен корпус арматуры. На третьем - порядковый номер изделия. На четвертом - условное обозначение материала уплотнительных колец: бр - бронза или латунь; нж - нержавеющая сталь; р - резина; э - эбонит; бт - бабит; бк - в корпусе и на затворе нет специальных уплотнительных колец.
Например, обозначение крана 11б10бк можно расшифровать так: 11 - вид арматуры (кран), б - материал корпуса (латунь), 10 - порядковый номер изделия, бк - тип уплотнения (без колец).
Большинство видов арматуры состоит из запорного или дроссельного устройства. Эти устройства представляют собой закрытый крышкой корпус, внутри которого перемещается затвор. Перемещение затвора внутри корпуса относительно его седел изменяет площадь отверстия для прохода газа, что сопровождается изменением гидравлического сопротивления.
В запорных устройствах поверхности затвора и седла, соприкасающиеся во время отключения частей газопровода, называют уплотнительными. В дроссельных устройствах поверхности затвора и седла, образующие регулируемый проход для газа, называют дроссельными.

Метод протяжки полиэтиленовых труб

Выбор варианта установки регуляторов зависит от конкретных условий. В Москве работы по реконструкции газопроводов низкого давления проводит СП "Моспартеплогаз" совместно с фирмой "Газ де Франс" по французской технологии.
Метод протяжки полиэтиленовых труб меньшего диаметра в ветхих газопроводах без повышения в них давления ограничивается газопроводами низкого и среднего давлений и имеет ряд недостатков, связанных с уменьшением проходного сечения газопровода, сокращением его пропускной способности, что в ряде случаев требует повышения давления в сети и установки для обеспечения расчетного расхода газа.
Эти недостатки частично устраняются методом футеровки внутренней поверхности труб по технологии "Феникс", предложенным немецкой фирмой "Проссаг Анлагенбау ГмБХ". Суть метода заключается в том, что в ветхий газопровод с помощью пара проталкивается смазанный специальным клеем "чулок", который под воздействием давления и высокой температуры приклеивается к внутренней полости газопровода и восстанавливает его эксплуатационные свойства. Предварительно внутренняя поверхность газопровода освобождается от газа и очищается.
Для проведения работ по технологии "Феникс" используется специальная машина, оборудованная передвижной электростанцией, компрессором, реверсионной емкостью и парогенератором. С помощью парогенератора вырабатывается пар и осуществляется подача паровоздушной смеси в газопровод после ввода туда тканевого рукава. Тканевый рукав заполняется клеем и пропускается через валики для равномерного распределения клея и наматывания на барабан. Далее рукав с помощью компрессора подается в газопровод, выворачиваясь продвигается по трубе и приклеивается к ее внутренней поверхности. Санируемый газопровод пропаривается в течение 3 ч до отвердения клея, после чего с помощью видеокамеры проверяется качество выполненных работ.
В соответствии с правилами безопасности Госгортехнадзора России периодичность обхода полиэтиленовых газопроводов давлением до 1,2 МПа устанавливается техническим руководством газораспределительной организации, но не реже:
1 раза в з мес для газопроводов низкого давления в застроенной части поселений;
1 раза в 6 мес для газопроводов всех давлений в незастроенной части поселений, а также межпоселковых.

Использование полимерных труб.

Наряду с использованием полимерных труб для строительства новых газопроводов широкое распространение получает применение полимерных изделий при ремонте и восстановлении ветких стальных газопроводов.
Начало использования полиэтиленовых труб для реновации изношенных газопроводов относится к 1959 г., когда в Москве в районе Ленинского проспекта, а позже и в других районах были восстановлены старые газопроводы методом протяжки полиэтиленовых труб внутри изношенных стальных труб.
Работы по ремонту изношенных стальных газопроводов в Москве возобновились в 1990 г. В 1993 г. правительством Москвы и Госгортехнадзором России утверждена "Концепция совершенствования системы газораспределения г. Москвы, обеспечивающая возможность перевода распределительных сетей с низкого давления на среднее до 0,3 МПа при реконструкции газопроводов с применением полиэтиленовых труб". В том же году Минстроем России приняты дополнения к СНиП 2.04.08-87, касающиеся использования полиэтиленовых труб.
Наиболее распространенным методом является протяжка полиэтиленовых труб в ветхих стальных газопроводах, выполняющих роль футляра. Протяжка выполняется с помощью лебедки с барабана от рабочего котлована к приемному, которые сооружаются в начале и конце восстанавливаемого участка газопровода, а также в местах ответвления. Стыковка выполняется с помощью электросварных муфт в автоматическом режиме по специальной программе, определяемой штриховым кодом, и длится около 5 мин. Полиэтиленовые трубы протаскиваются в стальном газопроводе после его предварительной очистки. Для этого существует технология с применением специальных соединительных муфт и головных фасонных частей. Используются намотанные на барабан трубы из полиэтилена средней плотности. Так как внутренний диаметр протаскиваемого полиэтиленового газопровода меньше, чем стального газопровода, необходимо провести анализ изменения пропускной способности нового трубопровода.
В целях сохранения пропускной способности нового газопровода часто приходится повышать в нем давление с низкого на среднее до 0,3 МПа. В связи с тем, что жилые дома нельзя непосредственно присоединять к сетям среднего давления, предусматривается установка шкафных газорегуляторных пунктов и домовых регуляторов. АО "ЭГА" разработало ряд шкафных комбинированных регуляторных установок с пропускной способностью 10, 40, 100 и 400 м.куб./ч, т. е. практически для всего диапазона потребителей газа от индивидуального дома до микрорайона города или поселка.

Монтаж полиэтиленовых труб.

  Не допускается прокладка газопроводов из полиэтиленовых труб:
в районах сейсмичностью свыше 7 баллов на территории поселений из труб с коэффициентом запаса прочности ниже 2,8 мерной длины без 100%-го контроля ультразвуковым методом сварных стыковых соединений;
внутри зданий, надземно, а также в тоннелях, коллекторах и каналах;
для транспортировки газов, содержащих ароматические и хлорированные углеводороды, а также жидкой фазы сжиженных углеродных газов;
при переходах через искусственные и естественные преграды;
при возможности снижения температуры стенок трубы в процессе эксплуатации ниже -15 градусов.
Переходы газопроводов через железные дороги общей сети и автомобильные дороги 1...2 категории, под скоростными дорогами, магистральными улицами и дорогами общегородского значения, через водные преграды шириной более 25 м и болота разрешается выполнять из полиэтиленовых труб с коэффициентом запаса прочности не ниже 2,8 и SDR не более 11.
Обозначение трассы газопровода из полиэтиленовых труб за пределами населенного пункта достигается путем установки опознавательных знаков, расположенных на расстоянии не более 500 м друг от друга, а также на поворотах, в местах ответвлений и расположения контрольных трубок. На опознавательных знаках должна быть информация, например: ПЭ - полиэтиленовый газопровод; 0,3 - давление газа, МПа; ГАЗ - среда; ПК - номер репера.
При монтаже полиэтиленовых газопроводов трубы должны соединяться сваркой с помощью соединительных деталей с закладными нагревателями, нагретым инструментом враструб или нагретым инструментом встык. При этом в зависимости от диаметра трубы применяются разные способы сварки.
Стыковые соединения полиэтиленовых газопроводов, выполненные с помощью сварочной техники со средней и высокой степенями автоматизации, проверяются методом ультразвукового контроля в объеме от общего числа стыков, сваренных каждым сварщиком (не менее одного стыка), в зависимости от давления газа в газопроводе. А сварные стыки полиэтиленовых газопроводов, протянутых внутри стальных, должны подвергаться 100%-му контролю.
Применение резьбовых соединений допускается только в случаях, если конструкции изделия обеспечивают безопасность при рабочем давлении и имеется соответствующее разрешение Госгортехнадзора России. Соединение стального газопровода с полиэтиленовым должно, как правило, быть неразъемным по типу "полиэтилен - сталь", а разъемные соединения "полиэтилен - сталь" допускается устанавливать в местах присоединения арматуры, имеющей фланцы или резьбовые соединения.

Укладка полиэтиленовых труб.

В соответствии с Правилами безопасности Госгортехнадзора России ПБ 12-529-03 допускается прокладка подземных газопроводов из полиэтиленовых труб:
на территории поселений - давлением до 0,3 МПа;
вне территории поселений (межпоселковые) - давлением до 0,6 МПа. При этом коффициент запаса прочности должен составлять не менее 2,5.
Допускается также предусматривать прокладку подземных газопроводов из полиэтиленовых труб давлением свыше 0,3 МПа до 0,6 МПа на территориях поселений с одно-, двухэтажной и коттеджной застройками с численностью до 200 жителей.
Существующая нормативная база допускает строительство межпоселковых газопроводов из полиэтиленовых труб только на давление до 0,6 МПа.
С началом выпуска новых материалов полиэтилена (ПЭ 100 и сшитого полиэтилена ПЭ - Ха) появляется возможность сооружения газопроводов на давление 1,2 МПа. Экспериментальные работы в этом направлении ведутся в различных регионах страны. Так, первый межпоселковый полиэтиленовый газопровод высокого давления был построен в 1997 г. во Владимирской области из труб ПЭ 100 диаметром 160 мм и протяженностью 900 м. Опытнопромышленная эксплуатация этого газопровода показывает перспективность применения полиэтиленовых газопроводов высокого давления.
До начала монтажа полиэтиленовых газопроводов должны быть выполнены следующие подготовительные работы:
разбивка и планирование трассы газопровода;
земляные работы;
отбор полиэтиленовых труб;
транспортировка труб к месту укладки в траншею;
раскладка труб по трассе;
установка сварочного оборудования.
Полиэтиленовые газопроводы прокладывают на глубину не менее 0,8 м, а в районах с температурой наружного воздуха от -40 градусов на глубине не менее 1 м 40 см.
Трубы должны прокладываться с уклоном в сторону конденсатосборника 1:500, или на 1 м длины газопровода подъем должен составлять не более 5 см.
При укладке труб в траншею под трубы делают постель из песка толщиной не менее 10 см и засыпают также песком слоем 20 см, а потом местным грунтом, если он не песчаный. Допускается прокладка в одной траншее двух полиэтиленовых газопроводов и более, а также полиэтиленового и стального газопроводов. В этом случае расстояние между газопроводами принимается с учетом возможности производства ремонтных работ.
  Требования по разрыву между полиэтиленовыми газопроводами и другими подземными коммуникациями, а также зданиями и сооружениями регламентированы СНиП и являются такими же, как и для стальных газопроводов.

Внедрение полиэтиленовых труб.

Внедрение полиэтиленовых труб - одно из актуальных направлений повышения эффективности капитального строительства и снижения ее материало- и трудоемкости. Из 1 т металлических труб диаметром 100 мм можно проложить трубопровод длиной до 80 м, а из 1 т полиэтиленовых труб наружным диаметром 120 мм можно смонтировать трубопровод длиной более 1 км. Замена металлических труб в системах газораспределительных сетей позволит сэкономить от 5 до 7 т металлов на 1 т пластмассовых труб.
Зарубежный и отечественный опыт строительства и эксплуатации полиэтиленовых газопроводов выявил следующие преимущества полиэтиленовых труб по сравнению со стальными: удешевление строительно - монтажных работ и увеличение его темпов; отсутствие необходимости в корозии; долговечность полиэтиленовых газопроводов.
В отличие от стали, физические и химические свойства полиэтилена обеспечивают прекрасную герметичность и высокую стабильность под воздействием агрессивных веществ, находящихся в почве и в транспортируемом газе в течение всего срока эксплуатации газопроводов.
Полиэтиленовых газопроводы обладают коррозионной стойкостью почти во всех кислотах (кроме органических) и щелочах, что делает их незаменимыми в условиях агрессивной среды, например на животноводческих предприятиях; стойкостью против биокоррозии; повышенной пропускной способностью благодаря гладкой внутренней поверхности.
По данным Ю. А. Гордюхина, при скорости движения газа около 25 м/с полиэтиленовая труба пропускает на 10...60 % газа больше, чем стальная труба в зависимости от степени дефектности внутренней поверхности газопроводов. При этом пропускная способность полиэтиленовых газопроводов со временем не уменьшается, а нарастает, что объясняется следующими обстоятельствами. Во-первых, в отличие от стальных труб, внутренний диаметр которых со временем уменьшается вследствие коррозионного зарастания, диаметр полиэтиленовых труб увеличивается до 3 % в процессе эксплуатации в пределах гарантийного срока без потерь работоспособности за счет свойственного полиэтилену явления ползучести. Во-вторых, в отличие от стальных труб внутренняя поверхность полиэтиленовых труб в процессе транспортировки газа постепенно становится более мягкой и гладкой вследствие набухания граничного слоя полимера в газе. Поэтому труба становится эластичной, улучшает условия обтекания стенки трубы и уменьшает сопротивление движению газа.

Условное обозначение полиэтиленовых труб.

Условное обозначение полиэтиленовых труб состоит из слова "труба", сокращенного материала (ПЭ 63, ПЭ 80), слова "ГАЗ", стандартного размерного отношения (SDR), тире, номинального диаметра, толщины стенки трубы и обозначения действующего стандарта на полиэтиленовые трубы. Например, труба из полиэтилена ПЭ 63, SDR 11 номинальным диаметром 110 с предельным отклонением +0,7 мм и номинальной толщиной стенки 10 мм будет иметь условное обозначение:
Труба ПЭ 63 ГАЗ SDR 11 - 110 Х 10 ГОСТ Р 50838 - 95.
Труба из полиэтилена ПЭ 80, SDR 17,6, номинальным диаметром 160 мм с предельным отклонением +1,1 мм и номинальной толщиной стенки 9,1 мм будет иметь условное обозначение:
Труба ПЭ 80 ГАЗ SDR 17,6 - 160 Х 9,1 ГОСТ Р 50838 - 95.
Полиэтиленовые трубы должны иметь маркировку, которая наносится на их поверхности нагретым металлическим инструментом с интервалом не более 1,0 м. Маркировка включает товарный знак предприятия, условное обозначение трубы без слова "труба" и дату изготовления. При этом глубина клеймения должна быть не более 0,7 мм. Бухты, катушки и пакеты снабжаются ярлыком с нанесением транспортной маркеровки.
Полиэтиленовые трубы не относятся к категории опасных грузов, поэтому могут транспортироваться любым видом транспорта в соответствии с правилами перевозки грузов для данного вида транспорта.

Способы производства полиэтиленовых труб.

Основной способ производства полиэтиленовых труб - непрерывная шнековая экструзия. Процесс изготовления труб на экструдере заключается в следующем. Приготовленные гранулы полиэтилена засыпают в бункер экструдера, откуда захватывают шнеком и транспортируют через обогревательный цилиндр. Во время прохождения через него материал пластифицируется и в вязкотекучем состоянии продавливается через кольцевой зазор экструзионной головки, образуемый дорном и мундштуком. Труба, выходящая из экструдера, с помощью тянущего устройства поступает на калибровку, охлаждается водой, нарезается на отрезки заданной длины или сматывается на катушку.
Автоматизация производственных процессов позволяет контролировать качество подаваемого сырья в бункерные устройства, его температуру, скорость подачи шнеком. Автоматический контроль состояния сырья на первых этапах обеспечивает необходимый режим формирования труб.
Производство полиэтиленовых труб и соединительных деталей для газопроводов находится под контролем Госгортехнадзора России и осуществляется только при наличии его разрешения или лицензии. Разрешение выдается на основе проверок состояния технического оборудования и результатов испытаний продукции.
Полиэтиленовые трубы изготавливают в прямых отрезках, бухтах и катушках, а трубы диаметром 200 и 250 мм выпускаются только в прямых отрезках, при этом длина труб в прямых отрезках должна быть, как правило, от 5 до 12 м с кратностью 0,5 м, предельное отклонение длины от номинальной не более 1%.

Требования к материалу труб из полиэтилена.

Требования к материалу труб из полиэтилена, маркировке и методам испытания полиэтиленовых труб для сооружения газопроводов должны соответствовать государственным стандартам.
Начало производства отечественных полиэтиленовых труб для газораспределительных сетей относится к 1987 г., когда на основе работ, выполненых НПО "Пластик", ОНПО "Пластполимер", заводом "Ставропольполимер", Казанским производственным объединением "Оргсинтез", были созданы специальные марки полиэтилена (ПЭ 289-136 и ПЭ 289-137) с высокими требованиями по длительной прочности, термо- и светостабильности. Эти марки пришли в НПО "Пластик" классификационные испытания по оценке длительной прочности трубных образцов и показали, что они могут быть отнесены к классу ПЭ 63 (MRS 63). В настоящее время АО "Ставропольполимер" освоило производство новой марки полиэтилена, который на основе испытаний, выполненных НПО "Пластик", классифицирован как ПЭ 80 (MRS 80) и на него получен сертификат Госстроя России.
Одновременно НПО "Пластик" разработало технические условия на трубы для газораспределительных сетей (ТУ 6-19-352-87) и соединительные детали (ТУ 6-19-359-87).
В настоящее время трубы для сооружения газопроводов в РФ выпускаются в соответствии с ГОСТ Р 50838-95 "Трубы из полиэтилена для газопроводов", в котором приведены: технические требования и основные эксплуатационные характеристики, сортамент труб, методы испытания, требования к полимерным материалам и другие характеристики продукции. С учетом отечественного опыта производства труб НПО "Пластик" разработало Изменение №1 к действующему ГОСТу, что позволяет расширять номенклатуру выпускаемых труб как по сортаменту, так и по типам используемого для изготовления труб полиэтилена. Действующий ГОСТ и Изменения №1 распространяются на трубы, изготавливаемые из полиэтилена типа ПЭ 63, 80 и 100. Введение в ГОСТ труб из ПЭ 100 позволит повысить давление в газопроводах, однако в нашей стране пока полиэтилен типа ПЭ 100 не выпускается.

Требования новых строительных норм и правил.

Переработаны ранее действующие СНиП по газоснабжению в целях их совершенствования и приведения в соответствие с новой системой нормативных документов в строительстве. С 2003 г. взамен СНиП 2.04.08-87 и СНиП 3.05.02-88 постановлением Госстроя России введен в действие СНиП 42-01-2002 "Газораспределительные системы".
Требования новых строительных норм и правил, которые должны содержать только обязательные требования, в основном сосредоточились на вопросах безопасности. А все, что касается способов решения проблем, возникающих в процессе проектирования и строительства, и обеспечения обязательными нормативными требованиями СНиП, делается в виде сводов правил. Свод правил - это рекомендательные документы, которые утверждаются разработчиком, а одобряются на применение к строительству Госстроем, и таким образом включаются в общую систему нормативных документов. Новая система построена на методических подходах, в которых регламентируются в качестве обязательных не требования по различным конструктивным особенностям, а эксплуатационные характеристики.
Введены также территориальные строительные нормы, которые вводятся и утверждаются органами исполнительной власти субъектов РФ. Подобная система существует в ряде зарубежных стран.
Исходя из этих принципов, Госстрой России в 2003 г. одобрил свод правил СП 42-101-2003 "Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтеленовых труб" для применения в качестве нормативного документа Системы нормативных документов в строительстве. На основе вышеназванных общих положений Госстрой России одобрил своды правил СП 42-102 "Проектирование и строительство газопроводов из металлических труб" и СП 42-103 "Проектирование и строительство газопроводов из полиэтиленовых труб и реконструкция изношенных газопроводов", которые вошли в пособие "Основы проектирования, строительства и реконструкции газораспределительных систем". Основным условием использования сводов правил является четкое соблюдение СНиП 42-01-2002 "Газораспределительные системы" и Правил безопасности систем газораспределения и газопотребления.
В соответствии с этими правилами полиэтиленовые трубы, применяемые для сооружения газопроводов, должны быть изготовлены из полиэтилена с минимальной длительной прочностью (MRS) не менее 8,0 МПа в установленном порядке.
Минимальная длительная прочность - напряжения, полученное путем экстраполяции на срок службы 50 лет при температуре 20 градусов данных испытаний труб на стойкость к внутреннему гидростатическому давлению с нижним доверительным интервалом 97,5% и округленное до ближайшего нижнего значения ряда R10 по действующему ГОСТу.

Полиэтиленовые трубы 2.

За последние годы в отечественном газовом хозяйстве широкое применение находят полиэтиленовые технологии как в строительстве, так и в производстве ремонтных работ. Важным этапом в развитии отечественных полимерных технологий явилось создание в 1997 г. Координационного совета по вопросам использования пластмассовых труб, полимерных и других материалов. В состав Координационного совета входят представители федеральных ведомств - Госстроя, Минэнерго, Госстандарта, Госгортехнадзора, а также РАО "Газпром", ОАО "Росгазификация", других организаций и предприятий, выпускающих пластмассовые трубы, соединительные детали, механизмы, оборудование, средства технической оснастки, представители организаций, занимающихся проектированием, строительством, эксплуатацией систем газоснабжения.
Деятельность Координационного совета направлена:
на решение проблем создания новой техники, технологий и проектов;
внедрение пластмассовых труб и полимерных материалов в системах газоснабжения;
содействие реализации прогрессивных технических решений;
организацию эффективного взаимодействия российских и зарубежных хозяйствующих субъектов.
В настоящее время с активным участием Координационного совета решены многие научно-технические, организационные, производственные и кадровые вопросы, связанные с широким развертыванием строительства газопроводов из полиэтиленовых труб.
В 1997 г. в стране было создано ЗАО "Полимергаз", выполняющее функции рабочего органа Координационного совета и научно-методического центра при Госгортехнадзоре России по сертификации полимерных труб и материалов, соединительных элементов и монтажно-сварочного оборудования для распределительных систем газоснабжения. Регулярно издается ежеквартальный журнал "Полимергаз", освещающий передовой отечественный и зарубежный опыт в области строительства и эксплуатации полиэтиленовых газопроводов.
В стране создана современная нормативно-техническая база для внедрения полимерных технологий, освоен выпуск отечественных полимерных труб и материалов, проведена работа по подготовке руководящих кадров по использованию в газовом хозяйстве полимерных труб и материалов соединительных элементов и монтажно-сварочного оборудования.
Продолжение следует ...

Полиэтиленовые трубы.

Для соединения полиэтиленовых труб применяют контактную сварку встык или враструб. Соединяемые поверхности нагревают до 200 градусов, после чего концы труб сближают и осаживают под давлением. Винипластовые трубы сваривают и склеивают.
Для разъемных соединений полиэтиленовых труб, а также для их соединения с металлическими газопроводами используют фланцы.
Основные элементы для соединения полиэтиленовых труб - уплотнительное кольцо и конические фланцы.
При стягивании болтами фланцы движутся по конусной поверхности уплотнительного кольца и обеспечивают плотность соединения.
На начальном этапе развития газового хозяйства для сооружения подземных газопроводов применялись, как правило, чугунные трубы. По мере развития научно-технического прогресса на смену чугунным трубам пришли стальные, а на смену стальным приходят полиэтиленовые трубы.
Применение полимеров для строительства и ремонта газопроводов в РФ началось с 60-х гг. прошлого века. В 1960-х гг. были сооружены несколько экспериментальных полиэтиленовых газопроводов в Тамбове, Санкт-Петербург, Саратовской области и Краснодарском крае.
Однако строительство полиэтиленовых газопроводов в то время не получило широкого распространения, прежде всего, из-за отсутствия нормативно-технической документации по проектированию, строительству и эксплуатации полиэтиленовых газопроводов, неотработанной технологии строительства полиэтиленовых газопроводов, отсутствия соответствующих соединительных деталей и фитингов, низкого качества труб.
После внедрения полиэтилена в газовой промышленности США в начале 1960-х гг. во многих странах произошла революция в строительстве газопроводов. Огромная популярность полиэтилена объясняется его преимуществом по сравнению с чугуном, сталью и другими полимерами.
В 1997 г. в журнале "Полимергаз" № 4 Удовенко В. Е. отмечал, что "... можно говорить о появлении новой концепции развития газораспределительных систем России". В том же журнале автор писал, что новые технологии строительства, реконструкции и эксплуатации полиэтиленовых газопроводов способствуют:
лучшей организации работ и экономии средств для их проведения;
повышению надежности и безопасности систем газораспределения;
решению многих экологических проблем.
  Новая концепции развития газораспределительных систем РФ на основе широкого внедрения полиэтиленовых труб находит отражение в соответствующих нормативных документах по проектированию, строительству и эксплуатации полиэтиленовых газопроводов, восстановлению стальных газопроводов с помощью полимерных материалов, производству отечественных труб и сварочного оборудования.
 продолжение следует....

Разъемные соединения.

Помимо сварных соединений на газопроводах применяют разъемные соединения, которые используют в местах установки отключающих устройств, компенсаторов, регуляторов давления, контрольно-измерительных приборов и другой арматуры.
К соединительным частям и деталям газопроводов и газового оборудования относят отводы, тройники, переходы, фланцы, заглушки, муфты, контргайки, сгоны и др.
Отводы бывают гнутыми и сварными. Гнутые делают из бесшовных труб диаметром до 400 мм. Сварные отводы изготовляют для газопроводов диаметром более 150 мм. Предпочтительнее использовать гнутые отводы, так как у них меньше сварочных соединений и они создают незначительные сопротивления потоку газа.
Тройники или крестовины применяют для устройства ответвлений от газопровода в одну или две стороны. Они могут быть проходными и переходными. Переходы применяют в тех случаях, когда необходимо изменить диаметр газопровода. Фланцевые соединения устанавливают возле задвижек, кранов и другой арматуры там, где необходимо иметь разъемное соединение. Различают следующие типы стальных фланцев: плоские приварные, приварные встык, свободные на приварном кольце, свободные на отбортованной трубе. Фланцы, приваренные встык, для соединения с трубой имеют разделанную кромку под сварку. Свободные фланцы не приваривают к трубам, а опирают на приварное кольцо или бурт отбортованной трубы. Фланцы крепят болтами, количество их зависит от диаметра присоединяемых труб.
На качество фланцевых соединений влияет подготовка уплотнительных поверхностей, поэтому на каждом фланце делают не менее двух уплотнительных канавок. Герметичность фланцевых соединений обеспечивают различными прокладками толщиной 3...5 мм. Кроме паронита применяют маслобензостойкую резину, алюминий и медь.
Изолирующие фланцы устанавливают на газопроводах для предотвращения движения блуждающих токов из одной части трубопровода в другую. Во фланцевом соединении, состоящем из свободных фланцев на приварных кольцах, устанавливают диэлектрические прокладки из паронита, текстолита, клингерита и др. Между приварными кольцами помещают текстолит, а для изоляции болтов используют изолирующие гильзы и шайбы.

Механическое испытание сварных соединений труб.

Механическое испытание сварных соединений труб диаметром менее 50 мм производят на целых стыках на растяжение и сплющивание. При этом половину вырезанных контрольных стыков испытывают на сплющивание и половину - на растяжение.
Результаты испытаний на сплющивание положительны, если величина просвета между сжимающими поверхностями пресса при появлении первой трещины на шве не превышает пять толщин стенки трубы.
При неудовлетворительных результатах механических испытаний образцов сварного шва при дуговой, газовой и прессовой сварках повторно испытывают удвоенное количество образцов. Если результаты этих испытаний будут неудовлетворительными хотя бы на одном образце, то все стыки, сваренные сварщиком, проверяют физическими методами контроля, а сварщика допускают к работе только после прохождения практики и получения положительных результатов при сварке пробного стыка.
На каждый участок строящегося газопровода составляют сварочную схему, на которой указывают наименование объекта, номер стыка, расстояние между стыками, шифр сварщика, привязку стыков в характерных точках, стыки, проверенные физическими методами, а также места, в которых вырезаны стыки для механических испытаний.

Производство сварочных работ.

К производству сварочных работ на газопроводах допускаются сварщики, сдавшие соответствующий экзамен и имеющие специальные удостоверения. Каждому сварщику присваивают шифр, который он простовляет на расстоянии 30 мм от сваренных стыков. Качество сварочных работ периодически контролируют. При этом проводят следующие операции.
1. Проверку качества применяемых материалов.
2. Пооперационный контроль в процессе сварки стыков. По внешнему виду сварные швы должны иметь слегка выпуклую поверхность и плавный переход к телу трубы. Высота швов должна составлять 1...3 мм, а ширина - не превышать 2,5 толщины стенок труб.
3. Контроль физическими методами (рентгено- или гаммаграфированием и магнитографированием в сочетании с просвечиванием рентгеновскими или гамма-лучами). Существуют специальные нормы испытания в зависимости от давления газа, назначения газопроводов, условий их эксплуатации и т.д.
Сварные стыки бракуют при наличии дефектов, обнаруженных физическими методами контроля: трещин любых размеров и направлений; непровара по сечению шва; непровара в корне шва; газовых пор и шлаковых включений шва; скоплений газовых пор в отдельных участках шва.
4. Механические испытания стыков сварных швов подземных, надземных и внутренних газопроводов, сваренных электродуговой или газовой сваркой (независимо от рабочего давления).
Для механических испытаний стыков, сваренных электродуговой, газовой и прессовой сваркой, из стыка вырезают три образца с неснятым усилением для испытаний на разрыв (растяжение) и не менее трех образцов со снятым усилением для испытаний на изгиб.
Сварные соединения должны иметь предел прочности не менее нижнего предела прочности основного металла труб; угол загиба - не менее 120о при электросварке, не менее 100о - при газовой.
Результаты испытаний на растяжение и изгиб определяют как среднее арифметическое результатов, полученных при испытании образцов для указанных видов испытаний.
Результаты механических испытаний считают неудовлетворительными, если среднее арифметическое результатов испытаний на растяжение и изгиб ниже установленных норм: результат испытаний хотя бы одного образца на 10% ниже установленной нормы.