Порядок работ при строительстве газопровода

Завершающим этапом газификации дома является устройство и монтаж внутреннего газоснабжения дома. Устройство и монтаж осуществляется по проекту газификации и включает следующие работы и темы для изучения:

• Давление газопровода;
• Материалы для газопровода;
• Соединение труб газопровода в доме;
• Требования к оборудованию, работающему на газе (плита, газовый котел);
• Как монтировать газопровод и газовое оборудование в доме;
• Сдача и прием газопровода дома.

Начнем с давления газа и способах его снижения.

Давление домашнего газопровода

Номинальное давление газа для домашнего газопровода должно находиться в диапазоне до 2мПа÷1000 (газ искусственный) – до 3мП÷1000 (газ природный) – до 4мПа÷1000 (сжиженный газ). Магистральные газопроводы могут иметь давление 0,1-0,6 МП. Снижается давление газа пред подачей его во внутренний газопровод дома при помощи домового газорегуляторного пункта (ДРП).

МОНТАЖ ГАЗОПРОВОДА В ЧАСТНОМ ДОМЕ

Монтируется ДРП на стене дома в шкафу или на участке в поднятом на несгораемой платформе шкафу, с отдельно сделанным заземлением.

Материал для внутреннего газопровода

Для внутреннего газопровода дома применяются следующие трубы из стали:

• Трубы без швов;
• Труба с прямым сварным швом, с одинаково прочным швом основной трубе;
• Со спиральным швом;
• Все типы водопроводных и газопроводных труб.

Как соединять трубы для газа

Предпочтительно сворное соединение труб под газ. Соединять фланцами и на резьбе можно места подсоединения газовой арматуры. Резьбы уплотняется льном, который промазывается краской типа сурик или белилами на свинце. Более современный уплотнитель это ФУМ лента (фторопластовый уплотнительный материал).

При прокладке внутреннего газопровода придется его изгибать. Радиусы изгиба нормативны. При монтаже труб до Ø4 см, радиус изгиба должен быть не менее 2,5 диаметров труб. Для труб 4-5 см, радиус изгиба не менее 3 диаметра. Трубы других диаметров в газопроводе не гнутся.

Фланцевое соединение труб газопровода

Фланцевое соединение труб вы видите на фото. Такое соединение нуждается в прокладках. Делаются они из паронита. Во внутреннем газопроводе дома вряд ли нужно фланцевое соединение, хотя в ДРП оно возможно.

Соединение газовых труб сваркой

Основное соединение газовых труб в доме это сварка. Сварка может использоваться любая:

• Электродуговая сварка руками (электроды № 42, 42А, 46, 46А, 50А).
• Автосварка с флюсами и проволокой Св-08-А, Св-08-ГА.

Такая же проволока используется при сварке газом. Во внутреннем газопроводе дома нужно использовать арматуру (задвижки, вентили, краны) только предназначенные для работы в газовой среде.

Строительство трубопроводов

Требования к оборудованию, работающему на газе

• В доме ставятся газовые плиты с 2-4 конфорками по соответствующему ГОСТу или ТУ.
• Для контроля за потреблением газа используются счетчики газовые.
• Водонагреватель должен быть с автоматикой для отключения горелок при «пропажи» газа;
• Аналогичную автоматику должны иметь воздушные отопительные устройства, работающие на газе.

Подготовка к монтажным работам

Перед монтажом систем, нужно выполнить следующие подготовительные работы:

• Сделать проходные отверстия для труб (стены, перекрытия, фундамент) для прокладки труб газопровода;
• Если планируется спрятать газопровод, нужно подготовить штробы для него;
• Полы, где будет стоять газовое оборудование, должны быть готовы;
• При настенной установки оборудования, стены штукатурятся;
• Сантехника, и оборудование к которым будет подводиться газ и горячая вода, должны стоять на месте.

Правила монтажа

Трубы для газа соединяются сваркой;

• Контрольные, отключающие, регулирующие устройства подсоединяются на резьбе или фланцами. Перекосы в соединениях недопустимы;
• Стыки труб прятать в штробу или короб нельзя;
• К соединениям нужен прямой доступ;
• Трубы нужно покрасить;
• При закрывании труб коробом, от газ. трубы до короба должно быть минимум 10-11 см;
• 10-15 см должно отделять сварной шов от прохода через стенку и цоколь дома;
• Для удобного монтажа и демонтажа, кранов, подводов, ответвлений нужно ставить сгоны с контргайками;
• Обычно, расстояние от газовых труб до стен дома указывается в проекте газификации дома. Если этого нет, берется расстояние не менее диаметра газовой трубы.

Прокладка газового трубопровода

Посмотрим на разрешенные, минимальные расстояния от газопровода до других коммуникаций.

• От поверхности газовой трубы до открытой проводки должно быть 25 см при параллельной прокладке и 10 см при пересечении;
• Для скрытой проводки эти расстояния уменьшаются до 5 см и 1 см соответственно. Это же правило работает для проводки в трубах;
• Распределительные, вводные щиты с газовыми трубами пересекаться не должны;
• До «голых» шин электропроводки должно быть расстояние не менее 1000 мм;
• Инженерные коммуникации (вода, канализация) пересекаются с газопроводом не ближе 2 см. Параллельный монтаж выбирается по месту и не нормируются.

Монтаж газопотребителей дома

• Газовый водонагреватель устанавливается в 2 см от несгораемой стены и 3 см от трудногорючей стены. Стены изолируется «сандвичем» из 3 мм асбеста и кровельной стали. Изолятор должен быть больше размеров водонагревателя на 100 мм с каждой стороны.
• Стенка, облицованная плиткой, не нуждается в дополнительной защите.
• Дерево штукатурится по сетке. Далее закрывают асбестом или асбестовой фанерой, и оббивают кровельной сталью.
• Стена, где стоит плита, закрывается от пола. Расстояние от плиты до стены берется в 70 мм.

Котлы на газу

или котлы устанавливаются в отдельной топочной или на кухне. Помещение, где стоит котел, нужно оборудовать по специальным правила. ( Читать Монтаж газового котла в доме).
• Деревянные стена и пол, где стоит котел, нужно защитить асбестовым листом и кровельной сталью. Котел с внутренней теплоизоляцией от стен не изолируется.
• Все приборы, работающие на газе нужно снабдить дымоходом. Диаметры дымоходов берутся из паспортов к приборам.

Прокладка труб для газа на улице

При прокладке газовых труб по фасаду дома запрещено:

• Сваривать или соединять трубы под окнами;
• Прокладывать по деревянному фасаду трубы для газа толще 50 мм.

Монтаж счетчиков газа

Газовые счетчики газа монтируются в видимых местах с легким доступом для обслуги. Монтируется счетчик строго по горизонту или по вертикали. Счетчик не должен трястись или качаться.

Сдача и приемка систем внутреннего газоснабжения

• Скрытые работы принимаются в процессе монтажа;
• Готовый газовый трубопровод испытывается подрядчиками совместно с заказчиком и РЭС филиала «Облгаза». Результаты фиксируются в паспорте строительства или отдельным актом.
• Проверяется газопровод воздухом под давлением.

• Проверка на дефекты соединений осуществляется давлением: 100000 Па;
• Проверка плотности подключений давлением: 4000 Па со счетчиком и 5000 Па без счетчика.
• Испытания проводятся с включенными приборами. Газопровод исправен на плотность соединений, если давление в трубах за 5 мин падает не более чем на 200 Па.

По испытаниям составляется акт. Подписывают акт монтажная организация и РЭС района. По этому акту, приемная комиссия в составе: заказчика, монтажной организации, РЭС и Технадзора дает разрешение на пуск газа. Пускают газ в дом ремонтно-эксплуатационной службой района, в присутствии организации делавшей монтаж. Далее, система принимается в эксплуатацию по акту.

Приемка системы газоснабжения в эксплуатацию оформляется актом.

Источник: obotoplenii.ru

6. Наружные газопроводы

6.1.1. При технической эксплуатации наружных газопроводов выполняются следующие виды работ:

— ввод законченных строительством газопроводов в эксплуатацию (пуск газа);

— контроль давления и степени одоризации газа, подаваемого по газораспределительным сетям на территории поселений;

— техническое обслуживание, текущий и капитальный ремонты газопроводов и сооружений на них, включая арматуру, установленную на вводе в здание или перед наружным газоиспользующим оборудованием потребителя;

— техническое обслуживание и ремонт средств защиты газопроводов от электрохимической коррозии, проверка эффективности действия ЭХЗ;

— проверка наличия и удаление влаги и конденсата из газопроводов;

— техническое диагностирование газопроводов;

— локализация и ликвидация аварий, аварийно-восстановительные работы;

— демонтаж газопроводов и сооружений на них.

Последовательность и приемы производства работ приведены в настоящем ОСТ, действующих отраслевых типовых инструкциях, руководящих документах, методиках, технологических картах, утвержденных в установленном порядке, и должны быть отражены в производственных инструкциях, разрабатываемых эксплуатационными организациями.

6.1.2. Ввод в эксплуатацию законченных строительством стальных и полиэтиленовых газопроводов производится присоединением их к действующим газопроводам газораспределительной сети с одновременным пуском газа.

Порядок выполнения работ при вводе газопроводов в эксплуатацию приведен в настоящем разделе.

Для врезки законченных строительством газопроводов следует применять технологии, соответствующие предусмотренному проектом способу их присоединения к действующим газораспределительным сетям.

6.1.3. Контроль за давлением газа в газораспределительных сетях городов и населенных пунктов производится с помощью его периодических (но не реже одного раза в год) замеров. Порядок выполнения работ по замерам давления газа приведен в настоящем разделе.

6.1.4. Контроль за степенью одоризации газа осуществляется проверкой в соответствии с государственными стандартами интенсивности запаха газа из проб, отбираемых в пунктах контроля, и с периодичностью, устанавливаемыми ГРО.

6.1.5. Проверка влаги и конденсата в газопроводах, их удаление производится с периодичностью, исключающей возможность образования закупорок.

6.1.6. При техническом обслуживании газопроводов производятся следующие виды работ:

— надзор за состоянием газопроводов путем обхода трасс;

— техническое обследование газопроводов.

Обход трасс газопроводов производится в сроки, установленные эксплуатационной организацией, но не реже предусмотренных ПБ 12-529. Графики обхода следует периодически, не реже 1 раза в 3 года, пересматривать, исходя из изменения условий эксплуатации газопроводов. Работы при обходе трасс газопроводов выполняются в соответствии с требованиями ПБ 12-529 и настоящего раздела.

Периодическое техническое обследование газопроводов производится в сроки, установленные ПБ 12-525*, с целью выявления утечек газа, а также повреждений изоляционных покрытий подземных стальных газопроводов.

* Вероятно ошибка оригинала. Следует читать ПБ 12-529. — Примечание «КОДЕКС».

Внеочередные приборные технические обследования газопроводов производятся в случаях, предусмотренных ПБ 12-529.

Техническое обслуживание арматуры, установленной на газопроводах, производится в соответствии с требованиями раздела 8 настоящего ОСТ.

6.1.7. Текущий и капитальный ремонты (замена, реконструкция газопроводов) производятся по результатам технического обслуживания и диагностирования газопроводов.

Основные виды работ, относящихся к текущему и капитальному ремонтам газопроводов, способы локализации и ликвидации аварий устанавливаются ПБ 12-529.

Реконструкция стальных газопроводов, не подлежащих дальнейшей эксплуатации, производится протяжкой полиэтиленовых труб внутри изношенных стальных газопроводов, облицовкой внутренней поверхности стальных газопроводов синтетическим тканевым шлангом на основе специального двухкомпонентного клея, другими методами, разрешенными к применению в установленном порядке.

6.1.8. Техническое диагностирование газопроводов производится в соответствии с требованиями ПБ 12-529 по методикам, утвержденным Госгортехнадзором России.

6.1.9. Аварийно-диспетчерское обслуживание газопроводов осуществляется в соответствии с требованиями ПБ 12-559* и настоящего ОСТ.

* Вероятно ошибка оригинала. Следует читать ПБ 12-529. — Примечание «КОДЕКС».

Аварийно-восстановительные работы производятся при необходимости ремонта газопровода и восстановления подачи газа потребителям после временной ликвидации утечки газа.

6.2. Ввод в эксплуатацию

6.2.1. Работы по врезке газопроводов и пуску газа выполняются персоналом эксплуатационной организации.

Земляные и изоляционные работы в месте присоединения выполняются строительно-монтажной организацией. Участок газопровода в месте врезки засыпают песком на высоту не менее 20 см от верхней образующей трубы, тщательно подбивая пазухи. Эксплуатационная организация проверяет качество изоляции места врезки приборным методом.

Работы по врезке и пуску газа на внутриплощадочных газопроводах предприятий разрешается выполнять бригадой газовой службы предприятия.

6.2.2. Работы по врезке газопроводов и пуску газа производятся пусковыми бригадами в составе не менее трех человек, имеющих необходимый инструмент, приборы и средства индивидуальной защиты, под руководством специалиста (мастера).

6.2.3. Врезка газопроводов и пуск газа производятся по нарядам-допускам на выполнение газоопасных работ и, при необходимости, по плану организации работ, утверждаемому в установленном порядке, согласованному с АДС.

6.2.4. При подготовке к производству работ необходимо:

— проверить и подготовить необходимую техническую документацию (эксплуатационную — на действующий газопровод, исполнительную — на присоединяемый газопровод);

— осмотреть присоединяемый газопровод, отключающие устройства, средства ЭХЗ, место присоединения, котлован (траншею, приямок) для производства работ. При выявлении дефектов работы следует выполнять после их устранения;

— разработать (при необходимости) план организации работ и известить организации, участвующие в производстве работ, и АДС;

— подготовить инструмент, механизмы, приспособления, материалы, приборы, проверить годность их к применению;

— изготовить узлы присоединения;

— обеспечить наличие необходимых транспортных средств, компрессора;

— получить наряды-допуски на выполнение газоопасных работ.

6.2.5. План организации работ содержит:

— схему узла присоединения;

— последовательность технологических операций по контрольной опрессовке, врезке газопроводов и продувке их газом;

— порядок и условия отключения газа или снижения его давления в действующем газопроводе;

— порядок продувки газом присоединяемого газопровода по схеме, на которой указываются ответвления и места установки гидрозатворов, конденсатосборников, отключающих устройств и средств ЭХЗ, манометров, заглушек, продувочных свечей;

— численный и квалифицированный состав рабочих и специалистов;

— потребность в транспорте, механизмах, приспособлениях, приборах, материалах;

— меры обеспечения безопасности.

Планом организации работ может предусматриваться оформление отдельных нарядов-допусков на выполнение газоопасных работ.

6.2.6. Потребители газа извещаются о времени производства работ по врезке, связанных с прекращением подачи газа или снижением его давления, не позднее чем за 3 суток до начала работ.

6.2.7. Перед врезкой в действующий газопровод, присоединяемый газопровод следует проверить на герметичность опрессовкой воздухом давлением 0,02 МПа. Падение давления не должно превышать 10 даПа за 1 час. На участках газопроводов, отключенных гидрозатворами, контрольная опрессовка может производиться давлением 400 даПа. Падение давления не должно превышать 5 даПа за 10 минут.

Результаты опрессовки фиксируются в наряде-допуске. Давление воздуха в присоединяемом газопроводе должно сохраняться до начала работ по пуску газа.

При наличии в присоединяемом газопроводе избыточного давления и пуске газа не позднее 6 месяцев со дня приемки его в эксплуатацию контрольную опрессовку разрешается не производить.

6.2.8. Лица, участвующие в выполнении работ, должны быть проинструктированы о последовательности технологических операций и задачах каждого члена бригады, мерах безопасности и применении средств индивидуальной защиты.

6.2.9. На период производства работ по врезке и пуску газа средства электрохимической защиты необходимо отключить.

6.2.10. Руководитель работ по врезке перед началом работ проверяет:

— давление воздуха в присоединяемом газопроводе;

— наличие заглушек и перекрытие задвижек в колодцах (стяжные болты на компенсаторах газопровода должны быть сняты);

— наличие в конце каждого подключаемого газопровода заглушки (если в конце газопровода имеется отключающее устройство, заглушка должна быть установлена после него по ходу газа);

— отсоединение газовых вводов в здание от внутренних газопроводов и наличие заглушек после отключающих устройств;

— организацию проветривания котлованов (приямков) для врезки;

— подготовку места врезки (очистка от изоляции и разметка);

— установку манометров и продувочных свечей. Краны на продувочных свечах должны быть закрыты;

— выполнение мероприятий по обеспечению безопасности при производстве работ.

6.2.11. При врезках со снижением давления газа в действующем газопроводе снижение давления и его регулировка в требуемых технологией врезки пределах производятся выпуском газа через продувочные свечи, установленные на действующем ГРП и газопроводе.

Величину давления газа в действующем газопроводе следует проверять в течение всего времени производства работ манометрами. Если давление газа в действующем газопроводе понизится ниже 40 даПа или повысится выше 200 даПа, работы необходимо прекратить до восстановления давления газа.

6.2.12. При пуске газа производится продувка газом газопровода через продувочные свечи, установленные на присоединяемом газопроводе (на конденсатосборниках, гидрозатворах, в конечных точках газопровода). Продувочные свечи на подземных участках газопровода должны быть высотой не менее 3 м от поверхности земли. В свечи должны быть вварены патрубки с кранами и штуцерами на высоте 1,5 м от поверхности земли для отбора пробы газа.

Выпуск газовоздушной смеси при продувке газопроводов следует производить в местах, где исключена возможность попадания ее в здания и воспламенения от какого-либо источника огня.

Перед заполнением газопровода газом давление воздуха в нем необходимо снизить до атмосферного, затем удалить заглушку, установленную после отключающего устройства в месте подсоединения газопровода. При подаче газа отключающие устройства должны открываться медленно, плавно. При этом необходимо вести непрерывное наблюдение за давлением газа по манометру.

Давление газа при продувке газопроводов низкого давления должно быть не выше рабочего, газопроводов среднего и высокого давления — не выше 0,1 МПа.

Кранами на свечах регулируется скорость выхода газовоздушной смеси. Краны следует открывать последовательно по заранее намеченному плану. В случае воспламенения газа на свече, кран следует немедленно перекрыть.

Продувку газом необходимо осуществлять до вытеснения всего воздуха из газопроводов. Окончание продувки определяется путем анализа или сжигания отбираемых проб. Сгорание газовоздушной смеси, пропускаемой через мыльную эмульсию, должно происходить спокойно, без хлопков.

При продувке у свечей находятся дежурные слесари. Отбираемые пробы необходимо относить от свечи на расстояние не менее 10 м.

Во время продувки газопровода дежурный слесарь не допускает посторонних лиц и транспорт к месту продувки.

6.2.13. Перед началом работ в колодце на расстоянии 5 м от него со стороны движения транспорта устанавливают ограждения, на расстоянии 10-15 м — предупредительный знак. На рабочих должны быть надеты сигнальные жилеты.

Удаление заглушки в колодце производится рабочими в противогазах и спасательных поясах, с применением искронедающего инструмента. На поверхности земли с наветренной стороны находятся не менее двух человек, держащих концы веревок от спасательных поясов находящихся в колодце рабочих и ведущих непрерывное наблюдение за производством работ. Колодец предварительно проверяется на загазованность и при необходимости вентилируется. Не допускается появление вблизи колодца посторонних лиц и применение открытого огня.

6.2.14. По окончании продувки газом установленные на газопроводах свечи и манометры снимают. В штуцера ввертывают стальные пробки, которые затем должны быть обварены, проверены на плотность газоиндикатором или мыльной эмульсией при рабочем давлении и изолированы (на подземных газопроводах). Места нахождения заваренных пробок вносят в чертежи исполнительной документации.

6.2.15. По окончании всех работ по присоединению газопровода и пуску газа необходимо:

— проверить герметичность сварных швов врезки прибором или мыльной эмульсией под рабочим давлением газа;

— произвести обход трассы присоединенного газопровода;

— выполнить изоляцию места врезки и проверить приборным методом качество изоляции после засыпки котлована;

— включить средства ЭХЗ;

— сделать отметку в наряде на газоопасные работы о выполнении работ.

Наряд-допуск на производство газоопасных работ прикладывается к исполнительной документации и хранится вместе с ней.

6.2.16. Все газопроводы, введенные в эксплуатацию, учитываются в специальном журнале. На подземные газопроводы должен вестись эксплуатационный паспорт.

6.3. Измерение давления газа в газораспределительных сетях

6.3.1. Контроль за давлением газа в газопроводах производится путем его измерения в период наибольшего расхода (в зимний период) и в часы максимального потребления газа.

Рекомендуется производить внеплановые измерения давления для уточнения радиусов действия существующих ГРП, выявления возможности подключения новых потребителей, а также при вводе в эксплуатацию новых потребителей с расходом газа более 10% от расхода на участке газопровода, к которому присоединяется потребитель.

6.3.2. Замеры давления производятся в заранее намеченных точках газовой сети, на выходе из ГРП и у потребителей по схеме, утверждаемой техническим руководством эксплуатационной организации в установленном порядке.

Точки (пункты) замера давления на газопроводах определяются эксплуатационной организацией, исходя из опыта эксплуатации с учетом заявок потребителей о снижении давления газа.

В схему замеров должны быть включены точки замеров на участках газопроводов у наиболее удаленных от ГРП (по ходу газа) потребителей и другие неблагоприятные по условиям подачи газа точки газовой сети.

При выявлении и уточнении мест закупорки газопроводов гидратными и конденсатными пробками производятся дополнительные замеры.

6.3.3. Измерения давления следует производить одновременно во всех точках, предусмотренных схемой замеров. Продолжительность проведения работ не должна превышать 1 ч.

Выявление резких перепадов давления на отдельных линейных участках газопровода свидетельствует о наличии закупорок.

6.3.4. Давление на выходе и входе ГРП (ГРУ) потребителей измеряется манометрами.

Для измерения давления на газопроводах следует применять следующие типы манометров:

— при давлении до 0,01 МПа — U-образцовые, заполняемые водой;

— при давлении свыше 0,01 МПа — образцовые или пружинные контрольные с соответствующей шкалой.

6.3.5. Герметичность соединений пробок, штуцеров, установленных по окончании замеров давления газа, должна быть проверена приборами или другими способами.

6.3.6. Результаты измерений давления заносятся в специальный журнал. При необходимости оценки фактического режима давления в системе газораспределения по результатам замеров следует составлять режимную карту давлений для сравнения ее с проектной расчетной схемой и выявления причин недостаточного давления газа.

6.3.7. Для восстановления оптимального режима работы систем газораспределения рекомендуется предусматривать прочистку газопроводов, замену отдельных участков или прокладку дополнительных газопроводов, повышение давления газа после ГРП, устройство новых ГРП, кольцевание распределительных газопроводов.

6.4. Обход трасс газопроводов

6.4.1. Обход трасс газопроводов осуществляется слесарями по обслуживанию и ремонту газопроводов (обходчиками). Состав бригад устанавливается в соответствии с требованиями ПБ 12-529. Обходчики находятся в непосредственном подчинении мастера службы эксплуатации подземных газопроводов.

6.4.2. За обходчиками закрепляются отдельные трассы газопроводов, которые для удобства обслуживания разбиваются на маршруты. Маршруты обходов составляются с учетом всех видов работ, выполняемых обходчиками, удаленности трасс, протяженности газопроводов, количества сооружений (колодцев подземных коммуникаций, подвалов зданий и др.), подлежащих проверке на загазованность, интенсивности движения транспорта, затрудняющего работу по обследованию трасс, и других факторов, влияющих на трудоемкость работ, с тем, чтобы обеспечить загрузку обходчиков на полный рабочий день.

В зависимости от трудоемкости работ по обходу трассы и взаимного расположения газопроводов, при составлении маршрутов рекомендуется учитывать возможность совместного обслуживания подземных, наземных и надземных газопроводов. На каждый маршрут обхода составляется маршрутная карта, которой присваивается номер.

6.4.3. В маршрутной карте указываются:

— схема обхода трассы газопровода с привязками характерных точек газопровода (углов поворота, сооружений) к постоянным ориентирам;

— колодцы подземных коммуникаций и подвалы зданий, расположенные на расстоянии до 15 м в обе стороны от подземного газопровода. Подвалы, в которых установлены сигнализаторы загазованности, разрешается не включать в план обхода;

— общая протяженность газопроводов;

— количество обслуживаемых сооружений по данному маршруту.

6.4.4. Все изменения на трассах газопроводов (врезка новых газопроводов, снос и постройка зданий и сооружений и др.) своевременно наносятся на маршрутные карты.

Маршрутные карты изготавливаются не менее чем в двух экземплярах, один из которых хранится у начальника службы по эксплуатации подземных газопроводов, второй экземпляр передается обходчикам под расписку после ознакомления с трассой в натуре (на местности).

6.4.5. Каждый обходчик должен знать трассы обслуживаемых им газопроводов, установленные на них сооружения (запорную арматуру, контрольные трубки, конденсатосборники, гидрозатворы и др.), а также местоположение всех колодцев подземных сооружений других организаций и подвалов домов, расположенных на расстоянии до 15 м по обе стороны от газопровода.

6.4.6. Перед каждым выходом обходчиков на трассу мастер проверяет наличие у обходчиков маршрутных карт, газоанализаторов, инструментов, средств индивидуальной защиты, проводит инструктаж.

Комплектация бригады обходчиков приборами, инструментами, инвентарем, спецодеждой, средствами защиты и материалами производится в зависимости от состава работ на данном маршруте. При каждом обходе обходчики должны иметь газоанализатор, крючки для открывания колодцев, спецодежду. При выполнении работ в пределах проезжей части необходимо наличие жилета сигнального, знаков сигнальных, табличек предупредительных.

6.4.7. Проверка выполненных работ может производиться методом повторного обхода трассы в день обхода или на следующий день.

6.4.8. Виды работ, выполняемых при обходе трасс подземных, наземных и надземных проложенных на опорах газопроводов, устанавливаются по ПБ 12-529.

При обходе газопроводов, проложенных по стенам жилых и общественных зданий, следует проверять (визуально) их целостность, состояние окраски и креплений, выявлять сплющивание и недопустимые прогибы труб, перемещения газопроводов за пределы креплений.

При осмотре вводов в здания и выходов подземных газопроводов из земли следует проверять:

— отсутствие деформаций грунта в месте выхода газопровода из земли;

— состояние защитного футляра, компенсатора;

— состояние контрольного отверстия на футляре для проверки загазованности (при необходимости выполнить его прочистку);

— состояние неразъемного соединения полиэтилен-сталь, если конструкцией газового ввода предусмотрен колпак с отверстием;

— состояние окраски надземной части ввода и герметизацию футляра в месте его прохождения через наружную конструкцию здания.

6.4.9. Наличие газа в подвалах, колодцах, коллекторах, камерах, контрольных трубках и других сооружениях определяется газоанализаторами, газоиндикаторами. Для контрольной проверки наличия газа в указанных сооружениях, в случае необходимости, может быть взята проба воздуха для лабораторного анализа. При обнаружении лабораторным анализом загазованности сооружения болотным или другими горючими газами эксплуатационная организация уведомляет об этом собственников (арендаторов, нанимателей) этих сооружений. Определение наличия загазованности огнем запрещается.

6.4.10. При обнаружении в колодцах, подвалах или других сооружениях наличия газа необходимо сообщить об этом в аварийно-диспетчерскую службу эксплуатационной организации и принять следующие меры безопасности:

— организовать проветривание загазованных колодцев, подвалов и других мест, где обнаружено присутствие газа;

— при загазованности подвалов и других помещений здания предупредить находящихся в здании людей о недопустимости курения, пользования открытым огнем и электроприборами, при необходимости принять меры по эвакуации людей из здания (с помощью домоуправления, милиции);

— организовать охрану входа в загазованное помещение.

6.4.11. Для обеспечения сохранности газопроводов и сооружений на них во время производства работ, проводимых в охранной зоне газопровода сторонними организациями, обходчик проверяет соответствие условий выполнения работ выданному разрешению, следит за сохранностью крышек газовых колодцев и коверов, правильным их положением по отношению к дорожному покрытию с целью предупреждения возможности их повреждения, замощения, асфальтирования или засыпки.

6.4.12. Результаты проверки состояния трасс газопроводов после каждого обхода обходчики записывают в журнал обхода. При выявлении нарушений и неисправностей составляется рапорт мастеру.

6.5. Техническое обследование газопроводов

6.5.1. Техническое обследование газопроводов следует проводить приборным методом (подземных — без вскрытия грунта) в соответствии с производственными инструкциями, разработанными с учетом требований эксплуатационной документации изготовителей применяемых приборов и Приложения Б настоящего ОСТ. Для получения качественных результатов периодическое приборное обследование подземных газопроводов рекомендуется производить в теплые месяцы года, при талом грунте, в сухую погоду.

Обследование подводных переходов газопроводов следует проводить по специальным методикам, утвержденным в установленном порядке.

6.5.2. Приборное обследование состояния изоляции и проверка герметичности подземных стальных газопроводов может производиться одновременно комплексной бригадой в составе не менее трех человек: двух операторов по обследованию изоляционного покрытия и одного оператора по проверке герметичности. При этом операторы по обследованию изоляционного покрытия должны идти впереди, с тем, чтобы оператор по проверке герметичности имел данные о местах повреждения изоляции.

6.5.3. Проверка герметичности газопровода производится по всей трассе обследуемого газопровода. При этом проверяются на загазованность газовые колодцы и контрольные трубки, установленные на газопроводе, а также расположенные на расстоянии до 15 м по обе стороны от газопровода колодцы других подземных коммуникаций, коллекторы, подвалы зданий, шахты устоев мостов. Оператор должен иметь маршрутную карту трассы обследуемого газопровода. Выявленные утечки газа устраняются в аварийном порядке.

6.5.4. С целью обеспечения безопасности работ и уменьшения влияния выхлопных газов автотранспорта на качество обследования, обследование газопроводов, расположенных вдоль транспортных магистралей, рекомендуется производить в часы наименьшей интенсивности движения транспорта. На проезжей части улиц операторы работают в сигнальных жилетах.

6.5.5. В местах выявленных повреждений изоляции и на участках, где использование приборов затруднено индустриальными помехами, для технического обследования подземных газопроводов должны быть вырыты шурфы (не менее 1 на каждые 500 м распределительного газопровода и 200 м газопровода — ввода) длиной не менее 1,5 м.

6.5.6. Проверку герметичности подземного газопровода и выявление мест утечек газа допускается производить бурением скважин.

Скважины закладываются на расстоянии не менее 0,5 м от стенки трубопровода через каждые 2 м трассы.

Проверка наличия газа в скважинах производится приборами. Применение открытого огня для опробования устья скважин разрешается на расстоянии не ближе 3 м от зданий и сооружений.

6.5.7. Разрешается производить проверку герметичности газопроводов опрессовкой воздухом по нормам испытаний на герметичность вновь построенных газопроводов, регламентируемых строительными нормами и правилами.

6.5.8. До начала производства работ по опрессовке выполняются следующие подготовительные работы:

— проверяется соответствие исполнительно-технической документации фактическому расположению подземного газопровода на месте производства работ;

— определяются места установки заглушек, продувочных свечей, контрольно-измерительных приборов, подключения компрессора.

6.5.9. Для выполнения работ в каждом конкретном случае, с учетом местных условий, разрабатывается план организации и производства работ, в котором предусматриваются следующие мероприятия:

— последовательность проведения работ;

— порядок отключения потребителей от газоснабжения;

— порядок освобождения газопроводов от газа;

— порядок проведения испытаний на герметичность;

— порядок производства работ при продувке газопроводов газом после проведения испытаний;

— порядок ввода газопровода в эксплуатацию;

— потребность в механизмах, приспособлениях, приборах, материалах.

6.5.10. Специалисты и рабочие, участвующие в опрессовке, до начала работ должны быть ознакомлены с планом организации и производства работ, и пройти инструктаж по безопасным методам их проведения.

6.5.11. Оповещение населения и потребителей о сроках выполнения работ и прекращении подачи газа производится не позднее чем за трое суток до их начала.

6.5.12. Отключение установок ЭХЗ производится не позднее чем за один день до начала работ по опрессовке.

6.5.13. При опрессовке подземных газопроводов работы выполняются в следующем порядке:

— производится отключение испытываемого участка газопровода с помощью закрытия задвижек и кранов на вводах к потребителям с установкой заглушек, освобождение его от газа. В местах разъединения фланцевых соединений устанавливаются шунтирующие перемычки;

— газ выпускается через свечу, установленную на стояке конденсатосборника, и по возможности сжигается;

— после освобождения газопровода от газа, на стояке конденсатосборника вместо свечи устанавливается приспособление для подсоединения компрессора и манометра.

При закольцованной схеме газопроводов или при отсутствии отключающих устройств для проведения опрессовки вскрывается двухметровый участок подземного газопровода. После снижения давления газа до 40 даПа вырезается окно или катушка и устанавливаются заглушки в обе стороны газопровода.

При отсутствии на испытуемом участке газопровода конденсатосборников, присоединение свечи и приспособления для подсоединения компрессора и манометра производится с помощью штуцера с резьбой, который приваривается непосредственно к трубе или к одной из установленных заглушек.

6.5.14. При опрессовке подземных газопроводов СУГ от резервуарной установки работы выполняются в следующей последовательности:

— закрываются вентиль высокого давления на редукционной головке, кран на газопроводе низкого давления;

— закрываются краны на вводах к потребителям, устанавливаются заглушки;

— газ стравливается через резинотканевый рукав, подсоединенный к продувочному штуцеру, в безопасное место и по возможности сжигается;

— после освобождения газопровода от газа на продувочный штуцер устанавливается приспособление для подсоединения компрессора и манометров. При небольшой протяженности газопровода вместо компрессора разрешается использовать ручной насос.

6.5.15. Результаты опрессовки следует считать положительными, если в период ее проведения нет падения давления в газопроводе.

6.5.16. Результаты технического обследования оформляются актами, в которых при выявлении дефектов дается заключение о необходимости проведения ремонта, перекладки (замены), реконструкции газопровода.

6.6. Текущий и капитальный ремонт газопроводов

6.6.1. При текущем ремонте устраняются все дефекты, выявленные в результате проведения работ по техническому обслуживанию газопроводов.

6.6.2. При текущем ремонте надземных газопроводов производятся следующие виды работ:

— устранение провеса (прогиба) газопроводов;

— ремонт или замена креплений газопровода, устранение повреждений опор;

— окраска газопроводов и арматуры (по мере необходимости);

— ремонт и замена компенсаторов;

— очистка арматуры и компенсаторов от грязи и ржавчины;

— восстановление или замена настенных знаков;

— проверка герметичности всех сварных, резьбовых и фланцевых соединений прибором или мыльной эмульсией;

— устранение утечек газа из арматуры, вварка катушек;

— устранение закупорок газопровода и арматуры;

— устранение механических повреждений (не сопровождающихся выходом газа) труб газопровода;

— устранение утечек газа из газопроводов.

6.6.3. При текущем ремонте подземных и наземных газопроводов выполняются следующие виды работ:

— восстановление обвалования наземных газопроводов, засыпка подземного газопровода до проектных отметок в случае размыва, эрозии, оползней грунта;

— устранение перекосов, оседаний и других неисправностей коверов крышек газовых колодцев, оголовков стояков конденсатосборников и гидрозатворов;

— устранение закупорок газопроводов;

— устранение утечек газа из арматуры и газопроводов;

— ремонт отдельных мест повреждений изоляционных покрытий газопроводов;

— замена коверов и контрольных трубок;

— восстановление постели подводных переходов, футеровки труб, засыпка размытых участков прокладки газопроводов и восстановление пригрузов;

— очистка газовых колодцев от грязи, воды и посторонних предметов, проверка и закрепление лестниц и скоб, восстановление отдельных мест кирпичной кладки и штукатурки, заделка выбоин горловин, восстановление отмостки и гидроизоляции колодцев.

6.6.4. При капитальном ремонте газопроводов производятся следующие виды работ:

— замена отдельных участков газопроводов;

— замена газовых колодцев;

— замена изоляции на отдельных участках газопроводов;

— восстановление стенки трубы газопровода, врезка катушек;

— установка усилительных муфт;

— замена вводов газопроводов;

— разборка и замена перекрытий, перекладка горловин газовых колодцев, полное восстановление их гидроизоляции, наращивание колодцев по высоте, оштукатуривание, смена лестниц и скоб;

— демонтаж, установка дополнительных или замена коверов конденсатосборников, гидрозатворов;

— вынос участков подземных газопроводов на опоры и фасады зданий;

— замена изоляции и футляров вводов и выходов подземных газопроводов из земли;

— замена опор надземных газопроводов.

6.6.5. Работы по текущему и капитальному ремонту арматуры, установленной на газопроводах, выполняются в соответствии с требованиями раздела 8 настоящего ОСТ.

6.6.6. Результаты работ по текущему и капитальному ремонту оформляются записью в эксплуатационном паспорте газопровода.

6.7. Удаление конденсата из конденсатосборников

6.7.1. Конденсат из конденсатосборников удаляют в специальную емкость. Из газопроводов низкого давления — ручным насосом, из газопроводов высокого и среднего давления — давлением газа.

6.7.2. Работы по удалению конденсата из конденсатосборников относятся к газоопасным, выполняются по наряду-допуску установленной формы бригадой рабочих в составе не менее двух человек.

6.7.3. Перед выходом на объект бригадир или наиболее квалифицированный рабочий, которому поручено руководство указанными работами, проверяет комплектность инструментов, материалов и приспособлений, обеспеченность средствами индивидуальной защиты и спецодеждой, знакомится с соответствующей эксплуатационно-технической документацией.

6.7.4. Откачка конденсата из конденсатосборников на газопроводах низкого давления выполняется в следующей последовательности:

— отвертывается пробка на стояке конденсатосборника;

— измеряется мерной линейкой уровень конденсата в конденсатосборнике;

— через стояк опускается всасывающий патрубок ручного насоса и закрепляется на стояке;

— нагнетательный патрубок насоса вставляется в специальную емкость для слива конденсата или автоцистерну;

— производится откачка конденсата, по окончании которой вынимается всасывающий патрубок насоса и завертывается пробка на стояке;

— проверяется герметичность резьбовых соединений при помощи мыльной эмульсии или прибором.

6.7.5. Удаление конденсата из конденсатосборников на газопроводах высокого и среднего давления производится в следующем порядке:

— проверяется закрытие запорного устройства на стояке конденсатосборника, отвинчивается пробка на стояке конденсатосборника;

— в муфту стояка ввинчивается отводная трубка, которую соединяют со специальной емкостью или автоцистерной;

— плавно открывается запорное устройство на стояке конденсатосборника и производится слив конденсата в емкость или в автоцистерну;

— после удаления конденсата закрывается запорное устройство на стояке конденсатосборника, отвинчивается отводная трубка;

— ввинчивается пробка в муфту стояка и проверяется герметичность запорного устройства и резьбовых соединений при помощи мыльной эмульсии или прибором.

6.7.6. При удалении конденсата из газопровода крышка люка автоцистерны или емкости должна быть постоянно открыта.

6.7.7. Слив конденсата на поверхность земли, в системы водостока, канализацию и другие инженерные коммуникации запрещается.

6.7.8. Результаты работ по удалению конденсата оформляются в эксплуатационном журнале службы подземных газопроводов.

6.8. Техническое обслуживание и ремонт средств электрохимической защиты подземных стальных газопроводов от коррозии

6.8.1. Техническое обслуживание и ремонт средств электрохимической защиты подземных газопроводов от коррозии, контроль за эффективностью ЭХЗ и разработка мероприятий по предотвращению коррозионных повреждений газопроводов осуществляются персоналом специализированных структурных подразделений эксплуатационных организаций или специализированными организациями.

6.8.2. Периодичность выполнения работ по техническому обслуживанию, ремонту и проверке эффективности ЭХЗ устанавливается ПБ 12-529. Разрешается совмещать измерения потенциалов при проверке эффективности ЭХЗ с плановыми измерениями электрических потенциалов на газопроводах в зоне действия средств ЭХЗ.

6.8.3. Техническое обслуживание и ремонт изолирующих фланцев и установок ЭХЗ производятся по графикам, утверждаемым в установленном порядке техническим руководством организаций — владельцев электрозащитных установок. При эксплуатации средств ЭХЗ ведется учет их отказов в работе и времени простоя.

6.8.4. Техническое обслуживание катодных установок ЭХЗ включает в себя:

— проверку состояния контура защитного заземления (повторного заземления нулевого провода) и питающих линий. Внешним осмотром проверяется надежность видимого контакта проводника заземления с корпусом электрозащитной установки, отсутствие обрыва питающих проводов на опоре воздушной линии и надежность контакта нулевого провода с корпусом электрозащитной установки;

— осмотр состояния всех элементов оборудования катодной защиты с целью установления исправности предохранителей, надежности контактов, отсутствия следов перегревов и подгаров;

— очистку оборудования и контактных устройств от пыли, грязи, снега, проверку наличия и соответствия привязочных знаков, состояния коверов и колодцев контактных устройств;

— измерение напряжения, величины тока на выходе преобразователя, потенциала на защищаемом газопроводе в точке подключения при включенной и отключенной установке электрохимической защиты. В случае несоответствия параметров электрозащитной установки данным пусконаладки следует произвести регулировку ее режима работы;

— внесение соответствующих записей в эксплуатационном журнале.

6.8.5. Техническое обслуживание протекторных установок включает в себя:

— измерение потенциала протектора относительно земли при отключенном протекторе;

— измерение потенциала «газопровод-земля» при включенном и отключенном протекторе;

— величину тока в цепи «протектор — защищаемое сооружение».

6.8.6. Техническое обслуживание изолирующих фланцевых соединений включает в себя работы по очистке фланцев от пыли и грязи, измерении разности потенциалов «газопровод-земля» до и после фланца, падение напряжения на фланце. В зоне влияния блуждающих токов измерение разности потенциалов «газопровод-земля» до и после фланца следует производить синхронно.

6.8.7. Состояние регулируемых и нерегулируемых перемычек проверяют измерением разности потенциалов «сооружение-земля» в местах подключения перемычки (или в ближайших измерительных пунктах на подземных сооружениях), а также измерением величины и направления тока (на регулируемых и разъемных перемычках).

6.8.8. При проверке эффективности работы установок электрохимической защиты, кроме работ, выполняемых при техническом осмотре, производится измерение потенциалов на защищаемом газопроводе в опорных точках (на границах зоны защиты) и в точках, расположенных по трассе газопровода, через каждые 200 м в населенных пунктах и через каждые 500 м на прямолинейных участках межпоселковых газопроводов.

6.8.9. Текущий ремонт ЭХЗ включает в себя:

— все виды работ по техническому осмотру с проверкой эффективности работы;

— измерение сопротивления изоляции токоведущих частей;

— ремонт выпрямителя и других элементов схемы;

— устранение обрывов дренажных линий.

При текущем ремонте оборудования ЭХЗ рекомендуется проводить его полную ревизию в условиях мастерских. На время ревизии оборудования ЭХЗ необходимо обеспечить защиту газопровода установкой оборудования из подменного фонда.

6.8.10. Капитальный ремонт установок ЭХЗ включает в себя работы, связанные с заменой анодных заземлителей, дренажных и питающих линий.

После капитального ремонта основное оборудование электрохимической защиты проверяется в работе под нагрузкой в течение времени, указанного заводом-изготовителем, но не менее 24 ч.

6.9. Особенности технической эксплуатации полиэтиленовых газопроводов

6.9.1. Присоединение построенного газопровода следует выполнять по технологическим инструкциям или картам, разработанным в соответствии с настоящим ОСТ и другими нормативными документами и утвержденным в установленном порядке.

6.9.2. Присоединение построенных полиэтиленовых газопроводов и стальных газопроводов, реконструированных методом протяжки полиэтиленовых труб, к газораспределительной сети (с отключением действующего газопровода) может проводиться:

— к стальным газопроводам — с использованием неразъемных соединений «полиэтилен-сталь» по [1], [2] и другим, утвержденным в установленном порядке;

— к полиэтиленовым газопроводам — с помощью соединительных деталей из полиэтилена по [3], [4], муфт с закладным электронагревателем по [5] и другим, утвержденным в установленном порядке.

6.9.3. Присоединение полиэтиленовых ответвлений без отключения давления в действующем газопроводе выполняется:

— к стальным газопроводам — с применением неразъемных соединений «полиэтилен-сталь»;

— к полиэтиленовым газопроводам — с применением седелок крановых по [6] и другим, утвержденным в установленном порядке.

6.9.4. Для врезки (присоединения) построенных или реконструированных газопроводов в действующий газопровод, кроме указанных в п.п.6.9.2 и 6.9.3, могут быть использованы и другие соединительные детали и узлы соединений (в том числе импортного производства), разрешенные к применению в установленном порядке.

6.9.5. Все соединительные детали, в том числе неразъемные соединения «полиэтилен-сталь», должны иметь документ, подтверждающий их качество (паспорта, сертификаты соответствия).

6.9.6. Врезка стальных ответвлений в полиэтиленовый газопровод производится через стальные вставки, длиной не менее 0,8 м.

6.9.7. Присоединение газопроводов, реконструированных синтетическим тканевым шлангом, к действующему, в том числе также реконструированному синтетическим тканевым шлангом, производится без снижения давления в нем при использовании специальных механических средств врезки. При этом запрещается прямое воздействие пламени горелки при резке трубопровода на тканевый шланг реконструированного газопровода.

6.9.8. Состав работ по техническому обслуживанию полиэтиленовых газопроводов путем обхода трасс соответствует выполняемому при эксплуатации стальных газопроводов.

6.9.9. Сроки обхода трасс газопроводов, в том числе реконструированных различными методами, в зависимости от давления газа, условий эксплуатации, пучинистости грунтов, срока службы и технического состояния, устанавливаются в соответствии с требованиями ПБ 12-529.

6.9.10. Техническое обследование газопроводов приборным методом, в том числе реконструированных, проводится с периодичностью, установленной для стальных газопроводов ПБ 12-529.

При техническом обследовании газопроводов, кроме выявления утечек газа, следует проверять наличие «провода-спутника» и качество изоляции стальных вставок.

Для обнаружения утечек газа на участках, где использование приборов затруднено индустриальными помехами, должны вскрываться контрольные шурфы в количестве не менее 1 на каждые 500 м распределительных газопроводов и на каждые 200 м газопроводов-вводов, предпочтительно в местах соединения труб, в соответствии со схемой сварных стыков.

При выполнении шурфового осмотра выполняются следующие операции:

— проверка герметичности сварных соединений высокочувствительным газоискателем;

— визуальная оценка состояния поверхности трубы и грата сварного шва или муфты с закладным нагревателем.

Для газопроводов, выполненных из труб мерной длины, при выявлении негерметичности стыка, его следует вырезать и по два стыка в каждую сторону от дефектного проверить методами визуально-измерительного и ультразвукового контроля. При неудовлетворительных результатах визуально-измерительного или ультразвукового контроля принимается одно из решений:

— продолжение эксплуатации газопровода на установленных параметрах;

— продолжение эксплуатации газопровода с ограничением параметров;

— использование по иному назначению;

— вывод из эксплуатации.

Для газопроводов, выполненных из длинномерных труб, при выявлении негерметичности стыка следует произвести его замену путем вварки катушки.

При выявлении сквозных дефектов поверхности трубы или выходящих за пределы допустимых значений, установленных нормативной документацией на трубы, дефект следует устранить путем вварки катушки.

По результатам технического обследования составляется акт.

6.9.11. Полиэтиленовые газопроводы, на которых в течение года наблюдались утечки газа в количестве более одной для межпоселковых и более двух для внутрипоселковых на 1 км газопровода, подвергаются внеочередному техническому обследованию.

6.9.12. Текущий ремонт полиэтиленовых газопроводов производится для устранения неисправностей, выявленных при техническом обслуживании. Кроме того, проводится визуальная проверка состояния поверхностей фитинга и участка полиэтиленовой трубы, расположенных в колодце.

6.9.13. Для ликвидации утечки газа в качестве временной меры (в течение одной рабочей смены) допускается использование металлических хомутов и муфт с уплотнением из маслобензостойкой резины, липкой синтетической ленты, глиняного пластыря или пережимных устройств.

6.9.14. При временном устранении дефекта в виде трещины концы ее необходимо засверлить на всю толщину стенки трубы.

6.9.15. Работы по устранению дефектов допускается производить при температуре наружного воздуха не ниже минус 15 °С. При более низких температурах необходимо осуществлять подогрев трубы, но не выше чем 40 °С (например, гибкими нагревательными элементами или др. приспособлениями) или производить работы с применением специальных отапливаемых модулей (палаток).

6.9.16. Засыпка полиэтиленового газопровода после временного устранения утечки газа не допускается.

При температуре наружного воздуха ниже минус 15 °С газопровод следует присыпать грунтом на высоту 0,2 м выше верхней образующей трубы.

6.9.17. Узлы неразъемных соединений «полиэтилен-сталь», установленные на цокольных вводах в здания или на надземных выходах, ремонту не подлежат, при выявлении утечек газа или механических повреждений — заменяются.

6.9.18. Замена дефектных стыков или участков труб производится путем вварки катушек длиной не менее 500 мм. Допускается вварка катушек длиной не менее 200 мм для труб диаметром до 50 мм.

Вварка катушек производится сваркой нагретым инструментом встык или при помощи муфт с закладными нагревателями.

6.9.19 При вварке катушек следует использовать трубы по ГОСТ Р 50838 из ПЭ 80 и ПЭ 100, не просроченные по гарантийному сроку хранения и прошедшие входной контроль качества. При использовании сварки встык и труб из разных марок полиэтилена параметры сварки следует выбирать по полиэтилену с наименьшим значением ПТР при условии разности показателей ПТР в пределах от 0,3 до 1,1 г/10 мин. ПТР измеряют в соответствии с требованием нормативной документации. Сварные стыковые соединения должны быть подвергнуты 100% ультразвуковому контролю не ранее чем через 24 часа после сварки последнего стыка.

Трубы, просроченные по гарантийному сроку хранения, могут быть использованы для ремонта газопровода после положительных результатов дополнительных испытаний на соответствие требованиям нормативной документации на их выпуск по следующим показателям:

— относительное удлинение при разрыве;

— показатель текучести расплава;

— испытание на стойкость при постоянном внутреннем давлении при 20 °С и в течение 100 часов.

При ремонте дефектных участков газопроводов разрешается использовать трубы из имеющегося аварийного запаса, в том числе и для газопроводов, построенных из ПЭ 63.

При использовании для ремонта муфт с закладным нагревателем параметры сварки устанавливаются в зависимости от способа ввода информации.

6.9.20. Допускается выполнять ремонт полиэтиленовых газопроводов с помощью вварки двух узлов неразъемных соединений «полиэтилен-сталь».

Неразъемные соединения изготавливаются по [1] и другим, утвержденным в установленном порядке специализированной организацией.

На полиэтиленовых газопроводах низкого и среднего давления применяются соединения «полиэтилен-сталь», изготовленные из полиэтиленовых труб с SDR 17,6 и SDR 11, на газопроводах высокого — с SDR 11.

6.9.21. Ремонт газопроводов, реконструированных методом протяжки полиэтиленовых труб, необходимо выполнять отдельными участками.

Длина участка определяется с учетом его ограничения установленной на газопроводе арматурой и должна быть, как правило, не более 500 м.

6.9.22. Для обнаружения утечки газа следует использовать высокочувствительные газоанализаторы или газоискатели.

Для определения места утечки на реконструированных газопроводах возможно использование современной робототехники. Для осмотра внутренней поверхности труб могут применяться телекамеры, перемещающиеся внутри трубы с помощью специальных транспортеров или тросов.

Ремонт газопроводов, реконструированных методом протяжки полиэтиленовых труб, включает следующие виды работ:

— отключение ремонтируемого участка от действующей сети с применением инвентарных заглушек;

— разгерметизация торцов футляра для извлечения полиэтиленового газопровода;

— вытягивание плети с помощью механизированных приспособлений тросом, закрепленным на трубе через хомут;

— вварка отрезка трубы или всего заменяемого участка в действующий газопровод с помощью муфт с закладным нагревателем или сваркой встык при условии 100% ультразвукового контроля сварных стыковых соединений;

— испытания полиэтиленовой плети на герметичность по нормам, предусмотренным для вновь строящихся газопроводов;

— протяжка отремонтированного участка или новой плети внутрь стального футляра;

— присоединение отремонтированного участка к действующему газопроводу;

— проверка герметичности стыков на смонтированных узлах соединений «полиэтилен-сталь» рабочим давлением газа;

После проведения ремонта на открытых участках полиэтиленовых труб на расстоянии 0,25 м от верха газопровода должна быть уложена полиэтиленовая сигнальная лента шириной не менее 0,2 м с несмываемой надписью «газ».

6.9.23. Вварка нового участка в газопроводы, реконструированные другими методами, производится в соответствии со специально разработанной технологической картой.

6.9.24. При отключении газопровода для ремонта рекомендуется применять пережимные устройства.

6.9.25. Место сжатия трубы должно находиться в углублении траншеи. При наличии сухого грунта, для исключения воздействия статического электричества, углубление должно быть залито водой. После проведения ремонта место сжатия должно быть усилено муфтой с закладным электронагревателем или хомутом.

Газопровод не должен подвергаться сжатию более одного раза в одном и том же месте.

Возможно использование заземленного проводника в виде влажной ленты, обернутой вокруг трубы.

6.9.26. При обнаружении выхода газа труба должна быть увлажнена слабым раствором моющего средства, начиная от уровня земли. Затем следует намотать влажную ленту, добавляя к воде глицерин для сохранения гибкости ленты при температуре окружающей среды ниже 0 °С. Ленту следует заземлить с помощью металлического штифта, закрепленного в земле.

6.9.27. С целью исключения разряда статического электричества продувка ремонтируемого участка может выполняться только при заземленном полиэтиленовом газопроводе.

6.9.28. Необходимость капитального ремонта устанавливается в процессе эксплуатации в случае обнаружения неудовлетворительного состояния газопровода (разрушение стыков и соединений «полиэтилен-сталь», механических повреждений, пришедших в негодность сооружений на газопроводе и др). Назначение на капитальный ремонт осуществляется на основании результатов технического обследования.

6.9.29. Капитальный ремонт полиэтиленовых газопроводов заключается в замене пришедших в негодность труб и стыков на отдельных участках газопровода, соединительных деталей и узлов соединений «полиэтилен-сталь» или участков газопровода.

6.9.30. Капитальный ремонт газопроводов, реконструированных методом протяжки полиэтиленовых труб, заключается в удалении пришедших в негодность полиэтиленовых труб и выполняется как при текущем ремонте.

6.9.31. Капитальный ремонт газопроводов, реконструированных методом протяжки профилированных полиэтиленовых труб, заключается в удалении всего реконструированного участка и замене его новым.

6.9.32. Капитальный ремонт газопроводов, восстановленных с использованием синтетического тканевого шланга и двухкомпонентного клея, заключается в замене участков газопровода.

При капитальном ремонте производятся все виды работ, предусмотренные при техническом обслуживании и текущем ремонте.

6.9.33. Поиск трассы газопровода, если для обозначения ее был использован изолированный медный или алюминиевый провод, необходимо выполнять прибором типа АНПИ или аналогичным.

6.9.34. После проведения работ по капитальному ремонту на 0,25 м от верха газопровода следует произвести укладку сигнальной полиэтиленовой ленты шириной не менее 0,2 м с несмываемой надписью «газ».

6.9.35. Сведения о работах, выполняемых при капитальном ремонте полиэтиленовых и реконструированных газопроводов, заносятся в эксплуатационный паспорт газопровода.

6.9.36. Аварийно-восстановительные работы на полиэтиленовых газопроводах, в том числе реконструированных, выполняются в соответствии с планами локализации и ликвидации аварий, утверждаемыми в установленном порядке.

6.9.37. Место снежно-ледяных, кристаллогидратных, смоляных закупорок газопровода определяют:

— по рельефу трассы газопровода в местах ее понижения, а также в местах местных сопротивлений (повороты, сужения и пр.);

— от ближайшего разъемного соединения на газопроводе (например, от колодца) методом проталкивания до упора стеклопластикового стержня (типа «Кобра») в закупорку. Уточняют место ее нахождения по длине проталкиваемого стержня до упора.

6.9.38. Для ликвидации снежно-ледяных, кристаллогидратных, смоляных закупорок на полиэтиленовом газопроводе применяются:

— заливка органических спиртов-растворителей, к которым полиэтилен химически стоек (например, этанол, бутанол);

— обогрев мест закупорки паром, гибкими нагревательными элементами или разогрев через слой песка инфракрасными горелками. Температура разогрева песка не должна превышать 80 °С;

— шуровка газопровода мягким ершом;

— др. методы по ТК, инструкциям, утвержденным в установленном порядке.

6.9.39. Аварийно-восстановительные работы на газопроводах, восстановленных с использованием синтетических тканевых шлангов и двухкомпонентного клея, проводятся по специально разработанной инструкции и включают в себя следующие основные виды операций:

— отключение поврежденного участка;

— высверливание окна на поврежденном месте для установки кляпов, для вырезки катушек;

— проверка герметичности кляпов (кирпичной стенки шара с шамотной глиной);

— вырезка катушек на поврежденных участках, при врезке по границе кляпа постоянно должен находиться жгут из ветоши, смоченной водой.

Врезка новой катушки с окном производится в обратном порядке.

6.9.40. Работы по технической эксплуатации полиэтиленовых газопроводов, не регламентируемые настоящим подразделом, выполняются аналогично работам, предусмотренным для стальных газопроводов.

Ищете, где купить газовое оборудование в вашем городе? Для поиска информации воспользуйтесь нашим каталогом поставщиков и производителей. Здесь представлены компании почти из всех регионов России и СНГ — Актобе, Алексин, Арзамас, Барнаул, Белгород, Благовещенск, Бологое, Борисоглебск, Брест, Брянск, Владимир, Волгоград, Воронеж, Гусь-Хрустальный, Днепропетровск, Екатеринбург, Ереван, Иваново, Ижевск, Иркутск, Йошкар-Ола, Казань, Калининград, Калуга, Каспийск, Кемерово, Киев, Краснодар, Кумертау, Курган, Липецк, Лиски, Махачкала, Миасс, Минск, Москва, Набережные Челны, Нижний Новгород, Новогрудок, Новороссийск, Новосибирск, Обнинск, Омск, Оренбург, Пенза, Пермь, Петрозаводск, Пятигорск, Ростов-на-Дону, Самара, Санкт-Петербург, Саратов, Смоленск, Ставрополь, Старая Русса, Сургут, Таганрог, Тверь, Тула, Тюмень, Ульяновск, Уфа, Харьков, Чебоксары, Челябинск, Чита, Энгельс, Южно-Сахалинск, Якутск, Ярославль и др.

Источник: www.gazportal.ru

Монтаж внутренних газопроводов

Внутреннюю газовую сеть монтируют после устройства газового ввода в соответствии с проектом. До начала монтажа газо­провода на строящийся объект доставляют трубную заготовку, уком­плектованную арматурой и средствами крепления, и газовые приборы.

Монтаж газопровода начинают с разметки мест прокладки тру­бопровода. В монтаж внутренней газовой сети входит монтаж стояков, ответвлений и разводок.

Газопроводы внутри зданий монтируются из стальных труб. Трубы соединяют при помощи сварки. Резьбовые соединения применяют в местах установки отключающих устройств, контрольно-измеритель­ных приборов и различной арматуры. Резьбовые соединения уплот­няют на резьбе при помощи льняной пряди, которую пропитывают свинцовым суриком или белилами, разведенными на натуральной олифе. При монтаже внутренних газопроводов применяют в основном ручную электросварку и газовую сварку.

На трубы при монтаже систем газоснабжения должны иметься сертификаты заводов-изготовителей с выписками из сертификатов, подтверждающих соответствие их требованиям Госгортехнадзора.

На электроды, сварочную проволоку и другие сварочные мате­риалы должны иметься сертификаты или справки о принадлежности их к партии, имеющей сертификат. При отсутствии указанных доку­ментов использовать сварочные материалы не допускается.

При монтаже газопроводов применяют гнутые, сварные или штампованные отводы, изготовляемые по нормалям. Для резьбовых соединений применяют фитинги стальные или из ковкого чугуна.

Разборные соединения газопроводов помещают в местах, доступ­ных для осмотра и производства монтажных работ. Для удобства сборки и разборки труб предусматривают стоны после отключающих кранов, устанавливаемых на ответвлениях от стояков или на подвод­ках к газовым приборам (считая по ходу газа).

Заделывать сварные швы, фланцевые, резьбовые соединения и арматуру в стены и перегородки запрещается. Трубопроводы в мес­тах соединений их с арматурой и фасонными частями не должны иметь перекосов.

В кранах, устанавливаемых на горизонтальных и вертикальных газопроводах, ось пробки должна располагаться параллельно стене. Устанавливать кран упорной гайкой в сторону стены не допускается.

Стояки прокладывают в лестничных клетках или на кухнях в за­висимости от планировки помещений, как правило, строго верти­кально. Прокладывать стояки в жилых помещениях, в ванных ком­натах и санитарных узлах не разрешается.

Газовую сеть прокладывают открыто по оштукатуренным стенам, выполненным из любых материалов. Прокладывать газопроводы по фрамугам, наличникам, оконным или дверным коробкам, фанерным стенам и временным перегородкам не разрешается. Заделка газо­проводов в стены или прокладка в канале разрешается в особых слу­чаях в соответствии с утвержденным проектом.

Газопроводы в местах проходов прокладываются на высоте не менее 2,2 м от пола до низа трубы. При этом расстояние от потолка до верха трубы должно быть не менее 10 см.

При прокладке трубопроводов у стен соблюдают расстояния, обеспечивающие возможность осмотра и ремонта газопровода и ар­матуры, устанавливаемой на нем. Расстояние от стены до проклады­ваемого газопровода устанавливают проектом. В случае отсутствия таких указаний в проекте расстояние между трубой и стеной должно составлять не менее радиуса трубы, но не более 100 мм.

При пересечении перекрытий или стен трубы пропускают через гильзы (обрезки труб). Верхний конец гильзы должен выступать над перекрытием на 5 см, а нижний конец должен располагаться запод­лицо с перекрытием.

В местах прохода стояка через гильзу трубы до установки на мес­то окрашивают масляной краской. Пространство между трубой и гильзой заделывают просмоленной паклей и заливают битумом. В местах пересечения со стеной или перекрытием газопровод не дол­жен иметь стыковых соединений.

Горизонтальные участки внутрен­ней сети газопровода прокладывают прямолинейно с уклоном 0,002— 0,005 м от счетчика в сторону стояка и приборов, а также от стояка в сторону ввода. При отсутствии счетчиков уклон выполняют в сто­рону приборов. Собранные газопроводы надежно закрепляют. Трубы диаметром до 40 мм крепят к строительным конструкциям разъем­ными хомутами или крючками, заделываемыми в стены на цемент­ном растворе или закрепленными при помощи металлических дю­белей монтажным пистолетом. Трубы диаметром более 40 мм крепят к конструкциям кронштейнами или подвесками с хомутами, места их расстановки определяются проектом.

При разметке расположения опор на месте следует обращать внимание на то, чтобы обеспечивалось крепление газопровода у мест установки запорной арматуры, поворотов, ответвлений и в местах обхода колонн и пилястр. Газопроводы должны лежать на опорах плотно, без зазоров. Приварка хомутов и кронштейнов к газопрово­дам не допускается.

Не допускается пересечение газопроводами вентиляционных шахт, воздуховодов и дымоходов. Взаимное расположение газопро­водов и электропроводки внутри зданий должно удовлетворять сле­дующим требованиям:

• при параллельной прокладке расстояние от открыто проло­женного электропровода или кабеля до стенки газопровода должно быть не менее 25 см. При скрытой прокладке электропровода или прокладки его в трубе это расстояние может быть уменьшено до 5 см, считая от края заделанной борозды или трубы;
• в местах пересечения газопровода с электропроводом или ка­белем расстояние между ними должно быть не менее 10 см.

Расстояние газопровода от стенки распределительного или ком­мутационного электрощита или шкафа должно быть не менее 50 см. В местах пересечения газопровода с другими трубопроводами (водо­провод, канализация и др.) трубы не должны соприкасаться.

Источник: ros-pipe.ru

Прокладка газопроводов. Глубина заложения сетей

Газопроводные коммуникации классифицируются в зависимости от давления и расположения.

По уровню давления могут быть:

Давление газа в трубе

• низкого давления (до 5 кПа);
• среднего давления (до 0,3 Мпа);
• высокого давления (до 1,2 Мпа).

Газопроводные коммуникации со средним и высоким показателем давления предназначаются для подачи газа к предприятиям промышленного производства и газораспределительным станциям, поэтому целесообразно строить их как ресурс для крупного производства.

Газопровод низкого давления используется для подачи газа непосредственно в жилища, таким образом, строить его необходимо для населенных пунктов, жилых и общественных объектов.

По расположению могут быть следующего вида:

• подземным;
• наземным;
• наружным;
• внутренним.

Монтаж каждого вида имеет свои особенности и нюансы. Выбор способа прокладки газопровода зависит от многих показателей, например, характерных свойств грунта, климатических условий.

Газопроводные коммуникации делятся на:

• магистральные газопроводы;
• газопроводы распределительных сетей.

Магистральные газопроводы. Предназначаются для доставки газа на большие расстояния. На определенных расстояниях должны быть установлены газокомпрессорные станции, которые предназначены для поддержания давления.

Газопроводы распределительных сетей предназначены для подачи газа от газораспределительных станций к потребителям.

Последовательность и правила монтажа

Выполнять монтажные работы следует по следующим правилам:

1. При подземной прокладке газовых труб оптимальной является глубина 1,25 – 2 м.
2. На участке ввода трубы в дом глубину следует уменьшить до 0,75 – 1,25 м.
3. Сжиженный газ можно транспортировать на глубине ниже глубины промерзания грунта.
4. При установке газового котла следует учесть, что одна единица оборудования должна обладать площадью помещения 7,5 м2.
5. Для установки котлов и колонок мощностью менее 60 кВт потребуются помещения не ниже 2,4 м.

Автономный источник газа на приусадебной территории проводится согласно специфическим нормативам безопасности. Это позволит гарантировать нормальное функционирование плиты, колонки и котла. Подземный резервуар должен размещаться от скважины не ближе, чем на 15 м, от хозяйственных построек — 7 м, а от дома – 10 м. Наиболее популярными разновидностями таких резервуаров являются емкости объемом 2,7 – 6,4 м3.

Правила прокладки подземных газопроводов:

1. Какие трубы применяются для газопровода в таком случае?При положительном результате исследования почвы на коррозийность от прокладки подземной коммуникации лучше удержаться. Исключение составляют ситуации, когда рядом проходят высоковольтные линии: в таком случае трубы проводят под землей с использованием дополнительной изоляции.
2. Если прокладывается трубопровод из полиэтилена, для этого используется продукция с высокой прочностью (ПЭ-80, ПЭ-100). Трубы ПЭ-80 способны выдерживать рабочее давление до 0,6 МПа: если этот показатель выше, лучше применить изделия ПЭ-100 или стальные трубы для газопровода высокого давления. Глубина заглубления в землю – не менее одного метра.
3. Коммуникации с рабочим давлением выше о,6 Мпа разрешается оснащать полиэтиленовыми трубами армированного типа. Требования по глубине закладки здесь также от одного метра.
4. На территориях, где будут проводиться пахотные работы или обильное орошение, глубина закладки газопровода увеличивается до 1,2 м.

Если придерживаться всех вышеуказанных требований и правил, обустройство подземного газопровода можно провести и своими руками.

Основные составляющие газопровода

Голубое топливо поступает по газопроводам через специальные распределительные станции, где клапаны автоматических регуляторов должны снижать давление и обеспечивать его стабильный требуемый уровень.

Газопроводные сети состоят из:

Схема газопровода

• внутренней магистрали;
• наружной магистрали населенных пунктов;
• системы автоматизированного управления;
• средств электрохимической защиты;
• регуляторных пунктов.

Вариантов монтажа газопровода может быть несколько. Выбор способа монтажа зависит от многих параметров и конкретного случая. Учитываются климатические условия, застроенность участка и другие параметры.

Устройство газопровода

Транспортировка топлива осуществляется с помощью специальной распределительной системы, снабженной автоматическими клапанами, регуляторами и редукторами. С их помощью происходит нормализация давления. Она состоит из следующих комплектующих частей:

1. Магистраль внутреннего вида
2. Наружная, магистраль которая присутствует в каждом населенном пункте
3. Автоматизированное управление
4. Система защиты электромеханического вида
5. Регуляторы.

Рис 4. Устройство
Существует несколько способов прокладки и монтажа газопроводов. Чтобы выбрать лучший вариант, специалисты предварительно анализируют условия его создания, а также местность.

Прокладка подземных газопроводов

Данный вид монтажа включает в себя прокладку газопровода под землей. Как правило, подобный монтаж требует заранее подготовленные вырытые траншеи. При этом следует учитывать глубину вырытого канала и проводки коммуникации согласно проекту, она должна быть не менее 0,8 м. При выборе месторасположения необходимо учитывать расстояние до зданий, сооружений и других коммуникаций (канализация, тепловая сеть). Нежелательно прокладывать подземный газопровод вблизи деревьев, поскольку их корневая система может затруднить его ремонт и эксплуатацию. При прокладке труб и сборки газового устройства таким способом следует учитывать следующие моменты:

Схема укладки подземного газопровода

• промежуток между газопроводом и другими подземными коммуникациями должен быть не менее 0,2 м;
• на участках пересечения с коммуникационными коллекторами газопроводные трубы нужно протягивать в футлярах;
• газовая магистраль размещается выше других инженерных сетей;
• футляры должны выводиться за пределы пересечения на расстояние не менее 0,2 м;
• с помощью гидроизоляционных материалов обрабатываются концы футляров.

Виды бестраншейной прокладки труб

Другим способом подземного монтажа является бестраншейный вариант прокладки. Подобный вариант является наименее затратным. Преимущества бестраншейного способа прокладки газопровода в следующем:

• яуменьшает финансовые затраты на устройство газопровода;
• снижает время проведения монтажа.

Подземный способ прокладки газопровода является наиболее безопасным, однако реализация такого монтажа обходится дороже.

Прокладка надземных газопроводов

Стоимость прокладки наземного газопровода существенно ниже подземного способа. При данном варианте монтажа, трубы укладываются на специальные опоры. Надземные газовые магистрали удобны для осмотра и ремонта, менее опасны в случае утечки газа и в отношении попадания газа в помещения. При этом следует учитывать, что трубы должны быть максимально защищены от деформирования и повреждений в результате коррозии, перепадов температур, механических нагрузок разного происхождения. Тип защиты подбирается в зависимости от условий климата в конкретном регионе.

При наземном виде укладки требуется постоянный охранный мониторинг, что позволяет предотвратить возможность самовольного присоединения к магистрали. С этой стороны надежность надземного газопровода ниже, по сравнению с подземной прокладкой труб. Для прокладки надземных газопроводов существуют определенные правила, которых необходимо придерживаться.

Прежде всего, установлены определенные расстояния над землей и между опорами.

Схема прокладки надземных газопроводов

Расстояние над землей должно быть:

• в местах прохода людей не меньше 2,2 м;
• 5 м – над автомагистралями;
• не менее 7,1–7,3 м над трамвайными и троллейбусными путями.

Промежуток между опорами зависит от диаметра трубы:

• максимально допустимое расстояние составляет 100 м, если диаметр трубы не превышает 30 см;
• 200 м при диаметре до 60 см;
• 300 м свыше 60 см.

Учитывается толщина стенок трубы, она должна быть не менее 2 мм.

Внутренние и внешние газовые коммуникации

Каждый из данных вариантов рассматривается применительно к зданиям – жилым или промышленным. Монтаж наружных газовых сетей производится в пределах индивидуальных землевладений, во дворах и в случае примыкания трубы к фасаду строения. Важное условие – полное исключение доступа к участку сети посторонних лиц. С этой целью его располагают на солидной высоте.

Момент, требующий особого внимания, – крепление трубы на фасаде. Элементы фиксации должны надежно удерживать конструкцию, исключая ее провисание и падение.

Укладка внутренних коммуникаций производится в пределах жилого дома или производственного строения. Важное правило размещения: декорировать, маскировать каким-либо способом или замуровывать трубы в стены строго запрещено. Это объясняется необходимостью постоянной доступности коммуникаций (для проведения ремонта или профилактических работ).

Какой из методов прокладки предпочесть – открытый или подземный? Дать однозначный предварительный ответ нельзя.

Окончательный выбор будет зависеть от условий на конкретном участке строительства:

• почвенные характеристики;
• климат;
• плотность окружающей застройки и прочее.

Для определения со способом рекомендуется принять во внимание следующее:

• если почва на участке показывает высокий коэффициент коррозии, следует выбирать надземный путь;
• когда вблизи монтажного участка размещаются линии электропередачи, трубы укладываются исключительно под поверхностью земли;
• газовый трубопровод на сопредельных наделах проводится только открытым путем;
• в случае укладки вдоль дороги и под ней применяется комбинированный метод. Он подразумевает совмещение внутрипочвенных и открытых коммуникаций. Такое решение проблемы станет оптимальным для «сложного» ландшафта.

От выбора методов установки зависит подбор расходных материалов. На сегодняшний день ассортимент представлен полиэтиленовыми (ПЭ) и стальными трубами.

Прокладка наружных и внутренних газопроводов

Внутренний газопровод – система труб и коммуникаций, расположенная внутри сооружений. Разводка труб в этом случае не должна быть закрыта никакими дополнительными накладками или спрятана в стену, должен быть свободный доступ для регулярного профилактического обследования и ремонтных работ.

При расположении газовой коммуникации наружным методом должен быть максимально ограничен доступ посторонних к ней людей. Для этого элементы конструкции крепятся на достаточно высокой высоте. Фиксация труб к стенам фасада должна быть надежной, чтобы исключить падения газовой трубы.

Схема системы газоснабжения

Как прокладываются газопроводы внутреннего и наружного вида

Система, располагающаяся внутри жилого объекта, называется внутренней. Разводка не закрывается дополнительными приспособлениями или элементами. Профессионалы должны иметь в любое время свободный доступ, чтобы проводить профилактические или ремонтные работы.

Рис 7. Газоснабжение

При создании наружных систем, необходимо ограничить доступ для посторонних людей. Поэтому большинство элементов, входящих в конструкцию, располагают на большой высоте. Их необходимо зафиксировать с максимальной прочностью во избежание падения.

Преимущества использования полиэтиленовых труб

Подаваться газ в системах может по стальным или полиэтиленовым магистралям. Стальные трубы используются для всех типов газопроводов, полиэтиленовые — только для подземного варианта укладки. Большим спросом для газификации на строительном рынке пользуются полиэтиленовые трубы, поскольку обеспечивают более низкий бюджет расходов, необходимых для строительства, обслуживания и ремонта газопровода.

Полиэтиленовые трубы имеют ряд преимущество по сравнению с другими материалами, а именно:

Виды полиэтиленовых труб

• Не подвержены воздействию агрессивной окружающей среды, температурным перепадам, коррозии.
• Обеспечивают легкость монтажа (при необходимости в подгонке трубы, резке).
• Не требуется создания дополнительной защиты от возникновения химической реакции с какими-либо веществами.
• Полимер не является проводником электрического тока, следовательно, защищает от «блуждающего» в грунте тока, что может стать причиной аварии.
• Внутренние стенки полиэтиленовых труб абсолютно гладкие, что увеличивает пропускную способность газопровода, не допуская засорения.
• Обладают доступной стоимостью, более низкой по сравнению с аналогами.
• Вес труб из полимера гораздо меньше, что упрощает процесс транспортировки, хранения и прокладки.
• Обладают длительным эксплуатационным сроком действия, до 50 лет.

Почему выгодно эксплуатировать трубы из полиэтилена

Прокладка газопровода из синтетических полиэтиленовых труб обеспечивает транспортировку топлива не хуже, чем конструкции, изготовленные из прочного металла. Стальные трубы универсальны, поэтому используются для создания любого вида. Плиэтилен может быть задействован только для подземных систем. Популярен полиэтилен ввиду стоимости.

1. Стойко переносят агрессивное воздействие окружающей среды: перепадам температуры, появлению и распространению коррозии
2. Легкий монтаж. Если возникает необходимость подогнать трубу посредством резки, то материал это позволяет
3. Не нужно создавать дополнительную защиту от воздействия иных химических элементов
4. Не проводит электрический ток, что позволяет сократить риск возникновения аварийной ситуации
5. Благодаря гладким внутренним стенкам, увеличивается пропускная способность, сокращает вероятность возникновения засоров
6. Вес конструкции на порядок меньше, чем металлический вариант, что облегчает транспортировкиу и хранения
7. Средний срок эксплуатации составляет 50 лет.

Рис 8. Полиэтиленовые трубы
Несмотря на выше перечисленные преимущества, есть ряд ограничений, которые надо учитывать перед выбором:

1. Не рекомендуется использовать в регионах, где в холодный период времени температурных режим может опуститься ниже -45 градусов
2. Если необходимо транспортировать газ в сжиженном состоянии
3. В районах, где существует угроза возникновения землетрясений амплитудой выше 7 баллов
4. Если планируется сконструировать надземную конструкцию
5. Если он будет проходить поблизости автомагистрали или железнодорожных путей
6. Когда планируется транспортировать газ из наружной или внутренней системы.

Альтернативным, хорошим вариантом является эксплуатация труб из стали. Если выполнять все требования и правила в процессе эксплуатации, этот материал надолго сохранит надежность и не подастся деформации. Стальные – это универсальный вариант, подходящий для любого вида систем.

Рис 9. Устройство полиэтиленовой трубы

Ограничения использования полимерных труб

Несмотря на большой спрос и преимущества труб из полимера, существуют ограничения к их применению, а именно следующие:

Полиэтиленовая труба

• В климатических регионах, где температура окружающей среды может опуститься до -45 градусов по Цельсию.
• При транспортировке сжиженного газа.
• В районах, где амплитуда землетрясения может превышать семь баллов.
• В случае монтажа надземных газопроводных коммуникаций.
• При прохождении газовой конструкции над автомобильными или железнодорожными путями.
• При прокладке газопроводной коммуникации, транспортирующей газ наружного и внутреннего вида.

В случаях невозможности установки полимерных труб, используют трубы из стали. При соблюдении всех требований к эксплуатации они обладают прочностью и длительным сроком службы. Стальные трубы можно использовать для любого способа прокладки газопроводных коммуникаций.

Технология прокладки и правила сборки

Монтаж трубопровода из отдельных труб мерной длины или секций на лежаках над траншеей

Прокладка газопроводных коммуникаций является непростым и трудоемким процессом, который проводится поэтапно и включает в себя несколько стадий. Обязателен подготовительный этап, включающий разработку проекта газопровода.

Проект должен разрабатываться только квалифицированными специалистами, на его основе в дальнейшем будет производиться монтаж. В проекте обязательно должны быть учтены особенности ландшафта и грунта того участка, на котором будут осуществляться монтажные работы, а также климатические условия местности.

Второй этап включает в себя непосредственно работы по установке газопроводной коммуникации. Далее выполняются пусконаладочные работы.

Заключающим этапом является контроль смонтированного газопровода. Необходимо испытать его на прочность и выполнить проверку герметизации всех элементов конструкции. Все гидравлические проверки можно проводить только после установки всех вспомогательных деталей.

Газопровод – взрывоопасное сооружение, поэтому в непосредственной близости нельзя производить никакого строительства. Для этого используются специальные столбики, которые отмечают охранную зону. Размер охранной зоны зависит от вида газопровода. В требующихся местах устанавливаются соответствующие предупреждающие знаки.

Источник: stroi-s-ka.ru