контрольная трубка на футляре газопровода для чего

Контрольная трубка, контрольно-измерительный пункт, сборник конденсата, гидрозатвор, настенный указатель.

Футляры ставят при пересечении железных и автомобильных шоссейных дорог, коллекторов и колодцев, при необходимости прокладки газопроводов в непосредственной близости от жилых и общественных зданий или на малой глубине. Их используют также при производстве работ закрытым способом. В этом случае футляр предварительно продавливают или прокалывают через грунт и укладывают в него газопровод.

Рис. 28. Контрольная трубка: 1 – газопровод; 2 – труба футляра; 3 – металлический изогнутый кожух; 4 – контрольная трубка; 5 – пробка; 6 – ковер; 7 – основание; 8 – асфальтобетонное покрытие. А – установлена на футляре. Б – установлена над рискованным стыком.	Рис. 29. Контрольно-измерительный пункт: 1 –газопровод; 2 – контрольные проводники; 3 – вольтметр; 4 –прерыватель тока; 5 – трубка для установки электрода; 6 – стальная штанга; 7 –медносульфатный электрод сравнения.

Контрольные проводники предназначены для электрических измерений на газопроводах и представляют собой изолированные стальные стержни, приваренные, к газопроводу и выведенные на поверхность под ковер (рис.29).

Гидрозатвор – применяется в качестве отключающего устройства на подземных газопроводах низкого давления. Для прекращения подачи газа в гидрозатвор заливают воду, а для возобновления газоснабжения воду откачивают (рис. 31).

Установка шаровых кранов на полиэтиленовых газопроводах.

В качестве запорной арматуры могут использоваться как металлическая запорная арматура, так и полиэтиленовые краны.

На полиэтиленовых газопроводах в качестве запорной арматуры применяют шаровые краны в цельном корпусе, не требующих мер защиты от коррозии и позволяющих производить их монтаж непосредственно в грунте без устройства колодца (рис. 32). Надземное размещение полиэтиленовых кранов не допускается.

Краны имеют телескопический удлиняющий шток (длина от 0,6 до 2,0 м), позволяющий управлять краном с поверхности земли. В целях обеспечения защиты от механических воздействий и атмосферных осадков управляющие штоки кранов должны выводиться под коверы или крышки колодезных люков

Защита подземных газопроводов от коррозии. Видами коррозионного воздействия на наружную поверхность подземных стальных сооружений являются:

— коррозия в почвенно-грунтовых водах и грунтах;

Коррозия — это разрушение металла из-за химического или электрохимического взаимодействия металла труб с окружающей средой.

— почвенную электрохимическую коррозию. Почва является электролитом, а труба – электродом. Из-за неоднородности металла трубы на ее поверхности появляются зоны имеющие различный электрический потенциал. Возникает электрический ток, в результате появления которого происходит разрушение кристаллической решетки металла и на трубе появляются раковины;

— коррозия от блуждающих токов– т.е. токов попадающих на газопровод от электрооборудования и электротранспорта. Электрический ток просто вымывает в почву положительно заряженные ионы металла.

В качестве защиты от коррозии применяется:

1. Выбор трассы подземного газопровода. Трасса проектируется таким образом, чтобы исключить или уменьшить прохождение блуждающих токов по трубе газопровода.

— катодные станции (КС) (рис. 33 а). Это источники постоянного тока (выпрямители), от которых отрицательный заряд подается на опасную зону газопровода (где на трубе имеется положительный заряд), а положительный заряд от КС подается на заземленный электрод. Таким образом, производится замена на газопроводе положительных зарядов на отрицательные заряды.

— протекторные станции (ПС) (рис. 33 б). Принцип их действия аналогичен катодным станциям. Но отрицательный заряд получают от магниевого протектора, имеющего в почве высокий отрицательный потенциал. ПС имеют не большую мощность.

— дренажные станции (ДС) (рис. 33 в). Работают по другому принципу, их задача перевести положительный заряд с газопровода на рельс электротранспорта. Сложность применения ДС заключается в появлении знакопеременных зон в зависимости от направления движения электротранспорта, а также необходимости наличия рельс в районе газопровода.

4. Изолирующие фланцевые соединения (ИФС) служат для электрического секционирования и электроизоляции отдельных участков газопровода (рис. 34). ИФС не является самостоятельным средством защиты от коррозии, а дополняют активную и пассивную защиты. Роль изоляторов выполняют специальный фланец и втулки, изготовленные из диэлектрического материала.

Рис. 34.Изолирующее фланцевое соединение: 1 – газопровод; 2, 3 – основные фланцы; 4 – прокладка паронитовая ПМБ толщиной 4 мм; 5 – разрезные втулки из фторопласта; 6 – шайбы; 7 – специальный фланец толщиной 16-20 мм из фторопласта; 8 – винты для проверки электросопротивления между каждым основным фланцем и промежуточным; 9 – Стягивающие шпильки; 10 – гайка.

Арматура газопроводов по ГОСТ 24856-2014

· запорная арматура: Арматура, предназначенная для перекрытия потока рабочей среды с определенной герметичностью

· предохранительная арматура: Арматура, предназначенная для автоматической защиты оборудования и трубопроводов от недопустимого превышения давления посредством сброса избытка рабочей среды. (ПСК)

· отключающая арматура: арматура, предназначенная для перекрытия потока рабочей среды при превышении заданной величины скорости ее течения за счет изменения перепада давления на чувствительном элементе, либо в случае изменения заданной величины давления (ПЗК)

· отсечная арматура (Нрк. быстродействующая арматура): запорная арматура с минимальным временем срабатывания, обусловленным требованиями технологического процесса (ПЗК)

· ОР контрольная арматура: арматура, предназначенная для управления поступлением рабочей среды в контрольно-измерительную аппаратуру, приборы (КИП)

· трехходовая арматура: многоходовая арматура, у которой рабочая среда входит в два патрубка и выходит в один или входит в один, а выходит в два или попеременно в один из двух патрубков

· редукционная арматура (Нрк. редуктор, дроссельная арматура): арматура, предназначенная для снижения (редуцирования) рабочего давления в системе за счет увеличения ее гидравлического сопротивления. (РД)

· регулирующая арматура (Нрк. дроссельная арматура; дроссельно-регулирующая арматура; исполнительное устройство): Арматура, предназначенная для регулирования параметров рабочей среды посредством изменения расхода или проходного сечения. (РД)

· дисковый затвор (Нрк. заслонка; поворотный затвор, поворотно-дисковый затвор): Тип арматуры, у которой запирающий или регулирующий элемент имеет форму диска, поворачивающегося вокруг оси, перпендикулярной или расположенной под углом к направлению потока рабочей среды. (Запирание или РД)

· запорно-регулирующая арматура (Нрк. запорно-дроссельная арматура): арматура, совмещающая функции запорной и регулирующей арматуры

· ОРзадвижка: Тип арматуры, у которой запирающий или регулирующий элемент перемещается перпендикулярно к оси потока рабочей среды

· клапан (Нрк. вентиль): Тип арматуры, у которой запирающий или регулирующий элемент перемещается параллельно оси потока рабочей среды

· ОР кран: Тип арматуры, у которой запирающий или регулирующий элемент, имеющий форму тела вращения или его части, поворачивается вокруг собственной оси, произвольно расположенной по отношению к направлению потока рабочей среды

· арматура для ОПО: Арматура, предназначенная для применения на производственных объектах, на которых имеются опасные вещества и используют оборудование, работающее под давлением более 0,07 МПа или при температуре нагрева воды более 115°С Примечание— К опасным веществам относятся воспламеняющиеся, окисляющие, горючие, взрывчатые, токсичные, высокотоксичные вещества, представляющие опасность для людей и окружающей природной среды.

· бесфланцевая арматура: арматура, присоединяемая к трубопроводу без помощи фланцев или не имеющая фланцев корпуса, но устанавливаемая между фланцами трубопровода

· муфтовая арматура: арматура, имеющая присоединительные патрубки с внутренней резьбой

· угловая арматура: арматура, в которой оси входного и выходного патрубков расположены перпендикулярно или непараллельно друг другу

Термины и определения по ГОСТ 24856-2014.

· номинальные параметры арматуры: Количественные значения функциональных характеристик арматуры, а также стандартных значений номинального диаметра и номинального давления, указанных без учета допускаемых отклонений

· расчетное давление Р: Избыточное давление, на которое производится расчет прочности арматуры. Примечание— пояснение см. в ГОСТ 24856-2014приложение А.

1) Избыточное давление, при котором следует проводить испытание арматуры на прочность;

2) Избыточное давление, при котором следует проводить испытание арматуры на прочность и плотность водой при температуре от 5°С до 70°С, если в документации не указаны другие температуры.

· управляющее давление Рупр: Диапазон значений давления управляющей среды привода, обеспечивающего нормальную работу арматуры.

· расчетная температура T: Температура стенки корпуса арматуры, равная максимальному среднеарифметическому значению температур на его наружной и внутренней поверхностях в одном сечении при нормальных условиях эксплуатации [см. стр. 4]

· герметичность затвора: Свойство затвора препятствовать газовому или жидкостному обмену между полостями, разделенными затвором

· класс герметичности затвора (класс герметичности): Характеристика уплотнения, оцениваемая допустимой утечкой испытательной среды через затвор

· проходное сечение (Нрк. проход): Сечение в любом месте проточной части арматуры, перпендикулярное движению рабочей среды

· утечка (Нрк. протечка):

1) Проникновение среды из герметизированного изделия под действием перепада давления;

2) Объем среды в единицу времени, проходящей через закрытый затвор арматуры

Указатель условных обозначений и сокращений по ГОСТ 24856-2014

F— площадь седла

Технические характеристики: информация, приводимая в технических документах на арматуру, содержащая сведения о номинальном диаметре, номинальном или рабочем давлении, температуре рабочей среды, параметрах окружающей среды, габаритных размерах, массе, показателях надежности, показателях безопасности и других показателях, характеризующих применяемость арматуры в конкретных эксплуатационных условиях.

ГОСТ 4666-75 Арматура трубопроводная. Маркировка и отличительная окраска, ПБ 529 –не действуют.

Корпус арматуры может быть стальной, из ковкого чугуна или серого чугуна, бронзы и т. д. Материал корпус арматуры для газовой среды принимается в зависимости от климатических условий и давления газа.

Арматура на газопроводах может устанавливаться с помощью разъемных (фланцевых, резьбовых) или сварных соединений. Способ установки определяется решением проектной организации.

Краны должны иметь ограничители поворота и указатели положения: «Открыто», «Закрыто». Задвижки с не выдвижным шпинделем должны иметь указатели степени открытия. На маховиках арматуры указывается направление открытия.

Дата добавления: 2018-06-27 ; просмотров: 4300 ; Мы поможем в написании вашей работы!

Источник

Футляры на газопроводах. Мониторинг, обслуживание
и ремонт

Футляры — это важные элементы газопровода, обеспечивающие надежность и долговечность сетей газораспределения и газопотребления. Они используются там, где труба подвергается значительным внешним воздействиям:

Кроме обеспечения защиты от механических воздействий, футляры позволяют оперативно выявлять утечки газа на участках пересечения с искусственными преградами. Для этого их оборудуют контрольными трубками, через которые газ отводится в атмосферу, что препятствует его распространению в грунте.

Еще одно назначение футляра — упростить замену газопровода. На переходах через преграды не требуется раскапывать траншею, достаточно выполнить котлованы с двух сторон. Нет необходимости ломать стены или перекрытия при пересечении газопроводом строительных конструкций.

Футляр представляет собой трубу большего, чем газопровод, диаметра. Обычно для его изготовления применяют сталь, но возможно использование полиэтилена и других материалов, отвечающих требованиям прочности, долговечности и надежности. При этом на пересечениях с каналами теплотрасс и железными дорогами применяют стальные трубы или другие, стойкие к температурным воздействиям. Диаметр футляра определяется диаметром газопровода, условиями производства строительно-монтажных работ, а также возможными перемещениями под нагрузкой. Концы футляра уплотняют, что обеспечивает защиту от воздействия грунта и проникновения грунтовых вод. Уплотнение должно позволять газопроводу свободно перемещаться в футляре.

Рис. 1. Футляр при пересечении строительных конструкций

При проектировании обычно используют узел прокладки газопровода через строительные конструкции из типового проекта серии 5.905-25.05, выпуск 1 «Оборудование, узлы, детали наружных и внутренних газопроводов».

Газопровод прокладывается внутри трубы и уплотняется в нем эластичным материалом, обычно просмоленной пеньковой прядью (рис. 1). Края футляра закрываются. При этом для газопроводов в помещениях используют алебастр, гипс или цемент. Пространство между футляром и стеной или перекрытием плотно заделывают цементом или алебастром на всю толщину пересекаемой конструкции. Футляр, заделываемый в стену, выполняется заподлицо. Футляр в перекрытии должен быть заподлицо с потолком и выступать выше пола на 50 мм, что защищает от попадания внутрь влаги при проливе жидкости. Из стенки газового колодца края футляра должны выступать не менее чем на 2 см. Газопровод в футляре не должен иметь стыковых и разъемных соединений.

При проходе газопровода через наружную стену здания край футляра с внешней стороны закрывают влагостойким материалом, обычно битумом. При проходе газопровода через стенки колодца битумом закрывают оба конца футляра.

В процессе эксплуатации газопровод в футляре может подвергаться коррозии. Наиболее уязвимы футляры, проходящие через козырьки подъездов, реже — через наружные стены. Участки газопровода относятся к сети газопотребления зданий различного назначения. При техническом обслуживании их проверяют внешним осмотром и контролируют на наличие утечек. Битумное уплотнение с течением времени разрушается и перестает защищать от влаги. При выявлении повреждений надо оповещать организации, владеющие или управляющие зданиями, о необходимости ремонта уплотнения футляра. Ремонт проводится по заявкам. Восстанавливается уплотнение, при коррозии участок газопровода заменяют, при сквозном повреждении это осуществляют в аварийном порядке.

Внутри помещений коррозия чаще всего повреждает газопровод в футлярах через перекрытия. В ныне не применяемом МДС 42-1.2000 «Положение о диагностировании технического состояния внутренних газопроводов жилых и общественных зданий. Общие требования. Методы диагностирования» важное значение имела проверка газопроводов в местах пересечения строительных конструкций — как в зонах, наиболее опасных с точки зрения коррозионных повреждений. Визуально проверялось наличие влаги на газопроводе, его прохождение через намокающие стены и (или) перекрытия. Приборными методами оценивали агрессивность воздействия на футляр и газопровод бетона: его влажность, щелочность жидкой фазы, содержание в нем хлорид-иона. Положение МДС 42-1.2000 было утверждено приказом Госстроя России от 03.05.2000 г. № 101, но не нашло широкого применения.

В настоящее время действуют «Правила проведения технического диагностирования внутридомового и внутриквартирного газового оборудования», утвержденные приказом Ростехнадзора от 17.12.2013 г. № 613. Для контроля переходов через строительные конструкции рекомендованы визуально-измерительный и ультразвуковой контроль. При этом должны выявляться контакты «труба-футляр», нарушения конструкции перехода, а также коррозионные повреждения и наличие сварных стыков. Последние проверки требуют снятия футляра. Только в этом случае можно увидеть коррозию и стыки на газопроводе внутри футляра. Демонтаж футляра требует нарушения декоративного ремонта (вскрытия участка стены или пола, демонтажа натяжных потолков и т.п.), поэтому на практике такая проверка не проводится.

Футляры на выходах газопровода из земли

Выход из земли располагается на переходе газопровода из подземного в надземное положение. Если он находится непосредственно у газифицированного здания, то называется цокольным вводом. Качественное изготовление выхода газопровода из земли, правильный монтаж и обслуживание в процессе эксплуатации играют важную роль в обеспечении безаварийной работы газопровода.

На протяжении длительного времени газопроводы в местах входа и выхода из земли заключались в футляр. В настоящее время при наличии на газопроводе защитного покрытия, стойкого к внешним воздействиям, допускается отсутствие футляра. При этом в пучинистых грунтах все же рекомендуется применение выхода газопровода из земли в футляре.

Рис. 2, а, б. Цокольные вводы стальных газопроводов

Для стальных газопроводов долгое время применяли и в настоящее время применяют выход в футляре, изготовленный в заводских или базовых условиях (рис. 2, а). Это готовое изделие, имеющее документы изготовителя, подтверждающие его качество. Для выхода берут стальную трубу, и ее изгибают и изолируют на участке, который будет располагаться под землей. Надземную часть окрашивают лакокрасочными материалами. На трубу монтируется футляр, концы которого уплотняют гидроизоляционными материалами, обычно битумом. При этом заделка зазора между футляром и трубой должна иметь форму гриба, с тем чтобы вода не попадала в этот зазор.

Современным конструкциям посвящен СТО ГАЗПРОМ ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЕ 2.4-2018 «Альбом типовых решений по проектированию и строительству (реконструкции) газопроводов с использованием устройства выхода газопровода из земли». Большинство предложенных решений — без футляра, но АО «Гипрониигаз» также предлагает традиционный вариант (рис. 2, б). Места входа трубы в футляр уплотняются мастично-полимерной лентой и мастично-полимерным шнуром. Внутренняя полость между футляром и трубой футеруется веревкой или пряденым льном до полного заполнения. Дополнительно для защиты от проникновения влаги в футляр сверху устанавливается зонт с хомутом, обжимаемый по эластичному материалу. Такое новшество в конструкции выходов из земли учитывает опыт эксплуатации.

На выходах из земли полиэтиленовых газопроводов присоединение к стальному отрезку может быть выполнено как на горизонтальном, так и на вертикальном участке газопровода. СП 42-103-2003 «Проектирование и строительство газопроводов из полиэтиленовых труб и реконструкция изношенных газопроводов» предлагает три варианта:

Первый вариант используют чаще всего, конструкция выхода аналогична применяемой для стальных подземных газопроводов. На конце размещаемого под землей горизонтального участка имеется неразъемное соединение «полиэтилен-сталь», к которому приваривается полиэтиленовая труба. В футляр заключается часть вертикального стального участка. Возможно применение выхода без футляра.

Рис. 3, а, б. Цокольные вводы полиэтиленовых газопроводов

Варианты размещения соединения «полиэтилен-сталь» на вертикальном участке предложены в СТО ГАЗПРОМ 2-2.1-093-2006 «Газораспределительные системы. Альбом типовых решений по проектированию и строительству (реконструкции) газопроводов с использованием полиэтиленовых труб». При вводе полиэтиленовой трубы изгибом с радиусом не менее 25 диаметров (рис. 3, а) соединение «полиэтилен-сталь» размещается на вертикальном участке, ниже — муфта с закладными нагревателями. Этот отрезок заключается в стальной футляр. Подземный участок полиэтиленового газопровода вне стального футляра размещается в полиэтиленовой трубе большего диаметра, которая служит для него футляром.

Ввод, выполненный с использованием отвода с закладными нагревателями (ЗН) и соединением «полиэтилен-сталь» на вертикальном участке, заключается в стальной футляр (рис. 3, б). В обоих случаях неразъемное соединение «полиэтилен-сталь» на вертикальном участке размещается не выше уровня земли.

Проникновение влаги внутрь футляра составляет основную проблему, возникающую в процессе эксплуатации. С течением времени верхнее уплотнение футляра разрушается. Битум под действием солнечного света оплавляется и стекает вниз, при низких температурах трескается. Также сказываются перемещения газопровода относительно футляра, возможны контакты «труба-футляр». В результате на выходах из земли возникают утечки. Негерметичность выявляют при регламентных работах сотрудники ГРО или жители по запаху газа.

В процессе эксплуатации идет активная коррозия участка трубы, металл подвергается воздействию электролита, появившегося при попадании в футляр атмосферных осадков. В то же время газопровод не защищен электрохимической защитой, так как не находится в электролите грунта. При техническом обследовании повреждения изоляции трубы выявляются не всегда — футляр экранирует электромагнитное излучение. В результате металл может коррозироваться вплоть до сквозного повреждения. Чтобы не допускать подобные случаи, необходимо при техническом обслуживании качественно восстанавливать герметизацию футляра подливкой битума. Еще один способ восстановления верха футляра, применяемый на практике, — оклейка его полимерно-битумными лентами. При качественной подготовке поверхности и выполнении необходимых нахлестов покрытие не позволяет влаге затекать в футляр.

Ремонт выхода из земли с коррозионными повреждениями проводят путем его замены на новый. Другой вариант — демонтаж футляра. Для ремонта футляр обычно срезают с газопровода газовым резаком. При этом изоляция оплавляется и обгорает, ее счищают с поверхности трубы. Трубу осматривают, при наличии коррозионных повреждений измеряют толщину стенки. Если она не выходит за установленные допуски, то наносят новую изоляцию. Если коррозия превышает допустимые размеры либо присутствует сквозное повреждение, то врезают катушку.

При демонтаже не выполняется проектное решение, которым предусмотрен выход в футляре. Кроме того, выполненное в полевых условиях покрытие на переходе газопровода из подземного в надземное положение может не обеспечивать необходимую защиту. Обычно при ремонте в полевых условиях применяют полимерно-битумные ленты. Но СТО ГАЗПРОМ ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЕ 2.4-2018 для выходов без футляров предлагает использование других материалов. АО «Гипрониигаз» в качестве изоляционного материала применяет термоусаживающуюся ленту «ТИАЛ-Л» или экструдированный полиэтилен, ООО «ЗМ Россия» — полиуретановый двухкомпонентный состав. Они обеспечивают лучшую защиту от внешних воздействий. Вместе с тем, монтаж нового выхода из земли требует значительных затрат, поэтому при ремонте выходов зачастую производят демонтаж футляров.

Футляры на переходах через преграды

Самые сложные по конструкции — футляры на пересечениях газопроводов с преградами: автомобильными и железными дорогами, трамвайными путями, коллекторами, теплотрассами. Концы футляра выводят на расстояние не менее 2 м от стенок пересекаемых сооружений и коммуникаций. При пересечении трамвайных путей, внутренних железнодорожных путей предприятий, автомобильных дорог, магистральных улиц и дорог концы футляров располагают на расстоянии:

Для железных дорог общей сети и внешних железнодорожных путей предприятий концы футляра располагаются с каждой стороны не менее чем в 50 м от подошвы откоса насыпи или бровки откоса выемки, а при наличии водоотводных сооружений — от крайнего водоотводного сооружения.

Рис. 4, а. Прокладка газопровода в футляре

На одном из концов футляра в верхней точке уклона монтируют контрольную трубку (рис. 4, а), которую обычно выводят под ковер. Если уклона нет, трубку можно установить на любом конце футляра. Для отбора проб на переходах через железные дороги монтируют вытяжную свечу из стальных труб с установкой на фундамент. Концы футляра уплотняют гидроизоляционными материалами, которые защищают от проникновения влаги. В соответствии с типовым проектом серии 5.905-25.05, выпуск 1 применяют просмоленную пеньковую прядь и битум. Для герметизации полиэтиленовых футляров возможно использование пенополимерных уплотнительных материалов и герметиков на бутил-каучуковой или тиоколовой основе. В пределах футляра газопровод должен иметь минимальное число стыковых соединений. В настоящее время стальные газопроводы в стальных футлярах оснащают стационарными контрольно-измерительными пунктами для контроля контакта «труба-футляр».

Рис. 4, б. Прокладка газопровода в футляре

Газопровод размещается в футляре на скользящих либо катковых опорах (вторые рекомендуются при длине плети более 60 м). Опоры защищают газопровод и изоляцию от повреждений при протаскивании плети. Для стальных труб конструкция опор должна обеспечивать отсутствие электрического контакта между футляром и трубой, для чего газопровод футеруют, защищая его от касания стенок футляра. В типовом проекте серии 5.905-25.05, выпуск 1 в опорах для разрыва электрической цепи применяют сосновый пиломатериал (рис. 4, б), который обжимают стальными хомутами к телу трубы. Хомуты стягивают болтами с гайками.

В настоящее время в ряде случаев используют опорно-направляющие кольца для протаскивания в футляре заводского изготовления (рис. 5).

Рис. 5. Монтаж газопровода в футляре http://www.tial.ru/

Они изготавливаются из двух или трех металлических полуколец и скрепляются между собой с помощью болтов и гаек. На внешней части кольца закреплены диэлектрические опоры из полиамида или полиэтилена. Опорно-направляющие кольца, полностью изготовленные из полимеров, называются спейсерами.

Для герметизации футляра на его концах монтируются резиновые манжеты. Неразъемные манжеты применяют при новом строительстве, так как их можно надеть на трубопровод. Разъемные манжеты используют при ремонте, их надевают в разрезанном виде. Концы манжеты крепятся к газопроводу и футляру хомутами. Для защиты манжеты от воздействия грунта при засыпке на нее по периметру надевают защитное укрытие, которое представляет собой стеклопластиковый кожух.

В процессе эксплуатации газопровод в футляре может подвергаться коррозии. В настоящее время нормативными требованиями установлено, чтобы крышка ковера выводилась не менее чем на 0,5 м выше уровня земли при отсутствии проезда транспорта и прохода людей. Вокруг необходима отмостка шириной не менее 0,7 м с уклоном 50‰.

Многие смонтированные в ХХ веке контрольные трубки находятся ниже уровня грунта либо дорожного покрытия. С течением времени поднимается поверхность земли, особенно на территории поселений. Также производится расширение проезжей части дорог. В результате происходит следующее:

Для очистки контрольных трубок, не только на футлярах, но и на врезках, и на канальных теплотрассах, в ГРО изготавливают и применяют инструмент, по конструкции напоминающий ледовый бур для рыбалки. На конец трубы наваривают сверло, по трубе из стальной полосы приваривают шнековый подъемник. Другой вариант — стержень с Т-образными рукоятками в верхней части и аналогичной конструкцией снизу. Инструмент нижней частью вставляют в трубку, при вращении он углубляется и поднимает грунт вверх.

Еще одна причина проникновения влаги в полость футляра — некачественное уплотнение его торцов.

При мониторинге газопроводов проводят их осмотр и техническое обследование. Но проконтролировать состояние трубы в футляре внешним осмотром невозможно. Для выявления утечек при обходе газопровода берут пробы воздуха из контрольных трубок. Но когда имеется утечка — это уже сквозное коррозионное повреждение (или разрыв сварного стыка). При техническом обследовании нельзя проверить состояние изоляции приборами, использующими электромагнитное поле, наведенное в трубе. Футляр препятствует электромагнитному излучению.

Для решения проблемы сначала СТО ГАЗПРОМ ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЕ 2.3-2011 «Сети газораспределения природного газа. Общие требования к эксплуатации. Эксплуатационная документация», а затем одноименный ГОСТ Р 54983-2012 ввели при техническом обследовании новую работу — выявление контакта «труба-футляр» на стальных газопроводах, проложенных под автомобильными и железными дорогами, трамвайными путями. Контроль следует проводить два раза в год с интервалом между обследованиями не менее четырех месяцев. Обследование переходов, обеспеченных катодной поляризацией, рекомендуется совмещать с проверкой эффективности средств ЭХЗ.

Газопровод в футляре фиксируется с использованием диэлектрических материалов, с тем чтобы избежать касания с футляром. Концы футляра герметично уплотняются, чтобы внутрь не попадал грунтовый электролит. Наличие металлического контакта между газопроводом и футляром приводит к коррозии газопровода, так как образуется короткозамкнутый гальванический элемент, который находится в электролите. Также возможна коррозия газопровода в футляре при электролитическом контакте при наличии повреждений изоляции и заполнении пространства внутри футляра грунтовым электролитом.

Рис. 6. Методы определения контактов «труба-футляр»

Наличие контакта «труба-футляр» определяется в соответствии со СТО ГАЗПРОМ ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЕ 9.4-1-2013 «Приборное обследование подземных стальных газопроводов на участках пересечения водных преград, железных и автомобильных дорог». Для этого выполняют одно из следующих измерений (рис. 6):

Возможно сочетание предложенных измерений. В результате определяется отсутствие контакта либо наличие металлического или электролитического контакта. В случае выявления контакта «газопровод-футляр» решение по обеспечению безопасных условий эксплуатации газопровода принимают в соответствии с табл. 1.

Таблица 1

ГОСТ Р 54983-2012 относит устранение контактов «труба-футляр» к капитальному ремонту. В настоящее время нет нормативных документов, определяющих порядок ремонта переходов через автомобильные и железные дороги газопроводов природного газа давлением до 1,2 МПа. На практике для удаления электролита выполняют котлованы на концах футляра, удаляют уплотнение с торцов. Далее происходит высыхание внутренней полости футляра и газопровода за счет естественной вентиляции. После проверки наличия контакта производят повторное уплотнение концов футляра и засыпку котлованов.

Устранение механических контактов представляет более сложную задачу. Контакт может находится на краю футляра, когда произошло смещение трубы и место касания находится с краю. В этом случае после раскопки котлованов с концов футляра удаляется уплотнение. Далее контакт устраняют механическим воздействием на трубу в месте ее выхода из футляра в направлении от меньшего зазора к большему. Используют домкрат, установленный в котловане. Положение газопровода относительно футляра фиксируется, концы футляра уплотняют, котлован засыпают. Более сложен контакт, произошедший при изломе трубы футляра по сварному шву или при упругом изгибе газопровода. В этом случае контакт находится в отдалении от торцов футляра. Непонятно, куда давить и как поведет себя газопровод под нагрузкой.

Вопросы ремонта переходов через автомобильные дороги рассмотрены в нормативных документах ПАО «Газпром». Согласно СТО ГАЗПРОМ 2-2.3-231-2008 «Правила производства работ при капитальном ремонте линейной части магистральных газопроводов ОАО «Газпром» ремонт переходов через автомобильные и железные дороги возможен с заменой или без замены газопровода. Вариант перемещения трубы относительно футляра не рассматривается. Замену перехода производят с отключением участка газопровода и полным освобождением его от газа. При этом возможны вырезка и демонтаж трубы из защитного футляра, без повреждения полотна дороги, либо вырезка и демонтаж всего участка газопровода, включая защитный футляр. В первом случае повреждения дорожного полотна не происходит, во втором обычно приходится перекрывать движение.

Капитальный ремонт перехода без замены газопровода и без остановки транспорта газа производится, если на теле трубы отсутствуют недопустимые дефекты и существует возможность проведения работ открытым способом. Для этого можно использовать разъемные футляры, которые можно надеть на трубу, не разрезая ее.

Рис. 7, а, б. Защитный футляр САФИТ https://safit.su/

Футляры САФИТ из стеклопластика выпускаются двух типов. Первый — разъемный вдоль оси моноблок с двумя горловинами под определенный диаметр трубы длиной 6 м (рис. 7, а). Защитный футляр для газопровода собирается из двух стеклопластиковых кожухов — нижнего и верхнего, стянутых между собой болтами из нержавеющей стали с применением резинового уплотнения. Внутри защитного футляра на трубу газопровода устанавливаются стеклопластиковые центраторы. На расстоянии 500 мм от торца в верхней части заформован стальной штуцер с наружной трубной цилиндрической дюймовой резьбой для установки контрольной трубки.

Второй тип — разъемный вдоль оси составной секционный футляр (рис. 7, б). Секции стыкуются фланцевым соединением, что позволяет монтировать футляры необходимой длины. Максимальная длина одной секции — 5,5 м, минимальная — 2 м. Между фланцами устанавливается резиновый уплотнитель. Фланцы крепятся болтами из нержавеющей стали. Стеклопластиковые футляры имеют высокую коррозионную стойкость, что обеспечивает длительный срок службы без применения электрохимической защиты. Чехол в шесть раз легче стального аналога, легко собирается, при его монтаже не требуется применение тяжелой техники или использование сварки. Заявленный изготовителем срок службы — 50 лет.

Содержание газопроводов в футляре в исправном состоянии — это важная задача, решаемая в процессе эксплуатации. ГРО при подготовке к осенне-зимнему периоду должны выполнить необходимые регламентные работы, обеспечивающие безаварийное и бесперебойное газоснабжение потребителей.

Источник