Техническое обслуживание газопроводов.

Обслуживание ГП проводится по графику, утвержденным главным инженером предприятия.

техническое обслуживание ГП входит обход трасс ГП, ремонт арматуры на них, проводится приборное техническое обслуживание действующих подземных ГП (не реже одного раза в 5 лет), согласно ПБ 12-520-03 п. 5.3.16

Обход трасс надземных ГП проводится один раз в три месяца одним рабочим (обученным и аттестованным).

Обход подземных ГП проводится двумя слесарями; периодичность обхода определяется в зависимости от технического состояния, категории ГП по давлению, от наличия средств электрохимзащиты на нем, от времени года, но не реже сроков, приведенных в Приложении №1 ПБ 12-520-03

Категории газопроводов и оборудования по давлению.

1. Газопроводы низкого давления от 0 до 0,05 кг/см².

2. Газопроводы среднего давления от 0,05 до 3 кг/см².

3. Газопроводы высокого давления II-ой категории от 3 до 6 кг/см².

4. Газопроводы высокого давления I-ой категории от 6 до 12 кг/см².

При обходе трассы надземного ГП должны определяться: утечки газа; перемещения ГП за пределы опор эстакад; наличие вибраций на ГП; прогиб ГП: изгиб или повреждение опор; состояние арматуры на ГП, изолирующих фланцевых соединений; проверяются средства защиты от падения электропроводов на надземных ГП; проверяется окраска ГП.

Выявленные неисправности слесарь докладывает мастеру, записывает в журнал обхода, а затем эти неисправности устраняются.

При обходе подземных ГП выявляются утечки газа на трассе ГП по внешним признакам (желтый снег, трава и т.д.) и по прибору. Прибором определяют присутствие газа в колодцах, в камерах инженерных подземных коммуникаций, контрольных трубках, подвалах, подземных переходах, расположенных на расстоянии 15 метров в обе стороны от ГП. Уточняется сохранность настенных звонков, указателей и ориентиров ГП, очищаются крышки колодцев и коверов от снега и льда (ковер – маленький колодец), размыв ГП паводковыми водами.

Обходчики должны контролировать наличие каких-либо строительных работ в районе ГП.

Обходчикам подземных ГП перед выходом выдаются маршрутные карты, на которых указаны: схема подземного ГП, другие коммуникации, расположенные в обе стороны от оси газопровода на 15 метров (колодцы, а/трассы, канализации и др.).

Маршрутные карты должны ежегодно выверяться. При обнаружении загазованности сооружений на трассе газопровода прибором или по внешним признакам, обходчики должны сообщить в аварийно-диспетчерскую службу и до приезда аварийной бригады должны принять меры по предупреждению окружающих (жильцов, прохожих или рабочих) о загазованности и недопустимости курения, запрет пользования открытым огнем, электроприборами и обеспечивают проветривание загазованной территории (открыв окна, двери, устраивают сквозняки) и помещений.

Результаты обхода записывают в специальный журнал.

1. При обследовании подземных ГП (не реже 1 раза в 5 лет) проверяют состояние изоляционного покрытия подземного ГП:

2. Утечки на подземных ГП можно определить газоанализатором

3. Качество сварных стыков. Копают шурф, вскрывают ГП и просвечивают сварные стыки.

Допускается проверять утечки газа, на подземных ГП, методом бурения скважин. Через каждые 2 метра на глубину (зимой – не ниже зоны промерзания грунта на расстоянии не менее 0,5 м от стенки газопровода). Затем к скважине подносят огонь. Если газ не загорается, то проверяют приборным методом.

ГП разрешается проверять на герметичность по нормам герметичности ГП, отраженным в СНИП 3.05.02-88. Например:

ГП низкого давления (0,05 кг/см² или 500 мм вд. ст.) проверяют на герметичность давлением 3 кг/см² в течение 1 часа.

При обнаружении утечек при обследовании подземных ГП, все работы выполняются в аварийном порядке.

ГП по истечении амортизационного срока службы, должны пройти диагностику с целью определения необходимости замены или остаточного ресурса с разработкой мероприятий, обеспечивающих безопасную эксплуатацию ГП в дальнейшем сроке.

Сооружения на газопроводах

1. ГРП (газорегуляторные пункты).

2. КИП (контрольно-измерительные пункты).

3. Катодные станции электрохимзащиты.

4. Компенсаторы

5. Гидрозатворы.

6. Конденсатосборники.

Линзовый компенсатор

Компенсаторы предназначены для смягчения (компенсации) температурных удлиннений газопроводов, для избежания разрыва труб, для удобства монтажа и демонтажа арматуры (фланцевой, задвижек).

Газопровод длиной 1 км усредненного диаметра при нагревании на 1^ОС удлиняется на 12 мм.

Компенсаторы бывают:

· Линзовые;

· П-образные;

· Лирообразные.

Линзовый компенсатор имеет волнистую поверхность, которая меняет свою длину, в зависимости от температуры газопровода. Линзовый компенсатор изготавливают из штампованных полулинз сваркой.

Для уменьшения гидравлического сопротивления и предотвращения засорения внутри компенсатора установлен направляющий патрубок, приваренный к внутренней поверхности компенсатора со стороны входа газа.

Нижняя часть полулинз залита битумом для предупреждения скопления воды.

При монтаже компенсатора в зимнее время, его необходимо немного растянуть, а в летнее время – наоборот сжать стяжными гайками.

П-образныйЛирообразный

компенсатор.компенсатор.

Конденсатосборники предназначены для сбора конденсата из газопровода. Устанавливаются ниже зоны промерзания грунта только сварке таким образом, чтобы конденсат стекал в конденсатосборник с обеих сторон газопровода.

Конденсатосборники

Гидрозатвор применяется только на ГП низкого (до 0,05 кг/см2) давления вместо запорной арматуры, вместо задвижки.

Гидрозатвор

Обслуживать гидрозатвор легче чем задвижку, т.к. не нужно строить колодец, не нужно ходить ремонтировать задвижку.

КИПы (Контрольно-измерительные пункты) предназначены для замера разности потенциалов газопровод-земля. Количество КИПов по длине газопроводов определяется проектом.