Установка ифс на газопроводе

Установка ифс на газопроводе

Методические указания по использованию изолирующих соединений при электрохимической защите подземных газопроводов

Методические указания по использованию изолирующих соединений при электрохимической защите подземных газопроводов

Текст документа по состоянию на июль 2011 года

20 января 2003 года

1 марта 2003 года

ПРЕДИСЛОВИЕ

1. Разработан Нижегородским филиалом ОАО «ГипроНИИгаз».

Исполнители: В.И. Баскаков, Э.В. Митрофанов, Г.Е. Говоров (Н.ф. ОАО «ГипроНИИгаз»).

2. Взамен «Методические указания по использованию фланцевых соединений при электрохимической защите городских подземных сооружений» руководящий документ РДМУ 204 РСФСР 3.1-81, утвержденный МЖКХ РСФСР 29.07.1981.

1. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

Настоящие Методические указания устанавливают типы, условия применения, места размещения и порядок контроля работы изолирующих соединений подземных стальных газопроводов давлением до 1,2 МПа для природного газа и 1,6 МПа для сжиженного газа.

Методические указания распространяются на вновь проектируемые и находящиеся в эксплуатации подземные стальные распределительные газопроводы, вводы и межпоселковые газопроводы.

2. НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

ГОСТ 9.602-89 «Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии».

СНиП 42-01-2002 «Газораспределительные системы».

ПБ 12-368-00 «Правила безопасности в газовом хозяйстве».

3. ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

В настоящих Методических указаниях используются следующие термины и их определения.

Изолирующее соединение (ИС) — изделие или деталь, предназначенная для диэлектрического разделения (секционирования) газопровода на смежные участки с целью исключения (ограничения) перетекания электрического тока между ними.

Изолирующее фланцевое соединение (ИФС) — ИС, состоящее из стальных фланцев, прокладки между ними и втулок для крепежа из диэлектрического материала, исключающего электрический контакт между металлическими поверхностями.

Изолирующая муфта (ИМ) — ИС, соединяемое с участками газопровода на резьбе с помощью стальных патрубков или патрубков из диэлектрических материалов этих изделий или деталей (безфланцевое изолирующее соединение).

Изолирующая вставка (ИВ) — ИС, соединяемое с участками газопровода на сварке с помощью стальных патрубков этих изделий.

Исправность (эффективность) изолирующего соединения — величина разности электропотенциалов, синхронно измеренных «до» и «после» ИС, составляющая более 5 мВ.

4. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

4.1. Применяемые ИС должны иметь сертификаты и разрешения Госгортехнадзора России на применение.

4.2. ИС являются дополнительным к пассивной и активной защите средством защиты подземных газопроводов от электрохимической коррозии и рекомендуется для:

— электрического разделения подземных газопроводов на отдельные участки, что повышает эффективность их электрохимической защиты;

— электрической отсечки участков подземных газопроводов от плохо изолированных либо заземленных участков;

— предотвращения образования и действия макрогальванических коррозионных пар, возникающих на участках контактов газопроводов и сооружений из различных металлов;

— исключения натекания защитного тока на участки газопроводов, где электрохимическая защита невозможна из соображений безопасности;

— увеличения продольного сопротивления подземных газопроводов, вдоль которых вероятно распространение блуждающих токов;

— экономии энергозатрат и пр.

4.3. Использование ИС позволяет:

— снизить в 1,5 — 2 раза плотность тока электрохимической защиты;

— увеличить зону действия защитной установки с одновременным уменьшением ее мощности.

4.4. При конструировании, проектировании и производстве работ при монтаже и эксплуатации ИС следует руководствоваться СНиП 42-01-2002, ПБ 12-368-00 , ГОСТ 9.602-89, Правилами и нормами пожарной безопасности, Правилами технической эксплуатации, типовыми альбомами и другими нормативными документами, утвержденными в установленном порядке.

4.5. Порядок допуска к проектированию и проведению работ по монтажу и эксплуатации ИС для вновь проектируемых и действующих газопроводов определяется согласно ПБ 12-368-00 , как для подземных газопроводов.

4.6. В качестве изолирующих соединений рекомендуется использовать ИФС при размещении на надземных участках и в колодцах; ИМ — то же, но для диаметра газопровода, как правило, не свыше 50 мм; ИВ — при подземном размещении (безколодезном).

5. УСЛОВИЯ ПРИМЕНЕНИЯ И РАЗМЕЩЕНИЯ ИС

5.1. ИС наиболее целесообразно предусматривать:

— на вновь строящихся газопроводах в случае необходимости их катодной поляризации согласно нормам;

— на действующих газопроводах, если катодная защита их работает неэффективно или они подлежат капитальному ремонту.

5.2. ИС не должна оказывать вредного влияния на смежные подземные сооружения или на «отсекаемые» участки газопровода, а именно:

— уменьшать или увеличивать по абсолютной величине минимальные и максимальные значения защитных потенциалов на соседних металлических сооружениях, имеющих катодную поляризацию;

— вызывать электрохимическую коррозию на соседних подземных металлических сооружениях, ранее не требовавших защиты.

5.3. Установку ИС следует предусматривать в зоне действия электрохимической защиты на:

— входе и выходе газопровода из земли;

— входе и выходе подземного газопровода из ГРП (ШРП);

— вводе газопроводов в здание, где возможен контакт газопровода с землей через заземленные металлические конструкции, инженерные коммуникации здания и нулевые проводники электропроводки здания; вводе газопровода на промышленное предприятие;

— вводе газопровода на объект, являющийся источником блуждающих токов.

ИС устанавливается также для секционирования газопроводов и электрической изоляции отдельных участков газопровода от остального газопровода.

Если сопротивление растеканию контура заземления ГРП или подземных резервуаров СУГ составляет более пяти (5) Ом, ИС на газопроводах допускается не устанавливать.

При переходе подземного газопровода в надземный допускается вместо установки ИС применять электрическую изоляцию газопроводов от опор и конструкций изолирующими прокладками.

5.4. ИС запрещается устанавливать на участках газопроводов, проложенных под дверными проемами и балконами.

5.5. При прокладке вводов газопроводов по наружным стенам кирпичных зданий ИС устанавливаются на ответвлениях к отдельным потребителям (стояках подъездов жилых зданий).

При прокладке подводящих газопроводов по наружным стенам железобетонных зданий или при прокладке газопроводов по опорам, мостам или эстакадам ИС устанавливаются на входах и выходах газопровода из земли.

5.6. Установка ИС должна предусматриваться на надземных участках газопроводов (на вводах в промышленные и коммунальные предприятия, здания, а также на опорах, мостах и эстакадах).

5.7. ИС допускается устанавливать на подземных вводах в специальных колодцах, а ИВ — подземно с засыпкой. Колодец должен иметь надежную гидроизоляцию и быть сухим.

5.8. ИС при размещении в колодцах должно быть зашунтировано постоянной разъемной электроперемычкой. Контактные соединения перемычки следует предусматривать вне колодца.

5.9. В качестве токоотвода могут быть использованы магниевые и (или) цинковые протекторы, которые, кроме того, осуществляют защиту газопровода в анодных зонах у изолирующих соединений и предохраняют их от пробоя в случае попадания на трубопровод высокого напряжения.

5.10. В конструкции ИС должны предусматриваться контактные пластины с облуженными наконечниками, зажатые под болты, для контроля состояния ИС и для возможного шунтирования их кабельными перемычками.

6. ТРЕБОВАНИЯ К МАТЕРИАЛАМ, ИЗГОТОВЛЕНИЮ И ИСПЫТАНИЮ ИС

6.1. ИС должны удовлетворять следующим техническим условиям:

— изоляционные материалы не должны вступать в химическую реакцию с

окружающей средой и продуктом, транспортируемым по газопроводу;

— изоляционные материалы должны обладать надежностью в эксплуатации и

иметь удельное электрическое сопротивление не менее 10 Ом х кв. м;

— легко и без значительных затрат времени монтироваться и

6.2. Изготовление ИС необходимо производить, как правило, в заводских условиях.

6.3. Выбор материала для ИС следует осуществлять с учетом минимально возможной (а для диэлектрических материалов и максимальной) температуры эксплуатации. При этом стальные патрубки должны соответствовать требованиям СНиП 42-01-2002, предъявляемым к стальным трубам для газопроводов.

6.4. Срок службы ИС, за исключением их изоляционных прокладок, должен быть, как правило, не менее норматива службы, установленного ПБ 12-368-00 для надземных газопроводов.

6.5. Изоляционные прокладки и втулки ИС на газопроводах

Читайте также:  Максимальная скорость wifi на ноутбуке

изготавливаются из винипласта, фторопласта, текстолита, паронита и др.

материалов с удельным сопротивлением не менее 10 Ом х кв. м и отвечающих

требованиям по условиям прочности и температуре эксплуатации.

6.6. ИС при испытании в сухом помещении мегомметром типа М-1101 при напряжении 1000 В должно иметь сопротивление не менее 5 МОм.

6.7. Прочность и герметичность ИС должны удовлетворять требованиям, предъявляемым к газопроводу соответствующего давления.

6.8. Испытания на прочность и плотность ИС следует производить воздухом в соответствии с СНиП 42-01-2002, как для газопроводов соответствующего давления.

6.9. На электрические и пневматические испытания составляется акт (Приложение 1).

7. УСТАНОВКА ИС

7.1. ИС устанавливаются на участках, указанных в проектах электрозащиты.

7.2. Монтаж на действующих газопроводах производится только после осуществления мероприятий по обеспечению безопасности в соответствии с требованиями ПБ12-368-00 и Альбома II «Узлы элементов катодной защиты серии МГНП 01-99», «Узлы и детали электрозащиты инженерных сетей от коррозии».

7.3. ИС после установки до включения электрозащиты проверяют на отсутствие короткого замыкания между металлическими концами труб по обе стороны ИС, а электроизолирующие фланцы проверяют дополнительно между стяжными болтами и металлическим фланцами.

7.4. ИС должны быть защищены от воздействия внешней среды (фартуки, короба и пр.).

8. ПРИЕМКА И ВВОД В ЭКСПЛУАТАЦИЮ ИС

8.1. Приемку в эксплуатацию ИС производит комиссия, осуществляющая приемку в эксплуатацию электрозащитных установок.

8.2. При приемке в эксплуатацию ИС представляют:

— проектное решение на установку изолирующих соединений или заключение с привязкой мест их установки;

— паспорт или сертификат ИС.

8.3. Приемку в эксплуатацию ИС оформляют справкой (Приложение 2).

8.4. Принятые в эксплуатацию ИС регистрируют в специальном журнале (Приложение 3).

9. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ИС

9.1. Эксплуатация, в т.ч. периодическое техническое обследование ИС, осуществляется специализированными конторами «Подземметаллзащита» или службами (группами) защиты, лабораториями и отделами предприятий газового хозяйства, имеющих в своем составе необходимый штат обученных и допущенных к данным видам работ специалистов.

9.2. ИС на газопроводах, принадлежащих предприятиям и организациям, должны обслуживаться силами и средствами этих предприятий (ведомств) или специализированными организациями по договорам на проведение работ.

9.3. При эксплуатации ИС необходимо систематически, не реже одного раза в год:

— проверять исправность (эффективность) действия ИС согласно п. 9.6;

— измерять и при необходимости регулировать ток в шунтирующих перемычках;

— определять сопротивление растеканию токоотводов.

При проверке ИС в колодцах прибор следует присоединять к выводам КИП.

9.4. Технические осмотры, проверка исправности ИС и необходимая регулировка режимов работы электрозащитных установок должны производиться бригадой из двух человек, один из которых имеет допуск к работе на электроустановках напряжением до 1000 В не ниже III группы.

9.5. При электрических измерениях шунтирующие сопротивления и токоотводы, установленные на ИС, отключают.

9.6. Проверка эффективности действия ИС без отключения катодной защиты проводиться индикатором для проверки изоляции муфт и фланцев (ИПИМФ), использующим резонансный способ измерения, пригодный для всех видов изолирующих соединений.

Допускается оценивать эффективность ИС синхронным измерением потенциалов газопровода относительно земли на контрольных выводах по обе стороны изолирующего соединения или измерением падения напряжения на концах ИС. Если падение напряжения более 5 мВ, ИС работает эффективно. Другим критерием исправности является наличие тока в шунтируемой перемычке.

9.7. Величина тока в шунтирующих перемычках устанавливается при наладке всей системы защиты данного газопровода. Регулирование тока производится при каждом изменении режима работы электрозащитных установок при изменениях, связанных с развитием сети подземных сооружений и источников блуждающих токов, а также при необходимости согласно п. 9.3.

9.8. Сопротивление растеканию токоотводов определяется измерителем заземлений типа М416 или амперметром и вольтметром по ГОСТ 9.602-89. При изменении величины сопротивления выявляются причины и разрабатываются мероприятия по их устранению.

9.9. Измерения сопротивления растеканию токоотводов следует производить в период наименьшей проводимости грунта.

9.10. Данные периодических обследований и электрических измерений записываются в «Протокол определения исправности ИС» (Приложение 4).

10. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ

10.1. Техническое обслуживание и ремонтные работы на ИС должны выполняться специалистами эксплуатационной организации в соответствии с ПБ 12-368-00 и Правил технической эксплуатации электроустановок.

10.2. По условиям электробезопасности электрозащитные установки и ИС относятся к электроустановкам напряжением до 1000 В и к работе с ними должны допускаться лица, имеющие квалификационную группу не ниже III.

10.3. Перед проведением каких-либо работ на изолирующих соединениях, установленных в колодцах, необходимо:

— отключить установки электрозащиты в данном районе;

— присоединить вводы нормально замкнутой электроперемычки в ковере к заземляющему электроду.

10.4. К выполнению работ по установке, техническому обслуживанию и ремонту ИС допускаются лица, прошедшие обучение, и при допуске к работе — инструктаж на рабочем месте.

ПНЕВМАТИЧЕСКИХ И ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ИСПЫТАНИЙ ИЗОЛИРУЮЩИХ СОЕДИНЕНИЙ

ИСПЫТАНИЕ ИЗОЛИРУЮЩЕГО СОЕДИНЕНИЯ НА ПРОЧНОСТЬ

«__» ________ 20__ г. проведено пневматическое испытание изолирующего

соединения (N _______) на прочность давлением _______________ с выдержкой

_________ с последующим осмотром.

При осмотре дефектов и утечек не обнаружено.

Изолирующее соединение испытание на прочность выдержало.

Производитель работ ______________________________

(должность, Ф.И.О., подпись)

Представитель ОТК ______________________________

(должность, Ф.И.О., подпись)

ИСПЫТАНИЯ ИЗОЛИРУЮЩЕГО СОЕДИНЕНИЯ НА ПЛОТНОСТЬ

«__» ________ 20__ г. проведено пневматическое испытание изолирующего

соединения (N ______) на плотность давлением ______________ с выдержкой

___________ с последующим осмотром и замером падения давления по манометру.

Утечек и видимого падения давления по манометру не обнаружено.

Изолирующее соединение испытание на плотность выдержало.

Производитель работ ______________________________

(должность, Ф.И.О., подпись)

Представитель ОТК ______________________________

(должность, Ф.И.О., подпись)

ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ ИСПЫТАНИЯ ИЗОЛИРУЮЩЕГО СОЕДИНЕНИЯ

«__» ________ 20__ г. проведены электрические испытания изолирующего

соединения (N _________).

При испытании в сухом помещении мегомметром типа М-1101 при напряжении

1000 В электрического пробоя не зафиксировано.

Замеренное сопротивление изолирующего соединения более 5 МОм.

Изолирующее соединение электрические испытания выдержало.

Производитель работ ______________________________

(должность, Ф.И.О., подпись)

Представитель ОТК ______________________________

(должность, Ф.И.О., подпись)

О приемке изолирующих соединений _______________________________ шт.

Проведена проверка исправности электроизолирующих соединений по вызову

Установка изолирующих соединений выполнена по проекту N _______________

(наименование проектной организации)

Проверка производилась методом ________________________________________

____________________________ с помощью прибора ____________________________

При приемке представлены следующие документы:

а) акты пневматических и электрических испытаний;

б) эскиз газопровода.

Результаты проверки ___________________________________________________

Представитель эксплуатационной организации:

Должность _____________________ Подпись ______________ ________________

«__» __________ 20__ г.

ЖУРНАЛ ИЗОЛИРУЮЩИХ СОЕДИНЕНИЙ

¦ Место ¦Дача ¦ Давление в ¦Место ¦Конструкция¦ Строящая ¦Организация,¦

¦установки¦уста- ¦газопроводе ¦уста- ¦ (или тип ¦организация¦ давшая ¦

¦ (адрес) ¦новки ¦ ¦новки ¦по нормам) ¦ ¦рекомендацию¦

ПРОТОКОЛ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ИСПРАВНОСТИ ИЗОЛИРУЮЩИХ СОЕДИНЕНИЙ (ИС)

Тип прибора ____________________________

Дата измерения «__» ____________ 20__ г.

Погодные условия _______________________

¦N пункта¦ Адрес ¦ Вид ¦Uт-з до¦ Uт-з ¦ ДЕЛЬТА U = Uт-з ¦Оценка¦

¦по схеме¦установки¦установленного¦ ИС, В ¦после ¦ до ИС — Uт-з ¦ ИС ¦

¦ ¦ ИС ¦ ИС ¦ ¦ИС, В ¦ после ИС, В ¦ ¦

Методические указания по использованию изолирующих соединений при электрохимической защите подземных газопроводов

4.75.* При электрохимической защите газопроводов следует предусматривать изолирующие фланцевые соединения (ИФС):

на входе и выходе газопровода из земли и ГРП, на вводе газопроводов в здания, где возможен электрический контакт газопровода с землей через металлические конструкции здания и инженерные сети, на вводе газопровода на объект, являющийся источником блуждающих токов;

Читайте также:  Что означает слово тривиальный

для секционирования газопроводов;

для электрической изоляции отдельных участков газопровода от остального газопровода.

Если сопротивление растеканию контура заземления ГРП или подземных резервуаров СУГ составляет более 50 м, ИФС на газопроводах допускается не устанавливать.

Допускается при переходе подземного газопровода в надземный вместо установки ИФС применять электрическую изоляцию газопровода от опор и конструкций изолирующими прокладками.

4.76. Размещение ИФС следует предусматривать на наружных газопроводах на высоте не более 2,2 м и на расстоянии от дверных и оконных проемов, принимаемом для запорной арматуры согласно п. 4.63, или в колодцах. ИФС в колодцах должны быть оборудованы устанавливаемыми вне колодца контактными устройствами для шунтирования ИФС инвентарными перемычками (на время выполнения работ в колодцах).

4.77. Для фланцевых соединений газопроводов в колодцах следует предусматривать постоянные шунтирующие электроперемычки.

4.78. Расстояние от установок электрохимической защиты и от их контактных устройств до резервуаров СУГ следует принимать не менее 5 м.

4.79.* Протекторы, применяемые для защиты стальных резервуаров СУГ от коррозии, допускается предусматривать в качестве основных заземлителей защиты от прямых ударов молнии. При этом следует учитывать требования РД 34.21.122-87.

4.80. Электроперемычки между трубопроводами, выполненные из полосовой стали, и стальные футляры (за исключением прокладываемых методом прокола> должны иметь изоляционное покрытие весьма усиленного типа.

4.81. Надземные газопроводы следует защищать от атмосферной коррозии покрытием, состоящим из двух слоев грунтовки и двух слоев краски, лака или эмали, предназначенных для наружных работ при расчетной температуре наружного воздуха в районе строительства.

ГАЗОПРОВОДЫ ИЗ ПОЛИЭТИЛЕНОВЫХ ТРУБ*

4.82.* В настоящем подразделе приведены дополнительные требования, которые следует учитывать при проектировании новых и реконструкции действующих подземных газопроводов из полиэтиленовых труб (в дальнейшем тексте подраздела — “газопроводы”).

Требования настоящего подраздела должны выполняться также при реконструкции металлических ветхих (изношенных) подземных газопроводов, выполняемой методом протяжки в них полиэтиленовых труб (плетью).

4.83.* Область применения полиэтиленовых труб для строительства газопроводов в зависимости от давления и состава газа следует принимать в соответствии с табл. 8* с учетом требований, приведенных в пп. 4.84* — 4.85*

Давление газа, МПа (кгс/см2), не более

Область применений полиэтиленовых труб

Газы, допускаемые для транспортирования

Газопроводы на территории городов и других поселений, в том числе для реконструкции подземных стальных газопроводов

Природные газы по ГОСТ 5542 — 87, а также газовоздушные смеси, не содержащие ароматических и хлорированных углеводородов

Газопроводы между сельскими поселениями

4.84.* Газопроводы из полиэтиленовых труб на территории городов должны предусматриваться из труб в бухтах, катушках или на барабанах (в дальнейшем тексте подраздела —длинномерные трубы).

Допускается применение для этой цели труб мерной длины, соединяемых муфтами с закладными нагревателями, и при соответствующем обосновании — стыковой сваркой с проверкой всех соединений физическими методами.

4.85.* Не допускается прокладка газопроводов из полиэтиленовых труб:

в районах с расчетной температурой наружного воздуха ниже минус 45 ??С;

на подрабатываемых и закарстованных площадках;

в грунтах II типа просадочности на территории городов и сельских поселений;

в районах с сейсмичностью свыше 6 баллов на территории городов и сельских поселений из труб мерной длины;

надземно, наземно, внутри зданий, а также в тоннелях, коллекторах и каналах;

на участках вновь проектируемых переходов через искусственные и естественные преграды, приведенные в абзаце 1 п.4.94.*

4.86.* Допускается прокладка полиэтиленовых газопроводов на территории городов и сельских поселений, расположенных в районах с сейсмичностью свыше 6 баллов, при условии применения длинномерных труб из полиэтилена средней плотности, соединяемых муфтами с закладными нагревателями.

4.87.* Полиэтиленовые газопроводы в сильнопучинистых грунтах должны укладываться ниже зоны сезонного промерзания.

4.88.* Гидравлический расчет газопроводов может производиться согласно справочному приложению 5.

4.89.* При реконструкции металлического газопровода низкого давления в нем могут быть протянуты полиэтиленовые трубы как для газопровода низкого давления, так и среднего в соответствии с расчетом.

4.90.* Минимальные расстояния по горизонтали в свету от полиэтиленовых газопроводов до зданий и сооружений следует применять как для стальных газопроводов согласно требованиям СНиП 2.07.01-89* с учетом требований п.4.13* СНиП 2.04.08-87*.

На отдельных участках в стесненных условиях допускается уменьшение до 50 % расстояния, приведенного в СНиП 2.07.01-89*, при условии, что на участках сближения по 5 м (для низкого давления 2 м) в каждую сторону от них будет выполнено одно из следующих требований:

применение длинномерных труб без соединений;

использование труб мерной длины, соединенных муфтами с закладными нагревателями;

прокладка труб мерной длины в стальном футляре;

замена на стальные трубы, соответствующие требованиям п.4.13* (абзацы 4,5 и 6).

Участки открытой прокладки полиэтиленовых труб (вне стальных) в местах приближения должны быть защищены от механических повреждений (металлические футляры, сетки, железобетонные плиты и пр.).

Минимальные расстояния от зданий и сооружений до реконструируемого стального газопровода низкого давления при протяжке в нем полиэтиленового газопровода среднего давления (до 0,3 МПа) допускается принимать по нормам для стальных газопроводов низкого давления с учетом требований п.4.13 настоящих норм при условии, что сварные и другие соединения полиэтиленового газопровода и его открытые участки расположены на расстоянии не менее 5 м от зданий и сооружений.

4.91.* Минимальные расстояния по вертикали в свету между полиэтиленовыми газопроводами и подземными инженерными коммуникациями за исключением тепловых сетей следует принимать по нормам, установленным для стальных газопроводов. Для тепловых сетей это расстояние должно определяться из условия исключения возможности нагрева полиэтиленовых труб выше температуры, установленной для принятой марки полиэтилена.

4.92.* Глубину прокладки полиэтиленового газопровода до верха трубы следует предусматривать не менее 1,0 м, а для районов с расчетной температурой наружного воздуха ниже минус 40 ??С (до минус 45 ??С) — 1,4 м. Глубина заложения металлических газопроводов, в которых предусматривается протяжка полиэтиленовых труб, должна соответствовать требованиям п. 4.17.

4.93.* Для газопроводов, прокладываемых на местности с уклоном 1:5 и более, следует предусматривать мероприятия по предотвращению размыва траншеи. Прокладка газопроводов с уклоном 1:2 и более не допускается.

4.94.* Переходы газопроводов через железные дороги общей сети и автомобильные дороги I — II категории, под скоростными дорогами, магистральными улицами и дорогами общегородского значения, а также через водные преграды шириной более 25 м при меженном горизонте и болота III типа (классификация по СНиП III-42-80) следует выполнять из стальных труб.

При реконструкции стальных газопроводов допускается на указанных участках за исключением переходов через железные дороги общей сети и переходов, для которых нормами не предусматривается устройство футляров, протяжка в них полиэтиленовых труб.

4.95.* Переходы газопроводов через подъездные железные дороги промышленных предприятий, автомобильные дороги всех категорий (за исключением оговоренных в п. 4.94.*), трамвайные пути, под магистральными улицами и дорогами районного, местного и грузового значения в черте поселения, а также пересечения с коллекторами, тоннелями и каналами, и места прохода газопроводов через стенки колодцев должны предусматриваться в металлических футлярах. При протяжке на указанных участках полиэтиленовых труб установка дополнительных футляров не требуется.

Допускается предусматривать на переходах через автомобильные дороги I и II категорий и дороги другого назначения, перечисленные в п.4.94*, полиэтиленовые трубы в стальных футлярах при условии применения длинномерных труб из полиэтилена средней плотности без сварных и других соединений на участках перехода.

Читайте также:  Хонда не заводится с первого раза

4.96.* При устройстве переходов и пересечений длина концов футляра, глубина заложения и др. Должны соответствовать требованиям пп. 4.16, 4.53*— 4.56* настоящих норм как для стальных газопроводов. При этом глубина заложения полиэтиленового газопровода должна во всех случаях предусматриваться не менее 1,0 м, а при прокладке его в районе с расчетной температурой от минус 40 ??С до минус 45 ??С не менее 1,4 м от верха трубы. Концы футляра при пересечении стенок газовых колодцев должны выводиться на расстояние не менее 2 см.

4.97.* На участках прокладки полиэтиленовых труб в футлярах и по 5 м в обе стороны от них, а также на участках прохождения их в ветхих стальных газопроводах полиэтиленовые газопроводы не должны иметь сварных и других соединений. При невозможности выполнения требования по протяжке цельнотянутой трубы соединение труб (плетей) должно выполняться муфтами с закладными нагревателями и, как исключение, сваркой встык при обеспечении 100 % проверки сварных соединений физическими методами контроля.

4.98.* Не допускается прокладка в межтрубном пространстве полиэтиленовой и стальной трубы эксплуатационного кабеля связи, телемеханики, телефона и дренажного кабеля электрозащиты. Указанные коммуникации могут быть оставлены в межтрубном пространстве реконструируемого стального газопровода и его футляра.

4.99.* Необходимость устройства футляров и их конструкция на газопроводах при пересечении ими подземных инженерных коммуникаций бесканальной прокладки и безкатегорийных грунтовых дорог, в том числе на территории сельских поселений, решается проектной организацией. При этом допускается предусматривать футляры из асбоцементных или полиэтиленовых труб, а глубина прокладки под дорогою должна быть не менее 1,5 м.

4.100.* Арматуру и оборудование на полиэтиленовых газопроводах следует предусматривать как для стальных газопроводов. Допускается установка полиэтиленовых кранов в грунте (без колодца) при условии размещения их в футляре или другой защитной конструкции с устройством ковера.

4.101.* Вводы к зданиям должны выполняться, как правило, из стальных труб. Расстояние от фундамента здания до полиэтиленового газопровода должно быть не менее 1,0 м для газа низкого давления и 2,0 м — среднего давления.

Допускается выполнять цокольные вводы полиэтиленовых газопроводов до мест их присоединения к шкафным регуляторным пунктам (далее — ШРП) и комбинированным регуляторам давления, а также присоединять полиэтиленовые трубы к надземным металлическим газопроводам с выходом полиэтиленовой трубы на высоту до 0,8 м от поверхности земли при условии заключения ее с узлом соединения в металлический футляр.

Конструкция ввода должна определяться проектом или нормалью.

4.102.* Допускается предусматривать прокладку в одной траншее двух полиэтиленовых газопроводов и более, а также полиэтиленового и стального газопроводов. Расстояние между газопроводами следует принимать из условий возможности производства работ по монтажу и ремонту газопроводов.

4.103.* Полиэтиленовые трубы следует соединять между собой на сварных установках сваркой встык при толщине стенок труб, как правило, не менее 5 мм или муфтами с закладными нагревателями.

Допускается применять другие способы соединения полиэтиленовых труб в соответствии с требованиями ведомственных нормативных документов, утвержденных в установленном порядке.

Соединение полиэтиленовых газопроводов давлением до 0,6 МПа со стальными участками следует предусматривать как разъемными (фланцевыми), так и неразъемными (раструбными обычного или нахлесточными усиленного типов). Разъемные соединения следует размещать в колодцах, неразъемные соединения — в грунте или колодцах. Одиночные фланцевые соединения без задвижек и компенсаторов допускается размещать непосредственно в грунте в металлическом футляре (кожухе). Неразъемные соединения обычного типа следует предусматривать на газопроводах давлением не свыше 0,3 МПа.

4.104.* Присоединение ответвлений к полиэтиленовому газопроводу следует предусматривать с помощью соединительных деталей из полиэтилена или стальными вставками. Длина стальных вставок должна быть не менее 0,8 м.

4.105.* Переходы полиэтиленовых труб с одного диаметра на другой, а также повороты газопроводов следует выполнять с помощью соединительных деталей из полиэтилена.

При отсутствии полиэтиленовых отводов повороты межпоселкового газопровода, а для диаметра 63 мм и менее независимо от места прокладки, допускается выполнять упругим изгибом с радиусом не менее 25 наружных диаметров трубы.

Для газопроводов низкого давления диаметром до 63 мм включительно допускается предусматривать повороты полиэтиленовых труб с радиусом не менее 3,0 Дн, выполняемые путем изгиба труб в горячем состоянии по технологии, в соответствии с проектом производства работ.

На стояках, вводах и выводах ГРП, ГРПШ устанавливают изолирующие соединения (ИС) для защиты от блуждающих токов и токов защитных установок. ИС необходимо устанавливать также перед ГРУ — на вводе в газифицируемое здание.

В настоящее время устаревший, но наиболее распространенной конструкцией ИС является изолирующее фланцевое соединение (ИФС). В ИФС (рис. 1.25), кроме двух основных фланцев 2 и 7, приваренных к концам газопровода, имеется третий специальный фланец 1 толщиной 16–20 мм (в зависимости от диаметра газопровода). Для электрической изоляции фланцев друг от друга между ними установлены прокладки 4 из паронита ПМБ толщиной 4 мм, которые для предохранения влагонасыщения покрыты электроизолирующим бакелитовым лаком. Электроизолирующие прокладки могут изготавливаться также из винипласта или фторопласта.

Рис. 1.25. Изолирующее фланцевое соединение: 1, 2, 7 — фланцы; 3, 4 — прокладки; 5 — втулка; 6 — шайба; 8 — винт; 9 — шпилька; 10 — гайка

Стягивающие шпильки 9 заключены в разрезные втулки 5 из фторопласта. Между шайбой 6 и фланцами 2, 7 также предусмотрены изолирующие прокладки 3 из паронита, покрытого бакелитовым лаком. По периметру промежуточного фланца 1 имеются резьбовые гнезда, в которые ввернуты винты 8, используемые для проверки электросопротивления между каждым основным фланцем и промежуточным. ИФС изготавливают на Ду от 20 мм.

Установка ИФС со стальной задвижкой показана на рис. 1.26

Рис. 1.26. Установка ИФС с задвижкой

Собранное ИФС подлежит испытанию на прочность и герметичность, а также на наличие разрыва в электрической сети до и после его установки на газопроводе. ИФС, как правило, монтируют на надземных вертикальных участках вводов и выводов ГРП, ГРПШ. Для контроля исправности и ремонта ИФС их необходимо устанавливать после запорной арматуры по ходу газа на высоте не более 2,2 м. Под воздействием окружающей среды ИФС постепенно теряют диэлектрические свойства, поэтому при монтаже их закрывают фартуками, коробами и т. д.

Сегодня промышленность выпускает большое количество неразъемных изолирующих соединений различных конструкций, некоторые из которых представлены в этом справочнике. Поскольку неразъемные изолирующие соединения не нужно обслуживать, а их сроки службы являются значительными (как правило, более 20 лет), то по этим показателям они в значительной степени превосходят изолирующие фланцевые соединения. Изолирующие соединения малых диаметров, в том числе и совмещенные с запорным устройством, все чаще и чаще применяются для секционирования внутридомовых газопроводов. Их применение, кроме предотвращения сквозной коррозии газопроводов при прохождении межэтажных перекрытий, служит надежной защитой от бытовых поражений электрическим током.

Данный интернет-сайт носит исключительно информационный характер и ни при каких условиях не является публичной офертой, определяемой положениями статьи 437 Гражданского кодекса РФ. Для получения информации об условиях сотрудничества, пожалуйста, обращайтесь к сотрудникам ГК «Газовик».

Бесплатная телефонная линия: 8-200-2000-230

© 2007–2020 ООО «Газ-Сервис». Все права защищены.
Использование материалов сайта без разрешения владельца запрещено и будет преследоваться по закону.

Ссылка на основную публикацию
Adblock detector