Прокладка газопровода через стену в футляре

Обновлено: 27.03.2024

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:

  • на выходах из земли;
  • при проходе через стенки газовых колодцев;
  • при пересечении подземных коммуникационных коллекторов и каналов различного назначения, а также бесканальных теплотрасс;
  • на переходах через автомобильные и железные дороги, трамвайные пути;
  • при пересечении строительных конструкций зданий.

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:

  • стальной цокольный ввод;
  • ввод, выполненный свободным изгибом трубы;
  • ввод, выполненный при помощи отвода с закладными нагревателями.

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:

  • не менее 2 м от подошвы земляного полотна (оси крайнего рельса) для трамвайных путей и железных дорог;
  • не менее 2 м от бордюра, обочины, подошвы откоса насыпи автомобильных дорог и улиц;
  • не менее 3 м от края кювета, канавы, резерва.

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).


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:

  • через трубку, несмотря на наличие крышки, в футляр поступают атмосферные осадки;
  • трубка со временем забивается грунтом.

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):

  • потенциалов газопровода и футляра относительно медно-сульфатного электрода (МЭС) вольтметром (мультиметром), регистрирующим прибором с входным сопротивлением не менее 1 МОм;
  • сопротивления цепи «газопровод-футляр» прибором для измерения сопротивления, работающим на переменном или постоянном токе;
  • силы тока, протекающего от внешнего источника постоянного тока, между выводом от газопровода и выводом от футляра, с использованием амперметра;
  • смещения потенциалов футляра и газопровода относительно МЭС при катодной поляризации с использованием вольтметра (мультиметра), регистрирующего прибора.

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

Металлический контакт Электролитический контакт Коррозионная опасность Рекомендации
Отсутствует Отсутствует Отсутствует Техническое обслуживание и ремонт по графику с учетом требований НТД
Отсутствует Имеется Неопасно при условии эффективной ЭХЗ Удаление электролита
Имеется Не определяется Высокая Устранение металлического контакта

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.


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.

Контрольная трубка на газопроводе: назначение + правила установки на футляр

У подземной прокладки газопроводных магистралей масса преимуществ. Они не портят экстерьер городских зданий и загородный ландшафт, не мешают передвижению транспорта, не заставляют смещать существующие постройки. Но у них есть существенный недостаток – это сложность мониторинга как самой трубы, так и перемещаемой по ней среды.

Мы расскажем, как контрольная трубка на газопроводе помогает следить за состоянием системы. Познакомим с особенностями конструкции этого устройства. Разберем варианты расположения и правила монтажа.

Из представленной нами статьи вы узнаете, где и в какой последовательности устанавливаются контрольные трубки на газопроводной системе. Ознакомитесь с особенностями крепления их на футлярах и на полукруглых кожухах. Поймете, насколько необходимо отслеживать техническое состояние подземного трубопровода.

Цель мониторинга состояния подземного газопровода

Проложенные в траншеях газопроводные магистрали нуждаются в регулярном осмотре не менее, чем наземные трассы. Конечно, им не грозят чисто механические повреждения, как это случается с открыто устроенными коммуникациями. Однако причин для беспокойства об их состоянии у газовщиков ничуть не меньше.

Если транспортирующая голубое топливо труба погружена в грунт:

  • Сложно следить за механическим состоянием газопровода, а ведь на его стенки воздействует давление грунта, вес сооружений и пешеходов, а также проезжающего транспорта, если магистраль проходит под шоссе или железнодорожной веткой.
  • Невозможно своевременно выявить коррозию. Ее вызывает агрессивная грунтовая вода, непосредственно грунт, в составе которого есть активно действующие компоненты. Потере первоначальных технических характеристик способствуют технические жидкости, проникающие на глубину заложения трассы.
  • Трудно определить потерю герметичности, появившуюся из-за нарушения целостности трубы или сварного узла. Причиной утраты герметичности обычно является окисление и ржавление металлических трубопроводов, банальный износ полимерных конструкций или нарушение технологии сборки.

Несмотря на то, что прокладка газопроводных магистралей в траншеях предусматривает полную замену агрессивного грунта на грунт с нейтральными свойствами, а устройство в местах возможного пролива технических жидкостей напрочь запрещено, без особых приспособлений они не могут считаться полностью защищенными от химической агрессии.

Галерея изображений Технологию подземной прокладки используют в устройстве газопроводов высокого, среднего и низкого давления. Уложенные в траншеи трубы не портят ландшафт, не мешают передвижению Уложенные в закрытые траншеи трубы требуют регулярного осмотра и обслуживания не меньше, чем поверхностные газопроводные ветки Несмотря на полную замену агрессивных грунтов в траншее, коррозия металлических труб и постепенный износ полимерных трубопроводов фактически неизбежен Постоянно мониторить необходимо сварные швы, соединяющие как полиэтиленовые, так и электросварные трубы, точки установки арматуры и прочие места возможной утечки газа Устройство газопровода низкого давления Сооружение газопровода высокого давления Строительство газовой магистрали Сварка полиэтиленовых труб перед укладкой

В результате потери герметичности происходит утечка газа, который как и положено всем газообразным веществам устремляется вверх. Проникая по порам в грунте, газообразное токсичное вещество выходит на поверхность и создает негативные для всего живого зоны над газопроводом.

Утечка газа может запросто стать причиной серьезной катастрофы, если покинувшее трубу голубое топливо «найдет» в земле какую-либо полость для аккумуляции. При нагреве, к примеру, элементарном воздействии солнечных лучей в знойный летний период, взрыв скопившегося газообразного топлива практически неизбежен.

Последствия утечки в газопроводе

Возникновение утечки газа из трубопровода угрожает не только нарушением экологического баланса, но и серьезными катастрофическими последствиями: взрывами, разрушениями, пожарами

Кроме того, утечка газа влечет немалые финансовые потери газодобывающей и газотранспортной организации. Причем между ними могут возникнуть разногласия, с которым в суд обращаться даже не стоит, если на футляре газопровода не была установлена контрольная трубка для мониторинга.

Для чего газопроводу футляр?

В устройстве подземных газовых коммуникаций используются, как правило, стальные или полиэтиленовые газовые трубы, способные выдерживать давление проходящей по ним среды. Их прочностные характеристики рассчитаны на нагрузку, создаваемую толщей грунта до 2,0-2,2 м. Однако стандартный трубопрокат не рассчитан на возможную транспортную нагрузку сверху, т.е. над газовой магистралью.

Также не учтено, что трубопроводам, по которым газ перемещается к потребителю, нежелательно проходить под другими коммуникационными линиями. Еще есть геологические и гидрогеологические ограничения, в соответствии с которыми газовую магистраль приходится прокладывать выше установленных норм.

В случае же невозможности найти трассу прокладки, не пересекающую иные инженерные сооружения, согласно предписаниям СНиП 42-01-2002 между трубопроводами необходимо обеспечить безопасную дистанцию по вертикали. Это 0,2 и более метра, что в результате меняет глубину заложения газопровода.

Футляр для подземной прокладки трубопроводов

На сложных участках трассы газопровода, требующих защиты трубы от повреждений, прокладка производится в футлярах

Глубину заложения газовой трубы также изменяют, если уложить на нормативной глубинной отметке мешают скальные горные породы или нестабильный уровень подземной воды.

Как защитить газопровод, если дополнительная нагрузка на линию неизбежна? Во всех перечисленных случаях используются футляры, представляющие собой жесткий круглый или полукруглый в сечении кожух из стального сплава, полиэтилена или стеклопластика. Он-то и оберегает путь голубого топлива от вероятных повреждений.

Отметим, что при устройстве защиты газопровода следить за состоянием проложенной в футляре трубы еще сложнее. Чтобы облегчить нелегкую работу обходчиков, сотрудников добывающей отрасли и газоснабжающих структур, производится установка на газопровод контрольной трубки.

СП 42-101-2003 Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб


6 ГАЗОПРОВОДЫ И ГАЗОИСПОЛЬЗУЮЩЕЕ ОБОРУДОВАНИЕ

6.1 Для внутренних газопроводов применяются стальные и медные трубы. Прокладка газопроводов из указанных труб должна предусматриваться согласно требованиям СНиП 42-01 с учетом положений настоящего СП и СП 42-102.

В качестве гибких рукавов рекомендуется применять сильфонные металлорукава, стойкие к воздействию транспортируемого газа при заданных давлении и температуре.

6.2 Гибкие рукава рекомендуется применять со сроком службы, установленным техническими условиями или стандартами, но не менее 12 лет. Импортные гибкие рукава должны иметь техническое свидетельство, подтверждающее их пригодность.

6.3 Гибкие рукава, используемые для присоединения бытового газоиспользующего оборудования, должны иметь маркировку "газ", внутренний диаметр - не менее 10 мм.

Гибкие рукава для присоединения бытовых приборов и лабораторных горелок КИП, баллонов СУГ не должны иметь стыковых соединений.

Не допускаются скрытая прокладка гибких рукавов, пересечение гибкими рукавами строительных конструкций, в том числе оконных и дверных проемов.

6.4 При подключении электрифицированного бытового газоиспользующего оборудования в помещениях, не отвечающих требованиям ГОСТ Р 50571.3 по устройству системы выравнивания потенциалов, на газопроводе следует предусматривать изолирующие вставки (после крана на опуске к оборудованию) для исключения протекания через газопровод токов утечки, замыкания на корпус и уравнительных токов. Роль изолирующих вставок могут выполнять токонепроводящие гибкие рукава.

6.5 Открытая прокладка газопроводов предусматривается на несгораемых опорах, креплениях к конструкциям зданий, каркасам и площадкам газоиспользующих установок, котлов и т.п.

Крепление газопроводов предусматривают на расстоянии, обеспечивающем возможность осмотра, ремонта газопровода и установленной на нем арматуры.

6.6 Расстояние от газопровода до строительных конструкций, технологического оборудования и коммуникаций следует принимать из условия обеспечения возможности его монтажа и их эксплуатации, до кабелей электроснабжения - в соответствии с ПУЭ.

Пересечение газопроводами вентиляционных решеток, оконных и дверных проемов не допускается.

6.7 При прокладке газопроводов через конструкции зданий и сооружений газопроводы следует заключать в футляр. Пространство между газопроводом и футляром на всю его длину необходимо заделывать просмоленной паклей, резиновыми втулками или другими эластичными материалами. Пространство между стеной и футляром следует тщательно заделывать цементным или бетонным раствором на всю толщину пересекаемой конструкции.

Края футляров должны быть на одном уровне с поверхностями пересекаемых конструкций стен и не менее чем на 50 мм выше поверхности пола.

Диаметр футляра должен уточняться расчетом, но кольцевой зазор между газопроводом и футляром должен быть не менее 10 мм, а для газопроводов условным диаметром до 32 мм - не менее 5 мм.

6.8 Не допускается прокладывать газопроводы в местах, где они могут омываться горячими продуктами сгорания или соприкасаться с нагретым или расплавленным металлом, а также в местах возможного разлива или разбрызгивания коррозионно-активных жидкостей.

Газопроводы необходимо защищать от воздействия открытого теплового излучения (изоляция, устройство экранов и т.д.).

6.9 В обоснованных случаях (при отсутствии возможности другой прокладки) допускается транзитная прокладка газопроводов в коридорах общественных, административных и бытовых зданий на высоте не менее 2 м при отсутствии разъемных соединений и арматуры.

6.10 Скрытая прокладка газопроводов предусматривается в соответствии со следующими требованиями:

а) в штрабе стены:

- размер штрабы принимается из условия обеспечения возможности монтажа, эксплуатации и ремонта газопроводов;

- вентиляционные отверстия в щитах, закрывающих штрабу, размещаются исходя из условия обеспечения ее полного проветривания;

б) в полах монолитной конструкции:

- толщина подстилающего слоя пола под газопроводом, а также расстояние от металлических сеток (или других конструкций, расположенных в полу) принимается не менее 5 см;

- толщина подстилающего слоя над газопроводом принимается не менее 3 см;

- газопровод замоноличивается в конструкцию пола цементным или бетонным раствором, марка которого определяется проектом;

- отсутствие воздействия на полы в местах прокладки газопровода нагрузок в соответствии с требованиями СНиП 2.03.13 (от транспорта, оборудования и т.п.) и агрессивных сред;

- газопроводы в местах входа и выхода из полов следует заключать в футляр, выходящий не менее чем на 5 см из пола и заанкерованный в конструкцию пола;

Прокладка газопровода через стену в футляре

СВОД ПРАВИЛ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ И СТРОИТЕЛЬСТВУ

ПРОЕКТИРОВАНИЕ И СТРОИТЕЛЬСТВО ГАЗОПРОВОДОВ ИЗ ПОЛИЭТИЛЕНОВЫХ ТРУБ И РЕКОНСТРУКЦИЯ ИЗНОШЕННЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

Design and construction of polyethilene gas pipelines and renovation of underground gas pipelines

Дата введения 2003-11-27

1 РАЗРАБОТАН ЗАО "Полимергаз" и коллективом ведущих специалистов ОАО "ГипроНИИгаз", АО "Запсибгазпром", АО "ВНИИСТ", АОЗТ "СП МосПартеплогаз", ЗАО "Руспройсгаз", МИИП-НПО "Пластик", Госгортехнадзора России, Госстроя России и ряда газораспределительных хозяйств России при координации ЗАО "Полимергаз"

Госгортехнадзором России, письмо от 16.06.2000 г. N 03-35/240

ГУГПС МЧС России, письмо от 24.05.2000 г. N 20/2.2/1907

3 ОДОБРЕН постановлением Госстроя России от 26 ноября 2003 г. N 195

4 ПРИНЯТ И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ решением Межведомственного координационного совета по вопросам технического совершенствования газораспределительных систем и других инженерных коммуникаций, протокол от 27 ноября 2003 г. N 33

ВЗАМЕН СП 42-101-96, СП 42-103-97, СП 42-105-99

ВВЕДЕНИЕ

СП 42-103-2003 "Проектирование и строительство газопроводов из полиэтиленовых труб и реконструкция изношенных газопроводов" разработан в развитие основополагающего СНиП 42-01-2002 "Газораспределительные системы" взамен СП 42-101-96 "Проектирование и строительство газопроводов из полиэтиленовых труб диаметром до 300 мм", СП 42-103-97 "Восстановление стальных подземных газопроводов с использованием синтетических тканевых шлангов и специального двухкомпонентного клея", СП 42-105-99 "Контроль качества сварных соединений полиэтиленовых газопроводов".

СП 42-103-2003 содержит подтвержденные научными исследованиями, опробованные на практике и рекомендуемые в качестве официально признанных технические решения, средства и способы реализации обязательных требований, установленных СНиП 42-01, по проектированию и строительству полиэтиленовых газопроводов, а также реконструкции изношенных газопроводов с применением полиэтиленовых (в том числе профилированных) труб, синтетических тканевых шлангов и специального двухкомпонентного клея.

В разработке настоящего Свода правил приняли участие:

Габелая Р.Д., Гвоздев И.В., Гиллер Г.А, Голик В.Г., Дерюгин М.Н., Зайцев К.И., Кайгородов Г.К., Карвецкий А.Г., Каргин В.Ю., Нечаев А.С., Рождественский В.В., Сафронова И.П., Синев В.М., Токер А.П., Удовенко В.Е., Чирчинская Г.П., Шинкарев А.М., Шишов Н.А., Шурайц А.Л.

1 ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

1.1 Настоящий Свод правил распространяется на проектирование и строительство новых газопроводов из полиэтиленовых труб, а также на реконструкцию стальных изношенных газопроводов.

1.2 При проектировании, строительстве и реконструкции газопроводов следует руководствоваться требованиями СНиП 42-01, СП 42-101 и других нормативных документов, утвержденных в установленном порядке.

2 НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

В настоящем Своде правил использованы ссылки на следующие документы:

СНиП 2.02.01-83* Основания зданий и сооружений;

СНиП 2.02.04-88 Основания и фундаменты на вечномерзлых грунтах;

СНиП 3.01.01-85* Организация строительного производства;

СНиП 3.03.01-87 Несущие и ограждающие конструкции;

СНиП 11-01-2003 Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения и составе проектной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений;

Документ отменен постановлением Госстроя России от 17.11.2003 г. N 190, здесь и далее по тексту. - Примечание изготовителя базы данных.

СНиП 12-03-2001 Безопасность труда в строительстве. Часть 1. Общие требования;

СНиП 12-04-2002 Безопасность труда в строительстве. Часть 2. Строительное производство;

СНиП II-7-81* Строительство в сейсмических районах;

СНиП 42-01-2002 Газораспределительные системы;

СП 42-101-2003 Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб;

СП 42-102-2004 Проектирование и строительство газопроводов из металлических труб;

ГОСТ 9.402-80 ЕСЗКС. Покрытия лакокрасочные. Подготовка металлических поверхностей перед окрашиванием;

ГОСТ 9.602-89 ЕСЗКС. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии;

ГОСТ 166-89 Штангенциркули. Технические условия;

ГОСТ 2226-88 Мешки бумажные. Технические условия;

ГОСТ 2930-62 Приборы измерительные. Шрифты и знаки;

ГОСТ 2991-85 Ящики дощатые неразборные для грузов массой до 500 кг. Общие технические условия;

ГОСТ 4045-75 Тиски слесарные с ручным приводом. Технические условия;

ГОСТ 5686-94 Грунты. Методы полевых испытаний сваями;

ГОСТ 6507-90 Микрометры. Технические условия;

ГОСТ 7502-98 Рулетки измерительные металлические. Технические условия;

ГОСТ 8433-81 Вещества вспомогательные ОП-7 и ОП-10. Технические условия;

ГОСТ 9142-90 Ящики из гофрированного картона. Общие технические условия;

ГОСТ 9396-88 Ящики деревянные многооборотные. Общие технические условия;

ГОСТ 10354-82 Пленка полиэтиленовая. Технические условия;

ГОСТ 10705-80 Трубы стальные электросварные. Технические условия;

ГОСТ 11262-80 Пластмассы. Метод испытания на растяжение;

ГОСТ 12423-66 Пластмассы. Условия кондиционирования и испытаний образцов (проб);

ГОСТ 12820-80 Фланцы стальные плоские приварные на от 0,1 до 2,5 МПа (от 1 до 25 кгс/см). Конструкция и размеры;

ГОСТ 12822-80 Фланцы стальные свободные на приварном кольце на от 0,1 до 2,5 МПа (от 1 до 25 кгс/см). Конструкция и размеры;

ГОСТ 14782-86 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые;

ГОСТ 15846-79 Продукция, отправляемая в районы Крайнего Севера и труднодоступные районы. Упаковка, маркировка, транспортирование и хранение;

ГОСТ 17375-2001 Детали трубопроводов бесшовные приварные из углеродистой и низколегированной стали. Отводы крутоизогнутые типа 3D (R1,5DN ). Конструкция;

ГОСТ 17376-2001 Детали трубопроводов бесшовные приварные из углеродистой и низколегированной стали. Тройники. Конструкция;

ГОСТ 17811-78 Мешки полиэтиленовые для химической продукции. Технические условия;

ГОСТ 18573-86 Ящики деревянные для продукции химической промышленности. Технические условия;

ГОСТ 18599-2001 Трубы напорные из полиэтилена. Технические условия;

ГОСТ 19667-74 Контейнер специализированный групповой массой 5,0 т для штучных грузов;

ГОСТ 21650-76 Средства скрепления тарно-штучных грузов в транспортных пакетах. Общие требования;

ГОСТ 22852-77 Ящики из гофрированного картона для продукции приборостроительной промышленности. Технические условия;

ГОСТ 24157-80 Трубы из пластмасс. Метод определения стойкости при постоянном внутреннем давлении;

ТУ 6-19-231-87 Трубы напорные из непластифицированного поливинилхлорида;

ТУ 6-19-359-97 Детали соединительные из полиэтилена для газопроводов;

ТУ, упомянутые здесь и далее по тексту не приводятся. За информацией о документе Вы можете обратиться в Службу поддержки пользователей. - Примечание изготовителя базы данных.

ТУ 2291-032-00203536-96** Муфты полиэтиленовые с закладными электронагревателями для газопроводов;

ПБ 12-529-03 Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления;

На территории Российской Федерации документ не действует. Действуют Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности "Правила безопасности сетей газораспределения и газопотребления", здесь и далее по тексту. - Примечание изготовителя базы данных.

Читайте также: