Врезка полиэтиленового газопровода в стальной

Обновлено: 08.05.2024

Замечали, сколько разных способов могут предложить опытные мастера для решения одной и той же задачи? Устройство газопровода – не исключение. Так, соединение газовых труб профессиональными газовиками выполняется при помощи разных материалов и методик. В арсенале мастеров резьба и сварка, пайка и фланцы. Они активно используют проверенные десятилетиями и недавно появившиеся приемы.

Зная основные способы, разбираясь в инструментах и современных материалах, легче отследить правильность выполнения работ, проконтролировать действия приглашенных специалистов.

В этой статье мы привели описание основных вариантов крепления газовых труб, способов герметизации стыков. Прочитав ее, Вы будете разбираться в видах труб, особенностях материалов, технологиях работы с ними. Отдельное внимание мы уделили методам проверки уже выполненных соединений, так как от их корректности зависит безопасность эксплуатации бытового газового оборудования.

Особенности соединения газовых труб

Долгое время газопровод состоял исключительно из металлических труб разного диаметра. Материал ценился за возможность создания бесшовной магистрали, способной сохранять абсолютную герметичность под высоким давлением.

Соединения проржавевших металлических труб – источник повышенной опасности, так как именно в местах стыков стальной сплав разрушается особенно быстро

Заняться поиском других вариантов заставил весомый недостаток металлического сплава – под воздействием влаги, по прошествии нескольких лет эксплуатации он начинал ржаветь, ставя под угрозу целостность трубопровода.

Тогда стали появляться трубы из других материалов:

Меди, плюсом которой считается устойчивость к коррозии, минусом – способность сохранять целостность при низком давлении, не превышающем 5 кПа.
Низкоуглеродистой стали, не подверженной воздействию ржавчины. Ее недостаток – сложность в обработке и высокая стоимость. Поэтому для обустройства газопроводов применяются трубы из ПВХ со стальной внешней оплеткой.
Полиэтилена. Эластичный и легкий, этот материал не проводит электричество, обходится дешевле других аналогов и выдерживает сильные трансформации без утери целостности.

Подробнее о различный видах газовых труб и особенностях их выбора можно прочесть в этом материале.

Элементы, соединяющие магистраль и отводку, ведущую к потребителю, стали делать из резины. Для таких соединений выбирается термоустойчивая резина, не склонная с рассыханию при избыточной инсоляции.

При монтаже резиновых соединений используется готовая заводская продукция. Гибкие подводки, изготовленные в кустарных условиях, не соответствуют правилам ТБ

Выбор материала обусловлен давлением в газопроводе, требуемой пропускной способностью и рассчитывается специалистами.

То же касается соединений. Только профессионал может определить подходящий вид крепления, правильно соотнести его с материалом трубы, техническими условиями эксплуатации.

Варианты соединений газовых труб

Сегодня мастера выделяют 5 видов соединений при монтаже газопровода. Это сварка, используемая для металлических труб, пайка, применяемая для меди и ПВХ, врезка, резьбовое и фланцевое соединения.

Вариант №1 — сварной шов

Стальные трубы обрабатывают при помощи инверторного аппарата или газосварочного оборудования. Подлежащие соединению торцы располагают на расстоянии 1,5-2 мм друг от друга, основательно фиксируют.

В процессе плавления металла сварщик накладывает два шва: основной и страхующий дополнительный.

Опытные мастера охлаждают разогретый металл и только после этого избавляются от окалины. Это дает возможность избежать появления трещин

Полиэтиленовые элементы стыкуют аппаратом, контролирующим достигнутую при нагревании температуру. Для соединения используют фитинг с плавящимся элементом. Нагревая окружающий материал, он превращает смесь в однородную массу. Результатом становится герметичный прочный шов.

Вариант №2 — пайка труб

Пайка встык подходит и для металлических труб, и для изделий из термопластичного полимера. Работа выполняется на модульном агрегате, включающем гидравлический блок, центратор, паяльник и встроенный резак.

Торцы элементов, подлежащих спайке, зачищаются от стружки, пыли, инородных частиц. Обезжириваются.
При помощи паяльника для полипропиленовых труб детали нагреваются и сближаются до появления на поверхности стыка наплыва толщиной в 1 мм.

По окончании работы соединение оставляется в агрегате до полного остывания. Любое движение в период снижения температуры может стать причиной появления свищей.

Вариант №3 — врезка в трубу

Врезка – это метод, требующий особой квалификации. Она может выполняться горячим способом, при котором в ход идет дуговой сварочный агрегат, и холодным, когда главным инструментом выступает сверлильное оборудование.

Смысл манипуляции в том, чтобы организовать герметичное ответвление от цельной трубы.

Некоторые владельцы частных домов при подключении к центральной магистрали осуществляют врезку холодным способом самостоятельно, без оповещения соседей, компании-поставщика. Делать это запрещено. Подключать новый участок к газу могут только лицензированные организации

Врезка первым методом допустима только при снижении давления в газопроводе до значения 40-50 кг на кв. см. Второй может быть реализован без понижения давления. В том и в другом случае требуется разрешение органов надзора.

Подробнее о том, как врезаться в газопровод читайте далее.

Вариант №4 — использование резьбового соединения

Резьбовые соединения используются на всей протяженности газопровода: от концевых элементов до разных видов ответвлений. Если гибкие резиновые подводки уже снабжены соответствующими насадками, то на металлических трубах зачастую приходится делать нарезку.

Выполняется она следующим способом: поверхность будущей резьбы очищается, обрабатывается напильником, смазывается машинным маслом. Затем при помощи трубного клуппа выполняется нарезка.

Если предполагается состыковать два неподвижных участка газопровода, то соединение газовых труб выполняется посредством муфты. Это отдельный металлический элемент с внутренней резьбой. Наложение его на внешнюю резьбу трубных торцов дает возможность обеспечить плотное прилегание.

Опытные мастера всегда следят за положение клуппа: он должен быть расположен по отношению к трубе строго перпендикулярно. Кроме того, нарезку они выполняют с чередованием полного оборота вперед и половинного назад. Это делается для своевременного избавления от стружки, препятствующей выполнению ровного среза

Даже идеально выполненная резьба не обеспечивает идеальной целостности стыка. Поэтому для герметизации газовых резьбовых соединений всегда используются дополнительные материалы.

Вариант №5 — фланцевые соединения

Этот способ подходит для труб из меди, стали, полиэтилена. Используется только на участках с низким давлением.

Фланец – это плоская деталь с проделанными в ней отверстиями. Сама деталь служит соединительным элементом. Отверстия в ней предназначены для шпилек и болтов.

Подбирать фланец необходимо с учетом параметров, прописанных в ГОСТ 12820-80. В документе учитывается соответствие номинального давление газопровода и типоразмера детали

Для труб из ПВХ используют специальные фитинги, которые соединяются посредством сварки. В случае с металлическими элементами можно обойтись без нагревания. На них для фиксации фланцев применяют болты.

Материалы для герметизации стыков

В дополнительной герметизации нуждаются резьбовые и фланцевые соединения.

Выбор материала для прокладки осуществляется с учетом того, что она должна:

выдерживать предусмотренные проектом нагрузки, в том числе перепады давления;
нивелировать дефекты уплотняемой поверхности;
заполнять пространство между соединенными элементами.

То есть прокладка должна быть эластичной, прочной и плотной. Самым известным материалом, соответствующим этим требованиям, является лен. Льняная прядь активно используется для уплотнения стыков газо- и водопроводов.

Более современные материалы – пасты, нити, герметики, лента ФУМ применяются чуть реже: из-за более высокой стоимости и некоторой консервативности опытных специалистов.

Плюсы и минусы льняной ленты

Льняная лента плотно наматывается на резьбу, создавая плотную прослойку. Плюсы способа – дешевизна, высокий уровень адгезии, прочность зафиксированного стыка.

Раньше волокна льна использовали со свинцовым суриком, пропитанным олифой. Сейчас все чаще в ход идут специальные уплотнительные пасты

Минусы – разрушение льна со временем, сложность демонтажа, высокие требования к опыту специалиста.

Если соединение газовых труб на проложенной льном резьбе выполнено со слишком большим усилием, прокладка может порваться. Такой стык не будет герметичным. Поэтому лучше, если манипуляция будет поручена опытному мастеру.

Пасты на основе масел и смол

Масляные и смоляные составы не затвердевают. Нанесенная на стык субстанция остается вязкой долгое время, эффективно противостоит проникновению газа во внешнюю среду.

При небольшом зазоре опытные специалист выберет другой способ, так как незатвердевающая паста будет эффективна лишь на протяженной резьбе

При повышении давления в газопроводе паста постепенно выдавливается из соединения.

Высыхающие пасты-герметики

Основой этих составов являются растворители. После нанесения вещество высыхает, обеспечивает прочную фиксацию. Может использоваться отдельно или в паре с льняной подмоткой для газовых соединений.

Зная, что резьбовое соединение уплотнено высыхающим герметиком, стоит периодически проверять его, подтягивать при помощи ключа. Это касается любых видов труб

К преимуществам высыхающих герметизирующих паст специалисты относят прочность получаемых соединений. Кроме того, состав легко наносить: во время обработки он выступает в роли смазки, а засыхать начинает, уже находясь в резьбовом зазоре. Из недостатков выделяют склонность к усадке.

Анаэробные клеевые составы

Вязкий, полимеризующийся без усадки клей — лучший герметик для резьбовых и фланцевых газовых соединений. Заполняя пространство в стыках, он застывает только там, снаружи оставаясь жидким и вязким.

Излишки клея легко удалить с поверхности, а доза, попавшая внутрь, останется на нужном месте и быстро полимеризируется.

Для удобства монтажа производители предлагают клеи с разным временем засыхания. Оно варьируется от 3 минут до нескольких часов. Это стоит учитывать при выборе состава

Единственным недостатком анаэробного клея является невозможность его использования при низких температурах. При сильном минусе резко увеличивается время полимеризации. А в некоторых ситуациях она может и вовсе не наступить.

Уплотнительная нить из нейлона

Принцип использования нейлоновой нити схож со способом применения льняного волокна: материал наматывается на внешнюю резьбу одного элемента, а затем прижимается внутренней резьбой другого.

К преимуществам относятся:

низкая стоимость;
широкий температурный диапазон, верхняя граница которого зафиксирована на отметке в 130 градусов;
возможность использования в условиях повышенной влажности;
надежность обработанного соединения.

Среди недостатков выделяют необходимость придания резьбе шероховатости – на гладком металле материал крайне сложно удержать. Кроме того, нейлоновая нить не подходит для уплотнения стыков труб диаметром более 80 мм.

Лента из фторопласта

ФУМ лента – относительно новый вид уплотнителя, но достаточно популярный. Ее основные преимущества – эластичность, химическая устойчивость и термостойкость.

Ленту легко наматывать, она имеет длительный срок службы, подходит для металлических и полиэтиленовых труб.

ФУМ ленту важно накладывать правильно: на предварительно обезжиренную поверхность, соблюдая направление резьбы. Если проверка показывает утечку газа через обработанное соединение, то для коррекции необходимо полностью удалить старую намотку

Однако имеются и недостатки. Это низкий уровень герметизации соединений больших диаметров и чувствительность к неровностям – шероховатости, зазубрины, металлическая стружка легко могут нарушить целостность ленты.

Способы проверки герметичности соединений

Герметичность газопровода проверяется участками. В ситуации с многоквартирными домами выбирается сегмент от места ввода топлива в здание до кранов бытового оборудования.

На концы участка ставятся заглушки. В трубах нагнетается давление, превышающее нормативные показатели на 25%. Падение давления является поводом для проверки соединений.

Утечку газа запрещено проверять при помощи отрытого огня: посредством спичек, свечей. Не подходят для этой цели зажигалки и пьезозажигалки. Скопившееся возле соединения топливо может взорваться

Целостность стыков, ответвлений и мест подключения оборудования проверяется двумя способами:

При помощи индикатора утечки газа.
Посредством нанесения мыльного раствора, эмульсии.

В первом случае об опасности оповестит цифровой, звуковой или цветовой сигнал прибора. Во втором необходимо следить за появлением пузырей. Их наличие свидетельствует о нарушении целостности соединения.

Выводы и полезное видео по теме

На видео разобраны три способа герметизации стандартных резьбовых соединений:

Получив представление о материалах, из которых делаются трубы для газопровода, видах соединений и методах герметизации, становится понятно, что все работы лучше поручать профессионалам. Опытный мастер сможет выбрать оптимальный способ стыковки, подходящий герметик, грамотно проверить целостность соединения.

Если у вас есть опыт герметизации соединений, вы в курсе новинок рынка герметизирующих составов, пишите. Наш сайт посещают и новички, и те, кому есть чем поделиться. Обменивайтесь опытом, знаниями, задавайте вопросы. Форма ниже позволяет сопроводить комментарий фотографиями, схемами, набросками.

Врезка полиэтиленового газопровода в стальной

16.2.1 Перед проведением работ по врезке необходимо провести следующие подготовительные работы на действующем газопроводе:

выполнить проверку на наличие (отсутствие) утечки газа приборным методом (например, газоиндикатором высокочувствительным ГИВ-М) на расстоянии по 15 м в обе стороны от места врезки посредством бурения скважин. Бурение скважин следует производить через каждые 2,0 м на расстоянии 0,5 м от стенки газопровода, на глубину промерзания грунта в зимнее время и в остальное время – на глубину заложения газопровода. При наличии утечки газа работы должны быть приостановлены. Допускается не проводить вышеуказанные работы в случаях, если по результатам технического диагностирования газопровода или по результатам обхода трассы утечка газа на данном участке не выявлена;

вырыть котлован, без использования средств механизации, без применения ударных инструментов для проведения работ по врезке с заглублением не менее 1,0 м ниже нижней образующей газопровода. Размеры котлована (длина, ширина) должны быть определены с учетом свободного перемещения рабочих, проведения сварочных, изоляционных и др. работ;

подвести при необходимости временные опоры из негорючих материалов для исключения свободного провиса трубы;

очистить поверхность трубы, находящейся под давлением, на всю длину участка газопровода в котловане от остатков грунта. Снять изоляцию на расстояние не менее 200 мм в каждую сторону от границ предполагаемых сварных соединений узлов врезки. Очистку изоляции производят без использования средств механизации, скребками и другими инструментами безударного действия до металлического блеска;

провести визуальный и неразрушающий контроль ультразвуковым методом по ГОСТ 14782 сплошным сканированием по всему периметру очищенной поверхности газопровода в месте монтажа узла врезки, включая участки на расстоянии не менее 100 мм в каждую сторону от границ предполагаемых сварных соединений узлов или деталей узлов врезки;

 провести неразрушающий контроль радиографическим методом по ГОСТ 7512 или ультразвуковым методом по ГОСТ 14782 по всей длине заводского сварного шва (продольного и спирального) на очищенной поверхности трубы газопровода на расстоянии не менее 100 мм в каждую сторону от границ предполагаемых сварных соединений узлов врезки;

при наличии сварного монтажного стыка место врезки должно быть перенесено на расстояние не менее 200 мм в свету от него. Провести неразрушающий контроль монтажного стыка;

проверить в месте монтажа узла врезки наличие поверхностных и внутренних дефектов (расслоений, трещин, раковин, коррозионных дефектов любой глубины и протяженности, рисок, задиров, царапин глубиной более 5 % от толщины стенки) в металле трубы и заводского сварного шва трубы (продольного или спирального). Наличие вышеуказанных дефектов не допускается.

Критерии оценки сварных швов трубы (продольных и спиральных) неразрушающими физическими методами контроля должны соответствовать требованиям, указанным в государственных стандартах или технических условиях на трубы.

Наружные дефекты (риски, задиры, царапины) глубиной не более 0,2 мм, составляющие не более 5% от толщины стенки, должны быть устранены шлифованием, толщина стенки трубы не должна выходить за пределы минусового допуска по стандартам или техническим условиям на трубы.

16.2.2 Для контроля металла трубы и замера толщины стенки используются ультразвуковые толщиномеры по ГОСТ 28702 и дефектоскопы по ГОСТ 23667.

16.2.3 При обнаружении в контролируемых зонах недопустимых поверхностных или внутренних дефектов место врезки должно быть сдвинуто. Ремонт дефектов строительной организацией не допускается.

16.2.4 Врезку в действующие стальные газопроводы без снижения давления и при снижении давления газа в пределах от 0,0004 до 0,002 МПа следует производить только с применением аттестованных технологий и в соответствии с технологическими картами, разработанными в составе ППР.

16.2.5 Врезку в действующие стальные газопроводы без снижения давления следует осуществлять на основании Технологических карт, разработанных в соответствии с ППР на проведение работ, которые должны содержать технологическую последовательность операций, а также рекомендации предприятий – изготовителей оборудования, приспособлений и материалов.

16.2.6 Присоединение построенного стального газопровода со снижением давления в действующем газопроводе может быть выполнено следующими способами:

 торцевой врезкой с помощью надвижной муфты, которую рекомендуется применять при снижении давления газа до 400 Па, в случаях, когда построенный газопровод является продолжением действующего или когда необходимо соединить два участка действующих газопроводов. Надвижную муфту изготавливают разъемной, из двух частей, диаметром на 15 — 20 мм больше наружного диаметра соединяемых труб. На присоединяемом газопроводе сваривают надвижную муфту, после чего сначала на присоединяемом, а потом на действующем газопроводах обрезают торцы труб вместе с заглушками и надвигают муфту на действующий газопровод на длину не менее 70 мм. Зазоры между трубой и муфтой уплотняют, концы муфты подвальцовывают и приваривают к трубе внахлест;

тавровое присоединение с помощью козырька рекомендуется применять для отвода газопровода номинальным диаметром DN 50 — 800 под прямым углом в одной плоскости с действующим газопроводом;

телескопический способ присоединения газопроводов к действующим сетям газораспределения рекомендуется применять для газопроводов номинальным диаметром DN 50 — 200 под углом 90 о в одной плоскости с действующим. Предварительно изготавливают два соединительных патрубка: первый диаметром на 15 — 20 мм больше наружного диаметра присоединяемого газопровода и длиной 800 мм, второй — диаметром на 15 — 20 мм больше наружного диаметра первого патрубка и длиной 100 — 150 мм. Первый патрубок надвигают на присоединяемый газопровод, второй приваривают к действующему газопроводу так, чтобы их оси совпали. Внутри патрубка в стенке действующего газопровода вырезают окно, размер которого соответствует диаметру присоединяемого газопровода. Вырезанное окно извлекают и вдвигают первый патрубок во второй, а зазоры между трубами заделывают асбестом. После удаления воздуха из узла присоединения концы первого патрубка подвальцовывают и приваривают.

16.3 Врезка полиэтиленовых газопроводов вполиэтиленовые газопроводы

16.3.1 Присоединение законченных строительством полиэтиленовых газопроводов (ответвлений) к действующим газопроводам может производиться:

 к газопроводам, находящимся под давлением без отключения подачи газа потребителям или с отключением ограниченного участка газопровода.

16.3.2 Перед началом работ по присоединению законченного строительством полиэтиленового газопровода к действующему газопроводу проводятся следующие подготовительные работы:

выполнить проверку на наличие (отсутствие) утечки газа приборным методом (например, газоиндикатором высокочувствительным ГИВ-М) на расстоянии по 15 м в обе стороны от места врезки посредством бурения скважин. Бурение скважин следует производить через каждые 2,0 м на расстоянии 0,5 м от стенки газопровода, на глубину промерзания грунта в зимнее время и в остальное время – на глубину заложения газопровода. При наличии утечки газа работы должны быть приостановлены. Допускается не проводить вышеуказанные работы в случаях, если по результатам технического диагностирования газопровода или по результатам обхода трассы утечка газа на данном участке не выявлена;

устройство котлована без использования средств механизации, без применения ударных инструментов для проведения работ по врезке с заглублением не менее 1,0 м ниже нижней образующей газопровода. Размеры котлована (длина, ширина) должны быть определены с учетом свободного перемещения рабочих, проведения сварочных и других работ;

осмотр действующего газопровода на наличие сварных соединений на участке присоединения, наличие царапин, на величину овализации. При наличии сварного монтажного стыка место врезки должно быть перенесено на расстояние не менее 200 мм в свету от него. Провести неразрушающий контроль монтажного стыка;

устройство при необходимости временных опор из негорючих материалов для исключения свободного провиса трубы.

16.3.3 При обнаружении в контролируемых зонах недопустимых поверхностных или внутренних дефектов место врезки должно быть сдвинуто. Ремонт дефектов строительной организацией не допускается.

16.3.4 Место присоединения полиэтиленового газопровода должно быть очищено от грунта и других посторонних предметов мягкой тканью из растительных волокон с протиркой и просушкой поверхности трубы. Длина очищаемого участка должна приниматься в соответствии с технологическими картами, приведенными в ППР.

16.3.5 Место обрезки действующего полиэтиленового газопровода необходимо заземлить с целью исключения взаимодействия статистического заряда, накопленного на внутренней поверхности трубы с режущим инструментом. Заземление произвести с помощью увлажненного матерчатого ремня, обмотанного вокруг трубы непосредственно около места обрезки. Ремень должен быть соединен с металлическим стержнем, втыкаемым в грунт.

16.3.6 Присоединение к отключенным и освобожденным от газа газопроводам выполняется с помощью седловых отводов, тройников по ГОСТ Р 52779.

16.3.7 Присоединение без снижения или с частичным снижением давления газа в действующем газопроводе выполняется методами, приведенными в ГОСТ Р 55473 (пункты 4.7.24.7.7).

16.3.8 Присоединение без снижения давления должно производиться с применением аттестованных технологий и в соответствии с технологическими картами, разработанными в составе ППР.

П р и м е ч а н и е – Присоединение без снижения давления может быть выполнено по технологии, приведенной в СТО Газпром 2-2.3-357-2009, с помощью специального перекрывающего устройства Perfekt производства компании T.D. WilliamsonS.A. и т.п.

16.3.9 После пуска газа место присоединения (включая заглушенные свечи и усилительные муфты) необходимо проверить под рабочим давлением на отсутствие утечек пенообразующим раствором. После проверки пенообразующий раствор должен быть тщательно смыт водой.

16.4. Присоединение медных газопроводов к стальным газопроводам

16.4.1 Медные газопроводы следует присоединять к стальным газопроводам через разъемные фланцевые соединения, к полиэтиленовым газопроводам – через неразъемное соединение полиэтилен – сталь.

Фланцевые разъемные соединения медных газопроводов, устанавливаемые на подземных газопроводах-вводах, следует выполнять с использованием фланцев из меди и медных сплавов заводского изготовления. Допускается использование фланцев из медных сплавов импортной поставки, соответствующих EN [27], разрешенных к применению в установленном порядке и приведенных в Стандарте организации [34].

П р и м е ч а н и е – [27] EN 1092-3: 2004 «Фланцы и их соединения. Круглые фланцы для труб, клапанов, фитингов и арматуры с обозначением PN, часть 3 - Фланцы из сплавов меди» [34] СТО 03321549-016-2011 Проектирование, монтаж и эксплуатация газопроводов из медных труб при газификации жилых и общественных зданий

16.5. Контроль выполнения работ по врезке газопроводов в действующие газопроводы

16.5.1 При производстве работ по врезке построенного газопровода в действующий газопровод при проведении операционного контроля следует выполнять проверку правильности:

снятия изоляции с действующего стального газопровода в границах узла врезки и очистки поверхности газопровода;

ГОСТ Р 55473-2013 Системы газораспределительные. Требования к сетям газораспределения. Часть 1. Полиэтиленовые газопроводы

1 РАЗРАБОТАН Открытым акционерным обществом "Газпром промгаз" (ОАО "Газпром промгаз"). Открытым акционерным обществом "Газпром газораспределение" (ОАО "Газпром газораспределение)
2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 23 "Техника и технологии добычи и переработки нефти и газа" ПК 4 "Газораспределение и газопотребление"
3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 5 июля 2013 г. N 290-ст
4 Настоящий стандарт разработан с учетом основных нормативных положений европейского регионального стандарта ЕН 12007-2:2000* "Системы газоснабжения. Трубопроводы, рассчитанные на максимальное рабочее давление до 16 бар включительно. Часть 2. Специальные функциональные рекомендации для полиэтилена (максимальное рабочее давление до 10 бар включительно)" (EN 12007-2:2000 "Gas supply systems - Pipelines for maximum operating pressure up to and including 16 bar - Part 2: Specific functional recommendations for polyethylene (MOP up to and including 10 bar)", NEQ)

Настоящий стандарт разработан для обеспечения требований Технического регламента [1] при проектировании, строительстве и эксплуатации сетей газораспределения и входит в группу стандартов "Системы газораспределительные. Требования к сетям газораспределения", сформированную в соответствии с принципом построения европейских региональных стандартов группы ЕН 12007 "Системы газоснабжения. Трубопроводы, рассчитанные на максимальное рабочее давление до 16 бар включительно", и состоящую из следующих частей:

- Часть 0. Общие положения;

- Часть 1. Полиэтиленовые газопроводы;

- Часть 2. Стальные газопроводы.

Настоящий стандарт принят в целях:

- обеспечения условий безопасной эксплуатации сетей газораспределения;

- защиты жизни и/или здоровья граждан, имущества физических и юридических лиц, государственного и муниципального имущества;

- охраны окружающей среды, жизни и/или здоровья животных и растений;

- обеспечения энергетической эффективности;

- стандартизации основных принципов построения сетей газораспределения и общих требований к проектированию, строительству, эксплуатации.

1 Область применения

Настоящий стандарт устанавливает требования к проектированию, строительству, реконструкции и эксплуатации полиэтиленовых газопроводов сетей газораспределения с максимальным рабочим давлением до 1,2 МПа включительно, при температуре стенки трубы от минус 20 °С до 40 °С в дополнение к требованиям, установленным ГОСТ Р 55472.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ Р ИСО 3126-2007 Трубопроводы из пластмасс. Пластмассовые элементы трубопровода. Определение размеров

ГОСТ Р ИСО 12176-1-2011 Трубы и фитинги пластмассовые. Оборудование для сварки полиэтиленовых систем. Часть 1. Сварка нагретым инструментом встык

ГОСТ Р ИСО 12176-2-2011 Трубы и фитинги пластмассовые. Оборудование для сварки полиэтиленовых систем. Часть 2. Сварка с закладными нагревателями

ГОСТ Р 52779-2007 (ИСО 8085-2:2001, ИСО 8085-3:2001) Детали соединительные из полиэтилена для газопроводов. Общие технические условия

ГОСТ Р 53865-2010 Системы газораспределительные. Термины и определения

ГОСТ Р 55472-2013 Системы газораспределительные. Требования к сетям газораспределения. Часть 0. Общие положения

ГОСТ Р 55474-2013 Системы газораспределительные. Требования к сетям газораспределения. Часть 2. Стальные газопроводы

ГОСТ 9.602-2005 Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии

ГОСТ 2930-62 Приборы измерительные. Шрифты и знаки

ГОСТ 15846-2002 Продукция, отправляемая в районы Крайнего Севера и приравненные к ним местности. Упаковка, маркировка, транспортирование и хранение

ГОСТ 18599-2001 Трубы напорные из полиэтилена. Технические условия

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

ГОСТ 24105-80 Изделия из пластмасс. Термины и определения дефектов

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты" за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины, определения и сокращения

3.1 В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ Р 53865, а также следующие термины с соответствующими определениями:

- замена арматуры, коверов, контрольных трубок, сифонных трубок конденсатосборников подземных газопроводов, восстановление и замена ограждений мест надземной установки запорной арматуры и опор газопроводов.

Сроки выполнения работ по текущему ремонту газопроводов устанавливаются эксплуатационными организациями самостоятельно, исходя из характера неисправностей и условий обеспечения безопасной эксплуатации газопроводов.

Ремонт мест повреждений изоляционного покрытия стальных подземных газопроводов должен проводиться в следующие сроки:

- при обеспечении средствами электрохимической защиты нормируемой величины защитного потенциала (вне зависимости от коррозионной агрессивности грунта) - в течение года;

6.4.2 Ремонт сквозных коррозионных и механических повреждений труб стальных газопроводов, разрывов и трещин сварных соединений, каверн глубиной свыше 30% толщины стенки трубы должен проводиться врезкой катушек длиной не менее 200 мм или установкой усилительных муфт. Сварка усилительных муфт должна проводиться при давлении газа в газопроводе не выше 0,1 МПа.

При выявлении в ходе выполнения ремонтных работ смещения стального газопровода относительно проектного положения по вертикали и/или горизонтали должны быть проверены физическим методом контроля два ближайших сварных стыка в обе стороны от места устранения дефекта. При обнаружении в них повреждений в результате смещения газопровода физическим методом контроля должны быть проверены последующие стыки с устранением выявленных дефектов.

6.4.3 Утечки газа из труб и сварных соединений полиэтиленовых газопроводов (в т.ч. протянутых в стальных газопроводах) должны устраняться врезкой катушек длиной не менее 500 мм с применением деталей с закладными электронагревателями.

Ремонт несквозных механических повреждений труб полиэтиленовых газопроводов может проводиться приваркой усилительных муфт или седелок с закладными электронагревателями.

6.4.4 Устранение закупорок газопровода должно проводиться при давлении газа в газопроводе не более 0,005 МПа с использованием следующих способов их ликвидации:

При устранении закупорок полиэтиленовых газопроводов следует применять растворители, к которым полиэтилен химически стоек (этанол, бутанол).

Устранение закупорок газопровода может проводиться также путем отогрева мест закупорки горячим паром, гибкими нагревательными элементами или (через слой песка) инфракрасными горелками. Применение открытого огня для отогрева газопровода запрещается.

- замена участков стальных и полиэтиленовых газопроводов, в т.ч. с изменением местоположения надземных газопроводов относительно поверхности земли;

- замена, установка дополнительных и ликвидация компенсаторов, конденсатосборников, гидрозатворов и контрольно-измерительных пунктов;

- ремонт уплотнительной конструкции футляров переходов газопроводов под автомобильными и железными дорогами;

- устранение нарушений условий прокладки газопроводов на участках подводных переходов (восстановление пригрузов и футеровки труб, засыпка размытых участков и др.);

- устранение нарушений условий прокладки газопроводов на участках переходов под автомобильными и железными дорогами (устранение контактов "труба-футляр").

Работы по устранению нарушений условий прокладки и замене газопроводов на участках подводных переходов через судоходные реки должны проводиться специализированными организациями, имеющими соответствующее оборудование и снаряжение.

6.4.6 Документация на капитальный ремонт опасных производственных объектов должна разрабатываться в соответствии с [15].

При замене стальных подземных газопроводов и футляров, как правило, следует предусматривать применение полиэтиленовых труб.

6.4.7 При выполнении работ по текущему и капитальному ремонту газопроводов должны соблюдаться следующие технологические требования, обеспечивающие качество и безопасное выполнение работ:

- выбор технологий ремонта газопроводов должен проводиться исходя из возможности выполнения работ без снижения давления газа в газопроводе или его отключения. При необходимости снижение и регулирование давления газа в газопроводе должно проводиться перекрытием запорной арматуры на газопроводе, сбросом газа через продувочные свечи ближайшего пункта редуцирования газа или через продувочные свечи, установленные на действующем газопроводе в месте производства работ. Давление газа в газопроводе должно контролироваться в течение всего времени производства работ по манометру, установленному не далее 100 м от места их выполнения;

- перед установкой запорной арматуры и других технических устройств взамен вышедших из строя в ремонтно-механических мастерских должны быть выполнены работы по их расконсервации и предустановочному контролю в соответствии с документацией изготовителей. Ремонт демонтированной запорной арматуры должен проводиться в ремонтно-механических мастерских ГРО (эксплуатационных организаций) или в специализированных организациях изготовителя;

- технические устройства, устанавливаемые на место демонтированных неисправных или изношенных технических устройств, должны иметь идентичные эксплуатационные характеристики;

- газовая резка и сварочные работы в газовых колодцах, а также замена запорной арматуры и компенсаторов должны выполняться при отключенных средствах ЭХЗ после отключения и продувки газопроводов воздухом, установки заглушек, демонтажа перекрытий, проверки загазованности колодца газоанализатором. При концентрации газа свыше 1% (по показанию прибора) выполнение работ не допускается;

- при замене стальных и полиэтиленовых газопроводов, соединительных деталей полиэтиленовых газопроводов должны применяться технологии сварки и монтажа вновь строящихся газопроводов;

- качество соединений стальных и полиэтиленовых газопроводов, выполненных в процессе проведения ремонтных работ (кроме соединений полиэтиленовых газопроводов, выполненных с помощью

деталей с закладными нагревательными элементами), должно проверяться физическими методами контроля, обеспечивающими выявление возможных дефектов с учетом физических свойств материала труб газопроводов;

- герметичность резьбовых и фланцевых соединений технических устройств после сборки должна проверяться газоанализаторами или пенообразующими растворами;

- состояние изоляционных покрытий стальных подземных газопроводов и значения параметров, характеризующих его защитные свойства, наличие коррозии металла трубы должны определяться во всех шурфах, отрываемых для ремонта газопроводов;

- при ремонте и восстановлении изоляционных покрытий газопроводов должны использоваться материалы, соответствующие нормативным требованиям, предъявляемым к основному (заводскому) покрытию газопровода. Контроль качества всех работ по ремонту и восстановлению изоляционных покрытий стальных подземных газопроводов должен проводиться в объеме, предусмотренном [16].

- инвентарные заглушки, применяемые при отключении газопроводов, должны соответствовать максимальному давлению газа в газопроводе, иметь хвостовики, выступающие за пределы фланцев, клеймо с указанием давления газа и диаметра газопровода;

- до начала ремонтных работ на подземных газопроводах, связанных с их разъединением, следует отключать средства ЭХЗ и устанавливать токопроводящие перемычки в целях предотвращения искрообразования.

Други, подскажте плиз. 2 вопроса по врезке:
1. Эксплуатирующая организация настаивает на то, чтоб в проектной документации обязательно отражать узел врезки в газопровод (неважно - стальной или полиэтиленовый). Подскажите, а провомочно ли это требование, так как врезка осуществляется после сдачи газопровода госкомиссии и авторский надзор за строительством закончен. (как проверить, соблюден ли проектный вариант врезки?)
2. В сериях 5.905-15 и 5.905-25.05 при тавровых врезках указаны исполнения когда меньший диаметр врезается в больший (например 159 в 219). А как осуществить врезку равнозначных трубопроводов (159 в 159, 519 в 219 , 57 в 57 и т.п) и почему в исполнениях его нет? Из-за того, что частично получается нахлесточное соединение? Или по другой причине?

По первому вопросу: у нас в Питере тоже требуют показывать схему подключения и разрисовывать узел врезки. Ты знаешь, я с ними согласен. Ведь в конечном итоги мы проектируем - т.е. создаем модель сооружения и для более точного моделирования необходимо учесть все технологические особенности строительства. Поэтому, у нас просят разрисовывать узлы выхода из земли, узлы отключения/подключения временного газопровода и др.
По второму вопросу: то у нас просят при врезки "равнозначных" трубопроводов использовать равнопроходные тройники, т.е. вместо одной точки присоединения делать две.

По второму вопросу: то у нас просят при врезки "равнозначных" трубопроводов использовать равнопроходные тройники, т.е. вместо одной точки присоединения делать две.

Тройник врезают под давлением? Интересно.

Извини, но во втором вопросе ты спросил про тавровую врезку по с. 5.905-25.05, а она выполняется со снижением давления. Без снижения давления у нас присоединяет только меньший диаметр. Для сталюги выполняют по технологии "Manibs" , где возможно подсоединить только меньший диаметр.

2. В сериях 5.905-15 и 5.905-25.05 при тавровых врезках указаны исполнения когда меньший диаметр врезается в больший (например 159 в 219). А как осуществить врезку равнозначных трубопроводов (159 в 159, 519 в 219 , 57 в 57 и т.п) и почему в исполнениях его нет? Из-за того, что частично получается нахлесточное соединение? Или по другой причине?
[/quote]
При тавровой врезке равнозначных диаметров использовать иетод со снижением давления не возможно. Мы же перерезаем трубу носитель фактически полностью, как удержать факел? Как физически сварщик в траншее сможет уцелеть??Практически проще и дешевле врезать тройник с полным отключением.А врезки меньшего в больший у нас в большинстве случаев производят с ПВГ00-000 или ПВС00-000.Цена вопроса невелика а качество исполнения на порядок выше.

Проще? Ну и как вы разрежете существующий газопровод и подгоните тройник? Ну-ну. И потом вдруг при контроле стыков такого тройника - дефект обнаружите. И если газопровод высокого давления (от 0,3 МПа и выше) - это на сколько времени нужно "обезгазить" потребителей. особенно - зимой. Котельные - понятное дело , перейдут на резервный вид топлива, а жильё?. И в полости существующего газопровода вы не удалите весь газ, факел при врезке будет всё-равно.
В сериях нет равнозначных тавровых врезок - не потому, что вырезается труба-носитель. Вырез и исход газа здесь не причем. Как мне объяснили разработчики серии 5.905-25.05, возможен частичный непровар такого соединения при равнозначных диаметрах и Ростехнадзор такое не согласовывает. Эксплутационная служба горгаза делает врезки равнозначных диаметров тавровым способом - по какой-то уж засекреченной инструкции - не знаю. Вот так.

Такого случая по идее быть не должно просто-напросто. Существующая труба имеет конкретный диаметр с конкретным расходом газа по трубе, неважно какого давления для Вашего случая. Вам необходимо выполнить врезку, никто не даст ТУ на подключение для равнозначных расходов. Если всеже надо, то обычно в ТУ забивается перекладка участка существующего газопровода на больший диаметр, например от ГРС до Вашего участка, а может быть и дальше с учетом перспективы развития района. Встречаюсь с этой проблемой часто, так обл-, горгазы реконструируют сети за счет заказчика.
Ну а тогда с врезками становится все понятно.

А я бы врезала меньший диаметр, с полметра бы провела, а потом переходник. Из-за небольшой протяженности потери давления мало ощутимы.

Согласно проекту в существующий стальной газопровод низкого давления осуществляется врезка при помощи равнопроходного тройника трубопровода равного диаметра. С экспертизы пришло замечание согласно которому требуют осуществить врезку под давлением по серии 5.905-25-05 УГ 23.00 меньшим диаметром после чего перейти на нужный. Есть ли нормы запрещающие врезку в существующий газопровод при помощи стандартных деталей (тройник)? И какие нормативные документы определяют правила врезки в газопровод?

Согласно ПБ:
10.33. Способы присоединения вновь построенных газопроводов к действующим определяются газораспределительной организацией в соответствии с действующими нормами.

Это относиться к газоопасным работам и нормы допускают Присоединение газопроводов без снижения давления, и со снижением и контролем давления, но попробуй взять ответственность и загнать сварщиков, все-таки надежнее и безопаснее с отключением и полной продувкой.

Интересно, как можно врезаться тройником в действующий газопровод, особенно если он среднего или высокого давления. . ? Насколько сварщик должен вырезать катушку на действующем газопроводе так чтобы тройник правильно "встал" . А если шов не получился? БРЕД! Тройником в действующий стальной и особенно подземный газопровод не врезаться!

Возможна врезка "штанами"
Например - если нам надо врезаться в распределительный газопрорвод Ду200 и проложить проектируемый Ду200 без заужения на врезке. Получается делаем 2 врезки и подпитываем соткой проектируемую двухсотку
|
|--------------Ду100----------------------------
|. |
| . |
|--------------ПереходДу100хДу200-----------------Ду200-------------
|
|
д
У
200
|
|

Дружище, что у тебя по геометрии? площадь круга, а? Ду100+Ду100 неравно Ду200 Всего лишь половина сечения. Надо бы ещё две врезки Ду100. Такая "врезка" пауком - маразм (я ещё могу согласиться с такой врезкой в пэ газопроводы при отсутствии врезныхс седелок врезных диаметров).

Советую всем не заморачиваться на счет "штанов" и других придуманных вами способов врезок. Понятно, что для согласования нужно, но принимают проекты чаще всего люди, которые врезку видели в учебнике, какую-нибудь "телескопическую". Часто то, что начерчено в проекте по способу врезки-вызывает смех у бригады врезчиков.

P.S. кого интересуют способы врезок на различных газопроводах, пишите в личку, расскажу - 4 года этим занимался.

Ни каких в ЛИЧКУ. Все на форум чтоб читать можно было всем.

Вообщем скажу след. Откройте ВСН I-84 почитайте про тройники и тройниковые соединения на газопроводах. Также там найдете табличку которая содержит данные какие соед называюся тройниками а которые тройниковыми соед. Что можно делать только в заводских условиях, а что и на площадке. Примерно одинаковые диаметры, это тройники .. если в 1200 врезаемся 57 то - ТС. Также есть чертежи и развертки этих соединений, как их выполнять и технические требования в зависимости от некоторых параметров.

Читал что типа нельзя сделать врезку под давлением. хм.. ходите на выставки. Кстати могу выложить куда нить фильм как это делается. только весит больше 200 метров. Вообщем скажу так. приваривается без огневым способом труба. на нее фланец. к фланцу присоед задвижка. на задвижку к фланцу устройство бурения ( стоит порядка лимона) которе имеет насадки и высверливает в газопроводе отверстие нужного диаметра( диаметра патрубка). так делается тройникое соединение

если нужно вставить тройник, замень участок . то делается два таких патрубка. потом через этот аппарат вводится подушка в газопровод и надувается да давления выше чем в газопроводе. Получилось две подушки. Дальше вводится отсасывающая трубка и без убытка окруж среде отсасывается ваш газ, нефть. В итоге получаем участок, в котором нет газа. который можно спокойно вырезать и вставить тройник.

Кстати этот документ в интернете только за деньги видел. Есть в печатном варианте. Сканировать времени нет и выложить, так что если надо чего из него пишите или звоните. можно по скайпу созвонится.

Да я просто форум не хочу засорять, пока никто в личку никто не писал - значит никому не нужно. А про врезки под давлением. я их не на выставках видал
Про "подушки", кто то их "шаром" называет, так их только до определенного давления можно использовать, или если задвижки "не держат". Кстати много врезок в книге "Справочник слесаря газового хозяйства" так называется по-моему.

Читайте также: