Сайт научно-технического журнала «Инженерные системы. АВОК Северо-Запад»

Вводы газопроводов в жилые здания г.Санкт-Петербурга

Авторы:

Г. П. Комина, профессор кафедры ТГВ СПбГАСУ

Л. В. Лаптева, начальник участка эксплуатации и ремонта ООО «Петербург»

В Санкт-Петербурге проводятся работы по диагностированию технического состояния газораспределительных сетей и сооружений на них для выполнения их реконструкции. Вводы газопроводов в жилые здания представляются, на наш взгляд, достаточно важным сооружением для систем газоснабжения жилых зданий. Массовая газификация жилого фонда началась в 50-е годы прошлого столетия. Правила прокладки газопроводов и вводов в дома были различными. За этот период несколько раз изменялись нормативные требования, т. е. СНиПы и устройство «вводов в здания» тоже изменялись. Пока в Ленинграде использовали влажный газ — искусственный, а затем смешанный (искусственный с природным) были подземные вводы через фундамент в подвал. При переходе на природный осушенный газ вводы стали выполнять через стену выше фундамента.

Проводя хронологию нормативной документации, следует отметить, что правила прокладки газопроводов менялись вместе с ними (СНиП II-Г.13-62 Газоснабжение. Наружные сети и сооружения. Нормы проектирования. СНиП II-Г.13-66 Газоснабжение. Наружные сети и сооружения. Нормы проектирования. СНиП 11-37-76 Газоснабжение. Внутренние и наружные устройства. СНиП 42-01-2002 Газораспределительные системы. СП 62.13330.2011 Свод правил. Газораспределительные системы. Актуализированная редакция СНиПа 42-01-2002…). Это объясняет, почему в С.-Петербурге имеются различные схемы вводов в жилые здания.

         Можно отметить принципиальные изменения на сегодняшний день:

— не допускается прокладка газопроводов через фундаменты зданий (кроме оговоренных случаев) и под фундаментами. Не допускаются вводы газопроводов в помещения подвальных и цокольных этажей зданий, кроме вводов газопроводов природного газа и паровой фазы СУГ низкого давления в одноквартирные и блокированные дома;

— следует предусматривать вводы газопроводов в здания непосредственно в помещение, в котором установлено газоиспользующее оборудование, или в смежное с ним помещение, соединенное открытым проемом;

— футляры на выходе и входе газопровода из земли при условии наличия на нем защитного покрытия, стойкого к внешним воздействиям, допускается не устанавливать;

— нет такого пункта, который был в ранних версиях документов: «Прокладка надземных газопроводов по фасадам зданий и устройство открытых цокольных вводов не допускаются. В исключительных случаях надземный газопровод по фасаду здания, только после согласования с органами архитектурного надзора города».

Подвальные вводы газопровода в жилые здания сегодня имеют место быть. Состояние вводов зависит, в большей степени, от состояния подвалов зданий. Нами были проведены исследования состояния и их типы в одном из районов СПб. Исследования показали, что на сегодняшний день есть два типа ввода газопровода в жилые здания: цокольный и подвальный.

Рис.1. Виды цокольных вводов в здание

В свою очередь цокольные вводы можно разделить на:

— цокольный классический (можно увидеть в любой книге по газоснабжению), рис. 1а; в штрабе ограждающей конструкции, рис. 1б; с надземным (настенным) вводом, рис. 1в.

Выход газопровода на лестничной клетке рядом с дверным проемом. Сам ввод не виден, он под землей через фундамент входит в подвал. В таких домах газопровод выходит в парадной из-под пола первого этажа.

Рис. 2. Пример подземного ввода. Вид в подъезде, т.к. снаружи здания трубопроводы скрыты (невидны)

Теперь подземные вводы принято называть бутовыми, это разговорное употребление эксплуатационников вводов газопроводов ниже уровня земли (в т. ч. через наружные ограждающие конструкции). Бутовый камень, фундамент из бутового камня (т. е. — ниже уровня земли), может быть, этим и определяется это словосочетание?

«Надземные газопроводы» — часто употребляемый термин. Вспомним историю нормативных документов: СНиП II-Г.13-62 Газоснабжение. Наружные сети и сооружения. Нормы проектирования, п. 5 «Условия прокладки газопроводов»:

«Прокладка надземных газопроводов по фасадам зданий и устройство открытых цокольных вводов не допускается. В исключительных случаях надземный газопровод по фасаду здания, только после согласования с органами архитектурного надзора города…» В сегодняшних действующих документах — полная противоположность. Что изменилось? Город, дома, жители.

На рис. 3 представлены фотографии вводов в здания. На фотографиях можно увидеть не только вводы, но и различные способы прокладки надземного газопровода.

Рис. 3. Наружные вводы в здания и прокладка газопровода по стенам здания

Эти трубы не являются украшением наших фасадов, согласитесь. Как вы догадались, это только вид со двора. «Надземный газопровод в приоритете подвальному вводу». Представим один из газифицированных кварталов нашего города с подвальными вводами газопроводов в здания. Реконструируем вводы и проложим газопровод по фасаду. Газопровод будет проходить не только со стороны дворов, но и со стороны главных улиц. В центральных районах города, где много дворцового типа зданий, такие наружные прокладки газопроводов можно только пофантазировать, но не более.

Большая проблема цокольных вводов — это герметизация футляров. Чем только не заполняют пространство между трубой газопровода и футляром — даже песком. К чему приводит плохая герметизация? Это 40–60% утечек газа. «Плохой футляр» не выполняет его основных функций — защиту газопровода (от осадков и механических повреждений), наоборот, является источником утечек газа. Хорошо и правильно герметизированный футляр позволит сохранить газопровод. На рис. 4а показан типовой узел выхода газопровода из земли и устройство футляра (в данном примере, если внимательно посмотреть на пояснение, представлена  «герметизация песком» из проекта).

На рис. 4б приведена фотография газопроводов в футлярах, с плохой герметизацией – футляр поднялся над землей. Т.е.что происходит с футляром , если он неправильно герметизирован.Необходимо пересмотреть сегодняшнюю герметизацию футляра газопровода на выходе из земли. Выполнять эти работы, как раньше — заполняя на всю длину футляра промежуток между газопроводом и футляром, затем битумом, а в верхней и нижней его части предусмотреть термоусаживающуюся заглушку (манжету — в виде юбки). Все это доказывает, что эксплуатационники и проектировщики должны обсудить имеющиеся недостатки и разработать новые, усовершенствованные современные типовые альбомы «Узлов ввода газопровода в здание, перехода полиэтиленовой трубы в стальную и выхода газопровода из земли» с учетом особенностей грунта строения зданий СПб. Эти типовые решения должны учесть современные материалы, методы прокладки, разработанные уже стандарты в 2011 году.

Согласно приказу № 560 от 30.12.11 г. «Об утверждении и введении в действие стандарта «СТО ГАЗПРОМ РАСПРЕДЕЛЕНИЕ 2.4-2011» Альбом типовых решений по проектированию и строительству (реконструкции) газопроводов с использованием устройства выхода газопровода из земли», существуют разработанные схемы различных устройств выхода газопровода из земли, сокращенно УВГИЗ, в другой литературе УВГЗ. В документе предложенл 24 технических решений УВГИЗ, согласно «Приложению А». В нем также представлены решения УВГИЗ «без футляра», но, к сожалению, не так часто используют, чтобы провести оценку таких устройств, в процессе эксплуатации: его техническое обслуживание, текущий ремонт, капитальный ремонт, техническое диагностирование, в каком объеме будут выполняться необходимые работы и фактический срок службы УВГИЗ. В пункте 8 стандарта изложена эксплуатация этих вводов.

Рис. 4. Типовой узел выхода газопровода из земли

Вокруг УВГИЗ следует предусмотреть отмостку с уклоном не менее 3 см с футляром и 15 см без футляра, для исключения проникновения поверхностных вод через грунт засыпки траншеи.

Рис. 5. Неразъемное соединение между стальной и полиэтиленовой трубой

На сегодняшний день на рынке газового оборудования предлагают цокольные вводы, или так называемое неразъемное соединение между стальной и полиэтиленовой трубой (рис. 5), которое предназначено для создания необходимого перехода подземного наружного газопровода в надземное состояние непосредственно у здания. Это всего лишь часть будущего цокольного ввода (СНиП 42-103-2003).

Для строительства подземного газопровода чаще используются полиэтиленовые трубы. Так где же будем располагать неразъемное соединение полиэтилен-сталь? И нужно ли устанавливать изолирующее соединение? Ответ на второй вопрос хорошо описывается в рекомендациях Академии коммунального хозяйства им. К. Д. Памфилова, ред. 2010 г., но, к сожалению, сейчас ИС устанавливают везде, не вникая в вопрос необходимости его установки и дальнейшей эксплуатации. По нашему мнению, переход полиэтилен-сталь лучше установить на вертикальном участке выше уровня земли (схема приведена на рис. 6).

Рис. 6. Переход полиэтилен-сталь для ввода в здание

В СП 42-103-2003 Проектирование и строительство газопроводов из полиэтиленовых труб и реконструкция изношенных газопроводов представлен цокольный ввод газопровода в здание без установки футляра на выходе газопровода из земли (в стеклопластиковой оболочке):

Рис. 6. Переход полиэтилен-сталь для ввода в здание

или на уровне земли в футляре:

2 — неразъемное соединение полиэтилен-сталь.

При эксплуатации газопроводов составляются маршрутные карты обхода трассы газопровода. Обход трассы наружного (в т. ч. подземного) газопровода стального и полиэтиленового отличается своей периодичностью. Периодичность полиэтиленового газопровода реже стального, поэтому в таком маршруте не должно быть стальных подземных участков газопровода. Проектирование и эксплуатацию нельзя разделить, только общие усилия облегчат и улучшат качество эксплуатации газопроводов.

Вводы газопровода через фундамент — подвальные вводы противоречат сегодняшним нормам. Подходить к вопросу «реконструировать или нет» нужно взвешивая все «за» и «против». Реконструировать подвальные вводы, конечно, нужно. Поставим приоритеты очередности.  Мониторинг, диагностика позволят определить ее, и при возникновении такой необходимости будет разработан проект реконструкции ввода. Заказчиком проекта должна быть управляющая компания дома, строительство можно осуществлять за средства города. Обслуживание надземного газопровода проводить на договорной основе с управляющей компанией. Это условие облегчит вопрос покраски газопровода в цвет фасада. Для обеспечения краткосрочного перерыва в газоснабжении потребителя следует вначале осуществить монтаж нового газопровода (по фасаду), а отключение от газоснабжения потребителей производить только на время подсоединения вновь построенного газопровода.

«Безопасность и комфорт потребителям газа» — главная цель эксплуатирующей организации.

Оценку реальных условий эксплуатации осуществляют визуальными и приборными методами.

Визуально оценку производят по следующим основным характеристикам реальных условий эксплуатации газопровода:

— степень потенциальной опасности в зависимости от места проложения газопровода (агрессивность среды, возможность механических повреждений);

— наличие и место расположения футляров на стояке;

— конденсация влаги на газопроводе;

— наличие рядом с газопроводом других инженерных коммуникаций;

— окраска газопровода;

— наличие протечек на стенах и потолке рядом с газопроводом;

— прохождение газопровода через намокающие стены и (или) намокающие перекрытия.

Приборными методами при оценке реальных условий эксплуатации обследуют участки газопровода, проходящие через междуэтажные или межстенные перекрытия, как зоны потенциально наиболее опасные с точки зрения коррозионных повреждений.

Приборными методами оценивают:

— агрессивность воздействия на защитный футляр (или, при его отсутствии, на трубу газопровода) внешней среды — бетона;

— коррозионное состояние поверхности футляра (трубы).

При оценке агрессивности внешней среды в зоне контакта определяются следующие параметры:

— щелочность жидкой фазы бетона;

— содержание в бетоне хлорид-иона;

— влажность бетона.

Оценка коррозионного состояния поверхности газопровода (футляра) проводится путем измерения потенциала стали в зоне контакта с бетоном. Измерения осуществляются коррозиометрами или другими аналогичными приборами.

При проведении оценки реальных условий эксплуатации внутреннего газопровода приборными методами должны применяться специально разработанные и в установленном порядке согласованные методики.

Приборная диагностика внутренних газопроводов

Приборная (инструментальная) диагностика внутренних газопроводов обеспечивает оценку текущего технического состояния газопровода.

Текущее техническое состояние газопровода определяется следующими основными параметрами:

— остаточная толщина стенки труб газопровода;

— напряженно-деформированное состояние газопровода;

— наличие и степень коррозии металла трубы участков газопровода, проходящих в междуэтажных и межстенных перекрытиях;

— качество сварных стыков газопровода;

— дефекты тела трубы газопровода.

При ультразвуковой толщинометрии открытых участков газопровода определяют степень коррозии этих участков. В зависимости от остаточной толщины металла трубы степень коррозионных повреждений можно определять как допустимую и недопустимую. При остаточной толщине более 70% от первоначальной толщины стенки трубы степень коррозионных повреждений считается допустимой. Остаточная толщина менее 70% от первоначальной определяет степень коррозионных повреждений как недопустимую.

Напряженно-деформированное состояние газопровода характеризуется наличием зон с максимальной концентрацией напряжений (МКН) на конкретных участках трубы. Выявление таких участков осуществляется магнитными или другими методами контроля.

Участки газопровода с зонами МКН, как потенциально опасные с точки зрения интенсивности развития процессов коррозии, усталости и ползучести металла, в случае необходимости следует подвергать дополнительному обследованию другими методами.

Применяемая технология контроля участков газопровода, проходящих в междуэтажных перекрытиях или через стены, должна обеспечивать выявление коррозионного состояния этих участков.

При выборе метода и технологии контроля качества стыковых сварных соединений внутреннего газопровода необходимо выбирать те методы и технологии, которые возможно использовать в жилых помещениях и на трубах малого диаметра с толщиной стенки не менее 2 мм.

По результатам приборной диагностики следует провести анализ выявленных повреждений газопровода. Целью анализа является установление текущего технического состояния внутреннего газопровода.

Для прогнозирования развития текущего технического состояния газопровода определяются уровень и причины повреждений, а также закономерности изменения причин повреждений.

Анализ должен включать:

— систематизацию по степени влияния на развитие текущего технического состояния газопровода выявляемых дефектов и повреждений;

— установление механизмов образования и роста обнаруженных повреждений;

— подтверждение отсутствия возможности внезапных отказов (вследствие развития дефектов и повреждений), при которых невозможно прогнозирование остаточного ресурса.

Участки газопровода подлежат безусловному ремонту при обнаружении следующих повреждений:

— остаточная толщина стенки трубы газопровода менее 2 мм;

— язвенные коррозионные повреждения или механические повреждения (каверны) имеют глубину более 30% от толщины стенки трубы газопровода;

— дефекты продольных сварных швов имеют суммарную глубину более 30% от толщины стенки трубы газопровода.

Результаты анализа выявленных повреждений являются основным источником для прогнозирования развития текущего технического состояния газопровода.

Все измерения, проводимые на объекте, заносятся в соответствующие формуляры (прил. 1, формы 1–6, рекомендуемые). После обработки и систематизирования эти данные используются для определения технического состояния системы внутреннего газоснабжения и прогноза (расчета) ее остаточного ресурса.

Определение остаточного ресурса газопровода и разработка рекомендаций по его безопасной эксплуатации

Оценка технического состояния внутреннего газопровода в соответствии принципом «безопасной эксплуатации по техническому состоянию» осуществляется по определяющим параметрам технического состояния газопровода (п. 6.2 настоящего Положения), изменение которых может привести газопровод в неработоспособное состояние.

Окончательный анализ результатов диагностики включает в себя:

— рассмотрение и оценку реальных условий эксплуатации системы;

— установление причин образования и развития обнаруженных дефектов и повреждений, степень их влияния на параметры системы внутреннего газоснабжения;

— оценку параметров технического состояния системы, их соответствие требованиям нормативной и проектной документации.

С учетом выявленных отклонений параметров от нормативных показателей и обнаруженных повреждений устанавливается оценка текущего технического состояния внутреннего газопровода. Одновременно для причин (факторов), вызывающих повреждения (сверхнормативные отклонения параметров), разрабатываются мероприятия (работы), обязательные для их устранения.

По совокупности имеющейся информации и, в первую очередь, исходя из установленных закономерностей изменения доминирующих причин повреждений и изменений параметров выполняется прогноз (расчет) остаточного ресурса системы.

При возможности дискретного контроля параметров технического состояния внутреннего газопровода на основании п. 9.3 РД 09-102-95 допускается применение упрощенного метода прогнозирования остаточного ресурса по основному поврежденному фактору — общая коррозия.

В случае обнаружения каких-либо дефектов и повреждений, остаточный ресурс системы определяется после выполнения владельцем здания ремонтных работ.

После определения остаточного ресурса системы разрабатываются рекомендации о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации системы (состав, объемы требуемого ремонта и дополнительный нормативный срок службы).

В соответствии с п. 9.6 РД 09-102-95 продолжительность эксплуатации в границах остаточного ресурса задается как норматив — назначенный ресурс газопровода после установленного п. 3.8.5 «Правил безопасности в газовом хозяйстве» срока службы (30 лет). Минимальный назначенный ресурс внутреннего газопровода составляет три года. В случае невозможности задания ресурса три и более лет должны быть обоснованны необходимость и сроки замены (реконструкции) газопровода.

Замер толщины стенки должен производиться, как правило, ультразвуковыми приборами (с указанием типа прибора) отечественного или импортного производства, прошедшими поверку и обеспечивающими заданную погрешность, указанную в паспорте (инструкции по эксплуатации). Места (точки) замеров толщины стенки наносятся на схемы трубопроводов, а результаты замеров — на схемы или в таблицы. При этом в результаты замеров элементов трубопроводов заносятся наименьшие значения толщины стенки.

Температура окружающего воздуха и контролируемого металла при замерах должна находиться в пределах, указанных в паспорте (инструкции по эксплуатации) прибора.

Поверхность в местах замера толщины стенки ультразвуковыми приборами должна быть освобождена от изоляции, шелушащихся слоев краски, грязи, зачищены без заметных рисок, выпуклостей и углублений. Шероховатость поверхности в местах контакта с ультразвуковым преобразователем должна быть не хуже 40 мкм по ГОСТ 2789.

Скачать статью  в pdf-формате: Вводы газопроводов в жилые здания г.Санкт-Петербурга