Поиск по сайту

<body bgcolor="#ffffff" text="#000000"> <a href="http://ww17.4joomla.org/?fp=720t%2FgWxn4EIBRmjirlrX7tbd6sMmELXJLberq8P6DKPEr0V4Q%2BQc3wT2w6%2B2ziPUpkVpx8CFiyBSGFejdBXKtGMvcoS81RJhBEhObpDBS%2BnQYtAF5st4fFdAyT4Ah%2F0DQ5iCXMDPeW506PJACr1gbhhRN3Zjq%2FTPlfIXj8nsq8%3D&prvtof=IOcj52EYgg6QSnDVTxq5kPjyB6yXGK%2FM89raFCd6fIs%3D&poru=BYpvrz%2Fk%2FjVnOgCVflhAN29C6IlxFJWASTOTnaNHxbUVPWRaxAuZyaJLddukDrwFoi71gj%2Bi7RkkRkywgahktg1zV0RkA4l1%2Fp81mdqbT6OKptnkakLM0P%2FjNzzjbDZs&">Click here to proceed</a>. </body>

Техническое обследование газопроводов приборным методом

1. Подготовительные работы по приборному техническому обследованию подземных газопроводов

1.1. Операторы, проводящие приборное техническое обследование газопроводов, должны иметь маршрутные карты.

 

В каждой маршрутной карте должны быть указаны:

- схема трассы газопровода в плане с указанием диаметров газопроводов и всех сооружений на газопроводах (газовые колодцы, конденсатосборники, гидрозатворы, контрольные проводники, установки электрохимической защиты и др.);

- расположенные до 15 м в обе стороны от газопровода колодцы других подземных коммуникаций (канализации, теплотрассы, водопровода, телефона и др.), подвалы зданий, коллекторов, шахты устоев мостов);

- все пересечения газопровода с другими подземными коммуникациями;

- отмечены анодные и знакопеременные зоны.

1.2. Для изучения особенностей каждой трассы операторы должны произвести их предварительное обследование без приборов, уточнить и отметить на маршрутных картах места, где возможны индустриальные помехи (линии ЛЭП, радиотрансляции), повышенная загазованность (от промышленных предприятий, автобаз, гаражей транспорта).

1.3. На маршрутных картах операторам следует наметить места подключения к газопроводу генератора приборов для отыскания мест повреждений изоляции газопроводов. Выбор места подключения следует производить из расчета возможности обследования наибольшей протяженности газопровода с одного подключения. Наиболее целесообразные места подключения генератора к газопроводу - газовые вводы, контрольные проводники, конденсатосборники.

1.4. Подключение генератора к газопроводу в газовых колодцах допускается лишь в крайних случаях с соблюдением всех необходимых мер безопасности.

1.5. В месте подключения генератора установить табличку "Опасно! Напряжение!".

2. Подготовка приборов к работе

2.1. Перед выездом на объект должна быть проверена готовность приборов к работе.

2.2. У аппаратуры для определения сквозных повреждений изоляционного покрытия газопроводов проверить:

- комплектность на соответствие с паспортом завода-изготовителя;

- наличие у операторов группы допуска на производство работы с электроаппаратурой;

- внешним осмотром исправность комплектующих проводов, контура поискового, генератора, приемника, телефона;

- напряжение питания генератора и приемника.

2.3. У приборов по определению герметичности газопроводов необходимо проверить:

- комплектность в соответствии с паспортом завода-изготовителя;

- внешним осмотром отсутствие механических повреждений, чистоту входного отверстия пробозаборника.

2.4. Проверка работоспособности производится до и после обследования. Для проверки работоспособности прибора на вход газоиндикатора следует подать контрольную смесь в соответствии с паспортом и проверить чувствительность.

3. Обследование состояния изоляционного покрытия

3.1. Для обследования состояния изоляционных покрытий следует применять приборы и аппаратуру, получившие наибольшее распространение.

Аппаратура должна обеспечивать обследование состояния изоляционного покрытия газопроводов под любыми видами дорожных покрытий и грунтов без их вскрытия, а также определять местоположение и глубину заложения газопроводов (например, UP-Scan PCM+).

3.2. По прибытии на объект операторы должны выполнить следующие работы:

- определить место на газопроводе, где возможно соединение генератора с газопроводом (ввод, дрипп, смотровой колодец) и установить генератор вблизи места присоединения. (Перед выполнением присоединения в колодце необходимо провести проверку загазованности колодца);

- определить место заземления генератора и произвести погружение двух заземляющих штырей в грунт на всю длину на расстоянии 5-10 м от трассы газопровода, расстояние между штырями 1,5-2 м;

- произвести визуально проверку качества заземления генератора. При необходимости, для получения лучшего согласования малого сопротивления растекания заземлителя, необходимо место заземления полить (пропитать) подсоленной водой, по возможности использовать различные металлические сооружения, имеющие надежный контакт с землей и малое сопротивление растеканию тока (шины заземлений и др.);

- пятиметровым проводом соединить выход генератора с газопроводом с помощью магнитного контакта. Для обеспечения надежного электрического контакта поверхность трубы необходимо зачистить напильником. В соответствии с паспортом проверить согласование генератора с нагрузкой;

- установить табличку "Опасно! Напряжение!";

- в соответствии с особенностями прокладки газопровода, по паспорту прибора выбрать метод обследования изоляции, произвести необходимые соединения, установить соответствие частот;

- при включенном генераторе запрещается подключение и отключение его внешних цепей как со стороны клемм, так и со стороны штырей заземления и магнитного контакта от газопровода.

3.3. Обследование участков газопроводов, находящихся на расстоянии менее 50 м от мест подключения к ним электрозащитных установок, следует производить только после отключения электрозащитных установок.

3.4. При обследовании изоляции аппаратура должна обслуживаться двумя операторами, которые перемещаются вдоль трассы газопровода.

Величина сигнала определяется разностью потенциалов на поверхности земли, которые образуются прохождением переменного тока по цепи (генератор - труба - изоляция - земля - заземлитель - генератор). В месте повреждения изоляции переходное сопротивление труба-земля уменьшается, и на поверхности земли потенциал будет иметь повышенное значение. Увеличение потенциала будет тем значительнее, чем больше повреждение. Оценка разности потенциалов производится без контакта с грунтом, при этом в качестве электродов используется собственная емкость операторов относительно земли.

3.5. В процессе обследования изоляции первый оператор должен перемещаться вдоль трассы газопровода со специальной изолированной потенциалосъемной пластиной, соединенной с приемником проводом длиной 4 м, при этом руки оператора должны быть прижаты к туловищу. Второй оператор перемещается вдоль трассы с приемником в руках. Второй оператор должен следить за тем, чтобы проводник, соединяющий его с приемником, был в натянутом состоянии и обеспечивать безопасность перемещения по трассе. В процессе обследования изоляции скорость перемещения операторов должна быть не более 0,5 м/с. Оператор с приемником периодически должен наблюдать за уровнем сигнала по отклонению стрелки индикаторной головки или уровню звука в телефоне и уточнять местоположение оси трассы газопровода.

В тех случаях, когда производить обследование изоляции бесконтактным методом невозможно по причине сильного влияния индустриальных помех, оценку разности потенциалов можно производить контактным способом.

Для создания контакта с грунтом следует использовать штыревые электроды. Каждый электрод погружается в грунт на глубину не менее 3 см при перемещении по трассе с интервалом измерения не более 1 м. При этом вдоль трассы газопровода перемещаются два оператора: первый с приемником и заземляющим штырем, соединенным комплектующими проводами с клеммой "Вход" приемника, второй оператор - со штырем, который соединен с клеммой "1" приемника.

При обследовании изоляции газопровода могут применяться два метода расположения электродов.

Первый метод - параллельное расположение электродов при движении вдоль газопровода. Операторы должны передвигаться по оси газопровода, впереди оператор с проводником, соединяющим его с входом приемника (клемма "Вход"), за ним, на расстоянии 4 м, оператор с приемником и поисковым контуром. Место повреждения изоляции следует определять по изменению уровня звука в телефоне и изменению показаний головки индикаторной приемника. С приближением второго оператора к месту повреждения изоляции сигнал в приемнике увеличивается, затем, достигнув максимального значения, когда первый оператор находится над повреждением, сигнал начинает уменьшаться и достигает минимального значения в тот момент, когда операторы находятся на одинаковом расстоянии от места повреждения. При дальнейшем движении вдоль газопровода сигнал опять увеличивается и достигает максимального значения, когда оператор с приемником будет находиться над повреждением. Место повреждения определяется в тот момент, когда фиксируется в телефоне минимальный уровень звука, а на приемнике наблюдается минимальное отклонение стрелки индикаторной головки. На поверхности земли место повреждения отмечается по средней точке расстояния между операторами. Указанное место повреждения уточняется путем повторного обследования на этом участке при расстоянии между операторами, уменьшенном в два раза.

Второй метод - перпендикулярное расположение электродов и операторы при движении вдоль газопровода должны располагаться на линии, перпендикулярной к оси трассы газопровода. Расстояние между операторами должно быть не более 4 м. При движении вдоль газопровода оператор с приемником должен перемещаться над газопроводом. С приближением операторов к месту повреждения изоляции сигнал, фиксируемый приемником, увеличивается и имеет максимальное значение над местом повреждения. Место повреждения изоляции соответствует положению операторов, при котором наблюдается максимальный уровень звука в телефоне и наибольшее отклонение стрелки индикаторной головки.

При наличии близко расположенных дефектов, отстоящих друг от друга менее чем на 4 м, параллельным методом обследования изоляции можно установить только факт присутствия и границы поврежденного участка по изменению сигнала. В этом случае расположение электродов нужно изменить на перпендикулярное и точно определить места повреждений.

Движение операторов вдоль трассы газопровода должно проходить по оси трассы газопровода, смещение с оси допускается на один метр.

В месте предполагаемого повреждения изоляции должна определяться глубина заложения газопровода.

Привязку предполагаемого места повреждения изоляции производить к ближайшим капитальным сооружениям.

В процессе работы необходимо производить контроль напряжения питания генератора и приемника. При его снижении до предельного значения произвести замену батарей питания в приемнике, зарядку аккумуляторной батареи в генераторе.

4. Определение оси трассы и глубины заложения газопровода и других металлических трубопроводов спутника полиэтиленового газопровода при подключении генератора к газопроводу гальванически

4.1. Ось трассы газопровода определяется оператором по максимальному звуку в телефоне или по максимальному отклонению стрелки индикаторной головки (1 способ).

Для этого катушку поискового контура следует установить в горизонтальной плоскости и уточнить направление трассы путем вращения поисковой катушки в горизонтальной плоскости по минимальному сигналу. Минимальный сигнал соответствует моменту, когда катушка будет сориентирована параллельно газопроводу. При определении трассы поисковый контур необходимо держать в горизонтальной плоскости перпендикулярно направлению трассы. Максимальный сигнал соответствует моменту, когда катушка будет находиться над осью газопровода.

4.2. Ось трассы газопровода определяется по минимальному звуку в телефоне или минимальному отклонению стрелки индикаторной головки (2 способ).

Для этого катушку поисковую следует установить вертикально и перемещать ее по линии, перпендикулярной направлению трассы (минимальный звук в телефоне и минимум отклонения стрелки на индикаторной головке соответствует положению штанги над осью газопровода).

4.3. Ось ответвления от газопровода или ось газопровода после поворота определяется по максимальному звуку или максимальному отклонению стрелки индикаторной головки.

Для этого следует сместиться с оси газопровода в сторону ответвления или поворота на 1-2 м; сориентировать катушку параллельно газопроводу и перемещаться вдоль газопровода, сохраняя ориентацию катушки, до появления максимума звука в телефоне и максимума отклонения стрелки индикатора.

4.4. При определении оси трассы металлического газопровода и др. металлических трубопроводов при индуктивной связи генератора с газопроводами и др. коммуникациями на частоте 8-10 кГц работа выполняется в следующем порядке:

- подготовить аппаратуру к работе и включить генератор и приемник;

- сориентировать плоскость катушки индуктивной связи с направлением газопровода;

- поисковую катушку установить вертикально. Сместиться от генератора по направлению газопровода на 10-15 м.

При определении оси трассы катушку поисковую, располагая вертикально, следует перемещать по линии, перпендикулярной направлению трассы, до минимума звука в телефоне и минимуму отклонения стрелки на индикаторной головке (минимум звука и отклонения стрелки соответствует положению катушки над осью газопровода). Для определения оси трассы и направления необходимо определить две, три точки и провести через них линию трассы.

4.5. Местоположение спутника полиэтиленового газопровода определяется так же, как и ось трассы газопровода.

4.6. Для определения местоположения силового электрического кабеля под нагрузкой используется только приемник и контур поисковый. Поиск электрического кабеля под нагрузкой производится по методике, аналогичной методике определения оси трассы газопровода.

Местоположение электрического кабеля, отключенного от сети, определяется так же, как газопровода.

4.7. Определение глубины заложения газопровода производится следующим образом:

- на поверхности грунта, над газопроводом, с возможной точностью провести черту, определяющую ось найденной трассы;

- установить катушку поисковую под углом 45 градусов относительно горизонтальной плоскости, затем установить катушку поисковую в плоскости, перпендикулярной оси трассы. Наблюдая за отклонением стрелки индикатора и звуком в телефоне, катушку поисковую переместить в сторону от проведенной черты, сохраняя ориентацию катушки. При этом сигнал (звук и отклонение стрелки) будет уменьшаться до некоторой величины, а затем несколько увеличится.

В месте минимального сигнала провести черту параллельно оси трассы газопровода. Расстояние между этими двумя чертами будет равно глубине заложения газопровода.

5. Обследование изоляции участков газопроводов (переходов через реки, автомобильные дороги, ЛЭП) индуктивным методом

Аппаратура для оценки изоляции участков газопроводов индуктивным методом должна иметь генератор со стабилизацией тока в нагрузке, приемник с линейным выходом детектора усилителя низкой частоты, возможность оценки создаваемого генератором тока в относительных единицах с учетом глубины заложения (например, АНТПИ(У)).

Для оценки изоляции участка газопровода последовательно произвести оценку тока через каждые 10 м в намеченных точках до "перехода" . Определить среднее значение коэффициента затухания тока . 

Произвести оценку изоляции: при - повреждений изоляции нет; при - на проверяемом участке имеется повреждение изоляции.

6. Проверка герметичности подземных газопроводов

Проверка герметичности подземных газопроводов производится высокочувствительными газоиндикаторами.

Пробы должны отбираться с учетом газопроницаемости грунта:

- при отсутствии усовершенствованных дорожных покрытий - непосредственно над газопроводом с допущением смещений от оси газопровода на 30 см;

- при наличии дорожных покрытий - над газопроводом в местах, где наиболее вероятен выход газа на поверхность земли (трещины и выбоины в покрытии, вдоль бордюрного камня, газоны, колодцы, вводы в здания, подвалы).

Утечка газа устанавливается по отклонению стрелки индикаторной головки и включению звуковой индикации.

Все обнаруженные места утечек газа на подземных газопроводах должны быть устранены в аварийном порядке. При этом должно быть тщательно проверено состояние изоляционного покрытия и металла трубы, проведены измерения электропотенциалов.

7. Проверка герметичности надземных газопроводов

При обследовании надземных газопроводов оператор должен перемещать пробозаборник вдоль газопровода. Сварные и резьбовые соединения, запорную арматуру необходимо проверить более тщательно.

8. Применение современных приборов для локализации аварий

При аварийных вызовах "Запах газа" аварийная бригада должна выполнять следующие работы с применением приборной техники:

- контроль фоновой концентрации углеводородных газов с целью обнаружения зон с опасной концентрацией 0,5% по объему. Для контроля фоновой концентрации применяются сигнализаторы взрывозащищенного исполнения с диапазоном измерения от 0 до 3% по объему и предупредительной сигнализацией на 1% по объему. Сигнализаторы должны сохранять работоспособность в диапазоне температур от минус 45 °С до 45 °С;

- определение мест утечек газа в замкнутом пространстве из газопроводов и газоиспользующего оборудования. Для этой цели применяются приборы взрывозащищенного исполнения с диапазоном измерения от 0,01 до 2,5% по объему с предупредительной сигнализацией 1,0% по объему;

- выявление утечки газа из подземного газопровода. Для нахождения утечки применяются высокочувствительные газоиндикаторы с принудительным пробоотбором и максимальной чувствительностью не ниже 0,001% по объему с сохранением работоспособности в диапазоне температур от минус 20 °С до 45 °С;

- определение мест утечек газа из подземных газопроводов методом зондового бурения. Для замера концентрации газа в каждой бурке применяются приборы с диапазоном измерения 0-100% по объему. Бурка, где накапливается наибольшая концентрация газа за заданное время, находится ближе к месту повреждения газопровода;

- определение мест отключения газопровода (крышек колодцев, коверов, скрытых под слоем грунта, снега, асфальта). Для этой цели применяются: аппаратура для определения трассы и глубины заложения газопровода; металлоискатель. Приборы должны сохранять работоспособность в интервале температур от минус 20 °С до 45 °С;

- определение природы метана. Для этой цели применяется переносной хроматограф, определяющий в пробах с концентрацией метана до 0,5% по объему наличие тяжелых углеводородов.

Размещение отключающих устройств на газопроводах

Отключающие устройства на наружных газопроводах размещаются:

а) подземно - в грунте (бесколодезная установка) или в колодцах;

б) надземно - на специально обустроенных площадках (для подземных газопроводов), на стенах зданий, а также на надземных газопроводах, прокладываемых на опорах.

Подробнее...

Провод спутник. Особенности монтажа

Для прокладки подземных газопроводов сегодня широко используются полиэтиленовые трубы, пришедшие на смену стальным. Среди основных положительных свойств использования полиэтиленовых газопроводов можно выделить:

Подробнее...

Пересечения газопроводами естественных и искусственных преград

Переходы газопроводов через водные преграды предусматривают на основании данных гидрологических, инженерно-геологических и топографических изысканий с учетом условий эксплуатации существующих и строительства проектируемых мостов, гидротехнических сооружений, перспективных работ в заданном районе и экологии водоема.

Подробнее...

Подземный газопровод. Прокладка подземного газопровода

Минимальные расстояния по горизонтали от подземных газопроводов до зданий и сооружений принимаются в соответствии с требованиями СНиП 2.07.01, СНиП II-89, приведенными в приложении.

Расстояние от газопровода до наружных стенок колодцев и камер других подземных инженерных сетей следует принимать не менее 0,3 м (в свету) при условии соблюдения требований, предъявляемых к прокладке газопроводов в стесненных условиях на участках, где расстояние в свету от газопровода до колодцев и камер других подземных инженерных сетей менее нормативного расстояния для данной коммуникации.

Подробнее...

Полиэтиленовые газопроводы. Особенности технической эксплуатации полиэтиленовых газопроводов

Присоединение построенного газопровода следует выполнять по технологическим инструкциям или картам, разработанными в соответствии с настоящими Правилами, Требованиями промышленной безопасности систем распределения и потребления природных газов и другими нормативными документами и утвержденными в установленном порядке.

Подробнее...

Обследование газопровода

Техническое обследование газопроводов приборным методом

1. Подготовительные работы по приборному техническому обследованию подземных газопроводов

1.1. Операторы, проводящие приборное техническое обследование газопроводов, должны иметь маршрутные карты.

Подробнее...

Вибрационный метод контроля

Вибрационный метод контроля технического состояния машин (вибродиагностика) является одним из информативных и доступных методов диагностики. Применительно к оборудованию НПС вибродиагностика позволяет контролировать техническое состояние магистральных и подпорных насосных агрегатов в режиме постоянного слежения за уровнем вибрации, а также оценивать работоспособность вентиляторов, насосов систем охлаждения, маслоснабжения, отопления, откачки утечек и прочего оборудования путем периодического измерения и анализа параметров вибрации. На рис. 43 приведена типичная стационарная система контроля в реальном масштабе времени. 

Подробнее...

Акустико-эмиссионный контроль

Под акустической эмиссией (АЭ) понимается возникновение в среде упругих волн, вызванных изменением ее состояния под действием внешних или внутренних факторов. Акустико-эмиссионный метод основан на анализе этих волн. Целью АЭ контроля является обнаружение, определение координат и слежение (мониторинг) за источниками акустической эмиссии.

Подробнее...

Ультразвуковые внутритрубные дефектоскопы

Физической основой ультразвуковой дефектоскопии является свойство ультразвуковых волн отражаться от несплошностей. Действие приборов ультразвукового контроля основано на посылке ультразвуковых импульсов и регистрации отраженных акустических эхо-сигналов или ослабленных сигналов (в случае нахождения приемника сигналов в акустической тени, созданной дефектом). Посылка ультразвуковых импульсов и прием ультразвуковых сигналов производится пьезоэлементами (пьезоэлектрическими преобразователями), преобразующими переменное электрическое поле в акустическое поле и наоборот.

Подробнее...

Навигационный снаряд

Получение всесторонних данных о состоянии трубопровода, объединение этих данных и проведение их анализа для формирования эффективной стратегии эксплуатации и обслуживания – вот цель комплексной диагностики. Оптимальным решением такой задачи является проведение внутритрубного обследования трубопровода с определением дефектов геометрии и выявлением трубных аномалий с последующим картографированием результатов обследования. Интеграция данных пространственного расположения и качественных характеристик трубопровода предоставляет широкие возможности для анализа текущего состояния трубопровода и обоснованного долговременного прогнозирования изменений. На рис. 32 показан навигационный снаряд.

Подробнее...