Глава ii. эксплуатация подземных газопроводов
Задача эксплуатационников — обеспечить бесперебойное и безопасное снабжение газом различных потребителей. Выполнение ее осложняется тем, что газопроводы, кроме некоторых сооружений и вводов, недоступны для внешнего осмотра и проверки.
В состав работ по эксплуатации подземных газопроводов входят профилактическое обслуживание и наблюдение за подземными газопроводами, их текущий ремонт. Капитальный ремонт газопроводов обычно производят строительные организации по заказу трестов и контор газового хозяйства или сами эксплуатационные организации.
https://www.youtube.com/watch?v=qZycBGwYZRk
Профилактический надзор и обслуживание подземных газопроводов, их арматуры и сооружений производится с целью своевременного выявления и устранения повреждений и утечки газа, а также для предотвращения скопления загрязнений в газопроводах, чтобы обеспечить бесперебойное снабжение потребителей газом и создать условия для безопасной работы при эксплуатации систем газоснабжения.
При профилактическом обслуживании газопроводов выполняются следующие работы:
осмотр и проверка на загазованность колодцев и камер подземных сооружений;
наблюдение за коверами и настенными знаками;
проверка сборников конденсата и удаление последнего;
наблюдение за состоянием дорожного покрытия и производством работ вблизи газопроводов с целью защиты их от повреждений;
проверка давления газа в газопроводах;
выявление и устранение закупорок газопроводов;
буровой и шурфовой осмотр и устранение выявленных утечек газа;
проверка и мелкий ремонт арматуры, установленной на газопроводах;
составление технической документации (ведение журнала, составление протоколов, эскизов, выдача уведомлений и т. д.).
Профилактическое обслуживание подземных газопроводов и сооружений на них путем обхода трасс в городах и населенных пунктах должно производиться в сроки, обеспечивающие безопасность эксплуатации газопроводов и устанавливаемые управлениями (трестами, конторами) газового хозяйства.
Сроки обхода трасс должны утверждаться вышестоящей организацией, в непосредственном подчинении которой находится газовое хозяйство. При определении сроков обхода должны учитываться конкретные условия эксплуатации газопроводов (продолжительность эксплуатации, состояние газопровода, давление газа, пучинистость грунтов, их коррозионная активность, наличие блуждающих токов и защиты, характер местности и ее заселенности).
При обходе трассы газопровода проверяют на загазованность все подвалы, коллекторы и колодцы, а также все подземные сооружения и емкости, находящиеся на расстоянии до 15 м по обе стороны от подземных газопроводов. В случае обнаружения в каком-либо из сооружений опасной концентрации газа дополнительно проверяют загазованность колодцев всех подземных сооружений и подвалов домов в радиусе не менее 50 м от газопровода.
Если установлено, что в подвалах зданий появился газ, то следует немедленно принять меры для предупреждения всех людей, находящихся в этих зданиях, о недопустимости курения, а также пользования огнем и электроприборами. При явной опасности люди должны покинуть здание. Результаты осмотра и проверки заносятся в журнал или фиксируются актами.
Загазованность в подвалах, коллекторах и колодцах проверяется газоанализаторами. Непосредственно в подвалах применяются газоанализаторы взрывобезопасной конструкции, например ПГФ-2-ВЗГ или ПГФ-2М-ИЗГ. Особую осторожность и оперативность необходимо проявить при обнаружении газа в подвалах зданий: срочно проветрить подвалы, проверить газоанализаторами проникание газа в квартиры вышележащих этажей.
Для удобства обслуживания трасс газопровода составляются маршрутные карты. На них наносятся все сооружения вдоль трассы с соответствующими номерами. Кроме графиков периодических работ, составляют графики осмотра и проверки газовых колодцев 2 раза в год.
Ответственной задачей является проверка конденсатосборникое и гидрозатворов. Удаление конденсата из газопроводов осуществляется по специальному графику. Откачка конденсата производится из гидрозатвора и конденсатосборников низкого давления — ручными насосами или мотонасосами, а из газопроводов среднего и высокого давлений — только мотонасосами.
Местоположение различных сооружений на подземных газопроводах определяется при помощи настенных знаков (указателей) с цифрами величин привязки этих сооружений. Эти настенные указатели надо регулярно проверять и корректировать, а в случае их поломки или отсутствия — обязательно восстанавливать.
Одна из наиболее важных и ответственных задач эксплуатации подземных газопроводов — обеспечение и поддержание постоянной величины давления газа в сетях. Это особенно важно для газопроводов низкого давления, так как от них питаются многочисленные жилые дома и коммунально-бытовые потребители.
Для предупреждения нарушений работы газопроводов, поддержания в них необходимого давления газа, изучения режима их работы не реже 2 раз в год производят замеры давления газа (в период наибольшего расхода зимой и наименьшего летом). Давление газа замеряют каждый раз в одной и той же точке на каждые 500 м газопровода.
По полученным величинам давления газа строят карты давлений в газовых сетях. По картам легко определяют те участки, где имеется наибольший перепад давлений. Для ликвидации этих перепадов и улучшения режима газоснабжения выполняют следующие мероприятия: изменяют выходное давление газа на газорегуляторных пунктах, питающих газопроводы; заменяют отдельные участки газопроводов для увеличения их пропускной способности; кольцуют газовые сети или устанавливают устройство дополнительной подпитки газопроводов; устраняют обнаруженные закупорки.
Подземные стальные газопроводы всех давлений после ввода их в эксплуатацию подвергаются периодическим плановым ревизиям (буровым и шурфовым осмотрам) с целью проверки их герметичности, состояния наружной поверхности труб, изоляции, арматуры и т. д. в следующие сроки:
газопроводы в застроенной части города или населенного пункта, расположенные в зонах с высокой коррозионной активностью грунтов, а также дворовые газопроводы независимо от условий их расположения должны осматриваться при помощи шурфования и бурения не реже чем через каждые 5 лет;
газопроводы, расположенные в незастроенной части города при некоррозионных грунтах, — не реже чем через каждые 10 лет.
Буровой осмотр производится для точного определения мест утечки газа, выявленных при проверке колодцев и других сооружений. С этой целью вдоль трассы газопровода через каждые 2 м, а при наличии сварочной схемы газопровода над каждым стыком бурятся скважины.
Диаметр скважины 20—30 см, глубина зависит от расстояния до верха трубы. Если бурят в мерзлом грунте, то отметка дна скважины должна быть ниже отметки промерзания грунта. В летний период при бурении скважины не доходят до верха трубы на 20 см. Скважины необходимо располагать в шахматном порядке на расстоянии 300—500 мм от стенки трубы.
На проездах (в местах расположения газопроводов) перед проведением работ по капитальному ремонту или реконструкции дорожного покрытия газопроводы независимо от срока их предыдущей ревизии и ремонта должны осматриваться и при необходимости ремонтироваться.
При раскопках, производимых в зоне газопроводов посторонними организациями, необходимо обнаженные участки газопроводов засыпать слоем песка высотой не менее 0,2 м с тщательной подбивкой постели. Если при раскопке траншеи или котлована газопровод оказывается в призме обрушения, то дальнейшие работы производятся с устройством креплений.
Источник
Отопление, водоснабжение, канализация
Навигация: Главная → Все категории → Основы газового хозяйства
Утечка газа из газопроводов и сооружений на них наиболее вероятна: в стыковых соединениях газопроводов; в местах установки конденсатосборников и гидрозатворов; в сальниковых уплотнениях арматуры; в местах газопроводов, поврежденных коррозией; в местах с заводским или монтажным браком труб или арматуры; в местах, поврежденных случайно при производстве аварийно-поисковых или строительно-монтажных работ; в местах установки арматуры, не обеспеченной компенсационными устройствами; в местах соединений и трещинах неметаллических труб.
Как показывает практика, около 3% утечек газа из конденсатосборников и гидрозатворов приходится на соединительные муфты и сварные стыки, около 10% утечек газа происходит из-за небрежно завернутых глухих пробок в муфты кранов конденсатосборников и более 30% утечек газа приходится на стояки конденсатосборников и гидрозатворов.
Наибольшее количество утечек газа приходится на те участки и сооружения газопроводов, которые менее защищены от внешних нагрузок или построены из труб малых диаметров.
Методы поиска утечек газа бывают качественные и количественные. Методы качественного определения предусматривают распознавание самого факта утечек газа без оценки их величины.
Наиболее распространены следующие методы качественного определения утечек газа: — одоризация газа — придание специфического запаха, помогающего обнаружить присутствие газа в помещениях, в грунте и в других местах даже при малой концентрации; — проверка месг предполагаемой утечки газа на газопроводах с помощью бурового осмотра; — проверка мест предполагаемой утечки газа на газопроводах с помощью мыльной эмульсии; — применение различных газовых анализаторов и индикаторов (приборные методы); — проверка на загазованность подземных коммуникаций и подвалов, расположенных вдоль трассы газопроводов.
Методы количественного определения утечек газа предусматривают измерение количества газа, проникающего в окружающее пространство через неплотности на проверяемом участке газопровода. Количественное определение утечек газа связано с отключением отдельных участков газопровода, что на практике не всегда возможно из-за недостаточной герметичности отключающих устройств.
Можно выделить три основных этапа поиска утечек газа: установление факта утечки газа и уточнение ее признаков; установление возможной причины утечки газа; выполнение проверочных операций по выявлению места утечки газа.
Поиск утечек газа сопровождается различными трудоемкими операциями по раскопке и разборке отдельных участков газопровода. Сначала необходимо выявить признаки, свидетельствующие о наличии утечки газа. Потом установить возможные причины утечек газа: разрыв стыков, коррозия на теле трубы, механические повреждения, неплотности во фланцевых соединениях. Затем следует проверка исправности отдельных элементов газопровода.
Сложность поиска утечек газа из подземного газопровода обусловлена недоступностью газопровода для визуального наблюдения и значительной его протяженностью, что делает невозможным его сплошную проверку. Поэтому поиск утечек газа требует хорошего знания устройства газопровода, наиболее вероятных мест утечек газа, признаков, характеризующих отдельные неисправности, и т. д.
До последнего времени наиболее распространенным методом качественного определения мест утечек газа из подземных газопроводов являлся буровой осмотр газопроводов.
Перед началом буровых работ необходимо пригласить представителей организаций, имеющих вблизи газопровода подземные сооружения, для уточнения места их расположения и принятия мер по безопасному выполнению работ. Затем все колодцы и коллекторы подземных сооружений, расположенные вдоль трассы, где будут вестись работы, тщательно проверить и проветрить.
После определения участка газопровода, на котором будет проводиться буровой осмотр и выполнение их подготовительных работ, приступают к бурению скважин. Скважины бурят через каждые 2 м, а при наличии сварочной схемы — над каждым стыком, так как наиболее вероятные места повреждения газопроводов — стыковые соединения.
В летних условиях глубину скважин можно уменьшить. Скважины необходимо располагать в шахматном порядке по обе стороны от оси газопровода на расстоянии 300 мм от стенки газопровода. Несоблюдение этих условий может привести к повреждению газопровода.
В настоящее время скважины бурят специальными пневматическими бурами, электровибраторами, электробурами, перфораторами, а также вручную. При ручном способе бурения применяют различные клинья, которые забивают в землю кувалдами и извлекают воротом. Если буровые работы ведутся в мерзлом грунте, то клинья необходимо нагревать.
В зимних условиях при извлечении клиньев из скважины можно получить ожоги от паров, образовавшихся в процессе соприкосновения раскаленных клиньев с мерзлым грунтом. Поэтому работы должны вестись при строгом соблюдении правил техники безопасности. Работающие должны быть в спецодежде и защитных очках, во время производства работ не следует становиться друг против друга, так как кувалда может отлететь и нанести травму.
Из механических приспособлений для бурения чаще всего используют электровибратор, с его помощью скважина бурится за 1 мин. Удобнее бурить им скважины в мягких грунтах. При бурении скважин в плотных грунтах возникает ряд неудобств по извлечению клиньев, поэтому процесс выемки клиньев из скважин механизирован.
На рис. 1, в показана установка электровибратора на буровом комбайне. Во время производства бурения по трассе газопровода со стороны движения транспорта необходимо выставить предупредительные знаки.
При бурении скважин в дорожном покрытии необходимо проявлять особую осторожность, так как резкое изменение сопротивления грунта может привести к отдаче электробура и нанести травму работающему.
После бурения скважин приступают к проверке наличия газа в них с помощью газоанализаторов. Для этой цели применяют огонь, если скважины расположены на расстоянии более 3 м от зданий, колодцев и других сооружений. Чтобы избежать ожогов рук, огонь следует сначала поднести на расстояние вытянутой руки и только после этого опустить в скважину.
Рис. 1. Устройства для бурения скважин: а — ручной инструмент для бурения: 1 — клин. 2 — вороток; б — электровибратор; 1 — шпилька, 2 — рукоятка. 3 — электровибратор. 4 — оголовок, 5 — патрубок. 6 — клин, 7 – электрокабель: в — буровой комбайн: 1 — электрогенератор.
На рис. 2 дана схема опробования скважин огнем. В скважинах газ не воспламеняется. В скважинах при поджигании газ вспыхивает внутри и гаснет. В скважине газ воспламенился, но пламя не выходит за ее пределы. В скважинах газ горит над поверхностью земли устойчивым пламенем, причем в скважине 6 пламя наиболее устойчивое и высокое.
Место повреждения газопроводов находится обычно в непосредственной близости от скважин с наибольшей высотой пламени. Однако в городах с многочисленными подземными коммуникациями (телефонные колодцы, теплосеть, водосток и т. д.) буровой осмотр не всегда дает удовлетворительные результаты.
Когда трасса газопровода проходит вдоль телефонной канализации, каналы могут быть загазованы на значительных расстояниях. В этих случаях сначала необходимо проветрить телефонную канализацию. До бурового осмотра провести ряд подготовительных работ. Сначала открыть телефонные колодцы, а затем мятой белой глиной замазать все отверстия, выходящие в колодец.
Далее просмотреть в ближайших колодцах, с какой стороны продолжает поступать газ, и установить направление его поступления. Для этого следует перейти к другим колодцам, замазывая в них отверстия до тех пор, пока поиск не приведет к ограничению интервала вероятного места повреждения газопровода и на этом интервале трассы газопровода приступить к буровому осмотру.
Рис. 2. Схема опробования буровых скважин огнем: 1-9 — буровые скважины, 10 — пламя, 11 — сваронный шов, 12 — газопровод
По результатам бурового осмотра определяется наиболее точное место утечек газа из газопровода. На участках скважин с наибольшей концентрацией газа приступают к раскопке шурфа.
Процесс бурового осмотра связан с большими неудобствами и затратами, поэтому ведутся поиски методов определения мест-утечек газа без производства буровых работ.
В соответствии с действующими правилами безопасности вместо бурового осмотра плотность дворовых газопроводов можно проверить опрессовкой воздухом по инструкциям, разработанным соответствующими эксплуатационными организациями.
Способ устранения утечек зависит от вида повреждения и величины давления газа в газопроводе.
Разрыв стыков газопроводов ликвидируют путем вварки катушки длиной не менее 200 мм или наваркой усилительных муфт.
Если работы ведутся на газопроводах высокого и среднего давлений, то можно временно установить ремонтные муфты. Для этого на стык монтируют металлический бандаж, надевают разъемную муфту и приваривают. Плотность приваренной муфты проверяют опрессовкой воздухом через пробку, которая затем заваривается.
На стыки с трещинами должны навариваться лепестковые муфты, а на стыки с такими дефектами, как шлаковые включения, непровар,— усилительные лепестковые муфты или муфты с гофрой. Наварка муфт проводится по специальной инструкции.
Если на газопроводе появились продольные трещины размером более 0,8 м, то необходимо сначала отключить подачу газа и только потом вваривать катущки требуемой длины. После этого сварные соединения испытывают на плотность, и отключенный участок газопровода продувают газом.
Навигация: Главная → Все категории → Основы газового хозяйства
Источник
Приборы для обнаружения утечек газа
Одной из основных задач при использовании газового топлива в жилых домах является обеспечение безопасности бытовых потребителей. Применение сигнализаторов загазованности горючими газами позволяет своевременно обнаружить превышение концентрации в воздухе.
Далее принимаются меры, позволяющие не допустить развития опасной ситуации. Но для устранения утечки газа необходимо найти моею, где имеется негерметичность газопровода и оборудования. Для этих целей при техническом обслуживании и ремонте ВДГО используются специальные приборы – течеискатели.
Индикатор ИТ-М Микро
Индикатор-течеискатель ИТ-М Микро изготавливается ФГУП «СПО «Аналитприбор» г.Смоленск. Прибор предназначен для обнаружения мест утечек природного газа и СУГ. Принцип действия индикатора термохимический. Контролируемая среда подается на датчик конвекционным способом, то есть ИТ-М Микро не имеет в конструкции насоса, который бы всасывал воздух и подавал его к датчику.
Индикатор относится к взрывозащищенному электрооборудованию группы II. Электрическое питание индикатора осуществляется от аккумуляторной батареи напряжением от 2,0 до 2,9 В. Индикатор определяет содержание природного газа в пределах от 0 до 2,0%, СУГ – от 0 до 1,0%.
И индикатор ИT-M Микро состоит из корпуса и выносного термохимического датчика – ТХД (рис.12). Датчик присоединяется к корпусу кабелем. На передней панели расположен дисплей, клавиатура для управления режимами работы индикатора, красные индикаторы ПРЕВЫШЕНИЕ, звуковой излучатель. USB-разъем предназначен для заряда аккумулятора.
Принцип действия термохимического датчика ТХД основан на окислении горючего газа на поверхности катализатора, электрически нагреваемого до температуры от 450 до 550 °С. Окисление приводит к повышению температуры чувствительного элемента, которое пропорционально содержанию горючего газа.
ИТ-М Микро показывает увеличение или уменьшение содержания горючих газов относительно уровня, условно принятого за нулевой (уровень фона). После включения прибор проводит самотестирование. При наличии неисправности на дисплее отобразится соответствующее сообщение и сигнализация ОТКАЗ.
Если неисправностей нет – прибор переходит в режим индикации. Перед поиском утечек необходимо установить ФОН. который характеризуется отсутствием звукового сигнала, ступени в левой и правой части «диаграммы» на графическом дисплее не закрашены. Это свидетельствует об установке фона по текущему значению содержания горючих газов в точке расположения датчика.
Поиск утечек необходимо производить, поднося датчик к местам возможных утечек газа разъемным соединениям на газопроводе, арматуре, узлам и деталям в газоиспользующем оборудовании. При появлении индикации ВЫШЕ и закрашивании всех ступеней «диаграммы» необходимо подстроить уровень фона и перемещать датчик дальше в направлении увеличения концентрации.
Газоанализатор РОДОС 05/1
Газоанализатор РОДОС 05/1 изготавливает ООО НПФ «Родос» г. Ульяновск. В отличие от индикатора ИТ-М Микроприбор позволяет не только обнаружить утечки природного и сжиженного газа, но и определить загазованность в помещении. Прибор имеет микронасос, который производит принудительный забор проб.
– в виде цифровых показаний в объёмных долях, выраженных в процентах при определении концентрации газа в воздухе; – количеством вертикальных полос (от 1 до 6), сопровождаемых звуковыми сигналами изменяющейся тональности – при поиске утечек газа.
Технические характеристики газоанализатора РОДОС 05/1 приведены в таблице.
Верхняя панель газоанализатора РОДОС 05/1 изображена на рисунке 13. Слева ввернут штуцер 1, к которому присоединяется трубка зонда для забора проб. Справа расположены кнопка 5 для включения и выключения прибора (В), кнопка 3 для задания режима работы и калибровки (Р), светодиод 4 предупредительной сигнализации. По центру имеется цифровой индикатор 2.
При выполнении работ в режиме газоанализатора необходимо:
– включить прибор кратковременным нажатием кнопки «В». Включение подтверждается световым и звуковым сигналом, надписью «On» на индикаторе;
– убедиться, что уровень напряжения аккумуляторной батареи, определяемый прибором (надпись на табло «Н…»), составляет не менее 5,0 В (надпись на табло «H 5.0»);
– после отображения на индикаторе символов □.□ убедиться в работоспособности микронасоса, которая подтверждается изменением звучания насоса при кратковременном закрытии пальцем отверстия входного штуцера; – поднести прибор или трубку иробоотборного зонда к месту измерения; – зафиксировать на индикаторе установившееся значение концентрации метана; – если измеренное значение достигает установленного порога 0,5 % об. или превышает его, то срабатывает предупредительная сигнализация; – закончить измерения, нажав кнопку «В».
При выполнении работ к режиме индикатора необходимо:
– включить прибор, последовательно нажав кнопки «Р» и «В» и отпустив их после появления надписи «Оп» на индикаторе, сопровождаемой двумя короткими звуковыми сигналами, при этом должен загореться светодиод 4; – на индикаторе появятся «малые» вертикальные полос, число которых последовательно возрастает до 6, а затем убывает до одной и появляется изображение □ прибор вышел в режим течеискателя; – поднести проботборный зонд к месту измерения; – наличие и уровень утечки в процессе контроля будут отображаться на индикаторе 7 соответственно «большими» (III…) и «малыми» (iii…) вертикальными полосами в количестве от 1 до 6, сопровождаемыми прерывистыми звуковыми и световыми сигналами; – закончить измерения, нажав кнопку «В».
Источник
Профессиональное обучение персонала газового хозяйства (44 стр.)
Существующие методы поиска утечек газа делятся на качественные и количественные. Методы качественного определения утечек газа устанавливают лишь сам факт утечки газа без оценки величины. Наиболее распространенными методами качественного определения утечек газа являются:
– одоризация газа, т. е. придание ему специфического запаха, помогающего обнаружить присутствие газа в помещениях, в грунте и в других местах даже при очень малых концентрациях;
– определение мест предполагаемой утечки газа из подземного газопровода бурением скважин диаметром 1,5–2,5 см в грунте на глубину, превышающую глубину заложения газопровода на 10–15 см;
– проверка мест предполагаемой утечки газа на газопроводах обмазкой швов и стыков мыльной эмульсией;
– применение различных газовых анализаторов и индикаторов (приборные методы). Можно выделить три основных этапа поиска утечек газа:
– установление утечки газа и уточнение ее признаков;
– установление группы возможных причин утечки газа;
– выполнение проверочных операций по выявлению места утечки газа.
Сначала обходят трассу газопроводов и внешним осмотром определяют признаки утечки газа. Затем необходимо установить группу возможных причин утечек газа: разрыв стыка, коррозия трубы, механические повреждения, неплотности во фланцевых соединениях и т. д. За этим следует проверка исправности отдельных элементов газопровода.
Сложность поиска утечки газа из подземного газопровода обусловлена недоступностью газопровода для визуального наблюдения и значительной его протяженностью. Это обстоятельство делает невозможным его сплошную проверку. Поэтому стратегия поиска требует хорошего знания устройства газопровода, наиболее вероятных мест утечек газа.
До последнего времени наиболее распространенным методом качественного определения мест утечек газа из подземных газопроводов являлось бурение скважин в грунте в местах предполагаемого повреждения газопровода. Перед началом буровых работ необходимо пригласить представителей организаций, имеющих вблизи газопровода подземные сооружения, уточнить с ними места расположения сооружений и принять соответствующие меры по безопасному выполнению работ.
Скважины бурят через каждые 2 м, а при наличии сварочной схемы – над каждым стыком, так как наиболее вероятным местом повреждения газопроводов являются стыковые соединения. Если бурение производится в мерзлом грунте, то глубина скважин должна быть не менее глубины его промерзания, так как мерзлый грунт не пропускает газ.
В летних условиях глубину скважин можно уменьшить. Скважины необходимо бурить в шахматном порядке по обе стороны от оси газопровода на расстоянии 0,3–0,5 м от стенки газопровода. Несоблюдение этих условий может привести к повреждению газопровода. В местах, где находятся контрольные трубки, скважины не бурят: в этих местах газопровод на плотность проверяют газоанализатором.
Скважины бурят с помощью различных устройств: вручную, электровибратором, специальными буровыми комбайнами и т. д. При ручном способе бурения применяют различные клинья, которые забивают в землю кувалдой и извлекают воротом. Если буровые работы ведутся в мерзлом грунте, то клинья необходимо нагреть.
В зимних условиях такой метод нежелателен, так как при извлечении клиньев из скважины можно получить ожоги от паров, образующихся в процессе соприкосновения раскаленных клиньев с мерзлым грунтом. Поэтому при проведении работ необходимо строго соблюдать правила безопасности, использовать спецодежду и защитные очки. Во время работы нельзя становиться друг против друга, чтобы не нанести травму кувалдой.
Из механических приспособлений для бурения чаще всего используют электровибратор, с его помощью процесс бурения скважин значительно ускоряется. Им удобно бурить им скважины в мягких грунтах. Бурение скважин в плотных грунтах связано с рядом неудобств по извлечению клиньев из скважин.
После того как скважины пробурят, приступают к проверке наличия в них газа с помощью газоанализаторов. Допускается применение для этой цели огня, если скважины расположены на расстоянии более 3 м от зданий, колодцев, тоннелей, коллекторов и других подземных сооружений.
Если газ не загорается, то скважины необходимо проверить газоиндикатором, и только после этого можно считать, что газ не обнаружен. Чтобы избежать ожогов рук, огонь следует сначала поднести к скважине на расстояние вытянутой руки, и если газ не загорится, опустить огонь в скважину.
Газ может скапливаться и в тех местах, где нет утечки. В этих случаях сначала нужно проверить каналы телефонных кабелей. Для этого до бурового осмотра нужно провести подготовительные работы: открыть телефонные колодцы, белой глиной замазать все отверстия коммуникаций, выходящих в колодец; осмотреть ближайшие колодцы и определить, с какой стороны продолжает поступать газ.
Определив наиболее вероятное место утечки газа из газопровода, приступают к раскопке шурфа и устранению утечек газа. Способ устранения утечек зависит от вида повреждения и величины давления газа в газопроводе. Наиболее распространенными повреждениями являются разрывы стыков, неплотности в арматуре, повреждения оголовков стояков конденсатосборников, контрольных трубок, коррозия труб.
Разрывы стыков стальных газопроводов устраняют, вырезая поврежденные места на длину не менее 200 мм и вваривая катушки (вставки) или наваривая на поврежденный стык муфту усиления. Если на газопроводе имеются продольные трещины размером более 0,8 м, то необходимо отключить подачу газа, вырезать поврежденный участок и вварить вместо него катушку требуемой длины. Сварные соединения испытывают на плотность, продувая отключенный участок газом.
Содержание текущего инструктажа во многом определяется индивидуальными особенностями учащихся. Нельзя ограничивать инструктаж только оказанием помощи слабым и отстающим учащимся. Мастер должен наметить те элементы работы (приемы, операции и т. д.), овладение которыми он будет проверять на данном занятии.
При подготовке текущего инструктажа можно выйти за рамки данного занятия и спланировать деятельность на больший отрезок времени, охватывающий, например, изучение целой темы. Так, навыки определения утечек газа по объективным диагностическим признакам и устранения повреждений формируются и совершенствуются на протяжении почти всего периода обучения.
Заключительный инструктаж можно провести в учебном заведении или в службе подземных газопроводов. Во время инструктажа разбираются недостатки, имевшие место в ходе изучения материала, даются ответы на возникшие вопросы. Можно провести опрос, затем дать домашнее задание и указания по подготовке к следующим занятиям. Периодичность проведения заключительного инструктажа зависит от содержания работы, степени фронтальности обучения.
Определение технического состояния газопроводов
Цель занятий: формирование у учащихся навыков, умений, компетенций определения технического состояния газопроводов, практическое ознакомление с приборами для проверки герметичности газопроводов и качества изоляции.
Наглядные пособия и оборудование: техническая документация на подземные газопроводы, инструкции, плакаты № 20, 21, 23 [18], переносной индикатор утечки газа, аппарат для нахождения мест повреждения изоляции, средства индивидуальной защиты, учебный кинофильм [16].
Вводный инструктаж рекомендуется проводить совместно с работником службы подземных газопроводов. Начать его следует с изучения инструкции по определению технического состояния газопроводов. Затем мастер, объяснив цель занятия, знакомит учащихся с инструментами, оборудованием и приспособлениями, с содержанием предстоящей работы.
Учащиеся выполняют работу в составе бригады квалифицированных рабочих.
До начала работ выполняется ряд подготовительных мероприятий: учащиеся знакомятся с технической документацией на обследуемый газопровод, результатами буровых и шурфовых работ, состоянием электрозащитных установок, результатами ремонтных и профилактических работ.
Далее учащиеся должны ознакомиться с трассой газопровода, уточнить расположение других подземных коммуникаций, проверить комплектность и исправность приборов, спецодежды, средств индивидуальной защиты.
Учащимся необходимо сообщить, что в отечественном газовом хозяйстве широкое применение находят полиэтиленовые технологии, как в строительстве, так и в производстве ремонтных работ. Внедрение полиэтиленовых труб – одно из актуальных направлений повышения эффективности капитального строительства и снижения ее материало– и трудоемкости.
– удешевление строительно-монтажных работ и увеличение его темпов (из 1 т металлических труб диаметром 100 мм можно проложить трубопровод длиной до 80 м, а из 1 т полиэтиленовых труб наружным диаметром 110 мм можно смонтировать трубопровод длиной более 1 км);
– отсутствие необходимости в изоляционных работах и сооружении систем защиты газопроводов от коррозии;
– долговечность газопроводов (физические и химические свойства полиэтилена обеспечивают прекрасную герметичность и высокую стабильность в течение всего срока эксплуатации газопроводов);
– повышение пропускной способности газопроводов благодаря гладкой внутренней поверхности полиэтиленовых труб;
Источник
