Контрольная трубка на стальной футляр

Обновлено: 16.05.2024

Контрольный проводник представляет собой стальной стержень диа метром 8 - 12 мм, приваренный к стальному трубопроводу. Длина стержня берется в зависимости от глубины залег, : ния, трубопровода с таким расчетом, чтобы свободный конец стержня в ко-вере оказался ниже крышки на 100 - 120 мм. Место приварки контрольного вывода тщательно изолируется путем заливки слоем битума. [2]

Контрольный проводник , представляющий собой стальной стержень диаметром 8 - 12 мм, может быть приварен к трубопроводу газовой или электрической сваркой. Однако надо помнить, что газовая, или электрическая, сварка иногда вызывает перегрев или прожог трубы, поэтому сварку должен производить весьма квалифицированный сварщик. [3]

Контрольный проводник ( рис. 60) выполняется из провода ПР-8, устанавливаемого в трубе, являющейся защитным кожухом, предохраняющим проводник от повреждения. Внутри кожух заливается битумом. Верхняя часть проводника выводится под колпачок, где заканчивается контактной гайкой. Нижний конец провода припаивается к трубе, заливается битумом вместе с воронкой, верхний конец выводится под ковер. [4]

Контрольные проводники ( рис. IV.11) позволяют без вскрытия газопровода замерить его электрический потенциал. Это необходимо для своевременного обнаружения утечки постоянного тока с рельсов трамвая, метрополитена и других источников на подземные газопроводы. Токи утечки вызывают электрохимическую коррозию газопроводов. [6]

Контрольный проводник состоит из стального провода, находящегося в трубке, залитой битумом. Один конец провода из трубки вызодится наружу и присоединяется к контактной гайке, а другой конец, к газопроводу. Провод в трубке заливается битумом. Наличие положительного потенциала между землей и газопроводом подтверждает поражение газопровода блуждающими токами. Эти приборы устанавливаются в местах пересечения газопроводов с железнодорожными и трамвайными электропутями или вблизи них на расстоянии 200 м один от другого. [7]

Контрольные проводники позволяют определить без раскапывания газопровода, подвергается ли он действию блуждающих токов, способных привести к его разрушению. [8]

Контрольные проводники устанавливаются на участках газопроводов, расположенных вблизи рельсовых путей трамвая или электропоезда на расстоянии 200 м друг от друга, а также против отсасывающих пунктов рельсовой сети и в местах пересечения газопроводом рельсовых электрических путей, с обеих сторон. [10]

Контрольные проводники устанавливаются на участки газопроводов, расположенных вблизи рельсовых путей трамвая или электропоезда на расстоянии не более 200 м друг от друга, а также против отсасывающих пунктов рельсовой сети и с обеих сторон рельсовых электрических путей в местах пересечения их газопроводом. [11]

Контрольные проводники позволяют определить без раскапывания газопровода, подвергается ли он действию блуждающих токов, способных привести к его разрушению. [12]

Контрольные проводники устанавливаются на участках газопроводов, расположенных вблизи рельсовых путей трамвая или электропоезда на расстоянии 200 м друг от друга, а также против отсасывающих пунктов рельсовой сети и в местах пересечений газопроводом рельсовых электрических путей, с обеих сторон. [14]

Контрольная трубка на газопроводе: назначение + правила установки на футляр

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

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

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

Цель мониторинга состояния подземного газопровода

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

Если транспортирующая голубое топливо труба погружена в грунт:

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

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

Технологию подземной прокладки используют в устройстве газопроводов высокого, среднего и низкого давления. Уложенные в траншеи трубы не портят ландшафт, не мешают передвижению

Уложенные в закрытые траншеи трубы требуют регулярного осмотра и обслуживания не меньше, чем поверхностные газопроводные ветки

Несмотря на полную замену агрессивных грунтов в траншее, коррозия металлических труб и постепенный износ полимерных трубопроводов фактически неизбежен

Постоянно мониторить необходимо сварные швы, соединяющие как полиэтиленовые, так и электросварные трубы, точки установки арматуры и прочие места возможной утечки газа

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

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

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

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

Для чего газопроводу футляр?

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

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

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

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

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

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

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

Назначение футляра состоит в защите газопровода от вероятных механических, биологических и химических негативных воздействий

Футлярами защищают участки с многочисленными сварными соединениями - потенциальными зонами утечки газообразного топлива

Применяют футляры в случаях уменьшения нормативной глубины закладки трубопровода из-за неблагоприятных геологических и гидрогеологических условий

Если для контроля работы газопроводной системы на трассе устраивают ревизионные колодцы, на входе и выходе в мониторинговый пункт устанавливают футляры

Защиту используют, если трасса газопровода проходит рядом с жилым домом, производственным или общественным объектом

Применение футляра для защиты подземных веток газопровода рекомендовано на участках с неконтролируемым транспортным и пешеходным движением

Перед выводом и после ввода части газопровода на поверхность 2 м подземной прокладки устанавливают в футляр

Прокладку газовых и прочих коммуникаций под ж/д, трамвайными и автомобильными путями производят в футлярах. При этом глубина заложения трубы может быть увеличена

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Контрольная трубка ( рис. 20) представляет собой двухдюймовую трубу, нижняя часть которой приваривается к футляру, а пространство между футляром и газопроводом засыпается мелким гравием или слоем щебня. [2]

Контрольная трубка представляет собой U-образную трубку, наполненную натронной известью и хлористым кальцием примерно в равных количествах. Слои хлористого кальция и натронной извести должны быть разделены внизу небольшим кусочком ваты ( рис. 45), а вверху не должны доходить на 6 мм до боковых отводных трубочек; сверху их прикрывают кусочками ваты; трубку закрывают пробками и заливают менделеевской замазкой. На боковые трубочки также надевают резиновые трубки, закрытые обрезками стеклянной палочки. [3]

Контрольная трубка ( рис. III-7, а) дает возможность быстро определить наличие утечек газа из подземного газопровода. Контролируемый участок газопровода засыпается слоем щебня или гравия высотой - 100 мм и накрывается стальным полукруглым кожухом, длина которого принимается - 350 мм. От кожуха к поверхности земли под ковер отводится трубка, по которой газ от места возможной утечки поднимается вверх. Сверху отводная трубка перекрывается легкой стальной крышкой на петле. Для определения наличия газа крышка откидывается и в трубку вставляется шланг газоиндикатора. При отсутствии индикатора наличие газа обнаруживается по запаху. [4]

Контрольная трубка ( рис. 13) состоит из железного кожуха, устанавливаемого обычно над швом ( стыком) газопровода, от кожуха к поверхности земли отходит стальная труба диаметром в 2 ( дюйма), на верхнем конце которой имеется муфта с пробкой. Между кожухом и газопроводом укладывается гравий для облегчения прохода газа в трубку в случае утечки. [5]

Контрольная трубка служит для контроля за временем при воспламенении зажигательных трубок взрывником. Во избежание разлета металлических осколков для изготовления контрольных трубок используют КД из бумажных гильз. Контрольные трубки применяют при взрывании на открытой поверхности в случае значительного удаления зарядов один от другого. В подземных условиях используют контрольный отрезок огнепроводного шнура. [6]

Контрольная трубка ( рис. 5.6) дает возможность быстро определить наличие утечек газа из подземного газопровода. Контролируемый участок газопровода / засыпают слоем щебня или гравия 3 высотой 100 мм и накрывают стальным полукруглым кожухом 2 длиной около 350 мм. От кожуха к поверхности земли под ковер 5 отводят трубку 4, по которой газ от места возможной утечкц поднимается вверх. Сверху отводную трубку перекрывают легкой стальной крышкой 6 на петле. Для определения наличия газа крышку откидывают и в трубку вставляют шланг газоиндикатора. [7]

Контрольные трубки на полиэтиленовых газопроводах должны быть установлены в местах расположения неразъемных соединений пластмассовых труб со стальными, при пересечении газопроводов с тепловыми сетями. [8]

Контрольные трубки 3 указывают на наличие воды в смесителе. Одна из них служит для выпуска воздуха из системы при заполнении пучка водой. [9]

Контрольные трубки на полиэтиленовых газопроводах следует предусматривать на одном конце металлических футляров при пересечении газопроводом железных дорог, трамвайных путей, автомобильных дорог, каналов, коллекторов и тоннелей, а также на вертикальных надземных участках в местах выходов полиэтиленовых труб из земли при применении разъемных соединений в футляре, в местах бесколодезного расположения разъемных соединений и на одном из концов секции, в которой протягивается полиэтиленовый газопровод. При протяжке трубы без сварных соединений и длине секции не более 150 м допускается не устанавливать контрольную трубку. [11]

Контрольная трубка служит для систематического контроля и определения мест утечек газа на подземных газовых сетях без вскрытия дорожных покровов. [12]

Контрольные трубки должны выводиться на поверхность земли под ковер. [13]

Контрольные трубки устанавливают на обоих концах футляра. [14]

Контрольные трубки свободным концом опущены в резервуар на различную глубину и оканчиваются на уровнях, соответствующих контролируемым объемам. На внешние концы трубок навинчены запорные игольчатые вентили, открытием которых определяют по выходящей струе газа, что идет - газ или жидкость. [15]

Контрольные трубки на полиэтиленовых газопроводах следует предусматривать на одном конце металлических футляров при пересечении газопроводом железных дорог, трамвайных путей, автомобильных дорог, каналов, коллекторов и тоннелей, а также на вертикальных надземных участках в местах выхода полиэтиленовых труб из земли при применении разъемных соединений в футляре, в местах бесколодезного располо - жения разъемных соединений и на одном из концов секции, в которой протягивается полиэтиленовый газопровод. При протяжке трубы без сварных соединений и длине секции не более 150 м допускается не устанавливать контрольную трубку. [32]

Контрольные трубки , устанавливаемые на газопроводе с последующим выводом на поверхность, позволяют обнаружить утечку газа при помощи индикатора или по запаху. [34]

Контрольная трубка из стали диаметром 25 - 50 мм и длиной в зависимости от глубины заложения газопровода помещается в железный кожух и устанавливается над стыком газопровода. На верхнем конце трубки находится муфта с пробкой. Загазованность воздуха определяется подключенном к трубке газоиндикатором ( прибором для определения загазованности) или по запаху. [35]

Контрольную трубку с укрепленной на ней термопарой в смонтированном виде вставляют в шлиф трубки, отмечают температуру под кварцевой решеткой и регулируют обогрев печи таким образом, чтобы в трубке 5 под кварцевой решеткой установилась температура 750 С. После этого удаляют контрольную трубку, быстро заменяют ее заранее подготовленной к испытанию новой трубкой 5, содержащей навеску испытуемого топлива, и пускают в ход секундомер. [36]

Заключительную контрольную трубку 16 наполняют также ангидроном. [37]

Поэтому контрольные трубки прежде всего должны быть всегда тщательно прочищены, чтобы облегчить доступ газа в трубку. [38]

Штуцер контрольной трубки соединяют с поплавковой камерой. [39]

Концы контрольных трубок , проводника, конденсатосборников выводят под ковер, состоящий из чугунных или стальных колпаков с крышками. [40]

Концы контрольных трубок , проводника, трубок сифонов выводят под ковер, состоящий из чугунных или стальных колпаков с крышками. [41]

Недостатками контрольной трубки являются: а) ограниченность радиуса действия, составляющего в зависимости от грунта лишь несколько метров; б) при наличии высокого уровня грунтовых вод контрольная трубка не работает, так как дренирующий слой заполняется водой. [42]

Вместо контрольной трубки применяют электрические контакты, которые размещаются на водоподающей трубе и соединяются кабелем с сигнальной лампой на поверхности. Когда уровень раздела нерастворитель-рассол смещается вверх, контакты попадают в - рассол и лампа загорается. [43]

Колонна контрольной трубки с помощью ручного насоса 4 заполняется нерастворителем из межтрубного пространства. Для выравнивания температур по стволу скважины размыв прекращают на три-четыре часа. Затем из контрольной трубки нерастворитель поступает в мерный сосуд 6 до тех пор, пока перепад давлений на дифманометре не станет равным нулю. Это происходит в момент совпадения уровня контакта нерастворителя с рассолом в контрольной трубе и уровня контакта рассол-нефть в камере. [44]

Недостатком контрольной трубки является ограниченность зоны ее действия. Установка состоит из ручного вакуумного насоса, фильтров, служащих для задерживания пыли у выводной трубки, и резиновой камеры. Выводная трубка либо навинчивается на резьбу контрольной трубки, либо через нее вводится в дренажный слой. Практика показывает, что с помощью такой установки газ, в зависимости от плотности грунта, можно подсасывать с расстояний от 10 до 30 м от контрольной трубки. При отсутствии контрольной трубки установка может быть использована при введении выводной трубки в грунт при проведении бурового осмотра. [45]

Обозначение трасс подземных газопроводов

Газопроводы природного газа являются опасными объектами, так как по ним транспортируется горючее и взрывоопасное вещество. В случае утечки газового топлива возможны возгорания и взрывы. Подземные коммуникации требуют особого внимания. Если надземный газопровод видно, то труба под землей никак не выдает свое присутствие.

Не секрет, что до 50% всех аварий и инцидентов на сетях происходит в результате механических повреждений подземных газопроводов при выполнении земляных и строительных работ. Трубы корежат экскаваторами и барами, пробивают установками горизонтально-направленного бурения и буровыми машинами.

Газораспределительные организации проводят системную работу по предупреждению подобных происшествий, в том числе обозначение трасс подземных газопроводов. Цель — привлечь внимание и остановить несанкционированную активность лиц, желающих копать, бурить без разрешения.

Другой немаловажный момент — сами газовики при выполнении различных работ должны оперативно находить газопровод и, прежде всего, сооружения на нем. Если бригаде АДС ночью необходимо найти подземный кран для отключения участка газопровода, она использует планшет и ориентируется на местности по опознавательным знакам — привязкам. При осмотре технического состояния, согласовании, обслуживании и ремонте газопроводов привязки служат для быстрого обнаружения сооружений. Особенно важны опознавательные знаки в зимнее время, когда земля покрыта снегом.

Про опознавательные знаки

С самого начала газификации была понятна необходимость обозначения трасс подземных газопроводов. На сегодняшний день требования к обозначению подземных газопроводов содержатся в двух основополагающих документах, утвержденных постановлениями Правительства России.

Рис. 1. Требования Правил охраны газораспределительных сетей к опознавательным знакам

Правила охраны газораспределительных сетей действуют с 2000 г. В пункте 10 Правил установлены требования, представленные на рисунке 1.

Технический регламент о безопасности сетей газораспределения и газопотребления утвержден в 2010 г. В нем расширен перечень наносимой на привязку информации, зато отсутствуют сведения о местах установки. В пункте 17 Регламента сказано, что для обнаружения трасс подземных газопроводов должна осуществляться маркировка с помощью опознавательных знаков, содержащих информацию:

о диаметре газопровода, давлении газа, глубине залегания, материале труб, расстоянии до газопровода,
о телефонных номерах АДС организаций, эксплуатирующих этот участок газопровода;
другие сведения.

Рис. 2. Опознавательный знак по типовой серии 5. 905-25.05

Длительное время использовалась форма опознавательных знаков из типовой серии 5.905‑25.05, разработанной СПКБ «Газпроект» в 2005 году. Опознавательный знак на рисунке 2 указывает местоположение контрольной трубки на полиэтиленовом газопроводе низкого давления условным проходом 100 мм с глубиной заложения 1,9 м. Если встать за привязку (или спиной к привязке), то расстояние от нее до контрольной трубки по прямой составит 1,5 метра и вправо 6,2 метра. Размер таблички — 140 х 210 миллиметров, фон — желтый, надписи черного цвета.

Опознавательные знаки наносят на стены зданий, капитальные заборы, столбы линий электропередачи, опоры надземных коммуникаций. Когда они отсутствуют, для привязок используют бетонные («пикетные») столбики (рис. 3, а), а также отрезки труб и другого металлопроката. Применяются опознавательные столбики СОГ, которые выполнены в ярко-желтом цвете (рис. 3, б). Благодаря этому столбики хорошо заметны, даже в условиях плохой видимости. Они изготавливаются из полиэтилена высотой 1,8, 2,5 или 3 м. На верхней плоской части с сигнальной надписью «Газ» возможно крепление информационной таблички. Установка в грунт осуществляется с помощью анкеров, прикрепляемых к нижней части изделия.

Часть привязок наносится краской на стены зданий, заборы, столбы ЛЭП и электротранспорта. Они приходят в негодность под действием осадков, ветра, мороза, солнечных лучей. Производится покраска стен зданий, столбов, заборов. На привязки попадает грязь от проезжающего транспорта, на них клеят объявления, их разукрашивают вандалы. Восстановление надписей на опознавательных знаках проводится при осмотре газопровода (обходе) во время подготовки к отопительному периоду.

Рис. 4. Металлопластиковая привязка

Более долговечными являются привязки, выполненные на металлопластиковых табличках (рис. 4). Надписи на ней производятся маркером по специально нанесенным штриховым линиям. Аналогично на почтовый конверт вписывается индекс. Такой опознавательный знак не стыдно разместить на кремлевской стене (рис. 5). Интересно: строительство каменного Нижегородского кремля велось в 1500–1515 гг. Стены и башни сложены из красного кирпича на известковом растворе. Протяженность — около 2 километров.

Рис. 5. Привязка на стене Нижегородского кремля

Требования стандартов к привязке газопроводов

В январе 2014 года вступил в силу ГОСТ Р 55472-2013 «Системы газораспределительные. Требования к сетям газораспределения. Часть 0. Общие положения» с отдельной главой об обозначении и привязке газопроводов. В стандарте были уточнены требования Правил охраны газораспределительных сетей и Технического регламента о безопасности сетей газораспределения и газопотребления.

На сегодняшний день требования к обозначению газопроводов подробно рассмотрены в ГОСТ 34715.0-2021 «Проектирование, строительство и ликвидация сетей газораспределения природного газа. Часть 0. Общие требования». На табличку наносится следующая информация:

расстояние до газопровода, угла поворота, врезки или сооружения;
сокращенное наименование сооружения: КТ — контрольная трубка, Г — газопровод, КП — контрольный проводник, УП — угол поворота, КС — конденсатосборник, ГК — газовый колодец, КУ — контактное устройство, КИП — контрольно-измерительный пункт, КШ — кран шаровой бесколодезной установки, ЭИС — электроизолирующее соединение и другие;
категория по давлению (Г1 — Г4);
материал (Ст — сталь, ПЭ — полиэтилен);
наружный диаметр газопровода, мм;
глубина залегания, м;
местоположение газопровода по отношению к плоскости знака;
телефонные номера АДС.

Опознавательные знаки полиэтиленовых газопроводов выполняются на желтом фоне черными буквами, стальных — на зеленом фоне белыми буквами. На прямых участках опознавательные знаки устанавливают в поселениях на расстоянии не более 100 м, вне поселений — не более 500 м. Расстояние от привязки до газопровода — не более 30 м.

Рис. 6. Привязка в соответствии с ГОСТ 34713.0-2021

Опознавательный знак на рисунке 6 указывает местоположение шарового крана на полиэтиленовом газопроводе среднего давления наружным диаметром 110 мм, глубина заложения 1,2 м. От привязки кран расположен на расстоянии 1,6 м по прямой и 2,3 м влево.

Обозначение трасс полиэтиленовых газопроводов

Полиэтиленовые газопроводы, в отличие от стальных, не проводят электрический ток. Для их обнаружения не подходят обычные трассоискатели. Поиск неметаллических труб сложнее, поэтому к их маркировке предъявляются дополнительные требования. Кроме опознавательных знаков полиэтиленовые газопроводы обозначаются сигнальной лентой, в дополнении к которой можно использовать:

провода-спутники;
электронные маркеры;
интегрированные токопроводящие элементы.

Сигнальные ленты и провода-спутники

Рис. 7. Сигнальная лента

Механическая прочность полиэтилена намного меньше чем у стали. Известны случаи, когда граждане пробивали лопатой пластиковые трубы небольших диаметров. Обязательной для полиэтиленовых газопроводов, проложенных открытым способом, является сигнальная лента (рис. 7). Нормативный документ — СТО ГАЗПРОМ ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЕ 2.4‑6‑1–2019 «Лента сигнальная для обозначения трасс полиэтиленовых газопроводов. Технические требования и методы испытаний». Ширина — 200 мм, толщина 200 мкм. Материал — полиэтилен.

Рис. 8. Укладка сигнальной ленты

Лента укладывается на расстоянии 0,2 м от верха присыпанного газопровода (рис. 8). При пересечении газопровода с подземными инженерными коммуникациями лента укладывается вдоль газопровода дважды на расстоянии не менее 0.2 м между собой и на 2 м в обе стороны от пересекаемого сооружения.

Для определения трассоискателями полиэтиленового газопровода применяют два способа. Первый — прокладка электропроводника по трассе газопровода. Второй — размещение маркеров. В качестве непрерывного проводника применяют:

сигнальную ленту с вмонтированным в нее электропроводом-спутником или полосой металлической фольги:
провода-спутники;
трубы с интегрированным токопроводящим элементом.

У ленты сигнальной детекционной ЛСГ 200 к плоскости полосы прикатывается от одного до трех изолированных медных проводов. Одна лента имеет длину 250 м. При большой протяженности газопровода провода необходимо соединять между собой. Соединение производится двумя способами: скручиванием, после чего его изолируют поливинилхлоридной лентой ПВХ или скотчлоками — специальными зажимными клеммниками для токопроводящих жил.

Возможна прокладка вдоль газопровода изолированного провода-спутника, алюминиевого или медного, сечением 2,5 – 4 мм 2 . Расстояние до газопровода — 0,2 – 0,3 м. Концы провода выводятся на поверхность под ковер или футляр вблизи от опознавательного знака в контрольных точках на расстоянии не более 4 км друг от друга. Провода-спутники являются ненадежным способом обозначения газопровода. Они повреждаются при земляных работах, грызунами. Происходит старение и разрушение изоляции, что в агрессивной грунтовой среде приводит к нарушению проводимости. В результате спутник не выполняет свою функцию и требует ремонта. Аналогично возможно повреждение сигнальной ленты с прикатанным проводником.

Немного про трубы с интегрированным токопроводящим элементом

Другой вариант обеспечения непрерывного проводника по трассе газопровода — нанесение токопроводящего элемента непосредственно на трубу. Современные технологии позволяют решить эту задачу.

В качестве токопроводящего элемента возможно применение:

алюминиевой или алюмополиэтиленовой ленты;
медной ленты или проволоки.

Рис. 9. Укладка сигнальной ленты. 1 — Защитная оболочка; 2 — токопроводящая лента; 3 — ПЭ-труба

ООО «Полипластик» производит полимерные трубы с 1991 года. Среди прочей продукции изготавливаются полиэтиленовые трубы серии ПРОТЕКТ ГазДетект с токопроводящей лентой. Трубы представляют собой двухслойную конструкцию (рис. 9). Сама труба 3 производится из ПЭ 100 (ПЭ 100‑RC). Защитная оболочка 1 из термопласта желтого цвета обеспечивает защиту от ультрафиолетового излучения, а также от повреждений при хранении, транспортировке, строительстве, в том числе бестраншейными методами. Токопроводящая лента 2 ориентирована вдоль оси трубы.

Сварку труб с токопроводящим элементом проводят обычными способами: нагретым инструментом встык или муфтами с закладными нагревателями. После сварки концы токопроводящих элементов соединяют: медные провода — пайкой, ленты — люверсой при помощи обжимного инструмента.

Электронные маркеры

Самый современный способ обозначения подземных коммуникаций — электронные маркеры, которые закладываются в грунт при строительстве, реконструкции или ремонте. Метод принципиально отличается от описанных выше непрерывных проводников. Маркеры являются дискретными устройствами, трасса определяется по отдельным точкам.

Рис. 10. Поиск электронного маркера

Маркер — это резонирующий низкочастотный колебательный контур, запаянный в пластиковый корпус из полиэтилена желтого цвета. Он не имеет элементов электропитания. Важно: маркеры для электрических кабелей — красные, линий связи — оранжевые, водопровода — синие, канализации — зеленые. Маркеры для газо‑ и нефтепроводов работают на частоте 83 кГц.

Обнаружение маркера происходит при зондировании грунта радиосигналами, генерируемыми маркероискателем (рис. 10). Благодаря электромагнитной индукции сигнал от прибора вызывает колебания во внутреннем контуре маркера. Прибор улавливает ответные колебания и определяет местоположение маркера.

В зависимости от конструкции маркеры бывают двух типов: шарового или дискового. Также они подразделяются на пассивные и интеллектуальные. Если первые служат только для обнаружения трассы газопровода, то интеллектуальные еще идентифицируют объект. В них встроен чип с памятью, позволяющий записывать, хранить и считывать информацию.

Рис. 11. Интеллектуальный шаровой маркер

Интеллектуальный шаровой маркер (рис. 11) имеет диаметр 10,4 см. Внутри находятся резонансный колебательный контур и RFID-чип с памятью, находящиеся в незамерзающей жидкости на основе пропиленгликоля. Плавание в «незамерзайке» позволяет обеспечить горизонтальное положение электронных элементов, и, значит, максимальный отраженный сигнал при поиске маркероискателем. Также упрощается закладка маркера при строительстве. Существует другая конструкция: три взаимоперпендикулярных колебательных контура, что дает шарообразное электромагнитное поле. Благодаря этому положение маркера в грунте также может быть произвольным.

RFID-чип представляет собой радиочастотную метку, которая во взаимодействии со считывателем позволяет идентифицировать объекты. Аналогичная технология широко применяется в промышленности, логистике, торговле. Расплачиваясь безконтактной картой в магазине, Вы применяете RFID-технологию. Здесь считыватель — касса, а RFID-чип — банковская карта.

Рис. 12. Дисковый маркер

Дисковый полноразмерный маркер имеет диаметр 38 см и толщину 1,65 см (рис. 12). Увеличенный размер колебательного контура позволяет обнаруживать маркер на большей глубине.

Каждый интеллектуальный маркер имеет 10‑значный идентификационный номер, который внесен в его память при производстве. Также его печатают на ярлыке, закрепленном на маркере. Ярлык вклеивается в исполнительную документацию для обозначения места закладки.

Глубина установки маркеров:

шаровых — не более 0,8 м;
дисковых — не более 2 м.

На больших глубинах не гарантируется уверенное определение маркера.

Рис. 13. Поиск сигнальной ленты с маркерами

Существуют сигнальные ленты, на которых закреплены маркеры, что позволяет производить поиск трассы газопровода также, как и провода, проложенного рядом с трубой или вмонтированного в ленту. На маркировочной ленте 3M™ EMS Tape 7600 закреплены кластеры маркеров на расстоянии 2 м. Поиск может производиться трассоискателем, имеющим функцию поиска маркеров либо специальным устройством — маркероискателем (рис. 13). Для таких лент не нужно подключение генератора через контактное устройство, не страшны порывы сигнальной ленты, которые приводят к обрыву провода. На них не действуют наводки от подземных металлических объектов, они не подвержены коррозии. Лента обеспечивает непрерывную трассировку по всей длине за счет взаимного пересечения сигналов, излучаемых соседними кластерами маркеров. Максимальная гарантированная глубина обнаружения ленты — 0,6 м.

Читайте также: