Техническое обслуживание текущий ремонт газопроводов

Текущий и капитальный ремонты газопроводов

Текущий и капитальный ремонты газопроводов должны производиться по результатам мониторинга их технического состояния и проведения технического обслуживания.

Виды работ, выполняемых при текущем ремонте газопроводов:

— устранение утечек газа (кроме утечек газа из разъемных соединений запорной арматуры, устраняемых при проведении регламентных работ по поддержанию ее работоспособности);

— замена прокладок фланцевых соединений технических устройств;

— устранение отдельных мест повреждений изоляционных покрытий стальных подземных газопроводов;

— частичное восстановление кирпичной кладки, штукатурки, отмостки и гидроизоляции газовых колодцев;

— устранение перемещений за пределы опор и деформаций (провеса, прогиба) надземных газопроводов;

— восстановление и замена устройств защиты надземных газопроводов от падения электропроводов;

— замена креплений и окраска надземных газопроводов;

— восстановление уплотнений защитных фуляров газопроводов в местах их входа и выхода из земли;

— замена защитных футляров и изоляционных покрытий газопроводов в местах их входа и выхода из земли;

— устранение закупорок газопроводов;

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

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

Устранение утечек газа из газопроводов должно производиться в аварийном порядке.

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

— в зонах опасного влияния блуждающих токов – в течение одного месяца;

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

— в других случаях – не позднее, чем через 3 мес после их обнаружения.

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

Применение лепестковых муфт при ремонте газопроводов с давлением газа свыше 0,6 МПа не допускается.

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

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

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

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

— заливка в газопровод органических спиртов-растворителей;

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

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

Виды работ, выполняемых при капитальном ремонте газопроводов:

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

— наращивание по высоте газовых колодцев;

— замена перекрытий и горловин газовых колодцев, полное восстановление их гидроизоляции;

— замена (восстановление) изоляционных покрытий газопроводов;

— замена запорной арматуры и компенсаторов;

— замена опор надземных газопроводов;

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

— замена соединений «полиэтилен-сталь» и других соединительных деталей полиэтиленовых газопроводов;

— восстановление антикоррозионного защитного покрытия стальных надземных газопроводов;

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

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

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

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

Документация на капитальный ремонт опасных производственных объектов должна разрабатываться в соответствии с.

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

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

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

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

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

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

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

— качество соединений стальных и полиэтиленовых газопроводов, выполненных в процессе проведения ремонтных работ (кроме соединений полиэтиленовых газопроводов, выполненных с помощью деталей с закладными нагревательными элементами), должно проверяться физическими методами контроля, обеспечивающими выявление возможных дефектов с учетом физических свойств материала труб газопроводов;

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

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

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

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

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

Сведения о текущем ремонте должны быть оформлены записями в эксплуатационных журналах газопроводов.

Сведения о капитальном ремонте должны быть оформлены записями в эксплуатационных паспортах газопроводов.

Документация на капитальный ремонт газопроводов должна включаться в состав исполнительной документации соответствующих газопроводов.

Источник

Техническое обслуживание

Система технического обслуживания в газовом хозяйстве — совокупность взаимосвязанных средств, материалов, документации и исполнителей, необходимых для предупреждения неисправностей в системах газоснабжения.

Под техническим обслуживанием понимается контроль технического состояния, очистка, смазка, регулировка и другие операции по поддержанию работоспособности и исправности газопроводов, газоиспользующих установок и газовых приборов.

Техническое обслуживание и ремонт газопроводов и газоиспользующего оборудования промышленных предприятий должны производить газовые службы предприятия по графикам, утверждаемым руководством предприятия. Графики работ, выполняемых сторонними эксплуатационными организациями, должны согласовываться руководством организации, выполняющей работы.

При техническом обслуживании выполняются следующие работы:

• проверка герметичности соединений газопроводов, оборудования и приборов с целью выявления утечек газа и их устранения;
• осмотр и проверка запорной арматуры;
• проверка срабатывания предохранительных и предохранительно-запорных устройств, приборов автоматики регулирования и безопасности (не реже одного раза в 3 месяца);
• проверка состояния электроосвещения, вентиляции производственного помещения, систем сигнализации;
• очистка от загрязнений;
• измерение электрических потенциалов на газопроводах.

Все виды работ по техническому обслуживанию газопроводов должны выполняться в соответствии с Правилами безопасности систем газораспределения и газопотребления, действующим ОСТ.

При обходе трасс газопроводов выполняют следующие работы:

• проверку на загазованность колодцев, подвалов, подземных сооружений, контрольных трубок, выявление утечек газа по внешним признакам, контроль состояния настенных указателей; удаление из коверов воды, снега, льда и грязи;
• проверку конденсатосборников и удаление конденсата из них;
• наблюдение за дорожными и строительными работами, производимыми вблизи трассы газопроводов.
• Производят также внешний осмотр трасс для определения признаков утечек газа. Из газопроводов среднего и высокого давлений утечки газа распространяются на большие расстояния и попадают в различные сооружения и коммуникации. Поэтому кроме газовых колодцев проверяют контрольные трубки, колодцы других подземных сооружений, камеры теплосети и подвалы зданий, расположенные на расстоянии до 15 м по обе стороны от оси газопроводов.

В случае обнаружения газа в каком-либо сооружении должны быть осмотрены подвалы домов, первые этажи бесподвальных зданий и другие сооружения в радиусе до 50 м от места обнаружения газа. Наличие газа в подвалах, коллекторах, шахтах, колодцах и других подземных сооружениях должно проверяться газоанализатором.

Анализ воздуха в подвальных помещениях производят газоанализатором взрывозащищенного типа. Особую осторожность необходимо проявлять при обнаружении газа в подвалах зданий.

При этом проводят следующие мероприятия:

• подвалы проветривают и сообщают в аварийную службу о проникновении в них газа;
• определяют наличие газа в воздухе квартир расположенных выше этажей и при необходимости проветривают эти квартиры;
• устанавливают наблюдение за изменением концентрации газа в подвале;
• предупреждают людей, находящихся в квартирах расположенных выше этажей, о недопустимости пользования источниками ис- крообразования. При обнаружении утечки газа в подвале здания при загазованности 1 % и более необходимо срочно принять меры к эвакуации людей из помещения;
• принимают меры к отысканию и устранению утечки газа;
• после выполнения этих мероприятий определяют возможность нахождения в помещении людей, а также пользования открытым огнем и электроприборами.

Установленная в газовых колодцах арматура не реже одного раза в год должна тщательно осматриваться и проверяться.

Скопившуюся в конденсатосборниках жидкость необходимо удалять. Конденсат из конденсатосборников низкого давления можно откачивать насосом с ручным или механическим приводом, а из газопроводов высокого и среднего давлений — давлением газа. Конденсат откачивают в специальную емкость и опорожняют ее в заранее отведенном месте.

При откачке конденсата из конденсатосборников среднего и высокого давлений:

• проверяют закрытие крана на стояке конденсатосборника; отворачивают пробку на стояке;
• устанавливают емкость для слива конденсата, в муфту стояка заворачивают трубку для отвода конденсата;
• отводную трубу соединяют с емкостью для слива конденсата;
• открывают кран на стояке конденсатосборника и сливают конденсат в специальную емкость;
• по окончании откачки закрывают кран на стояке конденсатосборника;
• отворачивают отводную трубу; вворачивают пробку в муфту стояка;
• проверяют плотность кранов и резьбовых соединений.

Характерные неисправности конденсатосборников — утечки газа из кранов и резьбовых соединений. На практике могут встретиться случаи, когда конденсатосборники забиваются песком и грязью. Наиболее эффективный способ их очистки — заполнение емкости водой под давлением для разжижения осадка, который затем удаляют насосом.

С целью определения состояния изоляции и тела трубы производится периодическое обследование газопроводов. При обследовании с использованием приборов контроля выполняют следующие работы:

• составление маршрутных карт для приборного обследования;
• изучение на местности особенностей трасс газопроводов, где будет проводиться приборное обследование;
• отметку на маршрутных картах мест, где требуется повышенное внимание операторов.

Подземные газопроводы защищают от почвенной коррозии и коррозии блуждающими токами двумя способами: пассивным и активным.

Пассивный способ заключается в изоляции газопровода от контакта с окружающим грунтом. Активный способ заключается в создании защитного потенциала газопровода по отношению к окружающей среде.

В качестве защитных используют битумно-резиновые, битумно-полимерные, битумно-минеральные и эмаль-этиленовые покрытия с использованием армирующих оберток из стекловолокнистых материалов, а также покрытия из полимерных материалов, наносимых в виде лент или в порошкообразном состоянии.

В настоящее время все шире стали применяться липкие полимерные ленты ЛИАМ, Полилен, Изопласт, НКАПЭЛ-45 и др.

В зависимости от коррозионной активности грунтов применяют три типа изоляции трубопроводов: нормальную, усиленную и весьма усиленную.

На металлические газопроводы, прокладываемые в грунте городов и промышленных предприятий, должны наноситься защитные весьма усиленные покрытия. Участки газопроводов, пересекающие свалки мусора, шлака, стоки промышленных предприятий, а также железнодорожные и автомобильные дороги, водные преграды и поймы рек, должны иметь весьма усиленную изоляцию независимо от коррозионной активности грунта.

Проверка технического состояния изоляционных покрытий с помощью приборов АНПИ или ВТР-У включает в себя следующие виды работ:

• уточнение места подключения генератора к газопроводу, подключение генератора, обеспечение контакта с грунтом;
• проверка на соответствие частоты генератора и приемника, чувствительности приемника, согласование напряжения генератора с нагрузкой, проверка напряжения источника питания;
• уточнение места расположения газопровода и глубины его залегания;
• обследование состояния изоляционного покрытия;
• привязка каждого найденного места повреждения изоляции к ближайшим зданиям;
• составление акта проверки изоляционного покрытия и герметичности газопровода, заполнение журнала учета;
• проверка герметичности газопровода приборами типа «Вариотек», «Универсал», газовых колодцев, контрольных трубок и других коммуникаций, расположенных до 15 м по обе стороны от газопровода.

При техническом обслуживании металлических подземных газопроводов нужно проверять герметичность, качество сварных стыков, подверженность коррозионной опасности, состояние защитного покрытия и металла труб. Осмотр подземных газопроводов с целью определения состояния защитного покрытия металла труб (путем вскрытия на газопроводах контрольных шурфов длиной не менее 1,5 м) должен выполняться только в местах выявления повреждений покрытия, а также там, где использование приборов затруднено индустриальными помехами.

Проверку герметичности и обнаружение мест утечек газа из подземных газопроводов допускается производить методом бурения скважин с последующим взятием проб прибором. Скважины бурят через каждые 2 м. Глубина бурения в зимнее время должна быть не менее глубины промерзания грунта, а в остальное время — соответствовать глубине укладки труб. Скважины бурят на расстоянии 0,5 м от стенки газопровода. Проверка скважин на загазованность допускается открытым огнем, если скважины находятся не ближе 3 м of зданий и сооружений. Если газ в скважине не воспламеняется, проверяют его наличие прибором. По результатам технического обследования составляют акт, в котором с учетом выявленных дефектов и оценки технического состояния следует дать заключение о возможности дальнейшей эксплуатации газопровода, необходимости и сроках проведения его ремонта или замены.

Проверку на герметичность газопроводов при техническом обследовании проводят опрессовкой отдельных участков воздухом аналогично опрессовке вновь построенных газопроводов при вводе в эксплуатацию.

Техническое обслуживание полиэтиленовых газопроводов производится в соответствие с ОСТ и другими нормативными документами для стальных газопроводов. Кроме выявления утечек газа, следует проверять наличие «провода-спутника» и качество изоляции стальных вставок.

Для обнаружения утечек газа на участках, где использование приборов затруднено индустриальными помехами, должны вскрываться контрольные шурфы в количестве не менее 1 на каждые 500 м распределительных газопроводов и на каждые 200 м газопро- водов-вводов, предпочтительно в местах соединения труб, в соответствии со схемой сварных стыков.

Для газопроводов, выполненных из длинномерных труб, при выявлении негерметичности стыка следует произвести его замену путем вварки катушки. При выявлении сквозных дефектов поверхности трубы или выходящих за пределы допустимых значений, установленных нормативной документацией на трубы, дефект следует устранить путем вварки катушки.

При техническом обслуживании запорной арматуры, установленной на надземных и подземных газопроводах, выполняются следующие виды работ:

• очистка от грязи и ржавчины и внешний осмотр для выявления перекосов, раковин, трещин, коррозии и других дефектов;
• проверка герметичности сварных, резьбовых, фланцевых соединений и сальниковых уплотнений газоиндикаторами или газоанализаторами;
• устранение утечек во фланцевых соединениях подтягиванием болтов или сменой прокладок, очистку фланцев перед установкой новых прокладок;
• устранение утечки газа в сальниках подтягиванием сальника или сменой сальниковой набивки. При подтягивании сальника натяжение нажимной буксы накидными болтами должно производиться равномерно: односторонняя перетяжка болтов может вызвать надлом фланца буксы;
• разгон червяка у задвижек и, при необходимости, его смазка; проверка работоспособности приводного устройства задвижек. При техническом обслуживании арматуры, установленной в колодцах, дополнительно выполняются следующие виды работ:
• проверка состояния крышек газовых колодцев и колодцев на загазованность;
• при необходимости откачка воды из колодцев;
• проверка исправности шунтирующих электроперемычек, состояния уплотнения футляров, конструкций колодцев, скоб, лестниц.

Работы по техническому обслуживанию арматуры в колодце производятся в следующей последовательности:

• производится очистка’крышки колодца от грязи, снега, льда;
• колодец проверяется газоанализатором на загазованность;
• полностью открывается крышка колодца и производится его проветривание и повторная проверка на загазованность;
• при необходимости осуществляется откачка воды из колодца;
• при отсутствии загазованности в колодец спускается один из рабочих в спасательном поясе со спасательной веревкой. В случае обнаружения газа в колодце рабочий, с разрешения руководителя работ, должен спускаться в колодец в противогазе. При опасной концентрации газа (более 20 % от нижнего предела воспламеняемости) спускаться в колодец запрещается;
• рабочий в колодце производит визуальный осмотр состояния арматуры, выполняет работы по техническому обслуживанию, проверяет герметичность соединений и арматуры мыльной эмульсией или специальными приборами;
• при обнаружении утечки газа в арматуре, трещин, перекосов и других серьезных повреждений работы в колодце прекращаются. Устранение утечки газа и неисправностей производится по другому наряду, предусматривающему меры безопасности в зависимости от характера повреждения.

При техническом обслуживании шарового крана, установленного в грунте без колодца, под ковер выполняют следующие виды работ:

• проверку состояния крышки и отмостки ковера;
• при необходимости откачку воды из ковера;
• проверку отсутствия утечки газа род крышку штока крана путем ослабления болта;
• снятие крышки штока крана и проверка работы крана в положениях «открыто-закрыто», не допуская при этом полного закрытия крана;
• проверку исправности приводного устройства.

При техническом обслуживании запорной арматуры внутренних газопроводов выполняют следующие виды работ:

• проверку герметичности сварных, резьбовых, фланцевых соединений и сальниковых уплотнений;
• проверку герметичности по проходу у запорной арматуры, установленной перед газоиспользующим оборудованием;
• добавление при необходимости уплотнительной смазки в краны; подтяжку натяжения пробки натяжного конусного крана при обнаружении протечки;
• подтяжку сальникового уплотнения в случае обнаружения протечки.

Поиск утечек газа и их устранение.

Утечки газа из газопроводов и сооружений наиболее вероятны:

• в стыковых соединениях газопроводов;
• в местах установки конденсатосборников, в сальниковых уплотнениях арматуры;
• в местах газопроводов, поврежденных коррозией;
• в местах, поврежденных случайно при производстве аварийнопоисковых или строительно-монтажных работ;
• в местах установки арматуры, не обеспеченной компенсационными устройствами;
• в местах соединений и в трещинах неметаллических труб.

Как показывает практика, около 3 % утечек газа из конденсатосборников приходится на соединительные муфты и сварные стыки, около 10% утечек происходит из-за небрежно завернутых глухих пробок в муфты кранов конденсатосборников и более 30% утечек газа приходится на стояки конденсатосборников. Механические повреждения газопроводов в 20% случаев вызваны небрежной работой строительных организаций, проводящих раскопку траншей, котлованов и др.

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.

Сначала необходимо выявить признаки, свидетельствующие о наличии утечки газа. Потом установить возможные причины утечки: 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 невозможной 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 был буровой осмотр. После определения участка газопровода, на котором будет проводиться буровой осмотр, и выполнения подготовительных работ приступают к бурению скважин через каждые 2 м.

Скважины необходимо располагать в шахматном порядке по обе стороны от оси газопровода на расстоянии 0,5 м от стенки газопровода.

Однако в городах и на территориях предприятий с многочисленными подземными коммуникациями (телефонные колодцы, теплосеть, водосток и т. д.) процесс бурового осмотра связан с большими неудобствами и затратами, поэтому все шире применяются методы 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.

В настоящее время используют приборные методы контроля технического состояния подземных газопроводов. Утечки газа из подземных газопроводов обнаруживают лазерными установками: «Искатель-1» на базе автомобиля типа ГАЗ и детектор метана лазерный ДМП-У2 на базе автомобиля типа УАЗ.

Положительно зарекомендовала себя лазерная газоаналитическая система (ЛГА), работа которой основана на измерении поглощения метаном инфракрасного излучения. Высокую эффективность при определении мест повреждения изоляции газопроводов показывают приборы АНПИ, ВТР-У, ТПК-1, «КАТРИКС».

Для обнаружения и локализации утечек применяют приборы, использующие пламенно-ионизационный метод анализа газа. Высокая чувствительность этих приборов позволяет обнаруживать утечку газа из газопроводов, проложенных под твердым покрытием.

Методы приборного контроля технического состояния подземных газопроводов очень эффективны. Они способствуют дальнейшему повышению качества и обеспечению безопасной эксплуатации газопроводов.

Способ устранения утечек зависит от вида повреждения и величины давления газа в газопроводе.

Аппаратура для нахождения мест повреждений изоляции газопроводов (АНПИ) предназначена для нахождения мест сквозных повреждений изоляции строящихся и эксплуатируемых подземных металлических газопроводов, уложенных под различными видами дорожных покрытий, без вскрытия грунта. Аппаратура может быть использована также для определения месторасположения и глубины прокладки газопроводов и силового электрического кабеля под нагрузкой. Максимальный радиус действия аппаратуры при проверке изоляции газопроводов: для эксплуатируемого — 500 м и для строящегося — 2000 м, при этом точность определения места повреждения составляет 0,5 м.

Аппаратура состоит из генератора, приемника и аккумуляторных батарей. Генератор вмонтирован в переносный металлический корпус, в котором имеется отсек для приемника. Питание генератора осуществляется от аккумуляторной батареи, находящейся в деревянном ящике.

Приемник вместе с источником питания смонтирован в отдельном металлическом корпусе и представляет собой избирательный усилитель с высокоомным входом. В приемнике имеется звуковая и визуальная индикация принимаемого сигнала. Принцип работы аппаратуры при определении мест повреждения изоляции состоит; в регистрации характера изменений потенциалов вдоль газопровода. Потенциалы образуются при прохождении переменного тока частотой около 1000 Гц от генератора по цепи генератор — газопровод — земля — генератор. Определение трассы газопровода и глубины его заложения основано на индуктивном методе. Суть этого метода заключается в процессе улавливания магнитного поля над трассой газопровода, по которому протекает ток частотой 1000 Гц.

Источник