В итоге с 1960г чугунные газопроводы начали выводиться из эксплуатации
 Скачать 268.64 Kb.
|
 Устройство ввода в обычных условиях Место переселения надземным газопроводом стенок здания или присоединения к счетчику или шкафному ГРП следует производить на некотором удалении от настенного ввода. При этом линейная часть надземного газопровода от торца защитного футляра до ближайшей опоры или присоединения к счетчику или ШРП будет являться одной из наиболее простых конструкций 2-или Г-образного компенсатора. Одна из возможных конструкций настенного ввода низкого давления показана на рисунке. В данной конструкции поворот полиэтиленового футляра выполняется за счет сварного четырех секционного отвода, изготавливаемого на специальных сварочных машинах, в которой затем протаскивается полиэтиленовая труба ввода. Резьбовое присоединение ввода к компенсатору обеспечивает удобство и точность монтажа, а также позволяет при просадке ввода увеличить длину стальной вставкой. Размеры компенсатора рассчитываются исходя их заданного перемещения и допустимых напряжений в трубах газопровода. Установка опор и хомутов должна обеспечивать необходимые перемещения труб газопровода. Для обеспечения безопасной эксплуатации полиэтиленовые вводы желательно располагать на участках, где нет ввода других коммуникаций или на возможном удалении от них. При этом минимально допустимые расстояния по горизонтали между смежными коммуникациями, установленные нормативной документацией, целесообразно применять только при транзитной прокладки этих коммуникаций, то есть проходящих мимо газифицируемого объекта. Это объясняется тем, что расположение газового ввода рядом с параллельно проложенными вводами в здание других инженерных подземных сетей (теплотрассами, водопроводами, канализацией и электрическими кабелями) нежелательно, так как все они в той или иной степени могут способствовать распространению газа и его проникновению в подвалы и подполья, что может явиться причиной образования взрывоопасной концентрации газа. Наиболее опасным в этом отношении каналы теплотрасс, по которым газ может легко распространяться на большие расстояния. Известны случаи, когда газ из поврежденного газопровода просачивался по пустотам щебеночного основания водопроводных труб и пробивался в подполья жилых домов. Поэтому газовые вводы рекомендуется планировать на максимально возможном отдалении от вводов в дом других подземных коммуникаций. При назначении места подхода газопровода к зданию не должны также игнорироваться требования архитектурной эстетики. Настенные вводы несколько ухудшают архитектурный вид зданий, поэтому их желательно располагать на торцевых стенах (лучше всего глухих), а дальнейшую прокладку вести при помощи наружного газопровода. Как уже сказано выше выбор той или иной конструкции ввода зависит от грунтовых и температурных условий, а также от материала защитного футляра. 2. В обычных грунтовых условиях положение газифицируемого здания и ввода относительно стабильно, и может произойти только от постепенной осадки фундамента здания в результате уплотнения грунта под ним или резком изменении грунтовых условий, связанных с воздействием природных или человеческих факторов. При этом построить прогноз изменения грунтовых условий на длительный срок (ЗОлет и более) практически не возможно, так как на их изменение влияют не только естественные, но и искусственные процессы, такие как подъем подводных вод за счет выхода из строя близлежащих водосодержащих коммуникаций, или из-за устройства в непосредственной близости сварных фундаментов, строительства линий метрополитена (в городах) и пр. В связи с этим устройство компенсатора будет необходимо во всех случаях. Выбор краевых условий при расчете компенсатора определяет принятие необходимого решения по его протяженности и форме. При этом учитывают, что несущая способность стальных и полиэтиленовых труб сопоставимых диаметров совершенно различна. Соответственно при расчетах компенсаторов следует учитывать постепенно изменяющиеся свойства самого полиэтилена (снижение пластичности и расчетного сопротивления материала труб). 3. Для сложных грунтовых условий целесообразно предусматривать либо устранение воздействия пучинистых грунтов на ввод, либо установку футляра ввода на определенном расстоянии от здания, а дальнейшую прокладку осуществлять стальными трубами в надземном варианте по стоечным опорам (при необходимости) и наружным стенам. В этом случае можно обеспечить необходимую величину компенсации за счет относительно большой протяженности надземного участка и наличия поворотов и спусков. При этом шкаф ГРП, как правило, жестко крепится на анкерных болтах на стен© здания. Величину перемещений в пучинистых грунтах определяют по дшным>многолетних наблюдений. Для защиты от касательных сил пучения полиэтиленовый футляр покрывают изоляцией, уменьшающей силу сцепления с активным пучинистым грунтом, В качестве изоляции может использоваться гидроиэол, толстая полиэтиленовая пленка и другие волос тонкие рулонные материалы, имеющие температуру эксплуатации до минус (15-20ГС. Покрытие футляра может снизить эффект морозного пучения до 8 раз, однако оно хорошо работает только в случае установки футляра строго вертикально. Даже небольшие отклонения от вертикали резко увеличивают воздействие сил пучения. Поэтому целесообразно наряду с защитным покрытием применять засыпку котлована вокруг футляра непучинистым.фунтом. Для снижения нормальных сил пучения на футляр можно использовать замену грунта под подошвой футляра на непучинистой или заглубления газопровода на участке ввода ниже глубины промерзания.  Устройство вводов ввода в особых условия Устройство отмостки вокруг футляра обязательно во всех случаях.расположении: рядом с футляром ввода опорной стойки надземного газопровода важно обеспечить одинаковые условия их установки (по глубине подошвы основание, мерам защиты от пучения)!. В этом случае, даже при деформации грунта от сил пучения, будет достигнута относительная синхронность их перемещения и тем самым отсутствия в конструкции ввода непредусмотренных деформаций. Назначая диаметр защитного футляра, следует отталкиваться от диаметра трубы ввода с учетом толщины ее термоизоляции. Расчет изоляции достаточно точно можно определить по формулам СНиП 2.04.14-88 или другим методикам, исходя из необходимости обеспечить требуемую температуру стенке полиэтиленового газопровода (не ниже -15°С) ш»и временной остановке движения газа в наиболее неблагоприятный зимний период времени. Контрольные вопросы: В чем разница между устройством вводов в обычных условиях и в особых? Тема 9. Переходы газопроводов через преграды Требования к устройству футляров 1. Пересечение газопроводами автомобильных дорог (за исключением бескатегорийных), железнодорожных и трамвайных путей, подземных коллекторов и каналов (включая каналы теплосети и дренажной канализации) ведется с обязательным устройством защитных футляров. Пересечение других подземных инженерных коммуникаций (водо- и газопроводов, телефонных и электрических кабелей), может осуществляться как с устройством защитных футляров, так и без них, в зависимости от месторасположения защищаемого газопровода, глубины его укладки, расстояний до ближайших жилых и общественных зданий и других факторов. Решение об устройстве футляров принимается на стадии проектирования. Защитные футляры могут выполняться из неметаллических (полиэтиленовых, поливинилхлоридных, асбестоцементных) или металлических (стальных) труб. Стальные футляры предусматриваются при пересечение железных дорог и теплотрасс; в других случаях можно, и даже целесообразно, применять футляры из неметаллических труб, обеспечивающих более Долгий срок службы. Необходимость устройства стальных футляров при пересечении теплотрасс вызвано тем, что в случае аварии на системах теплоснабжения горячая вода неминуемо приведет к потере устойчивости пластмассового футляра и нарушению его защитных свойств. Неметаллические футляры, устраиваемые при пересечении автомобильных дорог или трамвайных путей, проверяются по условию предельно допустимой овализации поперечного сечения трубы футляра и по условию устойчивости круглой формы поперечного сечения. При пересечении автомобильных дорог, железнодорожных и трамвайных путей диаметры футляров по значениям Де или Ду принимаются, как правило, не менее чем на 100мм больше диаметра газопровода. Это обусловлено потенциальной возможностью сплющивания футляра под действием нагрузок от полотна дороги и движущегося транспорта. В остальных случаях внутренний диаметр футляра может быть на 20-50мм больше диаметра газопровода. При использовании футляров из стальных труб они свариваются газо- или электросваркой в плети требуемой длины. Для продления срока службы желательно защищать наружную поверхность футляра пассивной изоляции на основе битумных мастик или полимерных изолирующих пленок, а также устраивать протекторную защиту. При использовании для футляров полиэтиленовых труб они свариваются между собой нагретым инструментом встык или муфтами с закладным электронагревателем (при открытом способе прокладке). При использовании футляров из неметаллических труб, собираемых в раструб (керамических, поливинилхлоридных или асбестоцементных), они должны быть собраны в плети требуемой длины и уплотнены в местах соединений, согласно требованиям к сборке данных труб. Изоляция на металлические футляры не наносится. Контрольные трубки, где они необходимы, могут выполняться как из стальных, так и из полиэтиленовых труб. На переходах через железные дороги вместо контрольных трубок устанавливаются вытяжные свечи. Расстояние места врезки контрольной трубки от конца футляра рекомендуется принимать равным 250-400мм. Врезка контрольных трубок производится: - стальных в стальные футляры - газо- или электросваркой; - полиэтиленовых в стальные футляры - при помощи неразъемных соединений «полиэтилен-сталь», с гладким приварным концом; полиэтиленовых в асбестоцементные, керамические, поливинилхлоридные или полиэтиленовые футляры - при помощи соединения «полиэтилен-металл» с резьбовым концом и гайкой. Металлическая часть соединения должна иметь упор под резиновое уплотнение и после монтажа покрываться битумной изоляцией или полимерной лентой в соответствии с требованиями ГОСТ 9. 602-89. - стальных в полиэтиленовые, керамические и асбестоцементные футляры - при помощи резьбовой врезки через опорную плиту с резиновым уплотнением; - полиэтиленовых в полиэтиленовые футляры - при помощи седловых отводов или засверловочных хомутов. Свободные концы контрольных трубок выводятся под защитное устройства - ковер. При монтаже ковера на футлярах при пересечении автомобильных дорог за пределами поселений должна быть предусмотрена его установка на основание, обеспечивающее возвышение крышки ковера над поверхностью земли. Для предотвращения механических повреждений полиэтиленовых труб при протаскивании внутри защитного футляра (за исключением пластмассовых) на них рекомендуется установка защитных опор или прокладок. Количество опор и расстояний между ними определятся конструктивно или расчетом и указывается в проектной документации. Конструкция опор может быть самая различная, но обеспечивающая отсутствие повреждений на трубах газопровода. Например, возможно использовать кольца длиной 0,5 Де изготавливаемые из полиэтиленовых труб того же диаметра, что и трубы газопровода или следующего типоразмера, путем разрезки их по образующей и установки на протягиваемую трубу на расстояниях 2-3 м друг от друга с фиксации на трубе липкой синтетической лентой. В качестве одного из вариантов могут рекомендоваться стандартные ползунковые опорно-направляющие кольца из пластмассовых или деревянных сегментов, соединяемых болтами или тросом. При наличии на футляре контрольных трубок концы футляров дополнительно герметизируются битумными мастиками (на полиэтиленовых футлярах при температуре не выше +80 °С), полимерной лентой или другим способом, предотвращающем выход газа при его возможной утечке за пределы концов футляра и обеспечивающим его вывод в контрольную трубку. Метод наклонно-направленного бурения При переходах через ж/д, автодороги и т.д. устраиваются футляры и выводятся контрольными трубками также как и при укладке стальных газопроводов. Особенность присоединения контрольных трубок - соединение полиэтилен сталь. Переходы через водные преграды осуществляются аналогично стальным газопроводам также в две или одну нитку с баласстировкой и т.д. При пересечение водных преград эффективно показали себя методы бестраншейной прокладки к которым в первую очередь можно отнести метод управляемого (наклонно-направленного) горизонтального бурения. Эта технология стала применяться с 1990г и сформировала новую отрасль строительства и позволила в корне изменить подход к пересечению преград. Этот способ конкурирует с другими методами, но если при других методах можно делать проходки до 50м, то этим методом можно пересекать преграды шириной до 500м и более. Принцип технологии в следующем: буриться пилотная скважина относительно небольшого диаметра с последующем ее расширением до требуемого размера и протаскиванием в полученный канал ПЭ трубопровода. Установка позволяет бурить скважину любой заданной конфигурации с кривизной в горизонтальной или вертикальной плоскости. При бурении пилотной скважины осуществляется постоянный контроль за положением буровой головки. Это достигается тем, что в буровую штангу около самого бура вмонтирован радиопередатчик, сигнал которого постоянно передает на поверхность информацию о глубине расположения головки, угле ее поворота. Сигнал улавливается приемником, который отображает информацию на дисплее, и на приемник оператора, расположенный на буровой установке. Точность системы такова, что оператор может пробурить скважину до 500м и вывести буровую головку на поверхность в установленной точке с точностью ± 150мм. Сама буровая головка выполнена в виде одностороннего клина, поэтому при ее вращении с одновременным вдавливанием в грунт формируется прямолинейная скважина, тогда как вдавливание без вращения отклоняет буровую головку в сторону, противоположную углу наклона клина. Поочередно поворачивая буровую головку в ту или иную сторону перемежая процесс вдавливания с процессом вращения, добиваются формирования подземного канала требуемого профиля, угол поворота которого зависит от гибкости буровых штанг. Глубина скважины при пересечении водных преград составляет 4-6м. Для уменьшения сил трения головка оснащена форсунками, через которые подается вода. По мере проходки пилотной скважины производят поочередную стыковку буровых штанг друг с другом. После выхода буровой головки на поверхность ее заменяют на конусный расширитель, который протаскивают при вращении в обратную сторону. При мелкозернистых грунтах обратно с расширителем протаскивают и трубу. При плотных грунтах трубу протаскивают при вторичном проходе расширителя. В слабых грунтах для укрепления стенок пробуренного канала используют растворы на основе бетонитов в смеси с водой. Протягиваемая труба не испытывает трения так как скважина больше трубы, протягивается с водой. Распространению ННБ способствует: - исключение необходимости проведения дноуглубительных, подводных и берегоукрепленных работ - отсутствие необходимости балластировки - сохранение естественного экологического состояния водоема - отсутствие земельных разрушений - снижение затрат на СМР по переходу. Не применяется этот способ в крупнообломочных грунтах. При геологических изысканиях необходимо хорошо изучить все характеристики грунтов для расчета буровой скважины. В настоящие время в мире более 20 фирм поставляют на строительный рынок буровые установки. В России прокладка разрешена с 1997г применяются установки «Навигатор» фирмы «Уегтеег - 81етЪшсп» (Германия). Этот метод может применяться и при переходах через другие преграды. Контрольные вопросы: 1. Какие основные требования к прокладке футляра? 2. В чем сущность метода ННБ? Тема 10. Испытание и сдача в эксплуатацию объектов газоснабжения 1. Подземные ПЭ газопроводы всех давлений испытывают сжатым воздухом, под руководством специально выделенных лиц из ИГР. При испытании на прочность в газопроводе создают давление превышающее рабочее (0,75 и 0,45 МПа для газопроводов высокого и среднего давления соответственно и 0,3 - для низкого). Испытание на герметичность проводят при рабочем давлении на которое рассчитан газопровод - для газопроводов высокого и среднего давления, 0,1 МПа - для газопроводов низкого давления. Время испытание для подземных газопроводов составляет: на прочность 1г, на герметичность - 24г. Целесообразно проводить предварительные испытания (так как при них удобнее устранять дефекты). |