Меню

Провод спутник для газопровода через сколько выводить

Провод спутник для газопроводов

Назначение провода спутника

Провод спутник прокладывается вместе с сигнальной лентой и служит так называемым маячком для определения местонахождения трубы.

Прокладка кабелей, не предназначенных для подземной укладки согласно технических условий на них не допускается. Однако использование кабелей имеющих бронированною изоляционную оболочку, и удовлетворяющие требования правил технической эксплуатации электроустановок потребителей в качестве провода спутника для полиэтиленовых трубопроводов является не дешевым удовольствием.

Правила укладки провода спутника

Обозначение трассы газопровода предусматривают:

  1. установки опознавательных знаков
  2. укладки сигнальной ленты по всей длине трассы
  3. прокладка вдоль газопровода изолированного алюминиевого или медного провода с выходом концов его на поверхность.

Способы прокладки или монтажа данного типа провода спутника регламентированы:

ГОСТ 6323-79 (СТ СЭВ 587-87) «Провода с поливинилхлоридной изоляцией для электрических установок.
Технические условия (с изменениями №1, 2, 3, 4)».
Данный документ является опорным при производстве проводов типа «ПВ1».

Пункт 1.1 ГОСТ 6323-79 определяет марки, наименование, схемы конструкций и преимущественные способы прокладки или монтажа проводов.

В данном пункте указано, что провода спутника марки «ПВ1» предназначены для прокладки:

  • в стальных трубах,
  • пустотных каналах строительных конструкций,
  • на лотках и др.,
  • для монтажа электрических цепей.

Таким образом, ГОСТ 6323-79 не допускает монтажа проводов марки «ПВ1» в грунт.

Недостатки применения провода спутника для маркировки газопроводов

Традиционные материалы, применяемые в качестве контрольных проводников, имеют ряд технологических уязвимостей, которые не позволяют использовать их при закладке в грунт открытым методом.

При выборе проводника для прокладки провода спутника нарушены пункты:

  • Для кабельных линий, прокладываемых в земле или воде, должны применяться преимущественно бронированные кабели. Металлические оболочки этих кабелей должны иметь внешний покров для защиты от химических воздействий. Кабели с другими конструкциями внешних защитных покрытий (небронированные) должны обладать необходимой стойкостью к механическим воздействиях при прокладке во всех видах грунтов, при протяжке в блоках и трубах, а также стойкостью по отношению к тепловым и механическим воздействиям при эксплуатационно-ремонтных работах.
  • Для прокладки в почвах, содержащих вещества, разрушительно действующие на оболочки кабелей (солончаки, болота, насыпной грунт со шлаком и строительным материалом и т.п.), а также в зонах, опасных из-за воздействия электрокоррозии, должны применяться кабели со свинцовыми оболочками и усиленными защитными покровами типов Бл, Б2л или кабели с алюминиевыми оболочками и особо усиленными защитными покровами типов Бв, Бп (в сплошном влагостойком пластмассовом шланге).
  • Для прокладки в почвах, подверженных смещению, должны применяться кабели с проволочной броней или приниматься меры по устранению усилий, действующих на кабель при смещении почвы (укрепление грунта шпунтовыми или свайными рядами и т.п.).
  1. Применение провода марки «ПВ1» в качестве провода спутника как средства обозначения полиэтиленовых газопроводов имеет значительное количество критических уязвимостей, которые выражаются в полной потере детекционной функции в среднем в течение первого года эксплуатации;
  2. Применение проводника данного типа нарушает следующие нормативные документы:
  • ГОСТ 6323-79 (СТ СЭВ 587-87) «Провода с поливинилхлоридной изоляцией для электрических установок. Технические условия ( С изменениями №1, 2, 3, 4)»;
  • Единые технические указания по выбору и применению электрических кабелей (разработано ВНИИКП);
  • «Правила устройства электроустановок. Издание 6 и 7», пункты 2.3.37, 2.3.43, 2.3.45, 2.3.65.
  • ГОСТ 55473-2013, пункт 4.10.5: «Средства и материалы для обозначения трассы ПЭ газопроводов должны иметь срок службы*, как правило**, не менее среднего срок службы газопровода, установленного проектом»

Высокая стоимость применения провода спутника

Применение проводника другого типа, соответствующего требованиям нормативно-технической документации по прокладке в открытом грунте и сращиваемого посредством специализированных соединителей (кабельных муфт), приведет к кратному росту стоимости применяемых материалов. Кроме того, в данном случае также будет нарушен пункт 4.10.5 ГОСТ 55473-2013, поскольку срок службы кабелей и проводов согласно пункту 5.2.6 ГОСТ 31947-2012 «Провода и кабели для электрических установок на номинальное напряжение до 450/750В включительно» определен как «не менее 15 лет», что не соответствует требованию по сроку службы материалов, применяемых на ПЭ газопроводах (не менее 50 лет).

Применение проводника марки «ПВ1» влечет за собой значительную долю скрытых расходов (эксплуатационные затраты, связанные с гарантированной потерей проводником детекционной функции и либо необходимостью его ремонта/замены, либо неконтролируемо возрастающими сроками на трассировку газопровода). По сути, величину данных эксплуатационных затрат можно оценить, как полную стоимость установки контрольного проводника, начиная со второго года его эксплуатации
(с момента потери им детекционной функции).

Современная альтернатива провода спутника

В качестве альтернативы применению провода спутника следует рассмотреть применение электронных шаровых маркеров для газопроводов и электронной маркерной ленты.

Электронные маркеры ИСМ для газопроводов широко применяются для эффективной маркировки пластиковых газовых трубопроводов.

Обозначение местоположения газопроводов является обязательным, поэтому вопрос лишь в правильном выборе наиболее эффективных способов маркировки полиэтиленовых труб. В настоящее время электронные маркеры являются одной из наиболее совершенных технологий маркировки.

Принцип действия электронной маркировки заключается в возбуждении электрических колебаний в резонансном контуре маркера специальным прибором — маркероискателем. Далее переменное магнитное поле, создаваемое маркером, детектируется маркероискателем, и, таким образом, локализуется местоположение маркера.

Читайте также:  Жгут проводов камминз 4isbe

Располагая маркеры под землей вдоль трассы трубопровода еще на этапе строительства, и помечая с их помощью ключевые места и объекты трассы, такие как муфты, ответвления, заглушки, повороты трассы, пересечения с другими коммуникациями, колодцы/люки и т.п., можно надежно обнаруживать и точно локализовывать эти места в процессе эксплуатации. Прямолинейные участки газопровода рекомендуется маркировать с интервалом не более 50 м.

Интеллектуальные маркеры укладываются на всех значимых точках газопровода (так называемых репперных точках), (причем в зависимости от глубины заложения трассы применяются либо шаровые (до 1,5 метров глубина ПЭ газопровода), либо полноразмерные маркеры (до 2,0-2,4 метра глубина ПЭ газопровода)), а между ними на понятных, как правило, прямолинейных участках, применяется лента сигнальная с интегрированными маркерами «ЛМ-15»

Преимуществами системы электронной маркировки являются:

  • Уверенная идентификация любого типа трубопроводов как металлического, так и неметаллического (полиэтиленовые газопроводы)
  • Высокая точность локализации (отклонения в пределах 10-20 см)
  • Отсутствие помех в процессе маркеропоиска от металлических объектов в грунте за счет специально подобранной резонансной частоты маркера

Применение электронных маркеров позволяет сделать маркировку газопровода эффективной и существенно снизить затраты на содержание системы маркировки в сравнении с применением провода спутника!

Источник

Одновременная прокладка трубопровода и провода-спутника методом ННБ ГНБ

Оснащение проходки горных выработок, ПОС, нормоконтроль, КР, АР

Могу только предположить, что в таком случае требуется ещё и соблюсти некое измеряемое при сдаче актом сопротивление между проводом и неким слоем грунта над ним.
То есть максимально увеличить токи утечки. То есть прокладывать без зазоров с грунтом выше, может быть даже со спец. мероприятиями для уменьшения сопротивления. Например, минимальные расстояния между измеряющим прибором и проводом, отсутствие воздушных или даже жидких (ведь могут быть пузыри или жидкость закончится) зазоров, специальный грунт.

Аналогичное требование есть к электрорассеивающим полам для складов ВВ, лабораторий и т.п.
Там под полами часто делается медная сеть 2х2 м, но непосредственно под покрытием. К тому же регламентируется сопротивление между сетью и покрытием, а так же удельное сопротивление поверхности пола (что это такое не спрашивайте, да мог и наврать ).
Может быть существуют какие-то подробные нормы про полы (методики сдачи, измерений) и вам стоит их поискать ?

По логике, ГНБ трубы на то и ГНБ, что будут глубоко и явно расстояния от них до поверхности потом не хватит для нахождения кабеля. То есть надо размещать на глубине хотя бы 1-2 м в траншее над ГНБ.

Как посчитать сопротивление не подскажу, но для нефтегазопроводов есть РД по расчёту подобного сопротивления для расчёта электрохимической защиты от коррозии. Но вряд ли можно тем РД пользоваться, но оно вроде бы как было.

Оснащение проходки горных выработок, ПОС, нормоконтроль, КР, АР

Оснащение проходки горных выработок, ПОС, нормоконтроль, КР, АР

Оснащение проходки горных выработок, ПОС, нормоконтроль, КР, АР

СП 42-103-2003
5.6 Обозначение трассы газопровода предусматривают: путем установки опознавательных знаков (в соответствии с положениями СП 42-101) и укладки сигнальной ленты по всей длине трассы, а для межпоселковых газопроводов возможна (при отсутствии постоянных мест привязки) прокладка вдоль присыпанного (на расстоянии 0,2 — 0,3 м) газопровода изолированного алюминиевого или медного провода сечением 2,5 — 4 мм2 с выходом концов его на поверхность под ковер или футляр вблизи от опознавательного знака. Допускается применение сигнальной ленты с вмонтированным в нее электропроводом-спутником или полосой металлической фольги, позволяющей определить местонахождение газопровода приборным методом.

5.7 Вывод провода-спутника над поверхностью земли под защитное устройство (например, ковер) предусматривается в специальных контрольных точках, располагаемых на расстояниях не более 4,0 км друг от друга.
Пластмассовая сигнальная лента желтого цвета шириной не менее 0,2 м с несмываемой надписью «Осторожно! Газ» (ТУ 2245-028-00203536) укладывается на расстоянии 0,2 м от верха присыпанного полиэтиленового газопровода.
На участках пересечений газопроводов (в том числе межпоселковых) с подземными инженерными коммуникациями лента должна быть уложена вдоль газопровода дважды на расстояние не менее 0,2 м между собой и на 2 м в обе стороны от пересекаемого сооружения в соответствии с проектом.
При прокладке газопровода в футляре (каркасе) или способом наклонно-направленного бурения укладка сигнальной ленты не требуется. На границах прокладки газопровода способом наклонно-направленного бурения устанавливаются опознавательные знаки.

Вот и устанавливайте опознавательные знаки.

Источник



Провод спутник для газопровода правила укладки

провод спутник для газопровода правила укладкиДля проектирования и строительства новых газопроводов из полиэтиленовых труб, а также реконструкции стальных газопроводов применяются полиэтиленовые (в том числе профилированные) трубы или синтетические тканевые шланги и специальный двухкомпонентный клей, отвечающие требованиям МСН 4.03-01-2003, а также государственных стандартов и нормативной документации, утвержденных в установленном порядке.

Обозначение трассы газопровода предусматривают: путем установки опознавательных знаков (в соответствии с положениями действующих нормативных документов на газораспределительные системы из металлических и полиэтиленовых труб) и укладки сигнальной ленты по всей длине трассы, а для межпоселковых газопроводов возможна (при отсутствии постоянных мест привязки) прокладка вдоль присыпанного (на расстоянии 0,2-0,3 м) газопровода изолированного алюминиевого или медного провода сечением 2,5-4 мм2 с выходом концов его на поверхность под ковер или футляр вблизи от опознавательного знака. Допускается применение сигнальной ленты с вмонтированным в нее электропроводом-спутником или полосой металлической фольги, позволяющей определить местонахождение газопровода приборным методом.

Читайте также:  Цвет провода вентилятора охлаждения ваз

Вывод провода-спутника над поверхностью земли под защитное устройство (например, ковер) предусматривается в специальных контрольных точках, располагаемых на расстояниях не более 4 км друг от друга.

Выбор провода спутника.

Прокладка кабелей, не предназначенных для подземной укладки согласно технических условий на них не допускается. Однако использование кабелей имеющих бронированною изоляционную оболочку, и удовлетворяющие требования правил технической эксплуатации электроустановок потребителей в качестве провода спутника для полиэтиленовых трубопроводов является не дешевым удовольствием. В этой связи, для более оптимального выбора между ценой и качеством можно использовать кабеля имеющие двойную изоляционную оболочку, к примеру, марки ВВГ 1х2,5 и аналогичные ему. По количеству жил кабеля, желательно подбирать от 2-х и более, так как при повреждении одной жилы кабеля при засыпке, вторая может остаться в рабочем состоянии. Также на рынках появился провод спутник ВПП4 специально предназначенный для этой цели.

Элементы конструкции провода ВПП4:

2. Изоляция из полиэтилена.

3. Оболочка из полиэтилена.

Жила — медная проволока нормальной гибкости
Изоляция — ПВД (полиэтилен высокого давления)
Оболочка — ПВД (полиэтилен высокого давления)

Способ укладки провода спутника

Согласно нормативных требований провод спутник необходимо укладывать на расстоянии 0,2 м от стенки газопровода. Однако если рассматривать данный факт с точки зрения дальнейшей эксплуатации газопровода, то провод спутник необходимо укладывать непосредственно на верхней образующей стенке трубопровода. Это необходимо для точного определения месторасположения и глубины залегания трубопровода приборным методом, при выполнении земляных и буровых работ эксплуатирующей организации, а также представителями других организаций. В таких момента точные данные о глубине и расположении трубопровода играют большую роль.

Не рекомендуется оставлять соединительные части провода спутника под землей, так как при некачественном выполнении изоляции в местах соединений провода приводит к попаданию влаги, и к дальнейшему окислению соединений. В результате плохого контакта, провод спутник становится не рабочим за короткий промежуток времени. Поэтому наилучшим вариантом является вывод провода спутника под защитный ковер сразу после окончания бухты.

Проверка работоспособности провода спутника. Основные дефекты.

Проверка работоспособности провода спутника осуществляется путем прозвонки при помощи трассопоискового оборудования. Один конец провода спутника подключается к генератору, а второй конец заземляется для создания контура. Затем производится трассировка провода спутника по все его протяженности. Наиболее частыми дефектами провода спутника являются:

— Полный обрыв провода (после проведения работ сторонними организациями без согласования);

— Повреждение изоляционной оболочки провода при засыпке трубопровода;

Отсутствие соединения между концами провода (человеческий фактор при монтажных работах).

действует Редакция от 09.10.1996 Подробная информация

2. ТРЕБОВАНИЯ К ТРАССЕ ГАЗОПРОВОДА

2.1. Проектирование системы газоснабжения с использованием полиэтиленовых труб должно выполняться на основе утвержденных схем газоснабжения областей, городов и сельских поселений, а при их отсутствии — на основе схем (проектов) районной планировки и генеральных планов населенных пунктов.

2.2. Проектирование газопроводов из полиэтиленовых труб должно вестись в соответствии с ГОСТ 21.610-85 (с масштабом по горизонтали не более 1:8000) и СНиП 2.04.08-87.

2.3. Инженерно-геологические изыскания для проектирования полиэтиленовых газопроводов должны осуществляться с учетом прогноза возможных изменений (в процессе строительства и эксплуатации) гидрогеологических и физико-механических характеристик грунтов. Характеристики грунтов, на которые даются ссылки, приведены в Приложении 4.

2.4. минимальные расстояния по горизонтали в свету от полиэтиленовых газопроводов до зданий и сооружений должны приниматься по табл. 1(согласно требованиям СНиП 2.07.01-89 и СНиП 2.04.08-87).

Для случаев, приведенных в СНиП 2.07.01-89, допускается уменьшать до 60% эти расстояния, при условии, что на участках сближения по 5 м для газопроводов среднего давления и по 2 м для газопроводов низкого давления в каждую сторону от них будет выполнено одно из следующих требований:

применение длинномерных труб без соединений;

использование труб мерной длины, соединенных муфтами с закладными нагревателями;

прокладка труб мерной длины в стальном футляре;

замена на стальные трубы, соответствующие требованиям СНиП 2.04.08-87.

Допускается прокладка газопроводов вдоль края земляного полотна внутри поселковых автодорог (прокладка на глубине не менее 1,5 м от верха трубы) при согласовании с органами Госгортехнадзора.

Минимальные расстояния по вертикали в свету при пересечении полиэтиленовыми газопроводами подземных сооружений и коммуникаций, а также по горизонтали при транзитном прохождении газопроводов рядом с подземными сооружениями и коммуникациями следует принимать не менее величин, указанных в табл. 1.

Минимальные расстояния между подземными коммуникациями (извлечение из СНиП 2.07.01-89)

Сооружения и коммуникации Расстояния по вертикали в свету, м, при пересечении Расстояния по горизонтали до подземных полиэтиленовых газопроводов, м, при давлении, МПа
до 0,005 от 0,005 до 0,3 от 0,3 до 0,6
1 2 3 4 5
Водопровод 0,2 1,0 1,0 1,5
Канализация бытовая 0,2 1,0 1,5 2,0
Водосток, дренажи и дождевая канализация 0,2 1,0 1,5 2,0
Канал теплосети 0,2 1,0 2,0 2,0
Бесканальная тепловая сеть 0,5 1,0 1,0 1,5
Газопроводы давлением до 0,6 Мпа 0,5 0,5 0,5 0,5
Электрокабель, телефонный бронированный кабель 0,5 1,0 1,0 1,0
Электрокабель маслонаполненный 110-220 кВ 1,0 1,0 1,0 1,0
Каналы, тоннели 0,5 2,0 2,0 2,0
Фундаменты зданий и сооружений, путепроводов и тоннелей 2,0 4,0 7,0
Ограждения опор контактной сети и связи 1,0 1,0 1,0
Ось крайнего пути железной дороги колеи 1520 мм 3,8 4,8 7,8*
Ось крайнего пути железных дорог колеи 750 мм и трамвая 2,8 2,8 3,8
Бортовой камень улицы, дороги 1,5 1,5 2,5
Наружная бровка кювета или подошва насыпи дороги (улицы) 1,0 1,0 1,0
Фундаменты опор воздушных линий электропередачи напряжением
до 1,0 кВ и выше: 1,0 1,0 1,0
свыше 1 до 35 кВ 5,0 5,0 5,0
свыше 35 до 110 кВ и выше 10,0 10,0 10,5
Ось ствола дерева 1,5 1,5 1,5
Читайте также:  Самоламинирующийся маркеры для проводов

* Указано расстояние, принимаемое в стесненных условиях по согласованию с соответствующими управлениями железных дорог. Расстояния от межпоселковых газопроводов давлением 0,6 МПа до подошвы насыпи и бровки откоса выемки или от крайнего рельса на нулевых отметках железных дорог общей сети следует принимать не менее 50 м, при условии прокладки на этом участке газопровода на глубине не менее 2,0.м.

Проектное решение относительно пересечения полиэтиленового газопровода с каналом теплосети в каждом конкретном случае должно приниматься с учетом возможности расположения газопровода выше или ниже канала.

2.5. Допускается для присоединения полиэтиленовых труб к стальным осуществлять выход полиэтиленовых труб из земли на высоту не более 0,8м с устройством защитного металлического футляра. Эксплуатация цокольных вводов и надземных выходов может производиться при t° не ниже -40°С.

2.6. При проектировании газопроводов высокого давления, подводящих газ к населенному пункту, использование полиэтиленовых труб должно заканчиваться не менее, чем за 50 м до жилой застройки.

2.7. Допускается предусматривать прокладку в одной траншее двух и более полиэтиленовых или полиэтиленового и стального газопроводов. При этом расстояние между газопроводами следует принимать из условия возможности производства работ по монтажу и ремонту.

Совместная прокладка газопроводов с кабельными линиями не допускается.

2.8. Максимальный уклон газопроводов из полиэтиленовых труб не должен превышать 1:2. Если уклон превышает 1:2, следует проводить планировку трассы до указанного значения или соответствующее заглубление газопровода, обеспечивающее допустимый уклон.

Для газопроводов, прокладываемых на сезонно подтопляемых территориях и на местности с уклоном свыше 1:5 и подверженной эрозии, следует предусматривать проектные решения по предотвращению размыва траншеи (водоотведение, одерновка, каменная наброска, геотекстиль и т.д.).

2.9. Обозначение трассы полиэтиленового газопровода за пределами населенного пункта следует предусматривать:

или путем установки опознавательных знаков, располагаемых на расстоянии не более 500 м друг от друга, а также на поворотах, в местах ответвлений и расположения контрольных трубок,

или при отсутствии постоянных мест привязки путем прокладки вдоль газопровода изолированного алюминиевого или медного провода сечением 2,5-4 мм2, с выходом концов его на поверхность.

Опознавательные знаки следует располагать на расстоянии 1 м от оси газопровода, справа по ходу газа.

Отклонение провода от оси трубы при прокладке не должно превышать 0,3 м.

В случае использования для обозначения трассы газопровода изолированного провода опознавательные знаки допускается устанавливать только в местах вывода провода над поверхностью земли и в местах расположения контрольных трубок.

Вывод провода-спутника над поверхностью земли должен предусматриваться в специальных контрольных точках, располагаемых на расстояниях не более 4,0 км друг от друга (рис. 1).

2.10. Рекомендуемая форма «Общих указаний» к проекту газоснабжения, располагаемая на листе общих данных, приведена в Приложении 5.

Кроме «Общих указаний» на первом листе проекта должен быть изображен ситуационный план газопровода в масштабе с указанием участков, выполненных из полиэтиленовых и стальных труб, а также разбивка трассы по листам проекта.

2.11. В проекте должен учитываться запас труб в размере 2% от общей протяженности газопровода, предназначенный на укладку труб змейкой, проведение входного контроля качества материала труб, сварку допускных стыков, изготовление узлов разъемных соединений, а также аварийный запас, используемый для устранения повреждений полиэтиленовых труб, которые могут произойти в процессе эксплуатации, изготовления ответвлений (врезок) и других нужд.

Рис. 1. Вариант оборудования контрольной точки для вывода провода-спутника

Указывается местонахождение аварийного запаса полиэтиленовых труб (рекомендуется на территории ГРП), отбираемого из 2% запаса, в количестве не менее 3 штук на каждый типоразмер.

При протяженности газопровода до 3 км допускается предусматривать аварийный запас в количестве одной трубы на каждый типоразмер.

При использовании длинномерных труб, труб в бухтах, а также намотанных на барабан, аварийный запас должен составлять не менее 18 м на каждый типоразмер (при протяженности газопровода до 3 км — не менее 6 м).

Источник