Меню

Вывод провода спутника из земли

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.

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

Недостатки и уязвимость контрольного проводника-спутника

Технологические уязвимости контрольного проводника-спутника как метода обозначения трасс ПЭ газопроводов.

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

Разрушение изоляции проводника. Физико-химический, механический, техногенный факторы

Наиболее часто применяемым материалом в качестве проводника является медный провод типа ПВ 1*2,5.

Устойчивость к агрессивным воздействиям грунта

Способы прокладки или монтажа данного типа провода регламентированы:

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 марки «ПВ1» предназначены для прокладки:

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

Вывод: в результате нарушения базовой нормативно-технической документации, происходит ошибочное применение контрольного проводника в среде с агрессивностью физико-химического воздействия гораздо выше той, на которую он рассчитан.

В результате агрессивного воздействия влаги, солей и прочих химических сред происходит разрушение изоляции всего тела проводника, вследствие чего детекционная функция последнего полностью утрачивается в короткий срок.

Конструктивные свойства изоляции

Подобная конструкция изоляции не защищает проводник от ударно-механических воздействий на провод при монтажных работах, от механических подвижек грунтов, от блуждающих токов

При выборе кабелей и проводов для применения в тех или иных условиях следует руководствоваться «Едиными техническими указаниями по выбору и применению электрических кабелей» (разработано ВНИИКП в соответствии с Постановлением №5 Государственного Комитета Совета Министров СССР по науке и технике от 10 января 1972 года). При составлении данных требований учтены требования Правил устройства электроустановок (ПУЭ), Строительных норм и правил (СН и СНиП).

В таблице №1 «Марки кабелей, рекомендуемых для прокладки в земле (траншеях)» отсутствует провод марки «ПВ1». Следовательно, закладка в грунт провода марки «ПВ1» недопустима.

Также в данном случае наблюдается нарушение нормативного документа «Правила устройства электроустановок. Издание 6» (согласованы с Госстроем СССР 10 июня 1975 г.; утверждены Главтехуправлением Минэнерго СССР 18 августа 1975 г.; внесены изменения Решениями Главтехуправления Минэнерго СССР № Э-13/77 от 19 декабря 1977 г., № Э-1/78 от 11 января 1978 г., № Э-2/80 от 28 января 1980 г., № Э-6/81 от 15 мая 1981 г., № Э-10/81 от 20 августа 1981 г., и № Э-3/83 от 28 февраля 1983 г.)

При выборе проводника нарушены пункты:

Кроме того, одним из факторов повреждения проводов-спутников является техногенный фактор.

Контрольный проводник может быть легко поврежден при проведении строительно-монтажных работ сторонними организациями. На практике, зачастую последующее восстановление места обрыва не производится. Таким образом, прекращается функционирование всего поврежденного участка провода-спутника между сопряженными выводами на поверхность

Вывод: при механическом движении грунтов, при воздействии на контрольный проводник блуждающих токов, механических воздействиях при проведении строительно-монтажных работ (как непосредственно при укладке провода, так и в процессе последующей эксплуатации газопровода) целостность используемого типа провода будет гарантированно нарушена, вследствие чего детекционная функция на всем участке будет полностью утрачена.

Разрушение мест соединения отрезков проводника.

В местах соединений отрезков проводника должна быть обеспечена достаточная механическая прочность и защита от агрессивных внешних воздействий грунтовых сред.

При этом ГОСТ 55472-2013, ГОСТ 55473-2013, СТО 2.5-1-2012 не регламентируют материалы, методы и способы изоляции соединяемых отрезков.

Применить ГОСТ 9.602-2016 «Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии» не представляется возможным, так как данный документ не распространяет свое действие на электрические проводники.

Таким образом, в нормативно-технической документации, регламентирующей проектирование, строительство и эксплуатацию сетей газораспределения и газопотребления, не регламентируются методы, устройства и материалы для соединения отрезков контрольных спутников-проводников.

В то же время для того, чтобы определить материалы и способы соединения отрезков контрольного спутника-проводника, следует обратиться к нормативно-технической документации, относящейся к кабельным линиям. Данный вопрос проясняет документ «Правила устройства электроустановок. Издание 6» (раздел «Соединения и заделки кабелей»):

Вывод: при соединении отрезков контрольного спутника-проводника на практике нарушаются требования «ПУЭ», п.2.3.65. Специальные соединительные муфты не применяются.

Точки соединений отрезков провода-спутника остаются не защищенными от агрессивных воздействий грунтовых сред, что приводит к их гарантированному повреждению в кратчайшие сроки, и полной утрате своего функционала всей кабельной линией в рамках единого участка.

Соединение разнородных типов проводов

Еще одной критичной уязвимостью традиционного метода маркировки ПЭ газопроводов с помощью провода-спутника является возможность не добросовестного отношения подрядчиков к выполнению СМР.

При прокладке кабельной линии проводника для экономии финансовых средств на практике встречается применение по основной протяженности трассы более дешевого алюминиевого провода, в то время, как на выходах на поверхность земли под ковер выводится короткий отрезок медного проводника.

Причем соединение проводников из разных материалов происходит не через кабельные муфты, а непосредственно друг к другу методом скрутки. Подобное соединение недопустимо, так как алюминий и медь образуют гальваническую пару.

На поверхности проводников образуются оксидные пленки с разными физическими свойствами, в результате чего при прохождении тока через соединение начинается процесс электролиза с последующим разрушением металлов обоих проводников. Эти процессы протекают тем интенсивнее, чем выше влажность, т.е. разрушение данного соединения в открытом грунте происходит еще быстрее.

Сложность данной уязвимости заключается в крайне ограниченных возможностях контроля применения материалов, заложенных в проектно-сметной документации. На момент приемо-сдаточных испытаний кабельная линия обладает полным функционалом и скрыта под слоем грунта.

Вскрышные работы для проверки однотипности отрезков проводника при этом проводить нецелесообразно из-за значительных финансовых и временных затрат, риска повредить как саму кабельную линию, так и газопровод.

Вывод: наличие данной уязвимости может значительно снизить срок службы провода-спутника, слабо поддается прозрачному сквозному автоматизированному контролю.

Следует отметить, что согласно опросам, проведенным в ДЗО АО «Газпром Газораспределение» Южного, Центрального, Северо-Западного, Приволжского, Уральского федеральных округов, средний срок функционирования провода-спутника составляет 1 год.

При этом результаты данных опросов относятся ко всем трассам полиэтиленовых газопроводов, а не характеризуют какой-то локальный участок. Соответственно, ожидаемое разрушение изоляции всего тела проводника вследствие упомянутых в данном разделе факторов подтверждается опытом эксплуатации ДЗО АО «Газпром Газораспределение».

Скрытые факторы, повышающие стоимость эксплуатации ПЭ газопроводов, обозначенных с использование контрольного спутника-проводника. При расчете стоимости применения тех или иных технологических решений эксплуатирующие организации зачастую не принимают в расчет стоимость владения коммуникациями. Однако мировая практика показывает, что данный показатель является значительным при выборе материалов и технологий. Ниже мы рассмотрим скрытые затраты эксплуатирующих организаций при применении провода-спутника.

Восстановление поврежденных участков.

Увеличение сроков трассировки при повреждении контрольного проводника.

При прокладке межпоселковых ПЭ газопроводов осуществляется обозначение их трассировки с помощью объектов визуальной идентификации (столбики-реперы), топогеодезической привязки на карте («калька») и приборных методов (как разновидность – контрольный проводник). Однако на практике, привязки на кальке в условиях отсутствия постоянных ориентиров при полевой прокладке газопровода, являются недостаточным подспорьем для трассировки межпоселковых газопроводов. Таким образом, в ситуации неминуемого повреждения контрольного проводника, единственным способом обнаружения газопровода остаются сигнальные столбики-реперы с закрепленными на них информационными знаками. При этом считать подобный метод обнаружения газопровода абсолютно надежным тоже нельзя, по целому ряду причин:

Совокупность описанных выше факторов указывает на то, что в течение срока службы межпоселкового ПЭ газопровода в 50 лет, наружные ориентиры для его обнаружения с большой долей вероятности будут утеряны. Соответственно, в случае если дополнительным методом обозначения трассы является контрольный проводник, имеющий фактически срок службы порядка 1 года, обозначенный таким образом газопровод будет невозможно оттрассировать, либо на это потребуются значительные временные ресурсы. При этом экономические потери эксплуатирующих организаций (оплата труда сотрудников, занятых при проведении поисковых работ, оплата дополнительных работ специальной землеройной техники, оплата ГСМ, амортизация техники) становятся неконтролируемыми и возрастают кратно.

Вывод: расходы на обнаружение межпоселковых ПЭ газопроводов на горизонте срока службы 50 лет, в случае применения контрольного проводника как приборного метода обозначения, будут кратно возрастать, в связи с выходом из строя контрольного проводника на горизонте 1 года, недолговечностью наружных опознавательных знаков и отсутствием постоянных ориентиров в незастроенной местности. Данные расходы представляют собой значительные скрытые финансовые потери, которые следует учитывать при оценке реальной общей стоимости применяемого для обозначения трасс межпоселковых ПЭ газопроводов метода контрольного проводника

  1. Применение провода марки «ПВ1» в качестве 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:

*срок службы полиэтиленового газопровода 50 лет. **вводное слово «как правило» не может трактоваться как возможность применения материала, технически не пригодного для выполнения требуемой задачи

  1. 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).
  2. 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).

Вернуться на Главную

Источник

Читайте также:  Тест по окружающему миру 2 класс мы жители земли ответы