Cтраница 2
Состояние и плотность наземных газопроводов просто и безопасно проверяются непосредственным осмотром и обмыли-ванием соединений. [16]
Утечка газа из подземных и наземных газопроводов может происходить в местах соединений, через трещины и неплотности в сварных швах стальных газопроводов, во фланцах и сальниках задвижек, кранов и компенсаторов. [17]
При расчете теплового режима наземных газопроводов необходимо учитывать влияние солнечного излучения. [18]
Для исследования несущей способности наземных газопроводов расчетными методами важно выбрать расчетную схему, наиболее близкую к реальным условиям. [19]
Для строительства подземных или теплоизолированных наземных газопроводов допускается применение труб. [20]
В местах пересечения с ВЛ надземные и наземные газопроводы, кроме проложенных в насыпи, следует защищать ограждениями. [21]
Поэтому в контактной зоне перехода наземного газопровода в подземный целесообразно устроить поперечные разрезы. Разрезы обычно засыпают непучинис-тым грунтом, минватой или другим аналогичным материалом. Например, в экспериментальном порядке на трассе газопровода отдельные разрезы были заполнены обрезками бревен с засыпкой местным грунтом. [22]
Все работы по техническому обслуживанию подземных и наземных газопроводов должны выполняться согласно разработанным и утвержденным в установленном порядке инструкциям в сроки, предусмотренные графиком. [23]
После осмотра технического состояния всех наружных, подземных и наземных газопроводов до ГРП ( ГРУ) бригада слесарей-газовиков, в первую очередь, отмечает участки любой утечкой газа и принимает меры к устранению этих утечек без прекращения подачи газа потребителю. [24]
После осмотра технического состояния всех наружных, подземных и наземных газопроводов до ГРП бригада слесарей-газовиков в первую очередь отмечает участки с явной утечкой газа и принимает меры к устранению этих утечек без прекращения подачи газа потребителю. [25]
Опасности, встречающиеся при сварке повреждений на наземном газопроводе, еще более усугубляются при сварочных работах на подземном газопроводе ввиду ограничения рабочего места и возможности образования в котловане взрывоопасной смеси. [26]
Незначительное изменение сезонного оттаивания грунтов в процессе эксплуатации наземного газопровода объясняется слабым нарушением растительного покрова в период строительства и эксплуатации, низкими среднегодовыми температурами грунтов ( до - 5 С) и малым тепловым воздействием трубы в результате незначительной площади контакта ее с грунтом. [27]
Как видно из таблицы, на подготовку основания наземного газопровода требуется значительно меньше работ по бурению и затрат металла. Кроме того, упрощается и технология работ, что способствует повышению их качества. В среднем экономия затрат на одном типовом участке наземного газопровода достигает около 45 тыс. руб. на 0 5 км. [28]
При закачке газа необходим тщательный контроль как за состоянием герметичности наземных газопроводов, так и за равномерным движением газа в пласте. [29]
В регионах распространения многолетнемерзлых грунтов длительный опыт эксплуатации имеется для наземных газопроводов Мессояха-Норильск, их пойменных подземных участков, газопроводов Якутии, в последние годы - опыт Ямбургских промысловых и магистральных газопроводов. В зарубежной практике следует отметить прежде всего опыт эксплуатации Аляскинского нефтепровода диаметром 1220 мм. Анализ свыше 130 отказов на трехниточной системе газопроводов Соленинское - Мессояха - Норильск протяженностью около 260 км каждая, диаметром 720 мм дает следующую информацию. Интенсивность отказов различна для подземных и надземных участков; на подземных - количество отказов выше в пять раз. В то же время грунты влияют на количество отказов и при надземной прокладке. При этом под отказом имеются в виду: при подземной прокладке - разрывы газопроводов вследствие пучения грунтов, при надземной прокладке - трещины усталостного характера вследствие вибраций многопролетного газопровода при пучении или осадке одной или нескольких опор. Важно отметить, что с накоплением опыта исследований, строительства и эксплуатации работоспособность конструкции значительно повышается. Например, если нитка I имела около 100 отказов, причем из них три разрыва со значительным разбросом участков, то на нитке II, сооруженной на три года позднее - около 20 отказов - коротких трещин и свищей, а на нитке III - 8 отдельных дефектов. По-видимому, исходя из перспективы освоения Ямала, опыт эксплуатации газопроводов Соленинское - Норильск следует изучить более детально, так как геокриологические условия этих регионов сходны, а другого опытного материала о взаимодействии газопроводов с низкотемпературными льдонасыщенными грунтами и их влиянии на сохранность тундры Заполярья пока накоплено очень мало. [30]