Расположение датчиков систем сигнализации по опасной концентрации газов в воздухе помещений. Монтаж протекторных установок

РОССИЙСКОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО

ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ "ЕЭС РОССИИ"

ДЕПАРТАМЕНТ НАУКИ И ТЕХНИКИ

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПРОВЕРКЕ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СТАЛЬНЫХ НАРУЖНЫХ И ВНУТРЕННИХ ГАЗОПРОВОДОВ СИСТЕМ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ, ПИКОВЫХ КОТЕЛЬНЫХ И КОТЕЛЬНЫХ ТЕПЛОСЕТИ. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ. МЕТОДЫ ОЦЕНКИ

РД 34.20.595-97

УДК 621.311

Срок действия установлен

с 01.03.98 г. по 01.01.2004 г.

Разработано Открытым акционерным обществом "Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей ОРГРЭС"

Исполнители А.Н. ПОПОВ, В.Г. ИВАШКИН

Утверждено Департаментом науки и техники РАО "ЕЭС России" 20.01.97 г.

Начальник А.П. БЕРСЕНЕВ

В настоящих Рекомендациях определяется общий порядок проведения технического освидетельствования наружных (подземных, наземных, надземных) и внутренних газопроводов системы газоснабжения тепловых электростанций, пиковых котельных и котельных теплосети (в дальнейшем энергообъектов), приводятся критерии и методы оценки технического состояния газопроводов и устанавливается необходимость проведения их капитального ремонта или замены.

Рекомендации распространяются на стальные наружные и внутренние газопроводы диаметром более 50 мм, транспортирующие природный газ по ГОСТ 5542-87 и ГОСТ 29328-92 с давлением до 5,0 МПа (50 кгс/см 2 ), в пределах площадки энергообъектов.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящие Рекомендации обязательны для применения эксплуатационным и ремонтным персоналом энергообъектов, осуществляющим эксплуатацию систем газоснабжения предприятия собственными силами, а также для работников наладочных, строительных и монтажных организаций, выполняющих работы на газовом хозяйстве энергообъектов.

1.2. На каждом энергообъекте, использующем газ в качестве топлива, должен быть организован систематический контроль (обходы, осмотры, периодический надзор, техническое освидетельствование) технического состояния газового оборудования, наружных и внутренних газопроводов его системы газоснабжения.

1.3. Обход газопроводов и газового оборудования с осмотром технического состояния газопроводов и сооружений на них должен проводиться оперативным и оперативно-ремонтным персоналом энергообъекта. Объем контроля устанавливается в соответствии с требованиями нормативно-технической документации. Порядок контроля должен устанавливаться местными производственными и должностными инструкциями. Результаты обходов должны фиксироваться в оперативных журналах.

1.4. Периодический надзор за техническим состоянием газопроводов и сооружений на них должен проводиться руководящим административно-техническим персоналом, ответственным за безопасную эксплуатацию газопроводов и сооружений на них. Периодичность и объем периодического осмотра устанавливаются техническим руководителем энергообъекта на основании требований действующего Положения о ведомственном надзоре за состоянием газовых хозяйств тепловых электростанций.

Результаты осмотров должны фиксироваться в специальных журналах или в паспортах газопроводов.

1.5. Лица, ответственные за безопасную эксплуатацию газового хозяйства энергообъекта, должны обеспечивать соблюдение технических условий при эксплуатации объектов газового хозяйства, учет их технического состояния, расследование и учет отказов в работе, которые должны проводиться с первого дня эксплуатации газового оборудования и газопроводов с последующей их систематизацией, а также контролировать состояние и ведение эксплуатационно-ремонтной документации.

1.6. Техническое освидетельствование состояния газопроводов и сооружений на них проводится комиссией, возглавляемой техническим руководителем энергообъекта или его заместителем. В комиссию должны включаться лица, ответственные за безопасную эксплуатацию газового хозяйства предприятия и цехов, а также могут привлекаться специалисты подразделений энергообъектов, специализированных организаций и региональных органов газового надзора Госгортехнадзора России (по договору).

В состав комиссии должно входить не менее трех человек.

Техническое освидетельствование может производиться аудиторскими организациями (фирмами), имеющими лицензии на право проведения указанных работ.

Задачами технического освидетельствования является оценка технического состояния, установление необходимости капитального ремонта или замены газового оборудования и газопроводов, а также определение мер, необходимых для обеспечения безопасной эксплуатации системы газоснабжения энергообъектов в течение срока до повторного освидетельствования.

1.7. Перед техническим освидетельствованием члены комиссии должны подробно ознакомиться с имеющейся технической документацией на данный газопровод, с записями в паспортах о проведенных ремонтах за время его эксплуатации и другими документами, отражающими его техническое состояние.

При этом следует учитывать:

год постройки газопровода;

давление в газопроводе;

наличие и эффективность электрозащитных установок;

глубину заложения подземного газопровода до поверхности земли;

плотность застройки территории, под которой проходит подземный газопровод;

наличие перерывов в работе электрозащитных установок.

1.8. На основании анализа этих документов составляется план проведения освидетельствования газопровода. Особое внимание должно обращаться на получение недостающих показателей, по которым оценивается техническое состояние газопровода и по каким-либо причинам, не нашедших отражения в имеющейся технической документации.

1.9. В объем периодического технического освидетельствования газопровода должны быть включены: проверка технической документации, наружный осмотр, проверка плотности газопровода, проверка состояния металла труб и сварных соединений, определение толщины стенки газопровода неразрушающим методом контроля, проверка состояния изоляционного (защитного) покрытия и подверженность коррозионной опасности (для подземного газопровода).

1.10. Комиссией по результатам освидетельствования и данным о техническом состоянии газопроводов, имеющихся в технической документации, должны быть составлены акт проверки технического состояния газопровода и схема с нанесением на ней всех обнаруженных дефектов с привязками.

В акте должны быть зафиксированы обнаруженные дефекты и дано заключение о возможности дальнейшей эксплуатации газопровода или необходимости проведения капитального ремонта или замены газопровода и сроках их выполнения. В заключении акта должны быть указаны меры по безопасной эксплуатации систем газоснабжения на период до следующего освидетельствования или проведения ремонта, замены газопроводов.

Акт и схема должны прикладываться к паспорту газопровода.

Акт утверждается руководителем энергообъекта и оформляется в соответствии с требованиями приложения, приведенного ниже.

1.11. Периодичность проведения освидетельствования газопроводов для выявления необходимости их капитального ремонта или замены должна производиться:

для внутренних газопроводов среднего давления не реже чем через пять лет после двадцати пяти лет эксплуатации;

для внутренних газопроводов высокого давления до 1,2 МПа (12 кгс/см 2 ) не реже чем через пять лет после пятнадцати лет эксплуатации;

для внутренних газопроводов высокого, давления от 1,2 МПа (12 кгс/см 2 ) до 5,0 МПа (50 кгс/см 2 ) не реже чем через пять лет после десяти лет эксплуатации;

для наружных наземных и надземных газопроводов среднего и высокого давления до 1,2 МПа (12 кгс/см 2 ) не реже чем через пять лет после двадцать пяти лет эксплуатации;

для наружных наземных и надземных газопроводов высокого давления от 1,2 МПа (12 кгс/см 2 ) до 5,0 МПа (50 кгс/см 2 ) не реже чем через пять лет после пятнадцати лет эксплуатации;

для наружных подземных газопроводов среднего и высокого давлений до 1,2 МПа (12 кгс/см 2 ) не реже чем через пять лет после пятнадцати пяти лет эксплуатации;

для наружных подземных газопроводов высокого давления от 1,2 МПа (12 кгс/см 2 ) до 5,0 МПа (50 кгс/см 2 ) не реже чем через пять лет с начала эксплуатации.

1.12. Все газопроводы, срок службы которых истек в соответствии с действующими Нормами амортизационных отчислений по основным фондам, должны подвергаться обязательному освидетельствованию технического состояния с целью определения возможности их дальнейшей эксплуатации или замены. Если в акте дано заключение о возможности дальнейшей эксплуатации газопровода, то после выполнения указанных в акте ремонтных работ следует провести повторное освидетельствование этого газопровода и выполнить переоценку его технического состояния (в баллах).

Переоценка технического состояния газопровода производится комиссией, возглавляемой техническим руководителем энергообъекта.

В зависимости от технического состояния газопровода его общая оценка в баллах может быть изменена в сторону как увеличения, так и уменьшения.

1.13. Порядок технического освидетельствования (обследования) подземных газопроводов, критерии оценки их технического состояния и необходимость проведения их капитального ремонта или замены определяются - "Техническим состоянием подземных газопроводов. Общие требования. Методы оценки: РД 204. РСФСР 3.3-87" (М.: Недра, 1992) и в настоящих Рекомендациях не приводятся.

2. КРИТЕРИИ ОЦЕНКИ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ

2.1. Основными критериями, определяющими техническое состояние газопроводов при установлении необходимости проведения их ремонта или замены, являются: плотность газопроводов, состояние металла трубы и качество сварных соединений.

2.2. При определении состояния плотности газопроводов должны учитываться утечки газа, связанные с повреждением металла трубы и с раскрытием и разрывом сварных швов, обнаруженных в период эксплуатации (по данным эксплуатации).

При этом не должны учитываться утечки газа, вызванные механическими повреждениями газопровода во время строительных или ремонтных работ, имеющие эпизодический характер и не связанные с общим ухудшением технического состояния газопровода, а также утечки газа, происшедшие во время эксплуатации через неплотности арматуры и во фланцевых соединениях или из-за повреждения арматуры, не связанные с общим ухудшением технического состояния газопровода.

2.3. При определении состояния металла трубы следует проводить измерение толщины стенок прямого участка газопровода диаметром 150 мм и более, измерение толщины растянутой части одного гиба на каждом газопроводе D y 50 мм и более.

Измерение толщины стенок прямого участка следует производить через каждые 50 м внутреннего газопровода, но не менее одного на газопроводах каждого котла или ГРП, и через каждые 200 м надземного наружного газопровода, но не менее одного. Утонение стенок не должно превышать значений, регламентируемых ОСТ 108.030.40-79, ОСТ 108-030.129-79 и ТУ 14-3-460-75.

Результаты измерений толщины стенок газопроводов необходимо отражать в актах, которые следует хранить вместе с паспортами газопроводов.

К акту должна прилагаться схема газопровода с обозначением мест измерения толщины стенок газопровода.

2.4. Качество сварных стыков определяется в соответствии с требованиями СНиП 3.05.02-88, ГОСТ 16037-80, РД 34.17.302-97 "Котлы паровые и водогрейные. Трубопроводы пара и горячей воды, сосуды. Сварные соединения. Контроль качества. Ультразвуковой контроль. Основные положения" (ОП 501 ЦД-75). - М.: НПП "Норма", 1997.

Контроль за качеством сварных стыков на действующих газопроводах проводится в тех случаях, если:

в процессе эксплуатации на данном газопроводе наблюдались случаи раскрытия или разрыва сварных стыков;

при проверке на плотность установлено, что местом утечки является некачественный сварной стык.

Если в процессе эксплуатации на данном газопроводе разрывов стыков не отмечалось и не было зафиксировано через них утечки, то стыки признаются годными и проверка их не производится.

2.5. Техническое состояние газопроводов по каждому критерию должно оцениваться по балльной системе в соответствии с разд. 4 настоящих Рекомендаций.

3. МЕТОДЫ ОЦЕНКИ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ

НАДЗЕМНЫХ И ВНУТРЕННИХ ГАЗОПРОВОДОВ

При оценке технического состояния надземных и внутренних газопроводов следует использовать как статистические сведения о техническом состоянии газопровода, накопленные с начала эксплуатации, так и данные, полученные при непосредственном обследовании газопровода с помощью приборов.

4. ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ НАРУЖНЫХ

(НАДЗЕМНЫХ) И ВНУТРЕННИХ ГАЗОПРОВОДОВ

4.1.1. Оценка плотности газопроводов проводится на основании статистических сведений о техническом состоянии газопровода от начала эксплуатации в соответствии с табл. 1.

В случае, если длина обследуемого участка газопровода менее 1 км, оценка (в баллах) определяется путем приведения количества случаев утечек к длине, равной 1 км.

Например, длина проверяемого участка газопровода составляет 400 м, на нем обнаружена одна утечка, следовательно, количество утечек, приведенное к длине 1 км, составило бы 2,5. Этому значению в табл. 1 соответствует оценка 1 балл.

Таблица 1

Случаи утечек газа, связанные с повреждениями от разрыва газопровода или сварных стыков, происшедшие с начала эксплуатации на каждом километре обследуемого газопровода	Оценка, баллы
Более 2

При измерении толщины стенок газопровода следует применять импульсные резонансные толщиномеры, позволяющие определять толщину при одностороннем доступе. Для этой цели могут быть рекомендованы толщиномеры "Кварц-6", "Кварц-14", "УИТ-Т10".

При получении неудовлетворительных результатов измерений толщины стенок хотя бы одного измерения объем контроля увеличивается не менее чем вдвое и устанавливается техническим руководителем энергообъекта. При получении трех и более неудовлетворительных результатов измерений толщины стенок на участке испытуемого газопровода весь участок газопровода подлежит замене.

Оценка состояния металла трубы проводится на основании данных, полученных в результате непосредственного измерения толщины стенок труб в соответствии с табл. 2.

Таблица 2

Утонение стенки газопровода от паспортного (проектного) значения, %	Оценка, баллы
Более 20 (не менее трех измерений)
Более 20 (менее трех измерений)
Менее 20 (при всех измерениях)
Менее 10 (при всех измерениях)

Газопроводы, получившие по состоянию металла трубы оценку в один балл, независимо от общей суммы баллов, полученных по другим критериям, подлежат замене.

Проверка качества сварных стыков должна производиться в соответствии с требованиями "Типовой инструкции по контролю и продлению срока службы металла основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций: РД 34.17.421-92" (М.: СПО ОРГРЭС, 1992).

Контроль сварных стыков газопроводов физическим методом следует производить выборочно из числа стыков, не прошедших ультразвуковой контроль при приемке в эксплуатацию в объеме 10%, но не менее одного стыка, сваренного каждым сварщиком на испытываемом газопроводе. Результаты контроля следует оформлять протоколом в соответствии с требованиями СНиП 3.05.02-88. При неудовлетворительных результатах проверки сварных стыков физическими методами необходимо произвести проверку удвоенного числа стыков, сваренных сварщиком, у которого сварной стык по результатам контроля признан неудовлетворительным. Если при повторной проверке физическими методами хотя бы один из проверяемых стыков окажется неудовлетворительного качества, проверке подлежат все стыки, выполненные сварщиком на газопроводе.

Оценка качества сварных стыков проводится согласно табл. 3.

Таблица 3

Качество стыков	Количество стыков от общего проверяемого числа, %	Оценка, баллы
Дефектные	Более 50
	Менее 50
	Менее 20
	Менее 10
Годные

Если в результате проверки установлено, что 50% и более проверенных стыков дефектные, то проставляется оценка в один балл, а газопровод независимо от общей суммы баллов, полученных по другим критериям, подлежит замене.

4.4. Общая оценка технического состояния

надземного и внутреннего газопроводов

Общая оценка технического состояния газопровода проводится по балльной системе суммированием оценок по каждому показателю, определенному в соответствии с табл. 1-3.

Газопроводы, получившие общую оценку 6 баллов и менее, подлежат замене.

Газопроводы, получившие общую оценку от 7 до 10 баллов, подлежат капитальному ремонту в порядке возрастания баллов.

Газопроводы, получившие общую оценку свыше 10 баллов, считаются годными к дальнейшей эксплуатации, а их техническое состояние - удовлетворительное.

Приложение

Обязательное

АКТ

ПРОВЕРКИ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ГАЗОПРОВОДА

"___" _________ 199 _ г.

1. Адрес энергообъекта ___________________________________________________________

2. Характеристика газопровода:

давление высокое, среднее (подчеркнуть);

длина, диаметр, толщина стенки:

ГОСТ (или ТУ) на трубы и материалы труб;

год постройки (ввод в эксплуатацию).

3. Проверка плотности:

а) количество обнаруженных утечек газа с начала эксплуатации газопровода, связанных с повреждением от разрыва газопровода или сварных стыков, всего _________

б) оценка герметичности газопровода в баллах, приведенная в соответствии с табл. 1 настоящих Рекомендаций

4. Проверка состояния металла трубы:

Количество измерений толщины стенок:

на прямых участках __________

растянутой части гиба ________

Результаты измерений сведены в таблицу.

Номер измерения	Значение толщины стенок, мм		Отношение, %
	паспортная (проектная)	фактическая
Прямого участка
Растянутой части гиба

Оценка качества металла трубы в соответствии с табл. 2 настоящих Рекомендаций ________.

5. Проверка качества сварных соединений

Обнаружено утечек газа, связанных с качеством сварных соединений с начала эксплуатации, всего _________

Количество дополнительно проверенных стыков ________

В том числе признанных дефектными __________

Оценка качества сварных соединений в баллах в соответствии с табл. 3 настоящих Рекомендаций __________.

6. Общая оценка (в баллах) технического состояния __________________ газопровода согласно данным Рекомендациям составляет _______ баллов.

7. Дополнительные данные _______________________________________________________

_______________________________________________________________________________

8. Заключение: __________________________________________________________________

_______________________________________________________________________________

Подписи: _________________________________________

1. Общие положения

2. Критерии оценки технического состояния надземных и внутренних газопроводов

3. Методы оценки технического состояния надземных и внутренних газопроводов

4. Оценка технического состояния наружных (надземных) и внутренних газопроводов

4.1. Оценка плотности надземного и внутреннего газопроводов

4.2. Оценка состояния металла трубы

4.3. Оценка состояния сварных соединений

4.4. Общая оценка технического состояния надземного и внутреннего газопроводов

Акт проверки технического состояния

3.3.16. Владельцы смежных подземных коммуникаций, проложенных в радиусе 50 м от газопровода, обязаны обеспечить своевременную очистку крышек колодцев и камер от загрязнения, снега и наледи для проверки их на загазованность.

3.3.17. Владельцы зданий несут ответственность за исправность уплотнения вводов подземных инженерных коммуникаций, содержание подвалов и технических подполий в состоянии, обеспечивающем возможность их постоянного проветривания и проверки на загазованность.

3.3.18. Подземные газопроводы, находящиеся в эксплуатации, должны, подвергаться техническому обследованию с помощью специальных приборов.

3.3.19. Техническое обследование подземных стальных газопроводов должно производиться не реже 1 раза в 5 лет. Газопроводы, включенные в план капремонта или замены, должны обследоваться не реже 1 раза в год.

3.3.20. Внеочередные целевые технические обследования стальных газопроводов должны проводиться при обнаружении неплотности или разрыва сварных стыков, сквозного коррозионного повреждения; при перерывах в работе электрозащитных установок в течение года: более 1 мес. - в зонах опасного действия блуждающих токов; более 6 мес. - в остальных случаях, если защита газопровода не обеспечена другими установками.

3.3.21. При техническом обследовании подземных стальных газопроводов должны проверяться герметичность, качество сварных стыков, подверженность коррозионной опасности, состояние защитного покрытия и металла труб.

Порядок обследования и назначения газопроводов на капитальный ремонт или замену определяется РД 204 РСФСР 3.3-87 «Техническое состояние подземных газопроводов. Общие требования. Методы оценки» (приложение 36).

Примечания. 1. Состояние металла и изоляционного покрытия трубы должно определяться во всех шурфах, отрываемых в процессе эксплуатации газопровода с целью проведения ремонта, изоляции или устранения утечек газа.

2. Качество сварных стыков проверяется, если в процессе эксплуатации на данном газопроводе обнаружены дефекты стыков.

3.3.22. Осмотр подземных стальных газопроводов с целью определения состояния защитного покрытия металла трубы (путем вскрытия на газопроводах контрольных шурфов длиной не менее 1,5 м) должен выполняться только в местах выявления повреждений покрытия, а также на участках, где использование приборов затруднено индустриальными помехами.

Места вскрытия контрольных шурфов, их количество в зонах индустриальных помех определяются главным инженером предприятия газового хозяйства или начальником газовой службы. Для визуального обследования должны выбираться участки, подверженные наибольшей коррозионной опасности, места пересечения газопроводов с другими подземными коммуникациями, конденсатосборники, гидрозатворы. При этом должно вскрываться не менее одного шурфа на каждые 500 м распределительных газопроводов и на каждые 200 м - газопроводов-вводов.

3.3.23. Проверку герметичности и обнаружение мест утечек газа из подземных газопроводов допускается производить методом бурения скважин с последующим взятием проб прибором.

На распределительном газопроводе скважины бурятся у стыков газопровода. При отсутствии схемы расположения стыков, а также на газопроводах-вводах скважины должны буриться через каждые 2 м. Глубина бурения их в зимнее время должна быть не менее глубины промерзания грунта, в остальное время - соответствовать глубине укладки трубы. Скважины закладываются на расстоянии не менее 0,5 м от стенки газопровода.

При использовании высокочувствительных газоискателей для определения газа допускается уменьшать глубину скважин и выполнять их по оси газопровода при условии, что расстояние между верхом трубы и дном скважины будет не менее 40 см.

3.3.24. Применение открытого огня для определения наличия газа в пробуренных скважинах разрешается не ближе 3 м от зданий и сооружений. Если газ в скважине не воспламеняется, проводится проверка его наличия прибором.

3.3.25. Допускается проверять герметичность газопроводов опрессовкой воздухом по нормам испытаний, указанным в *.

3.3.26. При техническом обследовании полиэтиленовых газопроводов эксплуатирующей организацией должна проверяться герметичность газопроводов с помощью высокочувствительного газоискателя (в застроенной части - не реже 1 раза в год, преимущественно в весенний период, в незастроенной части - не реже 1 раза в 5 лет).

3.3.27. По результатам технического обследования должен составляться 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.

3.3.28. Обследование подводных переходов заключается в уточнении местоположения газопроводов и выявлении повреждений их изоляционного покрытия. Работы должны производиться не реже 1 раза в 5 лет, при этом обследование переходов через судоходные водные преграды должно выполняться специализированной организацией с оформлением акта или отчета.

3.3.29. Утечки газа на газопроводах должны устраняться в аварийном порядке. При обнаружении опасной концентрации газа в подвалах, подпольях зданий, коллекторах, подземных переходах, галереях газопроводы должны быть немедленно отключены. До устранения неплотностей эксплуатация их запрещается.

3.3.30. Для временного устранения утечек газа на наружных газопроводах разрешается накладывать бандаж, бинт с шамотной глиной или хомут при условии ежедневного их осмотра.

3.3.31. Поврежденные стыки (разрывы, трещины) должны ремонтироваться путем вварки катушек длиной не менее 200 мм или установки муфт. Стыки с другими дефектами (шлаковые включения, непровар и поры сверх допустимых норм), а также каверны на теле трубы глубиной свыше 30 % от толщины стенки могут усиливаться путем установки муфт.

3.3.32. Об отключениях газопроводов, связанных с их ремонтом, а также о времени возобновления подачи газа потребители должны предупреждаться заблаговременно.

3.3.33. Предприятие-владелец должно своевременно принимать меры по ремонту защитных покрытий и предотвращению дальнейшего разрушения подземных стальных газопроводов. Дефекты изоляции на газопроводах, расположенных в зонах действия блуждающих токов и вблизи зданий с возможным скоплением людей, должны устраняться в первую очередь, но не позднее чем через месяц после их обнаружения.

3.3.34. Производство сварочных и изоляционных работ при присоединении и ремонте стальных подземных газопроводов, контроль их качества должны выполняться в соответствии с требованиями *.

3.3.35. Поврежденные участки полиэтиленовых газопроводов, узлы неразъемных соединений и соединительные детали, не обеспечивающие герметичность, должны вырезаться и заменяться новыми.

Технология выполнения ремонтных работ должна соответствовать нормам, разработанным специализированными научно-исследовательскими организациями.

3.3.36. Производство строительных, в том числе земляных, работ на расстоянии менее 15 м от газопроводов допускается только по письменному разрешению эксплуатирующей организации газового хозяйства, в котором должны быть указаны условия и порядок их проведения. К разрешению должна прилагаться схема расположения газопровода с привязками.

Организация, ведущая земляные работы, должна представить предприятию газового хозяйства для согласования проект плана их производства, разработанный с учетом требований и ??.

При обнаружении производства строительных работ без соответствующего письменного разрешения в охранной зоне газопровода эксплуатирующая организация должна принять меры по их приостановке.

3.3.37. До начала работ ударных механизмов и землеройной техники вблизи трассы подземного газопровода необходимо определить фактическое местоположение его путем вскрытия шурфов вручную. Ударные механизмы для рыхления грунта могут применяться на расстоянии не менее 3 м от подземного газопривода, а механизмы, способные значительно отклоняться от вертикальной оси (шар, клин-баба и т.п.), - на расстоянии не менее 5 м.

Допускается предприятиям газового хозяйства вскрытие газопровода механизированным способом после определения приборами его местонахождения и глубины заложения. При этом последний слой грунта над газопроводом толщиной 200-300 мм должен удаляться вручную, лопатами с соблюдением мер по сохранению изоляционного покрытия.

3.3.38. При механических повреждениях стальных подземных газопроводов со смещением их относительно основного положения как по горизонтали, так и по вертикали одновременно с проведением работ по устранению утечек газа должно вскрываться и проверяться радиографическим методом по одному ближайшему стыку в обе стороны от места повреждения. При обнаружении в них разрывов и трещин, вызванных повреждением газопровода, должен дополнительно вскрываться и проверяться радиографическим методом контроля следующий стык газопровода.

Примечание. В случае выявления непровара, скопления пор и других дефектов стыков, не допускаемых *, должна проводиться внеочередная проверка качества сварных стыков согласно РД 204 РСФСР 3.3-87 (приложение 36).

3.3.39. В случаях строительства вблизи действующего подземного стального газопровода зданий, каналов, коллекторов и тоннелей и пересечения газопроводов указанными инженерными сооружениями строительными организациями должны выполняться требования, предусмотренные * и проектом.

3.3.40. Газопроводы в местах пересечения с железнодорожными путями и автомобильными дорогами независимо от даты предыдущей проверки и ремонта должны проверяться и при необходимости ремонтироваться или заменяться при проведении работ по расширению и капитальному ремонту основания дороги.

О предстоящем ремонте или расширении путей (дорог) эксплуатационные организации газового хозяйства должны быть уведомлены заблаговременно.

3.4. Газорегуляторные пункты и газорегуляторные установки

3.4.1. Режим работы ГРП, ГРУ и комбинированных регуляторов должен устанавливаться в соответствии с проектом.

3.4.2. Параметры настройки оборудования городских и поселковых ГРП устанавливаются главным инженером предприятия газового хозяйства, при этом для бытовых потребителей: максимальное рабочее давление газа после регулятора не должно превышать 300 даПа; предохранительные сбросные клапаны, в том числе встроенные в регуляторы давления, должны обеспечивать сброс газа при превышении максимального рабочего давления после регулятора не более чем на 15 %; верхний предел срабатывания предохранительных запорных клапанов не должен превышать максимальное рабочее давление газа после регулятора более чем на 25 %.

3.4.3. Не допускается колебание давления газа на выходе из ГРП (ГРУ), превышающее 10 % рабочего давления. Неисправности регуляторов, вызывающие повышение или понижение рабочего давления, неполадки в работе предохранительных клапанов, а также утечки газа, должны устраняться в аварийном порядке.

3.4.4. Включение в работу регулятора давления в случае прекращения подачи газа должно производиться после установления причины срабатывания предохранительно-запорного клапана и принятия мер по ее устранению.

3.4.5. Газ по обводной линии допускается подавать только в течение времени, необходимого для ремонта оборудования и арматуры, а также в период снижения давления газа перед ГРП или ГРУ до величины, не обеспечивающей надежную работу регулятора давления. Работа должна выполняться бригадой рабочих в составе не менее двух человек, один из которых назначается старшим.

3.4.6. Температура воздуха в помещении, где размещено оборудование и средства измерения, должна быть не ниже предусмотренной в паспорте завода-изготовителя, но не менее 5 °С.

3.4.7. Снаружи здания ГРП, вблизи ограждения ГРУ на видном месте на шкафах ШРП и комбинированных регуляторов должны быть предупредительные надписи - «Огнеопасно».

3.4.8. При эксплуатации ГРП и ГРУ должны выполняться:

осмотр технического состояния в сроки, устанавливаемые инструкцией, обеспечивающие безопасность и надежность эксплуатации;

проверка параметров срабатывания предохранительных запорных и сбросных клапанов не реже 1 раза в 2 мес., а также по окончании ремонта оборудования;

техническое обслуживание - не реже 1 раза в 6 месяцев;

текущий ремонт - не реже 1 раза в год, если завод - изготовитель регуляторов давления, предохранительных клапанов, телемеханических устройств не требует проведения ремонта в более сжатые сроки;

капитальный ремонт - при замене оборудования, средств измерений, отопления, освещения и восстановлении строительных конструкций здания на основании дефектных ведомостей, составленных по результатам осмотров.

3.4.9. При осмотре технического состояния ГРП (ГРУ) должны выполняться:

проверка по приборам давления газа до и после регулятора, перепада давления на фильтре, температуры воздуха в помещении, отсутствия утечки газа с помощью мыльной эмульсии или прибором;

контроль за правильностью положения молоточка и надежности сцепления рычагов предохранительно-запорного клапана;

смена картограмм регистрирующих приборов, прочистка и заправка перьев, завод часового механизма. Установка пера на "нуль" - не реже 1 раза в 15 дней;

проверка состояния и работы электроосвещения, вентиляции, системы отопления, визуальное выявление трещин и неплотностей стен, отделяющих основное и вспомогательное помещения;

внешний и внутренний осмотры здания. При необходимости - очистка помещения и оборудования от загрязнения.

3.4.10. Технический осмотр ГРП, расположенных в отдельно стоящих зданиях, встроенных и пристроенных к зданиям с обособленным входом, должен, как правило, производиться двумя рабочими. Допускается предприятиям газового хозяйства осмотр таких ГРП одним рабочим по специальной инструкции, содержащей дополнительные меры безопасности.

РДИ 204 РСФСР 3.11-82

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

ИНСТРУКЦИЯ ПО МОНТАЖУ И ЭКСПЛУАТАЦИИ
ПРОТЕКТОРНОЙ ЗАЩИТЫ В УСЛОВИЯХ КОММУНАЛЬНОГО ХОЗЯЙСТВА

Дата введения 1982-08-01

РАЗРАБОТАН Государственным научно-исследовательским и проектным институтом по использованию газа в народном хозяйстве, проектированию систем газоснабжения и конструированию газовой аппаратуры ГИПРОНИИГАЗ (Горьковский филиал)

Зам. директора по научной работе В.Г.Голик

Руководитель темы, ответственный исполнитель В.Н.Москвин

Исполнители Е.А.Чумаков, В.Е.Самохвалов, Е.С.Борматова

ВНЕСЕН Горьковским филиалом института ГИПРОНИИГАЗ

отделом научно-прикладных исследований и разработок

Начальник отдела В.В.Рябов

ПОДГОТОВЛЕН К УТВЕРЖДЕНИЮ Техническим отделом Главгаза Минжилкомхоза РСФСР

Начальник отдела A.И.Макаренко

ОДОБРЕН Академией коммунального хозяйства им. К.Д.Памфилова

отделом защиты подземных сооружений от коррозии

Рук. отдела д.т.н. И.В.Стрижевский

УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ приказом Министерства жилищно-коммунального хозяйства РСФСР от 9 ноября 1981 года N 575

ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Настоящая инструкция определяет технологическую последовательность производства работ по строительству и монтажу протекторных установок, содержит требования, способствующие улучшению организации и повышению качества этих работ, а также основные положения по выполнению комплекса измерений при наладке и эксплуатации протекторной защиты.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящая инструкция предназначена для контор "Подземметаллзащита", подчиненных предприятиям газового хозяйства Минжилкомхоза РСФСР и строительно-монтажным организациям, осуществляющим установку и пуск в эксплуатацию средств электрохимической защиты городских подземных сооружений (кроме теплопроводов, проложенных в каналах)

1.2. Требования инструкции составлены в соответствии с основными положениями, содержащимися в "Рекомендациях по проектированию протекторной защиты коммунальных подземных сооружений", утвержденных Минжилкомхозом РСФСР в 1981 году.

1.3. Инструкция составлена в соответствии с требованиями стандартов, СНиП и действующей нормативно-технической документации по вопросам электрохимической защиты, "Правил устройства электроустановок" и "Правил безопасности при производстве строительно-монтажных работ".

2. ПОДГОТОВКА СТРОИТЕЛЬНО-МОНТАЖНЫХ РАБОТ

2.1. Работам по устройству протекторных установок должны предшествовать подготовительные работы, в состав которых входят:

ознакомление с проектом и натурное обследование условий на площадке монтажа протекторов;

разметка и привязка мест установки протекторов и контактных устройств;

уточнение мест расположения подземных сооружений, находящихся в непосредственной близости от участка установки протекторов;

выбор места складирования материалов, инструмента и оборудования;

оформление ордера на производство земляных работ;

доставка на место работ необходимого инструмента, материалов и оборудования.

2.2. Учитывая, что эффективность работы протекторов зависит от правильной и своевременной установки всех средств и узлов электрозащиты, перед началом монтажа протекторов необходимо провести проверку наличия предусмотренных проектом электрохимической защиты изолирующих фланцевых соединений, контрольно-измерительных пунктов, эл. перемычек, а также проверку качества защитных покрытий подземных сооружений специальными приборами (типа АНПИ).

2.3. К каждой партии протекторов должны быть приложены сопровождающие документы, в которых указывается:

наименование завода-изготовителя;

тип анода;

количество протекторов (или масса) партии;

номер технических условий;

дата изготовления анода.

При поставке комплектных протекторов вместо типа анода указывают тип комплектного протектора.

На хлопчатобумажных и бумажных мешках комплектных протекторов должна быть нанесена маркировка, в которой указывается:

тип протектора;

марка сплава;

предприятие-изготовитель.

2.4. Протекторы транспортируются без тары, в крытых вагонах, контейнерах, автомашинах или на судах. При погрузке и выгрузке протекторы должны быть защищены от атмосферных осадков, бросать их или подвергать толчкам не допускается.

Протекторы необходимо хранить в сухих закрытых помещениях.

2.5. Перед монтажом протекторной защиты должен быть разработан и утвержден четкий график последовательности работ, содержащий следующие виды работ:

разработку скважин или шурфов для монтажа протекторов;

разработку траншей и шурфов для соединительных проводов;

монтаж контрольно-измерительных колонок и вентильных устройств для присоединения проводников от протекторов;

монтаж протекторов, соединительных кабелей и проводников и всех контактных соединений;

разработку шурфов и монтаж контактных пластин или уголков на защищаемом подземном сооружении;

сборку схемы, изоляционные работы, засыпку траншей и шурфов, планировку территории.

3. ЗЕМЛЯНЫЕ РАБОТЫ

3.1. Технология разработки грунтов под установку протекторов определяется проектом производства работ в соответствии со CHиП III-8-76 "Земляные сооружения".

3.2. Для сооружения протекторных установок наиболее экономичной является разработка грунта с помощью землеройных машин. Допускается разрабатывать грунт вручную, если использование механизмов недопустимо по требованию технадзора организаций, эксплуатирующих смежные подземные сооружения.

3.3. Земляные работы для установок протекторной защиты следует выполнять строго по проекту: отклонения от проекта следует согласовывать с организациями, эксплуатирующими смежные подземные сооружения, и с организацией, разработавшей проект протекторной защиты.

3.4. Прокладка кабельных соединительных линий производится согласно проекту и в соответствии с требованиями СНиП III-33-76* "Электротехнические устройства" и другой нормативно-технической документации, касающейся прокладки кабелей до 1000 B.

________________
* Действуют СНиП 3.05.06-85 . - Примечание "КОДЕКС".

4. МОНТАЖ ПРОТЕКТОРНЫХ УСТАНОВОК

4.1. Работы следует начинать в монтажно-заготовительных участках (МЗУ), где подготавливаются к монтажу протекторы с проводниками, изготавливаются контактные и вентильные устройства, а также заготовки соединительных проводников соответствующей длины.

При применении протекторов, не укомплектованных активатором, на монтажно-заготовительных участках предварительно зачищается поверхность протекторов, производится спайка изолированных проводов с контактными сердечниками протекторов, место спайки тщательно изолируется и заливается слоем битума толщиной не менее 4-х мм.

На МЗУ заготавливаются также по типовым чертежам Г-образные стальные стержни и полосы для присоединения к металлическим сооружениям.

4.2. При установке неукомплектованных активатором протекторов на дно шурфов или скважин предварительно помещается активатор слоем толщиной 40-55 мм. После этого устанавливаются протекторы, вокруг которых равномерно укладывается активатор.

Состав активатора для магниевых протекторов должен быть следующий:

гранулированный сернокислый натрий - 25%

сернокислый кальций (строительный гипс) - 25%

бентонитовая глина - 50%.

Состав активатора для алюминиевых протекторов должен быть следующий:

гидрат окиси кальция (гашеная известь) - 25%

поваренная соль - 25%

бентонитовая глина - 50%.

4.3. Установка протекторов в скважины и шурфы производится вручную. В период заполнения скважин активатором протекторы фиксируются с помощью стальной проволоки. После установки протектора проволока убирается.

4.4. Монтаж протекторов, упакованных в порошкообразном активаторе на заводе-изготовителе, выполняется в такой последовательности:

с протекторов снимаются наружные мешки; протектор захватывается при помощи стальной 5-миллиметровой проволоки, загнутой на одном конце в виде крючка, за петлю хлопчатобумажного мешка и опускается в скважину или шурф;

после равномерной засыпки протектора внутри скважины или шурфа мягким грунтом и послойной утрамбовки его, монтажную проволоку вынимают;

после удаления проволоки и закрепления протектора скважину досыпают грунтом и утрамбовывают с предосторожностями, необходимыми для сохранения протектора, соединительного провода и места контакта провода с сердечником.

4.5. В сухих грунтах, при глубоком залегании грунтовых вод, после установки протектора и присыпки его грунтом в скважину заливают 2-3 ведра воды, после чего скважину полностью засыпают грунтом с послойной утрамбовкой. Допускается перед опусканием в скважину упакованного протектора окунуть его в бачок с водой для увлажнения после снятия внешнего бумажного мешка.

4.6. Перед приваркой контактных пластин, скоб или стержней к защищаемым сооружениям необходимо осмотреть состояние изоляции сооружений и, в случае неудовлетворительного ее состояния, известить об этом владельцев сооружений.

4.7. Контактные скобы и пластины присоединяются к действующим подземным сооружениям с помощью газо-, электро-, или термической сварки предприятиями, эксплуатирующими подземные сооружения.

Размеры шурфов или котлованов для присоединения проводников к действующим газопроводам должны соответствовать требованиям "Правил безопасности в газовом хозяйстве" Госгортехнадзора СССР.

4.8. После отрывки шурфа необходимо снять защитное покрытие в том месте, где должно быть присоединение контактной пластины.

Чтобы не повредить изоляцию на открытой части трубопровода, его покрывают металлическим листом с вырезанным окном размером 120х170 мм. Снятие изоляции и зачистку поверхности до металлического блеска выполняют только через окно листа.

4.9. По окончанию строительных и земляных работ, составляется акт на скрытые работы, в котором указываются дата, фамилии исполнителей и основные технические данные протекторов, а также готовится исполнительный план участка установки протекторной защиты с точной привязкой скважин для протекторов, мест присоединения к защищаемым сооружениям и траншей для прокладки соединительных проводов и кабелей.

4.10. При монтаже протекторов с проводом марки ПСРП или кабелем ВРГ приварку этих проводов к магистральному кабелю АВРГ с алюминиевыми жилами осуществляют термитными патронами марки АС.

4.11. Для предохранения и защиты изоляции от перегрева и сгорания при термосварке применяют специальные охладительные колодки, плотно охватывающие оголенные участки жил вблизи места сварки. Термитной сваркой можно выполнять как соединения встык, так и соединения путем сплавления концов жил в общий монолитный стержень.

4.12. Особое внимание при монтаже протекторных установок следует обращать на качество исполнения всех контактных соединений. Контактные выводы и вентильные устройства следует устраивать выше уровня земли в нишах железобетонных столбиков, металлических колонках или коробках на стенах постоянных сооружений.

5. НАЛАДКА И ПРИЕМКА В ЭКСПЛУАТАЦИЮ

5.1 Проверка работы и промежуточная приемка протекторов осуществляется в течение 3-х суток после их монтажа. При проверке работы, кроме тщательного осмотра всех узлов протекторной установки, производятся измерения ее электрических параметров.

5.2 При осмотре установки проверяются:

соответствие фактического расположения протекторов и других узлов принятому в проекте, выборочно надежность контактных соединений с защищаемыми сооружениями, протекторных проводников с магистралями, а также соединений в контрольно-измерительных колонках и настенных ящиках;

марки и сечения проводников, кабельных магистралей и соответствие их проектным данным;

проводники, выведенные в контрольно-измерительные колонки и контактные устройства, их маркировка, сечение и качество разделки.

5.3 Удовлетворительной считается такая работа протекторной установки, когда сдвиг потенциала на подземном сооружении при ее работе будет более, чем на 0,2 В в катодную сторону, а сила тока равна или близка к расчетной.

5.4 Измерению подлежат следующие параметры установки:

потенциал защищаемого сооружения до присоединения протекторов;

потенциалы протекторов относительно земли до присоединения к защищаемым сооружениям;

разность потенциалов между защищаемым сооружением и протекторами до присоединения проводников;

потенциал сооружения после подключения протекторной защиты;

сила тока в цепи "протектор - защищаемое сооружение".

Методика измерения силы тока приводится ниже.

5.5 Если при измерениях установлена неудовлетворительная работа протекторной установки, то необходимо определить причину неисправности и устранить ее. Основные показатели неудовлетворительной работы протекторов и ее причины следующие:

отсутствие электрического тока в цепи "протектор-сооружение" - обрыв проводников или нарушение контактных соединений;

сила тока в цепи "протектор-сооружение" более чем на 50% меньше расчетной - плохое состояние контактов или неправильно смонтирован активатор.

5.6 Проверка работы вентильного устройства поляризованной протекторной установки производится с помощью регистрирующего вольтметра, позволяющего определить порог открывания вентильного устройства и эффективность работы протекторной установки путем последовательных включений и отключений соответствующих зажимов в вентильном блоке.

5.7 Приемку в эксплуатацию построенных протекторных установок производит комиссия, в состав которой входят представители организаций:

заказчика,

строительной организации,

эксплуатационной организации, на баланс которой будет передана протекторная установка;

конторы "Подземметаллозащита" (служба защиты);

местного органа государственного надзора (по необходимости).

5.8 Дата приемки устанавливается заказчиком после проверки готовности объекта к сдаче и доводится до сведения других членов комиссии заблаговременно.

5.9 Заказчик предъявляет приемочной комиссии.

Расположение датчиков систем сигнализации по опасной концентрации газов в воздухе помещений

Л.М. ФАСТОВ, д-р техн. наук (ООО Предприятие «Системы технического надзора. Научно-исследовательский центр экспертизы техники повышенной опасности») В статье Н.И. Брагина, Н.А. Бушуева, А.Н. Великанова и др. «Электронные системы предупреждения о газовой опасности на объектах жилищно-коммунального хозяйства, топливно-энергетического комплекса, на предприятиях и в общественных учреждениях» (Безопасность труда в промышленности. - 2007. - № 2. - С. 67-68), на с. 68 сказано, что «...до сих пор не решен вопрос о нормативной площади обслуживания одним сигнализатором горючих газов...». Автор статьи представляет для опубликования имеющиеся данные, опровергающие указанное утверждение: 1. С 1988 г. действует Инструкция по установке систем сигнализации загазованности подвальных помещений (РД 204 РСФСР 3.6-88), разработанная Гипрониигазом (г. Саратов) совместно с управлением «Ленпромгаз» (руководитель темы Л.М. Фастов) и утвержденная приказом Минжилкомхоза РСФСР от 30.12.87 № 195. В инструкции в разделе 2 (с. 6-7) даны рекомендации по выбору площади контролируемого помещения и установке датчиков системы сигнализации загазованности помещений. 2. Имеется также патент № 2059292 «Способ формирования охранного пространства загазованного подвального помещения», зарегистрированный в государственном реестре, в котором, в дополнение к вышеуказанной инструкции, приведена формула определения минимальной площади контролируемого помещения в зависимости от величины утечки газа и времени, необходимого для ликвидации аварийной ситуации (время от принятия заявки аварийной службой Горгаза до ее прибытия и устранения утечки газа). В основу указанных документов положены аналитические и длительные трудоемкие экспериментальные исследования. Первым этапом исследований было определение минимальной кратности воздухообмена в плохо вентилируемых помещениях и помещениях, не имеющих вентиляции, что представляет наибольшую опасность при проникновении в них газа. Результаты работ, проведенных в Саратове в помещениях (подвалы общественных зданий, учебных заведений, дворцов культуры и кинотеатров, торговых заведений и жилых домов, общее количество обследуемых объектов - 53), показали, что с некоторым запасом минимальную кратность воздухообмена можно принять равной 1. Эта величина согласуется с результатами более ранних исследований, проведенных Гипрониигазом совместно с Ленинградским инженерно-строительным институтом в Якутске в зимний период на кухнях газифицированных квартир жилых домов. Использовался радиометрический метод с созданием концентрации индикаторного газа, меченного криптоном-85[ 1]. На рис. 1 показан план одного из обследованных подвалов зданий с расположением датчиков системы сигнализации загазованности в соответствии с [ 2]. В целях увеличения площади охраняемого пространства в смежных помещениях подвала под потолком предусмотрены открытые проемы. Аналитические исследования [ 3] проводились для природного газа (метана) в представлении, что он непрерывно поступает в замкнутый объем помещения сразу вверх в виде восходящей струи, состоящей из условно дискретных объемов шаровой или цилиндрической формы.

Уравнение движения такой струи может быть представлено в следующем виде:

(1)

Где m r - масса дискретного объема газа; X -высота подъема газового объема; F А - Архимедова сила, F А = 4/3 p r 3 r в g ; r - радиус дискретного объема; r в - плотность воздуха; g - ускорение свободного падения; F ТР - сила трения газового шара о воздух, по формуле Стокса: F ТР = 6 p m в r n ; m в - динамическая вязкость воздуха; n - скорость распространения газа; Р - вес дискретного объема газа, Р = 4/3 p r 3 r 1 g ; r r - плотность газа.Учитывая незначительную энергию свободного восхождения потока газа в атмосфере окружающего воздуха при небольшой высоте помещения (3-5 м), для практических целей вполне доступно пренебрежение эжекций воздуха потоком газа. Преобразуя уравнение (1), получаем дифференциальное уравнение для скорости движения дискретного объема газа

(2)

Решая это уравнение с учетом, что скорость дискретного объема газа в начальный момент времени равна нулю, т.е. n - 0 при i = 0, получаем

(3)

Сомножитель в скобках представляет собой поправку к известной формуле Стокса [ 4, 5]. Интегрируя формулу (3) по х от 0 до х и по i от 0 до i , получаем закон изменения высоты подъема газового объема:

(4)

Где Избыточное давление Р изб, которое возникло бы в газовом цилиндре площадью S , радиусом г , высотой h , если бы он не имел возможности изменять собственные размеры:

(5)

Согласно [ 5] примем следующую зависимость для силы трения газа о воздух, возникающей при растекании объема газа,

После ряда преобразований получим:

(7)

Результаты компьютерных расчетов с использованием численного метода Рунге-Кутта для различных объемов газа, поступающих в помещение от 0,1 до 100 м 3 /ч, позволяют сделать следующие основные выводы:1. Распространение газа в подвижной воздушной среде происходит в основном за счет конвективного обмена, а в неподвижной - за счет гравитационных сил. Диффузия газа в воздухе в этом случае, как фактор создания взрывоопасных концентраций, практического значения не имеет. 2. Газ восходящей струей быстро поднимается вверх. Примерно через 1 -2 с он уже оказывается у потолка помещения, коснувшись которого, сразу растекается по нему сравнительно тонким слоем. 3. Происходит послойное покрытие последующих слоев газа по предыдущим. При этом концентрация газа в воздухе в общем слое начинает возрастать по мере приближения к потолку помещения. Экспериментальные исследования проводились в помещении площадью 32,5 м 2 размером 5,7 ´ 5,7 м и высотой 3 м. В помещении была выполнена хорошая герметизация дверного и оконных проемов и обеспечена низкая кратность воздухообмена, около 0,5 (критические условия для подвальных помещений). Помещение имело одинаковую температуру внутри и снаружи, что исключало конвективный воздухообмен. Газ в атмосферу помещения подавался снизу (средняя часть стены). Концентрацию газа в воздухе замеряли по оси помещения в трех местах: у стены над впуском газа, в середине помещения, у противоположной стены. В каждом из указанных мест камеры замеры проводились на одинаковой высоте в трех точках: на расстоянии 3 см от потолка, 1,5 м от пола и 3 см от пола. Расход газа замерялся счетчиком, а его концентрация в воздухе - газоанализатором ЕХ-ТЕХ РМ фирмы ФРГ «Герман Северин» с пределом измерения от 0 до 5 % об. метана и погрешностью 0,2 % от максимального предела измерения. Утечки газа были условно разделены на средние - 3 м 3 /ч (0,1 м 3 /ч на 1 м 2), большие - 9 м 3 /ч (0,3 м 3 /ч на 1 м 2) и максимальные (рис. 2,3).

В предложенном способе формирования охранного пространства загазованного подвального помещения [ 6], включающем установку датчиков на его потолочной зоне с удалением от потолка на 100-200 мм, с учетом времени, необходимого для прибытия аварийной службы, минимальная площадь контролируемого помещения каждым датчиком рассчитывается по формуле

Где К - коэффициент, изменяется в диапазоне 0,1 -0,3 (при утечке газа 5 м 3 /ч - 0,1; 10 м 3 /ч - 0,2; 15 м 3 /ч - 0,3); q - утечка газа в помещении, м 3 /ч; i - время, необходимое для ликвидации аварийной ситуации с момента поступления сигнала, мин.

Нельзя не отметить то, что материалы, опубликованные в журнале авторами из НПП «Алмаз», базируются на умозрительном подходе к решению такого важного вопроса, как размещение датчиков системы предупреждения газовой опасности. Очевидно, не проводились ни аналитические, ни экспериментальные исследования, а также сбор статистического материала по отравлениям оксидом углерода (угарным газом) обслуживающего персонала в котельных. Также необходимо учесть, что плотность оксида углерода и воздуха при нормальных условиях практически одинакова (1,25 и 1,29 кг/м 3), а температура в топке (в градусах Кельвина), откуда поступает оксид углерода, примерно в 3 раза выше, чем в помещении. В этом случае оксид углерода будет еще более активно восходить вверх, чем природный газ и примерно также растекаться по потолку помещения. Налеты сажи на топочных щитках свидетельствуют об этом. Следовательно, датчики по оксиду углерода должны располагаться так же, как по природному газу - у потолка помещения, а не на расстоянии 1,5 м от пола.

Список литературы

1 . Шмагин Ю.А., Иделевич И.Х. Санитарно-гигиеническая оценка воздушной среды в кухнях газифицированных квартир в районах Крайнего Севера. Использование газа в народном хозяйстве. Сб. статей, вып. XIV. - Изд-во Саратовского университета, 1979. - С. 70-75. 2 . ФастовЛ.М. и др. Инструкция по установке систем сигнализации загазованности подвальных помещений (РД 204 РСФСР 3.6-88). - Саратов, 1988. - 22 с. 3 . Система сигнализации загазованности подвальных помещений/Л.М. Фастов, С.В. Вааз, М.С. Недлин и др. Промежуточный отчет Гипрониигаза. - Саратов, 1986. 4 . Ландау Л.Д., Лившиц Е.М. Гидродинамика. - М.: Наука, 1986.- 736 с. 5 . ХаппельДж., Бреннер Г. Гидродинамика при малых числах Рейнольдса. - М.: Мир, 1976. - 630 с. 6 . Пат. 2059292 Россия, C1G08B17/10. Способ формирования охранного пространства загазованности подвального помещения / Л.М. Фастов, А.Л. Закгейм; Опубл.27.04.96; Приоритет 16.06.92, Бюл. № 12.

Журнал "Безопасность труда в промышленности" № 8, 2007 г.