ОСТ 153-39.3-051-2003. 
14.МЕТРОЛОГИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЙ

ОСТ 153-39.3-051-2003. 14.МЕТРОЛОГИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЙ
Техническая эксплуатация газораспределительных систем. Основные положения. Газораспределительные сети и газовое оборудование зданий. Резервуарные и баллонные установки

      Стройка - Главная Написать нам
 
 
ПК Инфоплюс-смета Сварка - документы Бизнес-планы Исследования Тендеры  
 
 

 

 

 

 

Случайно выбранные документы:
ПБ 09-540-03 - Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств.

 

 

 

Сварка ->  Газовое оборудование ->  ОСТ 153-39.3-051-2003 -> 

 

 

– измерение сопротивления изоляции;

– осмотр состояния аппаратуры и вторичных цепей;

– опробование устройств в действии.

Периодичность частичных плановых проверок может быть изменена в сторону увеличения межповерочных интервалов по решению технического руководства организации, исходя из опыта эксплуатации средств АСУ ТП.

Внеплановые проверки проводят после всех видов ремонтов, а также в случае неудовлетворительной работы системы или отказов отдельных устройств.

Проверки не должны препятствовать нормальному функционированию газораспределительных систем, проведение их рекомендуется совмещать с ремонтными работами на основном технологическом оборудовании.

13.12. По окончании плановых и внеплановых проверок устройств АСУ ТП должны быть составлены протоколы (акты) и сделаны соответствующие записи в эксплуатационных журналах. Изменения в схемах, структуре устройств или установок должны быть отражены в технической документации АСУ ТП. При изменении порядка производства работ в производственные инструкции и принципиальные схемы к ним должны быть внесены соответствующие изменения.

13.13. Государственная поверка измерительных приборов, входящих в комплект устройств АСУ ТП, должна производиться в сроки, установленные Госстандартом России.

13.14. Во время работы устройств АСУ ТП запрещается производить вблизи или на них ремонтные или строительные работы, вызывающие вибрацию или сотрясения, которые могут привести к искажению показаний аппаратуры или выводу ее из строя.

13.15. В процессе эксплуатации средств АСУ ТП должны быть обеспечены условия работы аппаратуры в соответствии с инструкциями изготовителей по допустимой температуре, влажности, вибрации и др.

При необходимости должны быть приняты соответствующие меры: подогрев, охлаждение, виброзащита и т.п.

 

14. МЕТРОЛОГИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЙ

 

14.1. Организация метрологического контроля и надзора

 

14.1.1. Организация - собственник средств измерения осуществляет метрологический контроль и надзор, а также эксплуатацию средств измерения в соответствии с Законом Российской Федерации “Об обеспечении единства измерений” от 27.04.1993 г. №4871-1.

14.1.2. Метрологический контроль и надзор осуществляется метрологической службой организации-собственника средств измерения путем:

– калибровки средств измерений;

– поверки средств измерений;

– надзора за состоянием и применением средств измерений в процессе эксплуатации;

– надзора за соблюдением метрологических правил и норм нормативных документов по обеспечению единства измерений;

– своевременного представления средств измерений на поверку и калибровку, а также на испытания в целях утверждения типа средств измерений.

14.1.3. Положительные результаты поверки средств измерений удостоверяются поверительным клеймом или свидетельством о поверке.

 

14.2. Приборы измерения давления и разрежения

 

14.2.1. В зависимости от значений измеряемого давления или разрежения могут применяться мембранные, сильфонные, пружинные и жидкостные манометры.

14.2.2. Поверка мембранных, сильфонных и пружинных манометров должна производиться в соответствии с п.п.14.1.3 настоящего ОСТ, но не реже одного раза в год, а также после каждого ремонта.

Осмотр рабочих манометров и сверка их показаний с показаниями контрольного прибора для определения погрешности показаний должны производиться персоналом организации-собственника средств измерений не реже одного раза в 6 месяцев.

Результаты сверок должны записываться в специальном журнале.

Манометры не допускаются к эксплуатации в следующих случаях:

– отсутствует поверочная пломба (клеймо);

– просрочен срок поверки;

– стрелка при отключении прибора не возвращается на нулевую отметку шкалы;

– разбито стекло или имеются другие повреждения, которые могут отразиться на правильности показаний прибора;

– погрешность показаний превышает установленную допустимую, указанную в документации или на шкале прибора.

14.2.3. При эксплуатации жидкостных манометров следует периодически, но не реже одного раза в 3 месяца, производить заливку затворной жидкости, чистку трубок и поверхностей прибора ватой, пропитанной бензином или спиртом.

14.2.4. Для записи давления газа должны применяться самопишущие приборы с дисковой или ленточной диаграммой. Диаграммная бумага должна соответствовать паспорту прибора, и перед ее установкой следует отметить место установки и дату. Если перо наносит линию толщиной более 0,3 мм, его следует заменить. Техническое обслуживание самопишущих манометров следует производить в сроки, указанные в паспорте предприятия-изготовителя.

 

 

14.3. Средства учета расхода газа

 

14.3.1. Техническое обслуживание средств учета расхода газа производится персоналом организации-собственника приборов или специализированными организациями.

14.3.2. При техническом обслуживании узлов учета расхода газа проверяется наличие пломб на запорном устройстве байпаса счетчиков и их счетных механизмах, на запорном устройстве продувочного трубопровода перед узлом.

Проверку герметичности импульсных трубок средств учета расхода газа с расходомерами переменного перепада давления следует осуществлять не реже 1 раза в неделю. Также раз в неделю проверяется возвращение стрелки (пера) измерительного прибора на нуль при отсутствии расхода. Соответствие перепада давления в сужающем устройстве табличным значениям должно проверяться не реже 1 раза в месяц.

14.3.3. Техническое обслуживание газовых счетчиков осуществляется в следующие сроки:

– контроль уровня заправки маслом счетчика, смазка счетного механизма и заливка масла в местах расположения отверстий-масленок - не реже 1 раза в неделю;

– промывка счетчика при резком возрастании или колебании перепада или стука в счетчике - по мере необходимости;

– замена масла в передаточном механизме после промывки камер ротационного счетчика, шестерен бензином или керосином - не реже 1 раза в 3 месяца.

14.3.4. Для залива подкрашенной воды в дифманометр, последний должен быть отключен от счетчика, а залив и спуск масла можно производить только при отключенном счетчике. Для промывки внутренней полости роторы проворачивают специальной рукояткой, через верхнюю горловину заливают бензин (керосин), стекающий через спускной штуцер в посуду. Вращение роторов должно быть легким. При вращении роторов можно убедиться в работе счетного механизма.

 

14.4. Хроматографические газоанализаторы

 

14.4.1. Хроматографические газоанализаторы применяются для определения компонентного состава углеводородных и дымовых (отходящих) газов.

14.4.2. Хроматографические газоанализаторы должны подвергаться государственной поверке 1 раз в год поверочными газовыми смесями (ПГС) заданной концентрации. Состав ПГС должен подтверждаться документами.

14.4.3. Техническое обслуживание хроматографических газоанализаторов должно производиться не реже одного раза в год персоналом организации-собственника приборов или специализированными организациями. При техническом обслуживании проверяется состояние электрических устройств, газовой системы, механических частей и устраняются все выявленные неисправности. После ремонта производится государственная поверка прибора. Проверка герметичности газовой системы хроматографа должна производиться перед началом работ (анализов).

 

14.5. Газоанализаторы, газоискатели и газоиндикаторы, приборы контроля загазованности помещений

 

14.5.1. Для определения загазованности помещений зданий, подземных сооружений могут применяться переносные газоанализаторы термохимического действия типа ПГФ и газоанализаторы-интерферометры. Допустимая погрешность газоанализаторов термохимического действия не должна превышать:

– при анализе смесей воздуха с метаном ±0,15% объема по первому пределу, ±0,5% объема по второму пределу;

– при анализе смесей воздуха с пропаном ±0,1% объема по первому пределу, ±0,3% объема по второму пределу.

Газоанализаторы термохимического действия должны подвергаться государственной поверке с помощью ПГС не реже одного раза в 6 месяцев и после каждого ремонта прибора.

14.5.2. При анализе проб воздуха в зданиях и сооружениях с помощью газоанализатора-интерферометра прокачку пробы, в составе которой может находиться углекислота, необходимо производить через поглотительный патрон. Пригодность химического поглотителя углекислоты определяется путем пропускания пробы воздуха, содержащей 2% углекислоты через газовую линию прибора, при этом указатель измеряемой величины должен оставаться в исходном (нулевом) положении. Продолжительность работы поглотительного патрона без перезарядки - не более 600 анализов. Перезарядка патронов должна производиться в лабораторных условиях. Проверка газоанализаторов-интерферометров на точность показаний должна производиться эталонными смесями один раз в 6 месяцев.

14.5.3. Проверка газоанализаторов термохимического действия и газоанализаторов-интерферометров должна производиться на установке, обеспечивающей дозирование газовоздушной смеси по 5-му классу точности.

14.5.4. Порядок подготовки к работе и техническое обслуживание газоискателей и газоиндикаторов, предназначенных для определения мест утечек газа из газопроводов, должны производиться в соответствии с документацией предприятия-изготовителя.

14.5.5. Государственная поверка газосигнализаторов должна производиться не реже 1 раза в год.

14.5.6. Техническое обслуживание, проверка функционирования и настройка порога срабатывания газосигнализаторов для контроля загазованности помещений должны производиться специализированной организацией в присутствии представителя организации-собственника приборов не реже 1 раза в год. Разрешается выполнение этих работ специально обученным персоналом эксплуатационной организации или организации - собственника приборов при наличии переносного оборудования для поверки и настройки сигнализаторов.

 

14.6. Приборы контроля изоляционных материалов и изоляционных покрытий

 

14.6.1. Приборы для определения физико-химических свойств битумов должны подвергаться поверке не реже одного раза в год, а также после ремонта.

14.6.2. Техническое обслуживания искателей повреждений изоляции газопроводов должно выполняться в соответствии с документацией организации-изготовителя. В технических паспортах содержатся сведения, подтверждающие технические возможности прибора.

 

14.7. Эксплуатация автоматики

 

14.7.1. Обслуживание систем автоматики производится представителями специализированной организации или работниками предприятия, эксплуатирующего газовое хозяйство, прошедшими специальную подготовку и получившими удостоверение о допуске к обслуживанию. Сроки проведения технического обслуживания систем автоматики - не реже 1 раза в 3 месяца, ремонт - не реже 1 раза в год.

14.7.2. Состав работ при техническом обслуживании и ремонте приборов автоматики безопасности и сигнализации устанавливают в соответствии с инструкциями по эксплуатации заводов-изготовителей или проектной документацией на устройство автоматики. График проведения работ утверждается техническим руководством предприятия в установленном порядке.

14.7.3. Техническое обслуживание включает в себя следующие виды работ: проверку исправности аппаратуры; продувку импульсных трубок; проверку состояния монтажа (контактов, клеммных винтов, паек и т.д.), наличия смазки в редукторах реверсивных двигателей; обдувку внутренних полостей приборов сухим чистым воздухом давлением до 0,1 кг/см2; проверку работоспособности и настройку приборов автоматики согласно монтажно-эксплуатационным инструкциям. Проверка срабатывания устройств защиты по контролируемым параметрам осуществляется путем имитации аварийных режимов.

14.7.4. Техническое обслуживание предусматривает также выполнение ряда операций в процессе эксплуатации автоматики, необходимых для ее нормальной работы: наблюдение за состоянием оборудования с целью обнаружения и устранения мелких дефектов, проверку правильности работы автоматики по регистрирующим приборам, исправность электрических соединений путем внешнего осмотра.

14.7.5. При необходимости длительного отключения системы автоматики (например, после окончания отопительного сезона) производят ее ревизию (разборка и очистка от грязи, промывка, продувка импульсных трубок, зачистка контактов, замена износившихся деталей и т.д.), а также проверку приборов согласно инструкции по их лабораторной проверке. Для защиты от загрязнения и коррозии производят консервацию автоматики. При этом приборы (регуляторы, стабилизаторы, щиты, сигнализаторы, датчики, клапаны, исполнительные механизмы и т.д.) зачехляют, незащищенные места крепления импульсных трубок снабжают предупреждающими надписями. Неокрашенные металлические детали тщательно очищают и покрывают тонким слоем технического вазелина.

 


Приложение А

(обязательное)

 

Нормативные ссылки

 

ГОСТ Р 50838-95 Трубы полиэтиленовые для газопроводов. Технические условия

ГОСТ 9.510-93 Листы алюминиевые общего назначения

ГОСТ 481-80 Паронит и прокладки из него. Технические условия

ГОСТ 5542-87 Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения

ГОСТ 7338-90 Пластины резиновые и резинотканевые. Технические условия

ГОСТ 7931-76 Олифа натуральная. Технические условия

ГОСТ 9544-93 Арматура трубопроводная запорная. Нормы герметичности затворов

ГОСТ 10007-80 Фторопласт-4. Технические условия

ГОСТ 10330-76 Лен трепаный. Технические условия

ГОСТ 13726-97 Ленты из алюминия и алюминиевых сплавов. Технические условия

ГОСТ 15180-86 Прокладки плоские эластичные. Основные параметры и размеры

ГОСТ 17133-83 Пластины резиновые для изделий, контактирующих с пищевыми продуктами

ГОСТ 19151-73 (ИСО 510-77) Сурик свинцовый. Технические условия

ГОСТ 20448-90 Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления. Технические условия

ГОСТ 21204-97 Горелки газовые промышленные. Общие технические требования

ГОСТ 21631-76 Листы алюминиевые общего назначения

ГОСТ 27578-87 Газы углеводородные сжиженные для автомобильного транспорта

ОСТ 610-458-87 Белила свинцовые густотертые. Технические условия

ПБ 12-529-03 Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления, утвержденные Постановлением Госгортехнадзора России от 19.03.01 №32.

ПБ 12-609-03 Правила безопасности для объектов, использующих сжиженные углеводородные газы, утвержденные Постановлением Госгортехнадзора России от 19.03.01 №32

ПБ 03-576-03 Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением, утвержденные Постановлением Госгортехнадзора России от 11.06.03 №91

СНиП 42-01-2002 Газораспределительная система

СНиП 2.05.06-85 Магистральные трубопроводы

СНиП 2.08.02-89* Общественные здания и сооружения

 


Приложение Б

(информационное)

 

Техническое обследование газопроводов приборным методом

 

1. Подготовительные работы по приборному техническому обследованию подземных газопроводов

1.1. Операторы, проводящие приборное техническое обследование газопроводов, должны иметь маршрутные карты.

В каждой маршрутной карте должны быть указаны:

– схема трассы газопровода в плане с указанием диаметров газопроводов и всех сооружений на газопроводах (газовые колодцы, конденсатосборники, гидрозатворы, контрольные проводники, установки электрохимической защиты и др.);

– расположенные до 15 м в обе стороны от газопровода колодцы других подземных коммуникаций (канализации, теплотрассы, водопровода, телефона и др.), подвалы зданий, коллекторов, шахты устоев мостов);

– все пересечения газопровода с другими подземными коммуникациями;

– отмечены анодные и знакопеременные зоны.

1.2. Для изучения особенностей каждой трассы операторы должны произвести их предварительное обследование без приборов, уточнить и отметить на маршрутных картах места, где возможны индустриальные помехи (линии ЛЭП, радиотрансляции), повышенная загазованность (от промышленных предприятий, автобаз, гаражей транспорта).

1.3. На маршрутных картах операторам следует наметить места подключения к газопроводу генератора приборов для отыскания мест повреждений изоляции газопроводов. Выбор места подключения следует производить из расчета возможности обследования наибольшей протяженности газопровода с одного подключения. Наиболее целесообразные места подключения генератора к газопроводу - газовые вводы, контрольные проводники, конденсатосборники.

1.4. Подключение генератора к газопроводу в газовых колодцах допускается лишь в крайних случаях с соблюдением всех необходимых мер безопасности.

1.5. В месте подключения генератора установить табличку "Опасно! Напряжение!".

2. Подготовка приборов к работе

2.1. Перед выездом на объект должна быть проверена готовность приборов к работе.

2.2. У аппаратуры для определения сквозных повреждений изоляционного покрытия газопроводов проверить:

– комплектность на соответствие с паспортом завода-изготовителя;

– наличие у операторов группы допуска на производство работы с электроаппаратурой;

– внешним осмотром исправность комплектующих проводов, контура поискового, генератора, приемника, телефона;

– напряжение питания генератора и приемника.

2.3. У приборов по определению герметичности газопроводов необходимо проверить:

– комплектность в соответствии с паспортом завода-изготовителя;

– внешним осмотром отсутствие механических повреждений, чистоту входного отверстия пробозаборника.

2.4. Проверка работоспособности производится до и после обследования. Для проверки работоспособности прибора на вход газоиндикатора следует подать контрольную смесь в соответствии с паспортом и проверить чувствительность.

3. Обследование состояния изоляционного покрытия

3.1. Для обследования состояния изоляционных покрытий следует применять приборы и аппаратуру, получившие наибольшее распространение.

Аппаратура должна обеспечивать обследование состояния изоляционного покрытия газопроводов под любыми видами дорожных покрытий и грунтов без их вскрытия, а также определять местоположение и глубину заложения газопроводов (например, АНТПИ).

3.2. По прибытии на объект операторы должны выполнить следующие работы:

– определить место на газопроводе, где возможно соединение генератора с газопроводом (ввод, дрипп, смотровой колодец) и установить генератор вблизи места присоединения. (Перед выполнением присоединения в колодце необходимо провести проверку загазованности колодца);

– определить место заземления генератора и произвести погружение двух заземляющих штырей в грунт на всю длину на расстоянии 5-10 м от трассы газопровода, расстояние между штырями 1,5-2 м;

– произвести визуально проверку качества заземления генератора. При необходимости, для получения лучшего согласования малого сопротивления растекания заземлителя, необходимо место заземления полить (пропитать) подсоленной водой, по возможности использовать различные металлические сооружения, имеющие надежный контакт с землей и малое сопротивление растеканию тока (шины заземлений и др.);

– пятиметровым проводом соединить выход генератора с газопроводом с помощью магнитного контакта. Для обеспечения надежного электрического контакта поверхность трубы необходимо зачистить напильником. В соответствии с паспортом проверить согласование генератора с нагрузкой;

– установить табличку "Опасно! Напряжение!";

– в соответствии с особенностями прокладки газопровода, по паспорту прибора выбрать метод обследования изоляции, произвести необходимые соединения, установить соответствие частот;

– при включенном генераторе запрещается подключение и отключение его внешних цепей как со стороны клемм, так и со стороны штырей заземления и магнитного контакта от газопровода.

3.3. Обследование участков газопроводов, находящихся на расстоянии менее 50 м от мест подключения к ним электрозащитных установок, следует производить только после отключения электрозащитных установок.

3.4. При обследовании изоляции аппаратура должна обслуживаться двумя операторами, которые перемещаются вдоль трассы газопровода.

Величина сигнала определяется разностью потенциалов на поверхности земли, которые образуются прохождением переменного тока по цепи (генератор - труба - изоляция - земля - заземлитель - генератор). В месте повреждения изоляции переходное сопротивление труба-земля уменьшается, и на поверхности земли потенциал будет иметь повышенное значение. Увеличение потенциала будет тем значительнее, чем больше повреждение. Оценка разности потенциалов производится без контакта с грунтом, при этом в качестве электродов используется собственная емкость операторов относительно земли.

3.5. В процессе обследования изоляции первый оператор должен перемещаться вдоль трассы газопровода со специальной изолированной потенциалосъемной пластиной, соединенной с приемником проводом длиной 4 м, при этом руки оператора должны быть прижаты к туловищу. Второй оператор перемещается вдоль трассы с приемником в руках. Второй оператор должен следить за тем, чтобы проводник, соединяющий его с приемником, был в натянутом состоянии и обеспечивать безопасность перемещения по трассе. В процессе обследования изоляции скорость перемещения операторов должна быть не более 0,5 м/с. Оператор с приемником периодически должен наблюдать за уровнем сигнала по отклонению стрелки индикаторной головки и уровню звука в телефоне и уточнять местоположение оси трассы газопровода.

В тех случаях, когда производить обследование изоляции бесконтактным методом невозможно по причине сильного влияния индустриальных помех, оценку разности потенциалов можно производить контактным способом.

Для создания контакта с грунтом следует использовать штыревые электроды. Каждый электрод погружается в грунт на глубину не менее 3 см при перемещении по трассе с интервалом измерения не более 1 м. При этом вдоль трассы газопровода перемещаются два оператора: первый с приемником и заземляющим штырем, соединенным комплектующими проводами с клеммой "Вход" приемника, второй оператор - со штырем, который соединен с клеммой "1" приемника.

При обследовании изоляции газопровода могут применяться два метода расположения электродов.

Первый метод - параллельное расположение электродов при движении вдоль газопровода. Операторы должны передвигаться по оси газопровода, впереди оператор с проводником, соединяющим его с входом приемника (клемма "Вход"), за ним, на расстоянии 4 м, оператор с приемником и поисковым контуром. Место повреждения изоляции следует определять по изменению уровня звука в телефоне и изменению показаний головки индикаторной приемника. С приближением второго оператора к месту повреждения изоляции сигнал в приемнике увеличивается, затем, достигнув максимального значения, когда первый оператор находится над повреждением, сигнал начинает уменьшаться и достигает минимального значения в тот момент, когда операторы находятся на одинаковом расстоянии от места повреждения. При дальнейшем движении вдоль газопровода сигнал опять увеличивается и достигает максимального значения, когда оператор с приемником будет находиться над повреждением. Место повреждения определяется в тот момент, когда фиксируется в телефоне минимальный уровень звука, а на приемнике наблюдается минимальное отклонение стрелки индикаторной головки. На поверхности земли место повреждения отмечается по средней точке расстояния между операторами. Указанное место повреждения уточняется путем повторного обследования на этом участке при расстоянии между операторами, уменьшенном в два раза.

Второй метод - перпендикулярное расположение электродов и операторы при движении вдоль газопровода должны располагаться на линии, перпендикулярной к оси трассы газопровода. Расстояние между операторами должно быть не более 4 м. При движении вдоль газопровода оператор с приемником должен перемещаться над газопроводом. С приближением операторов к месту повреждения изоляции сигнал, фиксируемый приемником, увеличивается и имеет максимальное значение над местом повреждения. Место повреждения изоляции соответствует положению операторов, при котором наблюдается максимальный уровень звука в телефоне и наибольшее отклонение стрелки индикаторной головки.

При наличии близко расположенных дефектов, отстоящих друг от друга менее чем на 4 м, параллельным методом обследования изоляции можно установить только факт присутствия и границы поврежденного участка по изменению сигнала. В этом случае расположение электродов нужно изменить на перпендикулярное и точно определить места повреждений.

Движение операторов вдоль трассы газопровода должно проходить по оси трассы газопровода, смещение с оси допускается на один метр.

В месте предполагаемого повреждения изоляции должна определяться глубина заложения газопровода.

Привязку предполагаемого места повреждения изоляции производить к ближайшим капитальным сооружениям.

В процессе работы необходимо производить контроль напряжения питания генератора и приемника. При его снижении до предельного значения произвести замену батарей питания в приемнике, зарядку аккумуляторной батареи в генераторе.

4. Определение оси трассы и глубины заложения газопровода и других металлических трубопроводов спутника полиэтиленового газопровода при подключении генератора к газопроводу гальванически.

4.1. Ось трассы газопровода определяется оператором по максимальному звуку в телефоне или по максимальному отклонению стрелки индикаторной головки (1 способ).

Для этого катушку поискового контура следует установить в горизонтальной плоскости и уточнить направление трассы путем вращения поисковой катушки в горизонтальной плоскости по минимальному сигналу. Минимальный сигнал соответствует моменту, когда катушка будет сориентирована параллельно газопроводу. При определении трассы поисковый контур необходимо держать в горизонтальной плоскости перпендикулярно направлению трассы. Максимальный сигнал соответствует моменту, когда катушка будет находиться над осью газопровода.

4.2. Ось трассы газопровода определяется по минимальному звуку в телефоне или минимальному отклонению стрелки индикаторной головки (2 способ).

Для этого катушку поисковую следует установить вертикально и перемещать ее по линии, перпендикулярной направлению трассы (минимальный звук в телефоне и минимум отклонения стрелки на индикаторной головке соответствует положению штанги над осью газопровода).

4.3. Ось ответвления от газопровода или ось газопровода после поворота определяется по максимальному звуку или максимальному отклонению стрелки индикаторной головки.

Для этого следует сместиться с оси газопровода в сторону ответвления или поворота на
1-2 м; сориентировать катушку параллельно газопроводу и перемещаться вдоль газопровода, сохраняя ориентацию катушки, до появления максимума звука в телефоне и максимума отклонения стрелки индикатора.

4.4. При определении оси трассы металлического газопровода и др. металлических трубопроводов при индуктивной связи генератора с газопроводами и др. коммуникациями на частоте 8-10 кГц работа выполняется в следующем порядке:

– подготовить аппаратуру к работе и включить генератор и приемник;

– сориентировать плоскость катушки индуктивной связи с направлением газопровода;

– поисковую катушку установить вертикально. Сместиться от генератора по направлению газопровода на 10-15 м.

При определении оси трассы катушку поисковую, располагая вертикально, следует перемещать по линии, перпендикулярной направлению трассы, до минимума звука в телефоне и минимуму отклонения стрелки на индикаторной головке (минимум звука и отклонения стрелки соответствует положению катушки над осью газопровода). Для определения оси трассы и направления необходимо определить две, три точки и провести через них линию трассы.

 

 

 

 

 

 

 

    Рейтинг@Mail.ru   Каталог популярных сайтов           
Разместить сайт в каталоге
Разместить статью в каталоге