Сама буровая головка выполнена в виде одностороннего клина, поэтому при ее вращении с одновременным вдавливанием в грунт формируется прямолинейная скважина, тогда как вдавливание без вращения отклоняет буровую головку в сторону, противоположную углу наклона клина. Поочередно поворачивая буровую головку в ту или иную сторону перемежая процесс вдавливания с процессом вращения, добиваются формирования подземного канала требуемого профиля, угол поворота которого зависит от гибкости буровых штанг. Глубина скважины при пересечении водных преград составляет 4-6м.

Для уменьшения сил трения головка оснащена форсунками, через которые подается вода. По мере проходки пилотной скважины производят поочередную стыковку буровых штанг друг с другом.

После выхода буровой головки на поверхность ее заменяют на конусный расширитель, который протаскивают при вращении в обратную сторону. При мелкозернистых грунтах обратно с расширителем протаскивают и трубу. При плотных грунтах трубу протаскивают при вторичном проходе расширителя.

В слабых грунтах для укрепления стенок пробуренного канала используют растворы на основе бетонитов в смеси с водой.

Протягиваемая труба не испытывает трения так как скважина больше трубы, протягивается с водой.

Распространению ННБ способствует:

- исключение необходимости проведения дноуглубительных, подводных и берегоукрепленных работ

- отсутствие необходимости балластировки

- сохранение естественного экологического состояния водоема

- отсутствие земельных разрушений

- снижение затрат на СМР по переходу. Не применяется этот способ в крупнообломочных грунтах. При геологических изысканиях необходимо хорошо изучить все характеристики грунтов для расчета буровой скважины.

В настоящие время в мире более 20 фирм поставляют на строительный рынок буровые установки.

В России прокладка разрешена с 1997г применяются установки «Навигатор» фирмы «Уегтеег - 81етЪшсп» (Германия).

Этот метод может применяться и при переходах через другие преграды.

Контрольные вопросы: 1. Какие основные требования к прокладке футляра? 2. В чем сущность метода ННБ?

Тема 10. Испытание и сдача в эксплуатацию объектов газоснабжения

1. Подземные ПЭ газопроводы всех давлений испытывают сжатым воздухом, под руководством специально выделенных лиц из ИГР.

При испытании на прочность в газопроводе создают давление превышающее рабочее (0,75 и 0,45 МПа для газопроводов высокого и среднего давления соответственно и 0,3 - для низкого).

Испытание на герметичность проводят при рабочем давлении на которое рассчитан газопровод - для газопроводов высокого и среднего давления, 0,1 МПа - для газопроводов низкого давления.

Время испытание для подземных газопроводов составляет: на прочность 1г, на герметичность - 24г.

Целесообразно проводить предварительные испытания (так как при них удобнее устранять дефекты).

После проведения предварительных испытаний сварочная бригада может отправляться на другой объект.

Приемочные испытания проводят при положительных результатах и после полной засыпки.

Проведение испытания ПЭ газопроводов проводят по общим правилам.

Для подачи внутреннего воздуха на одном из его концов через разъемное или неразъемное соединения приваривается отводная металлическая трубка Д 20-25мм, снабжаемая резьбовой втулкой для присоединения манометра штуцером для шланга компрессора и запорным вентилем. С противоположной стороны газопровод ограничивается заглушкой.

Проведение пневматических испытаний проводится в присутствии представителя заказчика, генподрядчика, эксплутационной организации и органа Госгортехнадзора.

ПЭ газопроводы подвергаются испытанию не ранее чем через 24ч после сварки последнего стыка.

По действующим нормативам результат испытаний на прочность считается положительным если в период испытаний нет видимого невооруженным глазом падения давления по манометру.

Перед испытанием на герметичность газопровод выдерживают 6ч для выравнивания I.

Результаты испытаний на герметичность считают положительным если в период испытания падение давления не превышает допустимого значения, определяемого по формуле:

ДНадм = (20*1р)/ё

ё - внутренний диаметр

1р - продолжительность испытаний

Существует и другой пока не утвержденный подход к оценке прочности и герметичности смонтированных газопроводов. Он заключается в том, что испытания проводятся только на прочность, при этом общее время испытания принимается как при испытании на герметичность. При испытаниях пользуются более точными манометрами, исходя из возможности обнаружения, допустить величин падения давления до объема испытываемого трубопровода.

2. Трассу ПЭ газопровода на местности обозначают опознавательными знаками не более 500м друг от друга на углах поворота в местах ответвлений, пересечений с коммуникациями.

При использовании для обозначения трассы газопровода изолированного провода знаки допускается устанавливать в местах вывода провода на поверхность земли, расположение контрольных трубок, с обеих сторон переходов.

Отклонение провода от оси прокладки не должно превышать 0,3м. Вывод провода спутника над поверхностью выполняется по ковер в специальных точках на расстоянии 4 км друг от друга.

Опознавательные знаки за пределами населенных пунктов представляют собой ж/б столбики высотой 1,6м в верхней части оборудованный металлической пластиной с подписью.

Трассы газопровода на территории населенных пунктов обозначают в местах поворотов и через каждые 200м на линейных участках с помощью привязки оси газопровода к долговременным сооружениям.

3. Для сдачи - приемки объектов в эксплуатацию создают рабочие комиссии, которые назначают приказом руководителя предприятия заказчика. Порядок и продолжительность работы рабочих комиссии устанавливает заказчик по согласованию с генподрядчиком.

В состав комиссии входят представители:

- заказчика - представитель комиссии.

- генподрядчика

- субподрядных организаций

- проектной организации

- технической инспекции профсоюзов

- профсоюзной организации заказчика

- органа госсаннадзора

- органа гос. пожарного надзора

- других организаций - по решению заказчика

- организации эксплуатирующей эти объекты

Комиссии создаются в пятидневный срок после получения письменного извещения генподрядчика о готовности объекта к приеке.

4. По окончании строительства и завершении необходимых испытаний генеральный подрядчик представляет готовый объект рабочей комиссии по приемке в эксплуатацию законченных строительством объектов. При этом заказчику передается один комплект исполнительной документации, перечень которой оговорен в «Правилах приемки в эксплуатацию законченных строительством объектов систем газоснабжения» (СНиП 3.05.02-88 и проект СНиП 42-01):

• комплект рабочих чертежей на строительство предъявляемого к приемке газопровода, с отметками о проведенных согласованиях и внесенных изменениях;

• строительный паспорт газопровода, включающий схему сварных стыков с их привязкой к постоянным ориентирам;