|
Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
|
|
Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
ОТКРЫТОе АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»
СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ
Дата введения___________
Область применения
1.1 Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов (далее – Нормы) устанавливают технологические требования к проектированию технологических объектов, входящих в состав магистральных и других газопроводов. 1.2 Настоящие Нормы являются обязательными при технологическом проектировании новых и реконструкции действующих газопроводов. При проектировании расширения или реконструкции действующих предприятий требования настоящих Норм распространяются только на расширяемую или реконструируемую часть. 1.3 Настоящие Нормы должны соблюдаться при проектировании магистральных газопроводов условным диаметром 1400 мм включительно, по которым транспортируется природный или попутный нефтяной газ с избыточным давлением свыше 1, 18 МПа (12 кГс/см2) до 15 МПа (153 кГс/см2) включительно. 1.4 Требования настоящих Норм не распространяются на проектирование предприятий хранения и транспортировки сжиженных газов, предприятий по добыче и хранению природного газа (головные сооружения, установки комплексной и предварительной подготовки газа), магистральные газопроводы, по которым транспортируется агрессивный к металлам газ (содержащий сероводород или пылевидные частицы серы).
Нормативные ссылки
В настоящих Нормах использованы ссылки на следующие стандарты:
3 Термины и определения
В настоящих Нормах применены следующие термины с соответствующими определениями.
3.1 баланс газа в газопроводе (в системе газоснабжения): Сравнительный итог поступления газа на входы, отборов с выходов, затрат на собственные нужды КС и потерь. 3.2 взаимосвязи режимно-технологические: Взаимосвязи между параметрами режимов функционирования (расходом, давлением, температурой) различных технологических объектов ЕСГ. 3.3 газоперекачивающий агрегат (ГПА): Установка, включающая в себя газовый компрессор (нагнетатель газа), привод (газотурбинный, электрический, поршневой или другого типа) и оборудование, необходимое для их функционирования. 3.4 газопровод: Трубопровод, предназначенный для транспорта газа. 3.5 газопровод базовый: Газопровод, предназначенный для транспорта газа из районов его добычи в районы потребления или передачи в другие газопроводы. 3.6 газопровод магистральный: Комплекс производственных объектов, обеспечивающих транспорт природного или попутного нефтяного газа, в состав которого входят однониточный газопровод, компрессорные станции, установки дополнительной подготовки газа (например, перед морским участком), участки с лупингами, переходы через водные преграды, запорная арматура, камеры приема и запуска очистных устройств, газораспределительные станции, газоизмерительные станции, станции охлаждения газа. 3.7 газопровод маневренный: Магистральный газопровод с повышенной неравномерностью и/или возможностью реверсивной подачи газа. 3.8 газопровод подключения: Газопровод, обеспечивающий подачу подготовленного к дальнему транспорту природного газа от производителя (поставщика) до магистрального газопровода (системы магистральных газопроводов) в соответствии с действующими отраслевыми стандартами или ТУ. 3.9 газопровод распределительный: Газопровод для подачи газа из магистральных газопроводов в отводы или к отдельным крупным потребителям. 3.10 газопровод-отвод: Газопроводы, предназначенные для подачи газа от распределительных или базовых газопроводов к городам, населенным пунктам и отдельным крупным потребителям. 3.11 газопровод-перемычка: Газопровод, соединяющий между собой магистральные газопроводы или системы. 3.12 давление рабочее (нормативное): Устанавливаемое проектом наибольшее избыточное внутреннее давление, при котором обеспечивается заданный режим эксплуатации газопровода; определяется по сечению на выходном трубопроводе газового компрессора. 3.13 давление рабочее максимально разрешенное: Устанавливаемая безопасная величина внутреннего избыточного давления, вводимая на объектах магистрального газопровода после завершения строительства или реконструкции, проведения аварийно-восстановительных или ремонтных работ на основании результатов испытаний, дефектоскопии, обследований и расчетов на прочность. 3.14 давление расчетное: Произведение рабочего (нормативного) давления на коэффициент надежности по рабочему давлению. 3.15 Единая система газоснабжения: Производственный комплекс, состоящий из технологически, организационно и экономически взаимосвязанных и централизованно управляемых производственных и иных объектов, предназначенных для добычи, транспортировки, хранения, поставок газа. 3.16 изоляция газопровода антикоррозионная: Наружное покрытие трубы, предназначенное для защиты от почвенной коррозии. 3.17 коридор магистральных газопроводов технический: Совокупность магистральных газопроводов (или участков) и систем магистральных газопроводов (в том числе, с различным рабочим давлением), обеспечивающих транспорт газа в едином направлении (транспортном потоке), проложенных параллельно по одной трассе. 3.18 к.п.д. ГТУ номинальный в станционных условиях: к.п.д., рассчитанный для условий по ГОСТ 28775: при температуре и давлении атмосферного воздуха - плюс 15 оС и 0, 1013 МПа, без отборов сжатого воздуха и с учетом гидравлических сопротивлений трактов (входного и выхлопного), при отсутствии утилизационного теплообменника. 3.19 к.п.д. ЦБН политропный: Отношение удельной полезной политропной работы (политропного напора) к разности энтальпий (полному напору), определяемым по параметрам газа, измеренным в сечениях входного и выходного патрубков (фланцев). 3.20 лупинг: Трубопровод, проложенный на отдельных участках газопровода параллельно основному, для увеличения производительности и/или давления, а также надежности его работы. 3.21 мощность ГПА эффективная: Мощность на муфте «привод-ЦБН (нагнетатель)», а при наличии редуктора (мультипликатора) - мощность на муфте «редуктор (мультипликатор)-ЦБН (нагнетатель) », т.е. редуктор (мультипликатор) считается принадлежностью привода. 3.22 мощность ГТУ (ГПА) номинальная в станционных условиях: Мощность на муфте ГТУ в условиях по ГОСТ 28775: при температуре и давлении атмосферного воздуха - плюс 15 оС и 0, 1013 МПа, без отборов сжатого воздуха и с учетом гидравлических сопротивлений трактов (входного и выхлопного), при отсутствии утилизационного теплообменника. 3.23 мощность КС (КЦ) установленная (включенная): Сумма мощностей ГПА, установленных (работающих) на КС (КЦ), измеряемых на муфтах газовых компрессоров (нагнетателей) газа. 3.24 мощность располагаемая: максимальная рабочая мощность на муфте ЦБН, которую может развивать привод в конкретных расчетных станционных условиях. 3.25 надежность проектируемого газопровода магистрального: Свойство проектируемого магистрального газопровода транспортировать газ в заданных объемах, не допуская ситуаций, опасных для людей и окружающей среды; является комплексным свойством, включающим безотказность, долговечность, ремонтопригодность, режимную управляемость, живучесть и безотказность. 3.26 надежность проектируемого газопровода магистрального системная: Свойства проектируемого магистрального газопровода, отражающие его влияние (после ввода в эксплуатацию) на режимы эксплуатации и надежность Единой системы газоснабжения. 3.27 надежность Единой системы газоснабжения: Свойство Единой системы газоснабжения осуществлять бесперебойное снабжение потребителей газом требуемого качества, не допуская ситуаций, опасных для людей и окружающей среды; является комплексным свойством, включающим безотказность, долговечность, ремонтопригодность, режимную управляемость, живучесть и безопасность. 3.28 переход надземный: Газопровод, сооружаемый над естественным или искусственным препятствиями. 3.29 переход подземный: Газопровод, сооружаемый под естественным или искусственным препятствиями. 3.30 потенциально-опасные участки: Участки магистральных газопроводов, расположенные в слабонесущих, пучинистых, вечномерзлых грунтах, на территориях с эндогенными и экзогенными процессами (оползни, эрозия, тектонические разломы, сейсмические явления, сели, лавины), с условиями, способствующими возникновению коррозионного растрескивания труб под напряжением (КРН), а также особо ответственные участки магистральных газопроводов, такие как переходы через автомобильные и железные дороги, подводные переходы, надземные переходы и др. 3.31 потребитель агрегированный: Совокупность фактических потребителей, суммарный спрос которых рассматривается как расчетная нагрузка при проектировании или реконструкции газопровода. 3.32 производительность коммерческая: Расход газа (млн.м3 за расчетный период), приведенный к стандартным условиям (293, 15 К и 0, 1013 МПа). 3.33 производительность магистрального газопровода (валовая): Количество газа при стандартных условиях (293, 15 К и 0, 1013 МПа), транспортируемого по газопроводу за расчетный период (год, сезон, квартал, месяц). 3.34 производительность магистрального газопровода (товарная): Объем поставок газа за расчетный период времени потребителям, подключенным к магистральному газопроводу. 3.35 производительность массовая: Расход газа, выраженный в массовых единицах (кг/с). 3.36 производительность проектная: Производительность газопровода, принятая в проекте. 3.37 производительность ЦБН объемная: Объемный расход газа в сечении входного патрубка ЦБН при входных параметрах газа, м3/мин. 3.38 пропускная способность магистрального газопровода: Расчетное суточное количество газа, которое может быть передано по газопроводу при стационарном режиме, максимальном использовании располагаемой мощности газоперекачивающих агрегатов и заданных расчетных параметрах: граничных условиях в начале и в конце газопровода, рабочем давлении по трассе, гидравлической эффективности, температуре окружающего воздуха и грунта, температуре охлаждения газа и т.п. 3.39 реконструкция магистрального газопровода: Совокупность мер по полному или частичному переустройству магистрального газопровода с целью повышения его полезных свойств и технико-экономических показателей. 3.40 система газотранспортная: Совокупность взаимосвязанных газотранспортных объектов региональной или/и территориально производственной подсистемы ЕСГ, обладающая возможностями автономного управления внутренними потоками и регулирования газоснабжения. 3.41 система магистральных газопроводов: Совокупность магистральных газопроводов, состоящая из двух и более ниток или участков магистральных газопроводов с одинаковым рабочим давлением, связанных внутрисистемными перемычками и допускающими эксплуатацию (и, как правило, работающих) в совместном гидравлическом режиме (или с различными уровнями рабочего давления, если элементы системы соединены через узлы редуцирования). 3.42 средства охраны инженерные: Конструкции, сооружения, ограждения, запорные устройства и механизмы, препятствующие несанкционированному проникновению на охраняемые объекты, а также, предназначенные для повышения эффективности применения технических средств охраны и действий сотрудников службы безопасности. 3.43 средства охраны технические: Охранная, охранно-пожарная, тревожная сигнализация, периметральная охранная сигнализация, средства оповещения, системы охранные телевизионные, средства и системы контроля и управления доступом, средства охранного освещения, интегрированные комплексные системы, программное обеспечение и другие средства, предназначенные для защиты личности и имущества. 3.44 станция газоизмерительная: Совокупность технологического оборудования, средств и систем для измерения качественных показателей и коммерческого учета расхода природного газа, поставляемого потребителям или районам. 3.45 станция газораспределительная: Совокупность технологического оборудования для снижения давления, очистки, одоризации и учета расхода газа перед подачей его потребителю. 3.46 станция компрессорная: Комплекс сооружений газопровода (магистрального), предназначенный для компримирования газа. 3.47 станция компрессорная дожимная: Компрессорная станция, устанавливаемая в технологическом процессе промысловой подготовки газа к его транспорту по магистральному газопроводу. 3.48 степень повышения давления (степень сжатия): Отношение абсолютных давлений, измеренных в сечениях выходного и входного патрубков (фланцев) компрессора. 3.49 степень повышения температуры: Отношение абсолютных температур на выходе и входе компрессора. 3.50 технически возможная производительность (ТВП) магистрального газопровода: Способность магистрального газопровода обеспечить в конкретный временной период транспортировку объемов газа от пункта приемки газа до пункта его сдачи, определенных исходя из технического состояния газопровода и допустимых технологических режимов транспортировки газа, с учетом плановых остановок для проведения ремонтных и диагностических работ. 3.51 транспорт газа: Подача газа из пункта его добычи, получения или хранения в пункт доставки. 3.52 трубопроводы технологические основного назначения: Трубопроводы, предназначенные для транспортировки газа в пределах промплощадки объекта (КС, СОГ, ГИС, ГРС) для выполнения основных технологических процессов (очистки, компримирования, охлаждения, измерения, редуцирования и т.д.). 3.53 трубопроводы технологические вспомогательного назначения (вспомогательные): Трубопроводы, предназначенные для транспортировки в пределах промплощадки объекта (КС, СОГ, ГИС, ГРС) различных веществ (масел, воды, пара, горючего и т.д.), используемых для обеспечения технологических процессов. 3.54 узел редуцирования газа: Совокупность оборудования, предназначенная для снижения и регулирования давления газа. 3.55 цех компрессорный: Составная часть компрессорной станции, выполняющая основные технологические функции (очистку, компримирование и охлаждение газа).
Сокращения
Общие положения
5.1 К основным технологическим параметрам магистральных газопроводов относятся: годовая производительность, диаметр, рабочее давление, протяженность, число КС, степень сжатия, температура охлаждения газа на КС. 5.2 Технологические параметры проектируемых газопроводов определяются по результатам оптимизационных расчетов, как правило, в предпроектной и проектной документации. 5.3 В состав магистральных газопроводов входят следующие сооружения: - линейная часть (ЛЧ), включая трубопровод с отводами, лупингами, перемычками, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, противоэрозионными и защитными сооружениями, узлами запуска и приема очистных устройств и дефектоскопов, узлами сбора и хранения конденсата, устройствами для ввода метанола в газопровод; - линии и сооружения технологической связи, средства телемеханики, автоматизированные системы управления технологическими процессами, устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установками ЭХЗ; - компрессорные станции (КС) и узлы их подключения, установки дополнительной подготовки газа (например, перед морским участком), станции охлаждения газа (СОГ); - газораспределительные станции (ГРС), узлы редуцирования газа (УРГ), газоизмерительные станции (ГИС); - системы электроснабжения, электростанции собственных нужд (ЭСН), линии электропередач, подстанции, распредустройства, системы релейных защит и автоматики; - установки электрохимической защиты (ЭХЗ) газопроводов от коррозии; линии электропередачи, предназначенные для обслуживания газопроводов; - здания и сооружения; - постоянные дороги и вертолетные площадки, расположенные вдоль трассы газопроводов, и подъезды к ним, опознавательные и сигнальные знаки местонахождения газопроводов. 5.4 Проектирование газопроводов следует выполнять на основании задания на проектирование, составленного исходя из требований СНиП 11-01 [1]. 5.5 Перечень нормативных и методических документов, рекомендуемых к использованию при технологическом проектировании магистральных газопроводов, приведен в приложении А настоящих Норм. 5.6 Размещение объектов МГ, содержание их территории и генпланы должны соответствовать требованиям СП 2.2.1.1312 [2]. 5.7 Вдоль трассы газопровода, а также вокруг компрессорных и газораспределительных станций, газоизмерительных станций и узлов редуцирования газа следует предусматривать минимально допустимые расстояния до МГ и его объектов согласно СНиП 2.05.06 [3] с учетом охранной зоны в соответствии с требованиями «Правил охраны магистральных трубопроводов» [4]. 5.8 Расчет и выбор стальных труб и соединительных деталей для сухопутных магистральных газопроводов и технологических трубопроводов на рабочее давление до 10 МПа следует выполнять в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06 [3], СП 101-34 [5], Р 51-31323949-58 [6], СНиП 2.04.12 [7] и СНиП 3.05.05 [8], на рабочее давление свыше 10 МПа – в соответствии со специально разрабатываемыми нормативными документами. При комплектации технологической обвязки объектов КС в блочно-комплекном исполнении заводского изготовления, технические требования к выбору труб, сварке и контролю стыков технологических блоков должны определяться заводом-изготовителем совместно с проектной организацией, прежде всего, с позиций нормативных требований, принятых ОАО «Газпром». 5.9 Проектирование и строительство морских магистральных газопроводов следует выполнять в соответствии со специально разрабатываемыми нормативными документами или разрешенными к применению зарубежными стандартами. 5.10 В случае, если магистральный газопровод состоит из сухопутного и морского участков, границей между ними является охранный кран на морском берегу. 5.11 При выборе материала труб с учетом климатических условий районов строительства, за расчетную температуру строительства следует принимать значения средней температуры воздуха за наиболее холодную пятидневку с обеспеченностью 0, 92 согласно СНиП 23-01 [9]. При выборе материала труб с учетом условий эксплуатации, расчетную температуру эксплуатации следует принимать в порядке, установленном Р 51-31323949-58 [6]. 5.12 Должен быть предусмотрен контроль качества строительных и монтажных работ в объеме, рекомендованном в приложении Б настоящих Норм. 5.13 Предельно-допустимый суммарный объем транспортируемого газа в пределах одного технического коридора и расстояние между этими коридорами устанавливаются согласно СНиП 2.01.51. 5.14 Режим работы магистральных газопроводов непрерывный, круглосуточный, круглогодичный. 5.15 При проектировании газопровод рассматривается как объект ЕСГ, находящийся в технологическом и режимном взаимодействии с другими объектами системы. 5.16 Срок безопасной эксплуатации проектируемого или реконструируемого объектов магистрального газопровода определяется проектом с учетом Федеральных законов «О техническом регулировании» [10] и «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» [11], Постановления Правительства Российской Федерации «О мерах по обеспечению промышленной безопасности опасных производственных объектов на территории Российской Федерации» [12], РД 03-484 [13], нормативов и стандартов, регламентирующих назначение сроков службы объектов и производств, и из условий экономической целесообразности эксплуатации газопровода, а также заданием на проектирование. 5.17 Газ, подаваемый в магистральный газопровод, должен удовлетворять требованиям ОСТ 51.40 [14]. Глубина осушки и очистки газа должна быть такой, чтобы исключались условия появления жидкой фазы в магистральном газопроводе. Для предотвращения этого необходимо, чтобы точка росы газа по влаге и углеводородам была на 5 – 7 К ниже наиболее низкой температуры газа при его транспортировке по газопроводу. 5.18 Для оценки качества природного газа, транспортируемого по магистральным газопроводам, в проекте следует предусматривать мониторинг на головных КС, на границах газотранспортных предприятий и на газопроводах подключения независимых поставщиков - до смешения потоков газа и после него. 5.19 Для снижения выбросов загрязняющих веществ в атмосферу и обеспечения безопасности проведения газоопасных и огневых работ на газопроводах следует предусматривать применение азотных технологий для заполнения и вытеснения газа из участков технологических и магистральных газопроводов. 5.20 При разработке предпроектной и проектной документации в каждый раздел следует включать перечень используемых при проектировании данного раздела нормативных документов. 5.21 Расчет численности обслуживающего персонала на объектах магистральных газопроводов следует проводить в соответствии с рекомендациями приложения В настоящих Норм. 5.22 Основные материалы и оборудование, предусматриваемые в проекте, должны иметь разрешение на применение ОАО «Газпром».
Линейные сооружения 6.1 Общие требования 6.1.1 Требования настоящего раздела распространяются на линейную часть газопровода, в состав которой входят: - трубопровод; - отводы, лупинги, перемычки; - запорная арматура; - переходы через естественные и искусственные препятствия; - противоэрозионные и защитные сооружения; - узлы редуцирования газа; - узлы запуска и приема очистных устройств; - конденсатосборники и устройства для ввода метанола; - опознавательные знаки и сигнальные знаки обозначения трассы. 6.1.2 Необходимость и количество домов линейных обходчиков (ДЛО) определяются расчетами, обосновывающими материалами. 6.1.3 Расстояние между трубопроводами в технологических коридорах магистральных газопроводов и нормы отводов земель под трассы магистральных газопроводов следует выбирать в соответствии с приложением Г настоящих Норм. 6.1.4 При необходимости обеспечения и поддержания высокого уровня гидравлической эффективности, заданием на проектирование следует предусматривать применение труб с внутренним гладкостным покрытием и периодическую очистку полости газопровода (без прекращения подачи газа) очистными устройствами, не подвергающими внутреннее гладкостное покрытие труб механическим повреждениям. 6.1.5 Для сокращения времени ремонтно-восстановительных работ следует предусматривать аварийный запас оборудования, труб и материалов в соответствии с ВРД 39-1.10-031 [15]. 6.1.6 Для обслуживания газопровода в проекте следует предусматривать сооружения для обеспечения проезда вдоль трассы. Необходимость устройства площадок для посадки вертолетов у линейных кранов обосновывается проектом. В труднодоступных районах, определяемых гидрогеологическими условиями, при прокладке в одном техническом коридоре двух и более магистральных газопроводов в проекте следует предусматривать вдольтрассовую дорогу круглогодичного действия или вертолетно-самолетное обслуживание (со строительством аэродромов). Необходимость сооружения дорог и строительства аэродромов (или вертолетных площадок) следует обосновывать в проекте. 6.1.7 При проектировании пересечений и сближений газопроводов с воздушными линиями электропередач, не входящих в состав газопроводов, в том числе, расположений по отношению к ним продувочных свечей, следует руководствоваться требованиями «Правил устройства электроустановок» (ПУЭ) [16]. 6.1.8 При прокладке силовых кабелей и кабелей связи, пересекающих действующие газопроводы, на производство строительно-монтажных работ в охранной зоне необходимо разрешение организации, эксплуатирующей газопровод, и присутствие ее представителей при проведении работ. Прокладку кабелей следует производить, в основном, с использованием технологии горизонтально-направленного бурения. Строительно-монтажные работы следует проводить в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06 [3], СНиП III-42 [17] и «Правил охраны магистральных трубопроводов» [4]. 6.1.9 Для предотвращения гидратообразования рекомендуется предусматривать устройства для ввода метанола в газопровод. 6.1.10 Склады метанола следует проектировать в соответствии с «Инструкцией о порядке получения от поставщиков, перевозки, хранения, отпуска и применения метанола на объектах газовой промышленности» [18] и СП 4132 [19]. Требуемый расход метанола и объемы предельно допустимых сбросов реагента следует определять по ВРД 39-1.13-010 [20]. 6.1.11 Узлы линейной запорной арматуры, установки катодной защиты, усилительные пункты кабельной или радиорелейной линии технологической связи, а также контролируемые пункты телемеханики, следует предусматривать, как правило, компактно. 6.1.12 Для опорожнения участков газопроводов при ремонтах и нештатных режимах эксплуатации линейных сооружений, на обоих концах участков следует предусматривать установку продувочных свечей, а также предусматривать возможность опорожнения или перекачки газа передвижными компрессорными установками в рабочие участки газопроводов. Свечи двух смежных участков, как правило, следует объединять. 6.1.13 Проектирование свечей следует производить той же категории, что и категория основного газопровода и на то же рабочее давление. 6.1.14 Время опорожнения участка газопровода должно соответствовать требованиям СНиП 2.05.06 [3]. 6.1.15 На участках газопроводов в границах между охранными кранами компрессорной станции следует предусматривать только гидравлическое испытание на прочность и проверку на герметичность. Данное требование не распространяется на районы Крайнего Севера и приравненные к ним. 6.1.16 При проектировании газопроводов в особых случаях и по согласованию с ОАО «Газпром» следует предусматривать технологии и технические средства испытаний газопроводов повышенным давлением (методом стресс-теста). 6.1.17 В проектах следует предусматривать технические решения, обеспечивающие очистку, удаление воды и осушку полости трубопроводов после строительства и реконструкции, включая: - полный цикл технологических процедур по испытаниям, очистке, удалению воды, осушке трубопроводов; - штатные узлы для подключения внешнего оборудования к трубопроводам (опрессовочные агрегаты, установки осушки, временные технологические трубопроводы); - раздельные гидравлические испытания элементов трубных систем (ЛЧ, крановые узлы, перемычки и др.), включая очистку, удаление воды, осушку трубопроводов с последующим их соединением; - водосборные продувочные линии на перемычках между действующими и строящимися трубопроводами и в нижних точках профиля трубопроводов технологических обвязок производственных объектов (КС, ГРС и пр.). Осушку газопроводов после гидравлических испытаний и очистки рекомендуется осуществлять до температуры точки росы по влаге минус 20 оС. 6.1.18 Для обнаружения утечек углеводородов на газопроводах в проектах необходимо предусматривать специальные технические средства контроля дистанционного и контактного типов. Обнаружение и измерение объемов утечек метана контактным методом следует производить в соответствии с ВРД 39-1.13-040 [21]. Для дистанционного контроля следует использовать разрешенные к применению ОАО «Газпром» средства измерения объемов утечек природного газа. 6.1.19 Подключение газопроводов-отводов (подводящих газопроводов) к действующим магистральным газопроводам следует предусматривать с использованием технологии врезки под давлением согласно инструкции по технологии производства работ на газопроводах врезкой под давлением, утвержденной в установленном порядке. 6.1.20 Для предотвращения принятия газопроводом непроектных пространственных положений, в проектах следует предусматривать комплекс мероприятий по снижению уровня грунтовых вод.
Переходы и перемычки
6.2.1 Диаметр рабочих ниток перехода, как правило, следует принимать одинаковым с диаметром магистрального газопровода. 6.2.2 Необходимость строительства резервных ниток на подводных переходах определяется требованиями СНиП 2.05.06 [3]. 6.2.3 Для однониточного газопровода количество и диаметр резервных ниток подводных переходов следует принимать из условия обеспечения проектной пропускной способности газопровода при выходе из строя основной нитки. 6.2.4 Количество и диаметр резервных ниток подводных переходов двух и более газопроводов, проходящих в одном техническом коридоре и работающих с одинаковым давлением, следует определять в проекте. Допускается предусматривать одну общую резервную нитку для газопроводов, проходящих в одном техническом коридоре и работающих с одинаковым рабочим давлением, при соответствующем обосновании в проекте. Метод испытания рабочих и резервных ниток и способ удаления воды из резервной нитки при гидравлическом испытании должны быть регламентированы проектом. 6.2.5 Надземные переходы магистральных газопроводов могут представлять собой следующие конструкции: - балочные; - шпренгельные; - арочные; - висячие; - вантовые; - мостовые переходы. Надземные переходы должны проектироваться с учетом возможного пропуска по ним очистных и диагностических устройств, заполнения газопровода водой при гидростатических испытаниях, а также колебаний конструкций переходов в ветровом потоке. В случае протяженных надземных переходов проектом должны предусматриваться и «закладываться» в смету затраты на технические средства и приспособления для осмотра и окраски газопровода. 6.2.6 При параллельной прокладке двух и более магистральных газопроводов следует предусматривать: - для газопроводов с одинаковым давлением – перемычки с запорной арматурой; - для газопроводов с различным давлением – перемычки с узлами редуцирования. При прокладке перемычки от строящегося газопровода к действующему, необходимо учитывать техническое состояние последнего. 6.2.7 На газопроводах с одинаковым рабочим давлением, перемычки следует размещать, как правило, на расстоянии не менее 30 км и не более 60 км друг от друга у линейных кранов (до и после кранов), а также до и после компрессорных станций, между охранными кранами. 6.2.8 На газопроводах с одинаковым рабочим давлением, перемычки на участках, прокладываемых в районе с холодным климатом, а также в труднодоступных местах, следует предусматривать у каждого линейного крана. 6.2.9 Минимально-допустимое отношение внутреннего диаметра перемычки к внутреннему диаметру наименьшей из параллельных ниток соединяемых магистральных газопроводов следует принимать равным не менее 0, 7. 6.2.10 На перемычках должна быть предусмотрена установка изолирующих вставок согласно ВСН 39-1.22-007 [22] и ВСН 39-1.8-008 [23]. 6.2.11 При строительстве переходов через железные и автомобильные дороги, а также через водные преграды, при соответствующем обосновании, целесообразно использовать методы наклонно-направленного бурения. 6.2.12 Участки магистральных газопроводов, проходящие в резкопересеченной горной местности, допускается прокладывать в тоннелях. Внутренний диаметр тоннеля определяется в зависимости от конструктивного решения тоннеля, из условий производства работ и последующего его обслуживания. Внутренний диаметр тоннеля должен превосходить наружный диаметр газопровода не менее, чем на 200 мм. 6.2.13. Конструктивные решения и геометрические параметры перемычек, надземных переходов и тоннельных участков магистральных газопроводов должны определяться из расчетов на прочность и устойчивость в соответствии со СНиП 2.05.06 [3]. В необходимых случаях следует устанавливать компенсационные устройства в виде обычных компенсаторов различной конфигурации или компенсаторов-упоров (на подземных участках).
Узлы редуцирования
6.3.1 Узлы редуцирования газа подразделяются на узлы постоянного и периодического действия. 6.3.2 Узлы редуцирования газа постоянного действия предназначены для непрерывного снижения и регулирования давления газа. Узлы редуцирования газа постоянного действия могут устанавливаться в местах подачи газа потребителям. 6.3.3 В составе узлов редуцирования газа постоянного действия следует предусматривать: - узел измерения расхода газа (только при подаче газа потребителю); - редуцирующие линии (рабочую и резервную); - линию связи и систему телемеханики; - электроснабжение; - систему автоматического управления и охранные системы; - узел очистки (при необходимости); - молниезащиту. 6.3.4 На каждой редуцирующей линии следует предусматривать (по ходу газа): - кран с местным и телеуправлением; - регулятор давления газа с узлом управления; - кран с ручным приводом или дистанционно управляемым приводом. Установку предохранительных клапанов следует предусматривать в узлах редуцирования, предназначенных для подачи газа потребителю. Пропускная способность предохранительных клапанов должна составлять не менее 5 % проектного расхода через узел редуцирования. Для узлов редуцирования, устанавливаемых на перемычках между магистральными газопроводами (системами МГ), установку предохранительных клапанов допускается не предусматривать. 6.3.5 Для защиты газопровода после узла редуцирования газа постоянного действия от превышения и понижения давления газа следует предусматривать переключение рабочей линии узла на резервную. 6.3.6 Узлы редуцирования газа периодического действия предназначены для передачи газа между газопроводами с различным рабочим давлением по перемычкам у линейных кранов при нештатных ситуациях. 6.3.7 В составе узлов редуцирования газа периодического действия следует предусматривать: - трубопровод с регулятором давления газа и узлом управления (одна рабочая нитка); - линию связи и телемеханики; - электроснабжение; - молниезащиту. 6.3.8 В узлах редуцирования периодического действия на линии редуцирования следует устанавливать последовательно (по ходу газа): - кран с дистанционно управляемым приводом; - регулятор давления газа; - кран с дистанционно управляемым приводом. 6.3.9 Вместо регулятора давления газа для узлов редуцирования периодического действия допускается предусматривать ручной дросселирующий кран или аналогичное устройство. 6.3.10 Краны на входе и выходе узлов редуцирования газа периодического действия следует предусматривать с дистанционно управляемыми приводами с автоматической системой защиты от превышения давления. Перед краном на выходе узла редуцирования следует устанавливать манометр, после крана – манометр и предохранительный клапан. Пропускная способность предохранительных клапанов должна составлять не менее 5 % проектного расхода через узел редуцирования. 6.3.11 Узлы редуцирования газа следует оснащать редуцирующими устройствами с местным и дистанционным управлением задатчиком давления. Запорные краны должны иметь местное и дистанционное управление из диспетчерского пункта по каналам телемеханики. По системе телемеханики диспетчеру должны передаваться: - сигнализация положения запорных кранов; - значения давления до и после узла редуцирования; - значение расхода газа через узел (при необходимости измерения расхода). Узел измерения расхода газа следует размещать до редуцирующего устройства.
|
Последнее изменение этой страницы: 2019-06-09; Просмотров: 271; Нарушение авторского права страницы