СП 111-34-96 стр.2 Предварительноеиспытание крановых узлов запорной арматуры до их монтажа в нитку…
Очистное устройство располагается впереди центратора, что обеспечивает непосредственный вынос посторонних предметов и загрязнений из полости на каждом стыке, дополнительную защиту центратора, возможность постоянно контролировать состояние очистного инструмента.
Предварительное испытание крановых узлов запорной арматуры до их монтажа в нитку газопровода
2.11. Для снижения количества отказов в процессе испытания газопровода и сокращения при этом времени и средств рекомендуется по согласованию заказчика с подрядчиком производить предварительное гидравлическое испытание крановых узлов запорной арматуры до их монтажа в нитку газопровода. Целью таких испытаний является выявление дефектов и определение герметичности крановых узлов запорной арматуры до испытания в составе линейной части газовой магистрали.
2.12. Предварительное испытание крановых узлов запорной арматуры следует производить непосредственно на трассе — на месте проектного расположения каждого узла.
2.13. Подготовка кранового узла запорной арматуры к испытанию должна осуществляться в следующем порядке (рис. 4):
Рис. 4 Принципиальная схема предварительного гидравлического испытания кранового узла запорной арматуры:
1 — крановый узел запорной арматуры;
2 — патрубок с заглушкой;
3 — сливной патрубок с краном;
4 — воздухоспускной патрубок с краном;
6 — свеча с заглушкой;
7 — шлейф с арматурой;
8 — опрессовочный агрегат;
9 — передвижная емкость с водой
– к концам монтажного узла приваривают временные патрубки из труб длиной 6 м со сферическими заглушками;
– на пониженном конце одного из приваренных патрубков монтируют сливной патрубок с краном, а на повышенном — воздухоспускной патрубок с краном и манометр;
– полностью открывают запорную арматуру.
2.14. Воду в испытываемый узел следует подавать либо непосредственно из водоема (реки, озера и т.п.), либо из передвижной емкости с помощью насоса опрессовочного или наполнительно-опрессовочного агрегата. Персонал, емкость, агрегаты и манометры должны располагаться вне охранной зоны.
2.15. Заполнение полости узла водой производят до тех пор, пока вода не появится на воздухоспускном кране. После заполнения узла водой осуществляют подъем давления. При этом:
– после достижения давления, равного 2 МПа, необходимо прекратить подъем давления и осмотреть узел. Во время осмотра подъем давления в крановом узле запрещается;
– дальнейший подъем давления до испытательного на прочность производят без остановок с предварительным удалением людей за охранную зону.
2.16. Гидравлическое испытание на прочность следует производить при давлении 1,1 Р раб в течение 2 ч, проверку на герметичность — при снижении давления до Р раб в течение времени, необходимого для осмотра кранового узла.
2.17. Крановый узел запорной арматуры считается выдержавшим предварительное гидравлическое испытание, если при осмотре узла не будут обнаружены утечки.
2.18. По окончании гидравлического испытания воду из узла сливают и временные патрубки с заглушками демонтируют.
2.19. После очистки полости следует проверить путем пропуска поршня-калибра проходное сечение газопровода с целью выявления вмятин, гофр, овальностей и других нарушений геометрической формы газопровода, препятствующих прохождению снарядов для определения дефектов стенок труб.
2.20. Размер калибровочной пластины должен соответствовать диаметру сечения газопровода, достаточному для прохода снарядов-дефектоскопов (прил. 3), т.е. составлять 95% от диаметра газопровода в пределах обследуемого участка.
2.21. Поршень-калибр должен иметь прибор, обеспечивающий возможность определения его местоположения в газопроводе в случае застревания (неприбытия в камеру приема).
2.22. Пропуск поршня-калибра выполняют аналогично пропуску очистных поршней при продувке или промывке.
2.23. Если поршень-калибр застрял в газопроводе, то его необходимо извлечь, устранить причину застревания, а затем повторить пропуск поршня-калибра.
2.24. После приема поршня-калибра необходимо отключить подачу напорной среды в газопровод (воздух, газ, вода), сбросить давление в нем до атмосферного, отрезать камеру приема и в присутствии заказчика вынуть и осмотреть поршень-калибр.
В случае повреждения калибровочной пластины следует провести работы по обнаружению и ремонту участка газопровода, где она была повреждена.
2.25. Калибровка газопровода считается законченной, когда поршень-калибр поступит в камеру приема и на калибровочной пластине отсутствуют повреждения.
3. ОЧИСТКА ПОЛОСТИ И ИСПЫТАНИЕ СИСТЕМЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ, ПРОКЛАДЫВАЕМЫХ В УСЛОВИЯХ ВЕЧНОЙ МЕРЗЛОТЫ
Особенности производства работ на вечной мерзлоте
3.1. Сооружение системы магистральных газопроводов на вечной мерзлоте характеризуется:
– крайне ранимой природной средой;
– возможностью производства основных строительно-монтажных работ только в зимний период;
– прокладкой газопроводов в высокольдистых вечномерзлых грунтах:
– невозможностью использования воды для промывки и испытания вследствие высокой вероятности ее замерзания;
– неизбежной многовариантностью ведения строительно-монтажных работ и корректировкой их графика применительно к суровым и изменчивым природно-климатическим условиям.
3.2. Учитывая изложенное в п. 3.1, а также тот факт, что зимой практически все источники воды перемерзают (особенно на Ямале) и вода в резервуарах-отстойниках замерзает раньше, чем успеет отстояться до состояния, когда и ее можно будет слить на местность, очистку полости, испытание на прочность и проверку на герметичность газопровода следует производить сжатым воздухом или природным газом.
3.3. Основные варианты комплексного производства работ по очистке полости и испытанию магистральных газопроводов приведены в прил. 2.
Очистка полости газопровода продувкой с пропуском поршня и сбор загрязнений в конце очищаемого участка
3.4. При продувке продукты очистки полости являются источником загрязнения окружающей среды. Они концентрируются в местах выброса их (в конце очищаемого участка).
В зависимости от района строительства, сезонности работ, особенностей технологических операций сооружения газопроводов состав основных загрязнений может включать: грунт, продукты коррозии, сварочный грат и огарки электродов, снег, лед, воду, случайно попавшие предметы.
3.5. В целях исключения загрязнения окружающей среды в отличие от традиционной продувки на открытый конец газопровода рекомендуется продувка на закрытый конец.
3.6. Продувка с пропуском поршня осуществляется одним из следующих способов:
– воздухом, подаваемым непосредственно от компрессоров;
– природным газом от действующего газопровода или скважины.
3.7. Продувка с пропуском поршня может применяться как при положительных, так и при отрицательных температурах окружающего воздуха или грунта на уровне заложения газопровода.
3.8. Каждый участок очищают продувкой сжатым воздухом или природным газом с последовательным пропуском трех поршней и сбором загрязнений в конце очищаемого участка. Принципиальная схема камеры пуска очистных поршней при продувке представлена на рис. 5.
Рис 5. Принципиальная схема камеры пуска очистных поршней при продувке:
1 — труба с заглушкой;
2 — очистной поршень;
4 — подводящий шлейф;
5 — патрубок с краном для пропуска третьего поршня;
7 — патрубок с краном для пропуска второго поршня;
8 — патрубок с краном для пропуска первого поршня;
9 — патрубок с краном для вытеснения воздуха (при продувке воздухом отсутствует);
11 — сигнализатор прохождения поршней
Для сбора загрязнений используется камера приема поршней и загрязнений, представляющая собой, например, отрезок трубы диаметром 1420 мм, закрытый с одного конца сферической заглушкой и имеющий патрубок-отвод с арматурой диаметром 500 мм с другого конца, приваренного к очищаемому участку. Объем камеры приема должен быть достаточным для сбора ожидаемого количества загрязнений и размещения трех поршней. Принципиальная схема такой камеры приема поршней и загрязнений при продувке представлена на рис. 6. Движущиеся в потоке загрязнения при соударении с заглушкой оседают в камере приема, а воздух (газ) через патрубок-отвод выходит в атмосферу.
Рис. 6. Принципиальная схема камеры приема поршней и загрязнений при продувке:
1 — труба с заглушкой;
2 — патрубок-отвод с краном;
4 — сигнализатор прохождения поршней
3.9. При продувке используются инвентарные камеры пуска поршней, камеры приема поршней и загрязнений, а также регулирующая арматура, не предназначенные для последующей эксплуатации в составе газопровода, а применяемые временно только на этапе строительства.
Узлы пуска и приема поршней, во избежание их смещения и вибрации, должны быть надежно закреплены.
3.10. Использование камер приема-пуска внутритрубных устройств (поршней), предусмотренных проектом на входе (выходе) компрессорных станций, а также запорной линейной и байпасной арматуры (кранов), для продувки строящихся магистральных газопроводов допускается только по согласованию с эксплуатирующей организацией (заказчиком).
3.11. Участок газопровода следует продувать с пропуском поршней, оборудованных очистными и герметизирующими элементами. При этом скорость поршня не должна превышать 5 м/с, а при подходе к камере приема — 1 м/с. Скорость перемещения поршня устанавливается:
– при продувке воздухом, подаваемым непосредственно от компрессоров, — путем изменения режима работы (производительности) этих компрессоров;
– при продувке газом от действующего газопровода или скважины — путем поддержания необходимого давления в начале участка продувки.
3.12. Если поршень застрял в газопроводе в процессе очистки полости, то его необходимо извлечь из газопровода, устранить причину застревания, а участок газопровода подвергнуть повторной очистке. Для обнаружения остановившихся (застрявших) в газопроводе поршней следует применять специальные приборы поиска.
3.13. Продувка с пропуском поршня и сбором загрязнений в конце очищаемого участка считается законченной, когда поршень поступит в камеру приема.
3.14. После продувки на концах очищенного участка следует установить временные заглушки, предотвращающие повторное загрязнение участка.
3.15. В целях исключения загрязнения окружающей среды и экономии природного газа продувку магистральных газопроводов следует осуществлять по безресиверной технологии с пропуском поршней под давлением сжатого воздуха, подаваемого непосредственно от высокопроизводительных компрессорных установок на базе авиационных двигателей (прил. 3), что обеспечивает производство работ:
– без использования ресивера;
– в 30-40 раз быстрее по сравнению с использованием других способов и технических средств;
– одновременно на нескольких участках независимо от строительной готовности газопровода в целом;
– в условиях, исключающих пожаро- и взрывоопасность и выполнение огневых работ под газом;
– в любое время года и особенно эффективно в зимний период, когда производительность и степень повышения давления компрессорных установок возрастает, а удельный расход топлива и температура нагнетаемого воздуха уменьшаются.
3.16. Продувку следует производить от мест технологических разрывов, захлестов или установки линейной арматуры с приемкой поршня и сбором загрязнений в специальные камеры.
3.17. Сооружение временного технологического шлейфа для подачи сжатого воздуха от компрессорных установок должно удовлетворять следующим требованиям:
– способ прокладки — надземный на опорах или насыпных призмах из грунта, камней, древесных материалов;
– количество опор и расстояние между ними должны обеспечить гарантированный зазор между поверхностью грунта (снежного покрова) и нижней образующей шлейфа;
– наружный диаметр шлейфа 530 или 720 мм;
– шлейф прокладывается под углом 20-60 градусов (в плане) к оси очищаемого газопровода для снижения потерь давления скоростного потока сжатого воздуха;
– длина шлейфа должна дополнительно обеспечить (в сочетании с другими мероприятиями) снижение теплового воздействия закачиваемого в газопровод воздуха до уровня, исключающего потерю устойчивости очищаемого газопровода и повреждения его изоляционного покрытия.
3.18. В случае, если поставленные компрессоры не позволяют обеспечить производительность, необходимую для перемещения поршней, то следует рассмотреть применение системы подачи воздуха с использованием ресивера.
Продувка природным газом
3.19. Природный газ для продувки участка газопровода следует подавать от действующего газопровода, проходящего вблизи строящегося объекта, или от скважины через сепараторы осушки газа, что должно быть согласовано с эксплуатирующими организациями и отражено в рабочей инструкции.
3.20. Продувку производят последовательно от источника газа по участкам между линейными кранами.
3.21. При продувке трубопровода газом из него предварительно должен быть вытеснен воздух. Газ для вытеснения воздуха следует подавать под давлением не более 0,2 МПа (2 кГс/см 2 ). Вытеснение воздуха считается законченным, когда содержание кислорода в газе, выходящем из трубопровода, составляет не более 2%. Содержание кислорода определяют газоанализатором.
Пневматическое испытание газопровода на прочность и проверка на герметичность
3.22. Испытание магистральных газопроводов, прокладываемых в условиях вечной мерзлоты, на прочность и проверку герметичности следует производить воздухом или природным газом.
3.23. Испытание на прочность и проверку на герметичность необходимо выполнять после полной строительной готовности участка или всего газопровода:
– установки арматуры, приборов, катодных выводов;
– вывода техники и персонала из опасной зоны;
– обеспечения постоянной или временной связи.
До выполнения указанных работ в комиссию по испытанию газопровода должна быть представлена исполнительная документация на испытываемый объект.
3.24. При проведении пневматического испытания давление внутри газопроводов создают воздухом или природным газом.
В целях экономии природного газа и исключения загрязнения окружающей среды испытание газопровода необходимо производить с использованием высокопроизводительных компрессорных установок.
Природный газ для испытания трубопроводов следует подавать от действующих газопроводов, проходящих вблизи строящегося объекта, или от скважины через сепараторы осушки газа.
3.25. При заполнении трубопровода воздухом или природным газом производится осмотр трассы при давлении не более 2 МПа (20 кГс/см 2 ).
В процессе закачки в воздух или природный газ следует добавлять одорант, что облегчает поиск утечек в газопроводе. Для этого на узлах подключения к источникам газа или воздуха необходимо монтировать установки для дозирования одоранта. Рекомендуемая норма одоризации этил-меркаптаном 50-80 г на 1000 м 3 газа или воздуха.
Если при осмотре трассы или в процессе подъема давления будет обнаружена утечка, то подачу воздуха или газа в газопровод следует немедленно прекратить, после чего должна быть установлена возможность и целесообразность перепуска воздуха или газа на соседний участок. Осмотр трассы выполняется либо визуально, либо с использованием специальных технических средств, в том числе установленных на летательных аппаратах (прил. 3).
Осмотр трассы при увеличении давления от 2 МПа до Р исп и в течение времени испытания трубопровода на прочность запрещается.
3.26. После создания в газопроводе испытательного давления производится стабилизация температуры. Испытания на прочность начинают после того, как разность температур испытательной среды по концам участка не превысит 1,0° С.
Давление при пневматическом испытании на прочность газопровода в целом должно быть равно 1,1 Р раб , а продолжительность выдержки под этим давлением после стабилизации температуры — 12 ч (рис. 7).
Рис. 7. График изменения давления в газопроводе при пневматическом испытании:
1 — подъем давления;
2 — осмотр газопровода;
4 — испытание на прочность;
5 — снижение давления;
6 — проверка на герметичность
В процессе испытания производится измерение давления и температуры испытательной среды как минимум в двух точках (по концам испытываемого участка).
Для измерения давления и температуры испытательной среды следует использовать манометры и термометры, а также специальные приборы.
3.27. Испытание на герметичность участка или газопровода в целом производят после испытания на прочность и снижения испытательного давления до проектного рабочего в течение времени, необходимого для осмотра трассы, но не менее 12 ч.
Воздух или газ при сбросе давления следует, как правило, перепустить в соседние участки.
3.28. Учитывая, что при пневматическом испытании процессы наполнения газопровода природным газом или воздухом до испытательного давления занимают значительное время, необходимо особое внимание обращать на рациональное использование накопленной в трубопроводе энергии путем многократного перепуска и перекачивания природного газа или воздуха из испытанных участков в участки, подлежащие испытанию. Для предотвращения потерь газа или воздуха при разрывах заполнение трубопровода напорной средой и подъем давления до испытательного необходимо производить по байпасным линиям при закрытых линейных кранах.
3.29. Газопровод считается выдержавшим испытание на прочность и проверку на герметичность, если за время испытания трубопровода на прочность труба не разрушилась, а при проверке на герметичность давление с учетом температуры оставалось неизменным и не были обнаружены утечки.
3.30. При разрыве, обнаружении утечек с помощью приборов, по звуку, запаху или визуально участок газопровода подлежит ремонту и повторному испытанию на прочность и проверке на герметичность.
3.31. Для обеспечения достоверности результатов испытания на герметичность и повышения надежности последующей эксплуатации магистрального газопровода необходимо использовать течеискатели, а также другие технические средства определения местоположения утечек в газопроводе, основанные на различных методах их поиска (по звуку вытекающего из трубопровода воздуха или газа, на основе анализа проб воздуха над поверхностью грунта и т.д.).
4. ОЧИСТКА ПОЛОСТИ И ГИДРАВЛИЧЕСКОЕ ИСПЫТАНИЕ СИСТЕМЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ, ПРОКЛАДЫВАЕМЫХ В ОБЫЧНЫХ УСЛОВИЯХ
4.1. Комплекс работ по очистке полости и гидравлическому испытанию газопроводов, сооружаемых в обычных условиях, включает:
– промывку газопровода по участкам, протяженность которых равна или больше расстояния между соседними линейными кранами, со сбором загрязнений в конце очищаемого участка;
– испытание газопровода на прочность давлением, создающим напряжения в металле трубы до минимального нормативного предела текучести, и проверку на герметичность;
– удаление воды после гидроиспытания газопровода с последующей очисткой и регулируемым возвратом в окружающую среду;
– обеспечение экологической безопасности при производстве работ;
– осушку полости газопровода;
– проверку газопровода внутритрубными диагностическими устройствами.
Очистка полости газопровода промывкой со сбором загрязнений в конце очищаемого участка
4.2. При промывке пропуск очистных устройств по газопроводам осуществляется под давлением воды, закачиваемой для гидравлических испытаний (рис. 8). Впереди очистного устройства для смачивания и размыва загрязнений заливают воду в объеме 10-15% объема полости очищаемого участка газопровода.
Рис. 8 Принципиальная схема камеры пуска и камеры приема поршней
при промывке и удалении воды после испытания:
а — камера пуска;
б — камера приема;
1 — труба с заглушкой;
2 — поршень-разделитель для окончательного удаления воды;
4 — поршень-разделитель для предварительного удаления воды;
5 — подводящий шлейф от наполнительных агрегатов;
6 — патрубок с краном для промывки;
7 — очистной поршень;
8 — патрубок с краном для заливки воды в полость перед промывкой;
9 — подводящий шлейф от опрессовочных агрегатов;
10 — сигнализатор прохождения поршней;
12 — патрубки с кранами для подачи воздуха или газа;
13 — подводящий шлейф от источника воздуха или газа;
14 — сливной патрубок с кранами;
15 — контрольный сливной патрубок с краном
4.3. Пропуск очистного устройства в потоке заполняющей газопровод воды обеспечивает удаление из газопровода не только загрязнений, но и воздуха, что исключает необходимость установки воздухоспускных кранов, повышает надежность обнаружения утечек с помощью показаний манометров.
4.4. Эффективная очистка полости и безостановочное устойчивое движение очистного устройства достигается при скорости его перемещения в потоке воды (при промывке) не менее 1 км/ч. Для достижения этой скорости суммарная производительность наполнительных агрегатов должна быть не менее 1540 м 3 /ч.
4.5. Протяженность участков, промываемых с пропуском очистных устройств, не должна превышать расстояния между компрессорными станциями и должна определяться проектом в зависимости от реальных условий трассы газопровода (расположения источников воды, рельефа местности) и применяемых наполнительных агрегатов (напора насоса).
4.6. Промывка считается законченной после прихода очистного устройства в камеру приема.
Вытеснение загрязнений в потоке воды
4.7. Очистка полости газопроводов вытеснением загрязнений в скоростном потоке воды осуществляется в процессе удаления воды после гидроиспытания с пропуском поршня-разделителя под давлением сжатого воздуха или природного газа (см. рис. 8).
4.8. Скорость перемещения поршня-разделителя в едином совмещенном процессе очистки полости и удаления воды должна быть не менее 5 км/ч и не более величины, определяемой технической характеристикой применяемого поршня-разделителя. Регулирование скорости перемещения поршня осуществляется за счет изменения подачи газа или воздуха и с помощью арматуры на сливном патрубке камеры приема поршней.
Испытание газопровода водой на прочность и проверка на герметичность
4.9. Для проведения гидравлического испытания давление внутри газопроводов создают водой. В состав основных работ по гидравлическому испытанию трубопровода входят:
– подготовка к испытанию;
– наполнение трубопровода водой;
– подъем давления до испытательного;
– испытание на прочность;
– сброс давления до проектного рабочего;
– проверка на. герметичность;
– сброс давления до 0,1-0,2 МПа (1-2 кГс/см 2 ).
При необходимости выполняются работы, связанные с выявлением и ликвидацией дефектов.
4.10. Давление Р исп при гидравлическом испытании на прочность должно быть (рис. 9):
– в верхней точке участка — 1,1 Р раб ;
– в нижней точке — не более давления, соответствующего минимальному нормативному пределу текучести материала трубы.
Время выдержки под испытательным давлением должно составлять 24 ч.
Рис. 9. График изменения давления в газопроводе при гидравлическом испытании:
1 — заполнение газопровода водой и подъем давления наполнительными агрегатами;
2 — подъем давления до Р исп опрессовочными агрегатами:
б — в верхней точке газопровода Р исп =1,1 Р раб ;
3 — испытание на прочность;
4 — снижение давления;
5 — проверка на герметичность
4.11. При подготовке к испытанию необходимо выполнить следующие операции:
– смонтировать на концах испытуемого участка сферические заглушки;
– смонтировать и испытать обвязочные трубопроводы наполнительных и опрессовочных агрегатов и шлейф подсоединения к газопроводу давлением, равным 1,25 Р исп в течение 6 ч;
– смонтировать узлы пуска и приема поршней;
– установить контрольно-измерительные приборы.
4.12. При заполнении трубопровода водой для гидравлического испытания из него необходимо удалить воздух с помощью поршней-разделителей.
4.13. Наполнение трубопровода с пропуском поршня-разделителя производится при полностью открытой линейной запорной арматуре.
Давление в газопроводе поднимают наполнительными агрегатами до давления, максимально возможного по их техническим характеристикам, а далее опрессовочными агрегатами — до давления испытания (см. прил. 3).
Особенности производства работ по очистке полости и гидравлическому испытанию при отрицательных температурах
4.14. Основными способами очистки полости газопровода при отрицательных температурах следует считать продувку с пропуском поршня и вытеснение загрязнений в потоке воды.
4.15. Оттаявшие при заполнении газопровода водой и гидроиспытании загрязнения, лед, снег эффективно вытесняются в скоростном потоке воды, удаляемой после гидроиспытания.
4.16. Испытание газопроводов при отрицательной температуре выполняется водой, имеющей естественную температуру водоема.
4.17. Гидроиспытания при отрицательных температурах имеют особенности, обусловленные возрастающей ролью фактора времени. Поэтому такие испытания следует завершить в строго определенное расчетом время, в течение которого исключается замерзание воды в трубопроводе. Для этого необходимы:
– тщательная техническая подготовка, выполнение теплотехнического расчета параметров испытания и четкая организация производства работ;
– обеспечение обязательного контроля температуры воды в газопроводе и оценки изменения давления при проверке на герметичность с учетом изменения температуры;
– устройство укрытия и утепления линейной арматуры, узлов подключения наполнительных и опрессовочных агрегатов, обвязочных трубопроводов с арматурой, приборов, камер запуска и приема поршней, сливных патрубков и других открытых частей испытуемого газопровода;
– установка узлов приема поршней, исключающая заполнение газопровода водой на открытый конец, слив воды самотеком и другие не контролируемые процессы перемещения воды в газопроводе;
– обеспечение возможности быстрого удаления воды из газопровода, что гарантируется наличием источников газа или воздуха и их готовностью к подсоединению к концам испытываемого участка.
4.18. Наполнение газопроводов водой для гидравлического испытания следует проводить с помощью наполнительных агрегатов с пропуском очистных или разделительных устройств.
Пропуск поршней в процессе заполнения газопровода водой допускается при условии предварительного прогрева магистрали прокачкой воды, или в том случае, когда температура газопровода на всем испытуемом участке выше температуры замерзания воды.
4.19. При возникновении задержек в производстве работ по испытанию, приводящих к превышению принятого в расчете времени испытания, следует возобновить прокачку воды с определенной расчетной температурой через испытываемый участок. Допускается осуществлять прокачку воды в период между испытаниями на прочность и проверкой на герметичность, а также в период, когда газопровод находится не под испытательным давлением.
Удаление воды после гидравлического испытания с последующей очисткой ее и регулируемым возвратом в окружающую среду
4.20. После гидравлического испытания из газопровода должна быть полностью удалена вода.
Для этого пропускают поршни-разделители (см. прил. 3) под давлением сжатого воздуха или природного газа в два этапа (см. рис. 8):
– предварительный — удаление основного объема воды поршнем-разделителем;
– контрольный — окончательное удаление воды из трубопровода поршнем-разделителем.
4.21. Результаты удаления воды следует считать удовлетворительными, если впереди контрольного поршня-разделителя нет воды и он вышел не разрушенным. В противном случае необходимо дополнительно пропустить контрольный поршень-разделитель.
4.22. Скорость перемещения поршня-разделителя при удалении воды должна составлять не менее 5 км/ч.
4.23. Давление газа (воздуха) в начале участка должно определяться в зависимости от перепада высот по трассе, гидравлических потерь при движении воды и перепада давления на поршень.
4.24. Оптимальные размеры сливных патрубков определяют в зависимости от отношения длины к диаметру этого патрубка (табл. 2).
СП 111-34-96 стр.2 Предварительноеиспытание крановых узлов запорной арматуры до их монтажа в нитку… Очистное устройство располагается впереди центратора, что обеспечивает непосредственный вынос
Источник: stroyka-ip.ru
СТО Газпром 2-2.1-249-2008
Магистральные трубопроводы
8 Конструктивные требования к газопроводам
8.1 Общие требования
8.1.1 Диаметр газопроводов должен определяться расчетом в соответствии с СТО Газпром 2-3.5-051.
8.1.2 В газопроводах соединение труб между собой и соединительными деталями производится при помощи сварки. Применение фланцевых соединений допускается только для подключения трубопроводов к оборудованию.
8.1.3 В газопроводах следует применять стальную запорную арматуру, соединяемую с газопроводами при помощи сварки.
8.1.4 На трассе газопровода должна предусматриваться установка сигнальных знаков в соответствии с требованиями ВРД 39-1.10-006-2000 [10]. Знаки устанавливаются в пределах видимости, но не более чем через 1 км, а также дополнительно на углах поворота.
8.2 Размещение трубопроводной арматуры
8.2.1 На газопроводах должна устанавливаться арматура, отвечающая общим техническим требованиям в соответствии с СТО Газпром 2-4.1-212.
но не более 30 км.
Кроме того, установку запорной арматуры необходимо предусматривать:
– на обоих берегах водных преград и болот при их пересечении газопроводом в две нитки и более согласно требованиям 10.2.1.13 и при необходимости на однониточных переходах категории В;
– в начале каждого ответвления от газопровода на расстоянии, допускающем установку монтажного узла, его ремонт и безопасную эксплуатацию;
– на ответвлениях к ГРС при протяженности ответвлений свыше 1000 м на расстоянии 300-500 м от ГРС;
– на входе и выходе газопроводов из УКПГ, КС, СПХГ и головных сооружений (охранные краны) на расстоянии, не менее:
– газопровода Dу 1400 мм – 1000 м;
– газопровода Dу менее 1400 мм до 1000 мм включительно – 750 м;
– газопровода Dу менее 1000 мм – 500 м;
– по обеим сторонам автомобильных мостов (при прокладке по ним газопровода) на расстоянии не менее 250 м;
1 Место установки охранных кранов от УКПГ, КС, СПХГ, ГРС принимается от границ их территорий.
2 При удалении КС от узла подключения в магистральный газопровод на расстояние свыше 700 м при наличии естественных препятствий (оврагов, сложного рельефа и т.п.) следует предусматривать установку запорной арматуры с продувочными свечами (КИП и автоматика по аналогии с кранами на узле подключения КС в магистральный газопровод) на всасывающих и нагнетательных газопроводах КС (шлейфах) на расстоянии от ограды КС, которое определяется в соответствии с 2.3.
3 Допускается совмещение охранных кранов с кранами, входящими в состав узлов пуска и приема ВТУ.
8.2.3 При параллельной прокладке двух ниток или более газопроводов узлы линейной запорной арматуры на отдельных нитках надлежит располагать на расстояниях не менее 100 м друг от друга по радиусу.
В стесненных условиях при многониточной системе газопроводов, а также в сложных условиях трассы (горный рельеф, болота, искусственные и естественные препятствия) указанные расстояния допускается уменьшать до 50 м при условии установки над наземной частью кранового узла защитного укрытия от возможного теплового воздействия пожара в случае аварии.
Расстояние от линейных (охранных) кранов до кранов на межсистемных перемычках, устанавливаемых в случае необходимости до и после линейных (охранных) кранов, должно быть не менее 50 м по радиусу.
Примечание – Требование данного пункта на линейную запорную арматуру узлов подключения не распространяется.
8.2.4 При параллельном подключении одного газопровода-ответвления к двум или нескольким ниткам газопроводов или подключении нескольких газопроводов-ответвлений к одному газопроводу узлы линейной запорной арматуры на газопроводах-ответвлениях необходимо размещать на расстоянии не менее 100 м от ближайшего линейного крана на магистрали независимо от диаметра ответвления и смещать друг от друга на расстояние не менее 50 м для ответвлений диаметром более 700 мм и на расстояние не менее 30 м для ответвлений диаметром 700 мм и менее.
Допускается при однониточной системе совмещать подключение газопроводов-ответвлений с линейными кранами (до и после крана) в одной ограде.
В стесненных условиях (при подключении газопровода-ответвления к двум и более газопроводам) допускается помещать узлы подключения в одной ограде, разнеся врезки в МГ на 50 или 30 м в зависимости от диаметра газопровода-ответвления.
8.2.5 На обвязочных газопроводах КС, ДКС, КС ПХГ и узлах подключения крепление трубопровода в месте установки запорно-регулирующей арматуры производится с помощью двух трубопроводных опор, расположенных с обеих сторон ЗРА. Тип опорных конструкций определяется проектом.
8.2.6 Надземная часть арматуры (включая в обязательном порядке импульсные трубки, блок дистанционного управления крановым узлом, кабельные линии управления) должна выполняться в огнезащитном варианте. На охранных кранах УКПГ, КС, СПХГ и головных сооружений, а также на крановых площадках многониточных газопроводов должны предусматриваться мероприятия по огнезащите надземной части арматуры (включая арматуру перемычек).
8.2.7 Газопроводы и арматура обвязки линейной запорной арматуры, находящейся под давлением, – байпасы, продувочные линии и перемычки – следует предусматривать в подземном исполнении с кранами бесколодезной установки.
Доступ обслуживающего персонала должен предусматриваться только к приводу арматуры и трубам системы уплотнения затвора, дренажа и отборов импульсного газа.
8.2.8 На обоих концах участков газопроводов между запорной арматурой, на узлах подключения КС и узлах приема и пуска ВТУ следует предусматривать установку продувочных свечей на расстоянии не менее 15 м от запорной арматуры при диаметре газопровода до 1000 мм и не менее 50 м – при диаметре газопровода 1000 мм и более.
Диаметр продувочной свечи следует определять из условия опорожнения участка газопровода между запорной арматурой в течение 1,5-2,0 ч. Установку запорной арматуры и продувочных свечей следует предусматривать на расстоянии от зданий и сооружений, не относящихся к газопроводу, не менее 300 м.
При прокладке газопроводов параллельно автомобильным и железным дорогам, линиям электропередач и связи запорную арматуру с продувочными свечами допускается располагать на том же расстоянии от дорог и линий, что и газопровод.
При пересечении газопроводом автомобильных и железных дорог, линий электропередач и связи расстояние от продувочных свечей до указанных сооружений должно приниматься не менее значений, предусмотренных при их параллельной прокладке.
Во всех перечисленных случаях расстояние от продувочных свечей запорной арматуры до мостов и виадуков должно быть не менее 300 м, от линий электропередач – согласно требованиям ПУЭ [7].
Высота продувочной свечи должна быть не менее 3 м от уровня земли.
8.2.9 Узлы установки запорной арматуры должны проектироваться из унифицированных заготовок.
8.2.10 Обвязку линейных крановых узлов и кранов перемычек следует выполнять с устройством линии дополнительного байпаса Ду = 50-150 мм с двумя кранами. Диаметр дополнительного байпаса определяется проектом. При этом все линии байпасов должны быть подземными.
8.2.11 Установку запорной арматуры, соединяемой при помощи фланцев, следует предусматривать в колодцах, наземных вентилируемых киосках или оградах. Колодцы, ограды и киоски следует проектировать из несгораемых материалов, обеспечивая при проектировании теневую защиту от аварийного пожара на МГ надземной части арматуры. Данное требование не распространяется на фланцевые соединения, смонтированные в заводских условиях.
8.2.12 Технические решения должны предусматривать ограничение негативного влияния на систему электрохимической защиты от коррозии систем заземления электрооборудования и молниезащиты технологического оборудования за счет электрического отделения от газопровода заземляемого электрооборудования (приводов кранов и узлов управления, цепей автоматики) и применения оцинкованных заземлителей.
8.2.13 Запорная арматура без систем линейного телемеханического управления должна оснащаться автоматами закрытия крана.
8.2.14 Всю запорную арматуру КС рекомендуется оснащать приводами, обеспечивающими нормальное положение «закрыто/открыто» в обесточенном состоянии блоков управления.
8.2.15 Для управления кранами, оборудованными пневмогидроприводом (линейными, на врезках газопроводов-отводов, на перемычках), должна быть предусмотрена система резервирования импульсного газа. Отбор импульсного газа следует предусматривать как до крана, так и после него, в ресивер с обратным клапаном на входе. Объем газа в резервуаре должен обеспечивать двухразовое переключение запорной арматуры.
Импульсный газ для управления запорной арматурой при необходимости должен иметь систему подготовки.
8.2.16 Конденсатосборники должны выполняться из труб и соединительных деталей заводского изготовления. Категория участка для труб и соединительных деталей конденсатосборников должна приниматься как для примыкающего к ним газопровода.
8.2.17 Конденсатосборники должны испытываться гидравлическим способом. Величина испытательного давления принимается как для примыкающего газопровода, но не менее 1,25 от рабочего давления.
8.3 Узлы пуска и приема внутритрубных устройств
8.3.1 На газопроводе должны быть предусмотрены узлы пуска и приема ВТУ. Конструкция данных узлов определяется проектом.
Газопровод в пределах одного очищаемого участка должен �
Общая информация
Документ: СТО Газпром 2-2.1-249-2008 Название: Магистральные трубопроводы Ключевые слова: давление (65), прочность (64), нагрузка (14), труба (9), воздействие (9), толщина стенки (9), магистральные газопроводы (7), соединительные детали (4) Начало действия: 2009-01-12 Дата последнего изменения: 2010-08-12 Вид документа: СТО Газпром Область применения: Настоящий стандарт распространяется на вновь проектируемые и реконструируемые магистральные газопроводы и ответвления от них условным диаметром до 1400 мм включительно с избыточным давлением среды свыше 1,18 МПа (12 кгс/см2) до 24,52 МПа (250 кгс/см2) (при одиночной прокладке и прокладке в технических коридорах) для транспортирования: – природного газа из районов добычи (от промыслов) или хранения до мест потребления (газораспределительных станций, отдельных промышленных и сельскохозяйственных предприятий); – товарного газа в пределах компрессорных станций, станций подземного хранения газа, дожимных компрессорных станций, газораспределительных станций и газоизмерительных станций, и станций охлаждения газа; – импульсного, топливного и пускового газа для компрессорных станций, станций подземного хранения газа, дожимных компрессорных станций, газораспределительных станций и газоизмерительных станций и пунктов редуцирования газа. Настоящий стандарт не распространяется на проектирование конденсатопроводов, трубопроводов сжиженных углеводородных газов, газопроводов, прокладываемых на территории городов и других населенных пунктов, в морских акваториях и промыслах, трубопроводов, предназначенных для транспортирования газа, оказывающего коррозионное воздействие на металл труб, а также на капитальный ремонт объектов (при капитальном ремонте необходимо руководствоваться нормами и правилами, разработанными для капитального ремонта, в случае их отсутствия – нормами и правилами, действующими на момент строительства объектов). Утвержден: ОАО “Газпром”(204), Разработчики документа: ОАО “Газпром”(67), ООО “ВНИИГАЗ”(92), ОАО “Гипрогазцентр”(3), ОАО “Южниигипрогаз”, Все страницы Постраничный просмотр: << 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 >>
СТО Газпром 2-2.1-249-2008 Магистральные трубопроводы 8 Конструктивные требования к газопроводам 8.1 Общие требования 8.1.1 Диаметр газопроводов должен определяться расчетом в
Источник: www.complexdoc.ru
Крановый узел газопровода
2.29. В составе узлов редуцирования газа периодического действия следует предусматривать:
трубопровод с регулятором давления газа и узлом управления (одна рабочая нитка);
линию связи и телемеханики;
2.30. На трубопроводе с краном-регулятором следует устанавливать (по ходу газа):
кран с пневмоприводом;
регулятор давления газа;
кран с пневмоприводом.
2.31. Диаметр регуляторов давления газа следует принимать, как правило, равным диаметру газопровода-отвода.
2.32. Вместо регуляторов давления газа для узлов редуцирования периодического действия допускается предусматривать ручной дросселирующий кран или аналогичное устройство.
2.33. Краны на входе и выходе узлов редуцирования газа периодического действия следует предусматривать с пневмоприводами с автоматической системой защиты от превышения давления.
Перед краном на выходе узла редуцирования следует устанавливать манометр и предохранительный клапан.
2.34. Узлы редуцирования газа следует размещать непосредственно на газопроводе или на перемычке между газопроводами. Расстояние от проектируемого узла редуцирования до действующих газопроводов II, III и IV категорий должно быть не менее 50 м.
2.35. Узлы редуцирования газа в пределах ограждаемой площадки следует принимать категории В по входному давлению.
2.36. Узлы редуцирования газа следует проектировать для работы с периодическим обслуживанием.
2.37. Узлы редуцирования газа следует оснащать редуцирующими устройствами с местным и дистанционным управлением задатчиком давления.
Запорные краны должны иметь местное и дистанционное управление из районного 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 регулирующего органа.
2.38. Размещение оборудования узлов редуцирования приведено в разделе 5 настоящих норм.
УЗЛЫ ОЧИСТКИ ГАЗОПРОВОДА
2.39. Узлы очистки газопровода предназначены для удаления продуктов очистки полости участка газопровода, как правило, без прекращения транспортировки газа.
2.40. Узлы очистки газопровода, в зависимости от взаимного расположения компрессорных станций и переходов через естественные и искусственные препятствия, а также соотношения диаметров газопровода и рабочей нитки перехода могут обеспечивать:
прием и запуск очистных устройств;
только прием очистных устройств;
только запуск очистных устройств;
транзитный пропуск очистных устройств.
2.41. В состав узлов очистки газопровода входят:
камеры приема и запуска очистных устройств;
трубопроводы, арматура и продувочные свечи;
узел сбора и отвода продуктов очистки;
механизмы для извлечения, перемещения и запасовки очистных устройств;
сигнализаторы прохождения очистных устройств;
местный щит управления узлом очистки;
стабилизирующее устройство для защиты от возможных продольных перемещений газопровода от действия перепада температур и внутреннего давления.
2.42. Узлы очистки газопровода следует совмещать с узлами подключения компрессорных станций.
2.43. На переходах через естественные и искусственные препятствия при разном диаметре рабочей нитки перехода и газопровода следует предусматривать перед переходом – узел приема очистных устройств и после перехода – узел запуска.
Примечание: при длине перехода более 15 км следует предусматривать очистку всех ниток перехода.
2.44. При характеристике очистных устройств, допускающей транзитный пропуск их, минуя одну или две компрессорные станции, у этих компрессорных станций следует устанавливать вместо узлов приема и запуска узлы транзитного пропуска очистных устройств.
2.45. Для контроля положения очистных устройств в газопроводе следует предусматривать установку сигнализаторов (датчиков) за 1000 м до и после узла приема и запуска очистных устройств.
Сигналы от датчиков следует выводить на щит управления узлом очистки, устанавлевыемый по месту, а также на диспетчерский пункт компрессорной станции.
2.46. На узлах очистки с камерами приема и устройствами транзитного пропуска очистных устройств следует предусматривать узлы сбора продуктов очистки полости газопровода.
2.47. Для аварийного сброса продуктов очистки газопровода допускается предусматривать амбары при условии согласования с органами государственного надзора.
УЗЛЫ СБОРА ПРОДУКТОВ ОЧИСТКИ ГАЗОПРОВОДА
2.48. Для удаления продуктов очистки газопровода следует предусматривать подземный коллектор-сборник, изготавливаемый из таких же труб, как и газопровод на участках I категории.
2.49. Объем коллектора-сборника следует принимать по расчету в зависимости от загрязненности газа и устанавливаемого цикла очистки, но не более:
300 м3 – для газопровода Ду 1000, Ду 1200 мм;
500 м3 – для газопровода Ду 1400 мм.
2.50. В коллекторе-сборнике следует предусматривать возможность:
передавливания жидкости в автоцистерны для вывоза на утилизацию или сжигание;
передавливания шлама в амбары или автоцистерны на вывоз и последующее обезвреживание;
очистки нижней части коллектора-сборника;
отбора проб для определения состава продуктов очистки;
контроля уровня заполнения.
2.51. Коллекторы-сборники для сбора продуктов очистки полости газопровода следует размещать на расстоянии не менее 15 метров от газопровода и от узла очистки.
2.52. Свечу для сброса газа из коллектора-сборника следует размещать на расстоянии не менее 60 м от узла очистки.
2.53. На узлах очистки газопровода, совмещенных с узлами подключения компрессорной станции, следует предусматривать освещение, телефонную связь, пешеходные дорожки до компрессорной станции, а также подъездную дорогу 5-й категории.
2.54. Запорную арматуру следует размещать на газопроводе в соответствии с требованиями главы СНиП 2.05.06-85.
2.55. На запорной арматуре, установленной на газопроводе: линейной, на перемычках, на подключениях магистральных газопроводов и отводов, на нитках многониточных переходов – следует, как правило, предусматривать автоматы аварийного закрытия кранов.
1. Не допускается установка автоматов закрытия кранов на охранных кранах компрессорной станции, а также на другой запорной арматуре, расположенной на расстоянии 150 м по обе стороны от компрессорной станции.
2. Для оперативного управления запорной арматурой на перемычках, отводах, переходах через естественные и искусственные препятствия следует предусматривать, как правило, телеуправление этой арматурой наряду с автоматами аварийного закрытия.
2.56. Автоматы аварийного закрытия линейных кранов должны обеспечивать закрытие арматуры при темпе падения давления в газопроводе на 10 – 15 % в течение от 1 до 3 минут.
При отсутствии на линейных кранах автоматов аварийного закрытия следует предусматривать телеуправление этими кранами.
2.57. Управление запорной арматурой в пределах компрессорной станции следует предусматривать дистанционным из помещения диспетчерского пункта компрессорной станции или ГЩУ цеха.
Дистанционным управлением следует оснащать:
краны на всасывающих и нагнетательных шлейфах станции (цеха);
кран на обводе станции (цеха);
кран на продувочных свечах;
краны на пусковых контурах газоперекачивающих агрегатов.
Указанная запорная арматура должна иметь также управление по месту.
2.58. При размещении перемычек между охранными кранами компрессорной станции краны на этих перемычках должны иметь дистанционное и ручное управление и блокировку с охранными кранами для аварийного отключения компрессорной станции от газопровода.
Закрытие охранных кранов и кранов на перемычках следует предусматривать от одного органа управления, расположенного в диспетчерском пункте компрессорной станции.
2.59. Управление запорной арматурой на перемычках, отводах, на нитках переходов через естественные и искусственные препятствия условным диаметром 700 мм и более следует предусматривать из помещения операторной компрессорной станции с помощью систем телемеханики или дистанционным (при возможности). По месту у арматуры должно быть ручное управление.
2.60. У запорной арматуры на линейной части следует предусматривать с обеих сторон стояки отбора импульсного газа с показывающими манометрами. Вблизи линейного крана на трубопроводе следует устанавливать поверхностный термометр сопротивления для контроля распределения температур по газопроводу.
При наличии системы телемеханики следует предусматривать подготовку импульсного газа, отбираемого из газопровода, в соответствии с требованиями заводов-изготовителей аппаратуры.
2.61. Управление запорной арматурой узла очистки газопровода следует предусматривать дистанционным. Аппаратуру управления кранами узла очистки необходимо размещать в обогреваемом блок-боксе в макроклиматическом районе с холодным климатом, а в других районах – в обогреваемом шкафу. Блок-бокс или шкаф следует располагать на площадке узла очистки на расстоянии не менее 20 метров от оси газопровода и не менее 40 метров от камеры приема в сторону, противоположную ходу газа.
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ЛИНЕЙНЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
2.62. Категории электроприемников по условиям надежности электроснабжения следует определять в соответствии с РТМ “Методические указания по нормированию категорийности электроприемников объектов газовой промышленности“.
2.63. Электропитание линейных сооружений магистрального газопровода следует предусматривать от:
существующих воздушных линий электропередачи (ВЛ) 10 (6) кВ, пересекающих трассу газопровода или находящихся на расстоянии, не превышающем расстояние до соседнего линейного потребителя, обеспеченного электроэнергией;
вдольтрассовой ВЛ напряжением 10 (6) кВ;
Допускается осуществлять электропитание линейных сооружений от ВЛ 0,4 кВ.
2.64. Вдольтрассовую ВЛ 10 (6) кВ следует предусматривать при отсутствии или низкой надежности существующих источников питания, а также для одного технического коридора, в котором проходит не менее трех газопроводов.
К ВЛ низкой надежности следует относить линии, работающие сезонно или допускающие перерывы в работе более 80 часов один раз в квартал.
2.65. В труднодоступных районах при полном отсутствии источников питания и особых сложностях строительства ВЛ следует предусматривать автономные источники питания.
2.66. Для электроснабжения установки катодной защиты (УКЗ) по 2-й категории надежности следует предусматривать:
электроснабжение от находящихся вблизи трассы или пересекающих ее ВЛ 10 (6) кВ, имеющих резервное питание;
питание каждой УКЗ от независимого источника для создания непрерывной катодной поляризации на участке пересечения газопровода или прохождения вблизи него линии 3-й категории. При этом непрерывная катодная поляризация должна обеспечиваться двумя или более совместно действующими УКЗ. Подключение установок катодной поляризации в ВЛ низкой надежности не допускается. Каждая УКЗ должна обеспечивать защитный потенциал участка газопровода при отключенной соседней УКЗ;
вдольтрассовую ВЛ 10 (6) кВ с питанием от компрессорной станции, устройством пунктов секционирования и автоматического повторного включения – при отсутствии ВЛ 10 (6) кВ или низкой надежности существующих ВЛ;
установки катодной защиты с рассредоточенными вдоль газопровода анодными заземлениями с питанием преобразователя от источника на компрессорной станции.
Допускается применение автономных источников при полном отсутствии источников питания с обязательным резервированием иным автономным источником или поляризованными установками протекторной защиты.
2.67. На вдольтрассовых ВЛ 10 (6) кВ с запиткой на компрессорных станциях следует предусматривать защиту от многофазных замыканий: токовую отсечку и максимальную токовую защиту.
Допускается применение неселективных защит совместно с устройствами автоматического повторного включения, исправляющими указанное неселективное действие защиты.
Защиту от однофазных замыканий на землю следует предусматривать в соответствии с ПУЭ.
2.68. В районах со сложным рельефом, болотистой местности и при сооружении специальных переходов ВЛ следует предусматривать строительство дорог вдоль линии и подъезды к каждой опоре или вертолетное обслуживание.
ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИЯ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ
2.69. При проектировании телемеханизации линейных сооружений газопровода следует руководствоваться действующими руководящими документами по автоматизации и телемеханизации газотранспортных предприятий.
2.70. Следует предусматривать контроль температуры грунта на глубине оси заложения трубопровода в середине участка между КС с установкой датчика с передачей (по требованию) данных в диспетчерскую КС.
2.71. При выборе систем линейной и центральной телемеханики необходимо предусматривать обмен между ними необходимой информацией.
2.72. Телемеханизация центральной диспетчерской службы должна предусматриваться в составе проекта автоматических систем управления технологических процессов газопровода или производственного объединения.
2.73. Для каждого линейно-производственного управления магистрального газопровода следует предусматривать телемеханизацию линейной части газопровода в границах данного управления.
Телемеханизация линейных сооружений газопровода должна предусматриваться в границах участка каждой компрессорной станции.
Страница 2: ОНТП 51-1-85. Магистральные трубопроводы часть i. газопроводы. Скачать бесплатно.
Источник: dnaop.com
Осторожно: газопровод!
Введены в эксплуатацию магистральный газопровод «Сахалин – Хабаровск – Владивосток» высокого давления (100 кгс/см2 (9,8 МПа)) и газопровод-отвод на ГРС-1 г. Владивостока (75 кгс/см2 (7,4 МПа)).
Внимательно ознакомьтесь со следующей информацией
Магистральный газопровод « Сахалин – Хабаровск – Владивосток » (МГ «С-Х-В») проходит по землям Уссурийского, Михайловского, Черниговского, Спасского, Кировского, Лесозаводского, Дальнереченского и Пожарского районов Приморского края. В состав МГ «С-Х-В» входит газопровод-отвод на ГРС-1 г. Владивостока, который проходит по землям Уссурийского и Шкотовского районов, Артемовского и Владивостокского городских округов.
Трасса газопровода проходит по сельскохозяйственным угодьям, просекам, болотам, пересекает реки, автомобильные и железные дороги. Механические повреждения МГ «С-Х-В» могут вызвать аварийную ситуацию с выбросом газа в атмосферу и его возгорание с причинением материального ущерба окружающей среде и народному хозяйству.
В целях обеспечения нормальных условий эксплуатации магистрального газопровода и исключения возможности его повреждения устанавливается охранная зона вдоль трассы газопровода – по 25 метров от оси газопровода с каждой стороны, вдоль подводных переходов газопровода через водные преграды – по 100 метров от осей крайних ниток переходов с каждой стороны. На местности газопровод обозначен километровыми и опознавательными знаками.
В охранной зоне газопровода также проходит магистральный кабель ВОЛС . В случае нарушения «Правил охраны линий и сооружений связи Российской Федерации» при производстве земляных работ вы несете ответственность согласно действующему законодательству вне зависимости от того, проводите ли вы эти работы самостоятельно или вас нанимает какое-либо юридическое или физическое лицо. Трассы кабельных линий связи на местности обозначаются информационными знаками, замерными столбиками, которые устанавливаются для того, чтобы предупредить повреждение кабеля ВОЛС.
Ответ ст венность за несоблюдение Правил охраны линий и сооружений связи определена ст. 13.5 Нарушение правил охраны линий и сооружений связи Кодекса Российской Федерации «ОБ АДМИНИСТРАТИВНЫХ ПРАВОНАРУШЕНИЯХ», принятого Государственной Думой 20 декабря 2001 года. Проведение всех видов работ вблизи кабельных линий связи (25 метров) должно быть СОГЛАСОВАНО с представителем службы связи Приморского ЛПУМГ.
В охранной зоне газопровода всем лицам и организациям запрещается производить всякого рода действия, которые могут привести к нарушению его нормальной эксплуатации или к повреждению (п. 4.3. «Правила охраны магистральных трубопроводов», утв. Минтопэнерго РФ 29.04.1992, Постановлением Госгортехнадзора РФ от 22.04.1992 № 9), а именно:
– перемещать, засыпать и ломать опознавательные знаки, контрольно-измерительные пункты;
– открывать люки, калитки и двери необслуживаемых усилительных пунктов кабельной связи, ограждений узлов линейной арматуры, станций катодной и дренажной защиты, линейных и смотровых колодцев и других линейных устройств, открывать и закрывать краны и задвижки, отключать и включать средства связи, энергоснабжения и телемеханики трубопроводов;
– устраивать всякого рода свалки, выливать растворы кислот, солей и щелочей;
– разрушать берегоукрепительные сооружения, водопропускные устройства, земляные и иные сооружения, предохраняющие газопровод от разрушения;
– бросать якоря, проходить с отданными якорями, цепями, лотами, волокушами и тралами, производить дноуглубительные и землечерпательные работы;
– разводить огонь, размещать какие-либо открытые или закрытые источники огня;
– проводить мероприятия, связанные со скоплением людей, не занятых выполнением в установленном порядке разрешенных работ.
В охранной зоне газопровода всем лицам и организациям без письменного разрешения эксплуатирующей организации (Приморского ЛПУМГ) запрещается:
– возводить любые постройки и сооружения;
– высаживать деревья и кустарники всех видов, складировать корма, удобрения, материалы, сено и солому, располагать коновязи, содержать скот, выделять рыбопромысловые участки, производить добычу рыбы и животных, устраивать водопои, производить колку и заготовку льда;
– сооружать проезды и переезды через трассу газопровода, устраивать стоянки автомобильного транспорта, тракторов, механизмов, размещать сады и огороды;
– производить мелиоративные земляные работы, сооружать оросительные и осушительные системы;
– производить всякого рода открытые и подземные, горные, строительные, монтажные и взрывные работы, планировку грунта;
– производить геолого-съемочные, геолого-разведочные, поисковые, геодезические и другие изыскательские работы, связанные с устройством скважин, шурфов и взятием проб грунта (кроме почвенных образцов ).
Перед началом работ предприятия, организации или отдельные граждане, производящие эти работы, обязаны получить письменное разрешение эксплуатирующей организации (Приморского ЛПУМГ) на производство работ в охранной зоне газопроводов по установленной форме.
Предприятия и организации, получившие письменное разрешение на ведение в охранных зонах газопроводов работ, обязаны выполнять их с соблюдением условий, обеспечивающих сохранность газопроводов и опознавательных знаков, и несут ответственность за повреждение последних. Производство работ без разрешения или по разрешению, срок действия которого истек, запрещается.
Для получения разрешения на производство работ в охранной зоне газопровода необходимо обращаться письменно по адресу:
ПРИМОРСКОЕ ЛПУМГ:
Почтовый (для корреспонденции): 692519, а/я 192
Местонахождение: с. Баневурово, Приморского края, База Приморского ЛПУМГ (ориентир – от д. 1 ул. Озерная 834 м на С-З).
Диспетчер ЛПУМГ: тел.: (4234) 39-82-65, тел.: 8-924-728-8014 ,тел.: 8-914-065-2491
До начала полевых сельскохозяйственных работ в охранной зоне газопровода руководители предприятий-землепользователей (колхозов, совхозов и др .) обязаны за пять дней уведомить эксплуатирующую организацию (Приморское ЛПУМГ) о сроках посевной и уборочной кампаний, согласовав безопасность их выполнения.
Обращаемся к жителям населенных пунктов, в непосредственной близости которых проходит трасса МГ «С-Х-В»: при обнаружении повреждений газопроводов, выхода (утечки) транспортируемого газа и других нештатных ситуаций просим вас немедленно сообщить об этом диспетчерам Приморского ЛПУМГ по тел.: 8-924-728-8014 или местной администрации.
Органы исполнительной власти и должностные лица, юридические и физические лица, виновные в нарушении Правил охраны магистральных трубопроводов, газораспределительных сетей и других объектов систем газоснабжения, а также норм при строительстве зданий, строений и сооружений без соблюдения безопасных расстояний до объектов систем газоснабжения (СНиП 2.05.06-85* «Магистральные трубопроводы») или виновные в умышленном блокировании или повреждении объектов систем газоснабжения, вызывающих нарушение их бесперебойной и безопасной работы, несут ответственность в соответствии с действующим законодательством Российской Федерации (ст. 215.3 Уголовного кодекса РФ).
Свойства природного газа
Природный газ легче воздуха, не имеет цвета и запаха. Он состоит в основном из метана, огнеопасен и взрывоопасен, по санитарным нормам относится к IV классу опасности. При содержании в воздухе метана от 5 до 15% по объему образуется взрывоопасная смесь. Предельно допустимая концентрация природного газа в воздухе производственных помещений (при пересчете на углерод) – 300 мг/м3, или 1% по объему. Нахождение людей в атмосфере с содержанием метана до 20% вызывает кислородное голодание, а с содержанием метана 20% и более – удушье от недостатка кислорода.
Признаки утечки транспортируемого вещества
Утечка – выход продукта из трубопроводов и технологического оборудования объектов магистрального газопровода в окружающую среду, не предусмотренный технологическим процессом. Утечка газа из газопроводов обнаруживается газоанализаторами, а также по шуму выходящего газа, обмыливанием сварных, резьбовых, фланцевых соединений газопроводов, сальников, установленных на запорной и регулирующей арматуре, контрольно-измерительных пунктов, а на открытой местности, кроме того, – по изменению цвета растительности, появлению пузырьков на водной поверхности, потемнению снега.
Обнаружение утечек газа с применением огня (зажженных спичек, факелов и т. п.) запрещается.
Все объекты строительства МГ «Сахалин – Хабаровск – Владивосток» находятся под охраной подразделения филиала ОАО « Газпром » «Дальневосточное межрегиональное управление охраны ОАО «Газпром».
Читайте также
Как корреспондент «КП» решил сделать деньги из ничего
Он собрался инвестировать в сельское хозяйство
Данный тип арматуры довольно прост по строению и в использовании. Все шаровые краны обладают структурой из 3-х главных компонентов: корпуса с шаровым запирающим органом, привода (силового механизма для исполнения), пневматической, электрической или гидравлической управляющей системы. Они характеризуются невысоким гидравлическим сопротивлением и возможностью монтажа в любом положении на трубопроводе. Шаровой кран – это главное запорное устройство на линейном участке магистрального газопровода. Устройства такого назначения изготавливаются из чугуна, стали или латуни. Они размещаются над и под землёй. В виде запорной арматуры на газопроводных магистралях применяются краны с ручным, пневматическим, электрическим и гидравлическим приводом.
Особенности шаровых кранов для газопровода – способность выдерживать высокие показатели давления и температуры газа, который транспортируется по трубам, а также устойчивость к коррозии и эрозии, вызываемых наличием примесей (диэтиленгликоль, метанол) в газе. Запорная арматура на газопроводных магистралях должна отвечать следующим требованиям:
- Кран должен герметично отключать поврежденный участок газопровода во время ремонтных работ для предотвращения возгораний, взрывов и отравления работников;
- Запорное устройство должно обеспечивать надежную герметичность и работоспособность на протяжении всего срока службы;
- Гидравлическое сопротивление в шаровом кране должно быть минимальным для уменьшения затрат энергии на преодоление данного сопротивления;
- В конструкции кранов требуется легкий доступ для проведения ремонта и обслуживающих работ, так как для ручной регулировки прилагаемые усилия должны соответствовать нормам;
- Диаметр запорного элемента должен быть равен диаметру трубопровода, на котором установлен кран.
Запорный кран изготавливается в виде воздухонепроницаемого корпуса, в середине которого устанавливается запирающий элемент. В корпусе, как правило, предусмотрено 2 (в некоторых случаях и больше) конца, служащих для плотной состыковки с трубопроводом. Главное назначение запорного элемента – герметичная отсечка составных частей трубопровода. Его конструкция представлена седлом и запорным органом, которые постоянно соприкасаются друг с другом по уплотняющим поверхностям, и в закрытом состоянии герметично разъединяют отдельные отрезки трубопровода.
Главными плюсами шаровых кранов являются: прямоточность, невысокий уровень гидравлического противодействия, бесконечное соприкосновение уплотнительных плоскостей (предотвращающее коррозию и разрешающее применять смазку для уплотнения), малогабаритность. Запорный элемент и корпус за счет сферической формы имеют малые габариты и вес, а также они более прочные и жесткие. В шаровых кранах нет необходимости в ребрах жесткости, которые лишь усложняют технологию отливки и увеличивают массу всей конструкции.
Краны с запорными устройствами сферической формы обеспечивают более надежную герметичность. Даже при недостаточных показателях точности изготовления контакты уплотнительных плоскостей корпуса и запирающего элемента обеспечивают герметизацию запорного устройства в полной мере.
По причине того, что в технологическом процессе применяется газ природного происхождения, содержащий в своём составе сероводород, используются запорные шаровые краны зарубежных и отечественных производителей. Для гарантии максимально возможной герметичности и сведения к минимуму утечек в атмосферу предусмотрено использование арматуры с типом состыковки “под приварку”.
По вопросам подбора трубопроводной арматуры обращайтесь к нашим специалистам по телефону 8 (495) 268-0-242. Будем рады вашим обращениям, а также комментариям к этой и другим публикациям.
Шаровой кран на магистральных газопроводах Данный тип арматуры довольно прост по строению и в использовании. Все шаровые краны обладают структурой из 3-х главных компонентов: корпуса с шаровым
Источник: nomitech.ru
Станьте первым!