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;
электроснабжение.
2.30. На трубопроводе с краном-регулятором следует устанавливать (по ходу газа):
кран с пневмоприводом;
регулятор давления газа;
предохранительный клапан;
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:
выветривания газа;
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.
ЗАПОРНАЯ АРМАТУРА
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.
Примечания.
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:
охранные краны;
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;
автономных источников.
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.
