что необходимо устанавливать вдоль трассы подземного технологического трубопровода сжиженного газа
СНиП 2.05.06-85 : Проектирование трубопроводов сжиженных углеводородных газов
12.1*. Проектирование трубопроводов, предназначенных для транспортирования сжиженных углеводородных газов фракций С3 и С4 и их смесей, нестабильного бензина и нестабильного конденсата (в дальнейшем СУГ), следует выполнять в соответствии с требованиями, предъявляемыми к магистральным газопроводам, а также настоящего раздела, за исключением требований, приведенных в пп. 2.1, 2.4, 2.5, 3.16, 3.17, 4.15-4.17.
При проектировании указанных трубопроводов следует также руководствоваться ведомственными нормами технологического проектирования трубопроводов СУГ и другими ведомственными документами, утвержденными в установленном порядке.
12.2*. Трубопроводы для транспортирования СУГ (в дальнейшем — трубопроводы) должны быть I категории независимо от их диаметра и вида прокладки, за исключением участков, которые должны предусматриваться категорией В:
переходы через железные дороги общей сети, автомобильные дороги общего пользования I и II категорий и водные судоходные преграды с примыкающими к этим переходам по обеим сторонам участкам длиной не менее значений, приведенных в табл. 20*;
трубопроводы в пределах территории НПС, в том числе внутри зданий;
трубопроводы на участках, оговоренных в п. 12.6*;
трубопроводы на участках, где в соответствии с нормами допускается сокращать нормативные расстояния.
12.3*. Расстояния от оси подземных трубопроводов до городов и других населенных пунктов, зданий и сооружений должны приниматься в зависимости от диаметра трубопровода, степени ответственности объекта и его протяженности, рельефа местности, вида и свойств перекачиваемых СУГ, в том числе температуры кипения, с целью обеспечения безопасности этих объектов, но не менее значений, указанных в табл. 20*.
Минимальноерасстояние, м, до оси трубопроводов условным диаметром, мм
Объекты, здания исооружения
1. Города и поселениягородского типа
железнодорожные станции,аэропорты, морские и речные порты и пристани, гидроэлектростанции,гидротехнические сооружения морского и речного транспорта I —IVклассов;
железные дороги общей сети иавтомобильные дороги общего пользования I категории
мосты железных дорог общейсети, автомобильных дорог общего пользования I и IIкатегорий
склады легковоспламеняющихся игорючих жидкостей и газов с объемом хранения свыше 1000 м3
автозаправочные станции,наливные станции и железнодорожные эстакады
мачты (башни) и сооружениямногоканальной радиорелейной линии связи Министерства связи РФ и другихведомств
телевизионные башни; территорииНС, КС и НПС магистральных трубопроводов
открытые распределительныеустройства напряжением 35, 110, 220 кВ электроподстанций других потребителей
3. Отдельно стоящие жилые дома додвух этажей, кладбища (действующие); сельскохозяйственные фермы, полевыестаны
реки с шириной зеркала в межень25 м и более, судоходные реки, каналы, озера и другие водоемы, имеющиепитьевое и рыбохозяйственное значение
очистные сооружения,водопроводные и канализационные насосные станции с постоянным присутствиемобслуживающего персонала
мосты железных дорогпромышленных предприятий, автомобильных дорог общего пользования III категории и автомобильных дорог IV, V категорий с пролетом свыше 20 м
территории промежуточных НСданного трубопровода
отдельно стоящие нежилые иподсобные строения, пункты обогрева ремонтных бригад, вертодромы и посадочныеплощадки без базирования на них вертолетов, мачты (башни) и сооружениятехнологической связи трубопроводов (кроме мачт, указанных в п.8 настоящейтаблицы), гаражи и открытые стоянки (не менее 20 автомобилей)
5. Устья нефтяных, газовых иартезианских скважин, находящихся в процессе бурения и эксплуатации
6. Специальные предприятия;сооружения, площадки, охраняемые зоны; склады взрывчатых и взрывоопасныхвеществ; карьеры полезных ископаемых с применением при добыче взрывных работ;склады сжиженных горючих газов
По согласованию с органамиГосударственного надзора и заинтересованными организациями
7. Воздушные линииэлектропередачи высокого напряжения, параллельно которым прокладываетсятрубопровод, в том числе в стесненных условиях трассы; опоры воздушных линийэлектропередачи высокого напряжения при пересечении их трубопроводом
В соответствии с требованиямиПУЭ Минтопэнерго РФ и разд. 5 настоящих норм
8. Мачты малоканальнойнеобслуживаемой радиосвязи трубопроводов
9. Вдольтрассовый проезд
Примечания:1. При соответствующем технико-экономическом обосновании и обеспеченииэксплуатационной надежности и экологической безопасности допускаетсясокращение указанных в поз. 1, 2 расстояний при условии выполнения следующихтехнических решений:
содержания вперекачиваемых СУГ менее 10 % пропановых и других низкотемпературных фракций- не более чем на 50 %.
Во всехперечисленных случаях должны быть предусмотрены средства автоматизированногоотключения этих участков трубопроводов при появлении утечек, а также не режеодного раза в два года их диагностирование неразрушающими методами контроля.
2. Наболотах III типа допускается сокращение расстояний до5 м по п. 9 с учетом совместной прокладки в одной насыпи труб и кабеля связи.
3.Минимальные расстояния от оси трубопроводов до зданий и сооружений при надземной прокладке должны приниматься скоэффициентами: 1 — для поз. 1; 2 и 5; 1,5 — дляпоз. 4.
Принадземной прокладке сокращение минимальных расстояний допускается приниматьтаким же как и для подземной (п.1).
4.Трубопроводы СУГ должны располагаться за пределами границ поверхностей взлетаи заходов на посадку к аэродромам.
5.Примечания 1-3 табл. 4 распространяются на данную таблицу.
6. Прирасположении участков трубопроводов на местности, рельеф которой за счетуклона к трубопроводу, наличия естественных препятствий исключает возможностьраспространения СУГ и взрывной волны в сторону указанных в таблице объектов,расстояние от оси трубопровода до них может быть сокращено не более чем до 50%.
7. Присоответствующем технико-экономическом обосновании и об спеченииэксплуатационной надежности и экологической безопасности допускаетсяувеличение диаметра трубопроводов более 400 мм при условии прокладки вмалонаселенной местности или при протяженности их до 100 км. При этомрасстояние до объектов и сооружений должны быть обоснованы расчетом и неменее приведенных в табл. 20*.
8. Припроектировании пересечений новых или реконструируемых автомобильных дорогобщего пользования с действующими трубопроводами необходимо предусматриватьобустройство пересекаемых трубопроводов в соответствии с требованиями п.12.2*.
12.4*. Глубину заложения трубопровода до верха трубы следует принимать не менее 1,5 м.
12.5. В случае одновременного строительства нескольких трубопроводов диаметром до 150 мм включ. допускается их укладка в одной траншее на расстоянии не менее 0,5 м друг от друга. При этом расстояние между объектом и ближайшим к нему трубопроводом устанавливается как для трубопровода диаметром 150 мм.
12.6*. Участки трубопроводов, прокладываемые на местности, расположенной на одинаковых отметках или выше населенных пунктов, зданий и сооружений, указанных в поз. 1—4 табл. 20*, относятся к категории В в пределах проекции объекта на трубопровод и примыкающих к проекции с обеих сторон участков длиной, равной соответствующим минимальным расстояниям, указанным в табл. 20*.
Вдоль этих участков должны предусматриваться канавы для отвода СУГ в безопасное место в случае разлива, если отсутствуют естественные преграды.
12.7. Запорную арматуру, предусматриваемую к установке на трубопроводах согласно п. 4.12, следует размещать непосредственно у границ участка I категории.
12.8*. В качестве линейной запорной арматуры необходимо предусматривать арматуру бессальниковой конструкции, предназначенную для бесколодезной установки.
12.9. Запорная арматура должна быть стальной и предназначаться для соединения с трубопроводами при помощи сварки.
Применение фланцевой арматуры допускается только для подключения трубопроводов к оборудованию, а также к устройствам, используемым при производстве ремонтных работ.
Затворы запорной арматуры должны отвечать первому классу герметичности по ГОСТ 9544—93.
12.10. Расстояние между линейной запорной арматурой, устанавливаемой на трубопроводе, должно быть не более 10 км.
12.11*. Линейная запорная арматура, а также запорная арматура, устанавливаемая у границ участков категории В, должна иметь дистанционное управление согласно нормам технологического проектирования.
При этом для участков, оговоренных в п. 12.6*, должно предусматриваться автоматизированное отключение запорной арматуры в случае утечки СУГ.
Методы обнаружения утечек регламентируются нормами технологического проектирования.
12.12*. При параллельной прокладке трубопроводов узлы линейной запорной арматуры должны располагаться со смещением относительно друг друга не менее чем на 50 м.
12.13*. Каждый узел линейной запорной арматуры должен иметь обвязку трубопроводами диаметром 100-150 мм, обеспечивающую возможность перепуска и перекачки СУГ из одного участка в другой и подключения инвентарного устройства утилизации.
12.14. Не допускается для трубопроводов сжиженных углеводородных газов устройство колодцев для сбора продукта из футляров, предусматриваемых на переходах через железные и автомобильные дороги.
12.15*. Трубопроводы диаметром 150 мм и более должны оснащаться узлами приема и пуска очистных устройств. Места расположения этих узлов устанавливаются проектом в зависимости от конкретного профиля трассы трубопровода, но не более 100 км друг от друга.
При параллельной прокладке трубопроводов, узлы приема и пуска средств очистки и диагностики на соседних трубопроводах должны быть смещены относительно друг друга на 150 м. Освобождение от СУГ камер пуска и приема средств очистки и диагностики производится в соответствии с нормами технологического проектирования.
12.16. Все элементы трубопроводов, оснащенных узлами приема и пуска очистных устройств, должны быть равнопроходными.
12.17. Пункты дистанционного управления запорными органами узлов приема и пуска очистных устройств должны размещаться за пределами границы, определяемой радиусом, равным расстояниям, указанным в поз. 3 табл. 20* (для узла пуска — в направлении движения очистного устройства, для узла приема — в направлении, противоположном движению очистного устройства).
12.18*. Насосные станции, размещенные на расстоянии менее 2000 м от зданий и сооружений, должны располагаться на более низких отметках по отношению к этим объектам.
12.19. Головные насосные станции следует располагать, как правило, на площадках заводов-поставщиков, используя емкости, системы энерго- и водоснабжения и другие вспомогательные службы этих предприятий.
12.20. Промежуточные насосные станции должны располагаться на специально отведенных территориях с учетом требований норм технологического проектирования. Размещать насосные станции перед переходами через реки с шириной в межень свыше 200 м не допускается.
12.21*. Минимальное расстояние от насосной станции до населенных пунктов, отдельных зданий и сооружений следует принимать по табл. 20* как для трубопровода, к которому относится насосная станция.
12.23. Факел для сжигания газов при продувке резервуаров, насосов и трубопроводов насосной станции должен иметь высоту не менее 10 м и располагаться от ближайшего здания, сооружения, машины или аппарата насосной станции на расстоянии, устанавливаемом исходя из допустимого воздействия теплового потока на эти объекты, но не менее 60 м.
12.24. Трубопроводы насосных станций в пределах промышленных площадок следует прокладывать надземно на отдельно стоящих опорах или эстакадах. При этом всасывающие трубопроводы необходимо прокладывать с уклоном к насосам, а нагнетательные — от насосов. На трубопроводах не должно быть изгибов в вертикальной плоскости, препятствующих свободному стоку продукта.
12.25. Узлы подключения трубопровода к промежуточным насосным станциям должны оборудоваться дистанционно управляемой арматурой для отключения насосных от трубопровода без прекращения его работы.
Пункты 12.26.-12.29 исключить.
12.31*. Необходимость установки опознавательных столбиков (знаков) и их оформление на переходах трубопроводов через железные дороги общей сети решается по согласованию с МПС РФ.
12.32*. Система автоматики, безопасности и управления процессом транспортирования СУГ должна предусматриваться в соответствии с нормами технологического проектирования.
12.33*. Трубопроводы сжиженных газов должны сооружаться из труб, изготовленных по специальным техническим условиям, утвержденным в установленном порядке.
12.34*. На переходах трубопроводов через проселочные и лесные дороги должны предусматриваться решения по защите трубопроводов от повреждения (прокладка в защитных металлических футлярах, покрытие железобетонными плитами и др.).
12.35*.Подводные переходы трубопроводов через судоходные и сплавные водные преграды должны быть, как правило, конструкции «труба в трубе».
Требования к проектированию
При проектировании и эксплуатации объектов СУГ надлежит руководствоваться СП 62.13330.2011 «Газораспределительные системы» (актуализированная редакция СНиП 42-01-2002), ПБ 12-609-03 «Правила безопасности для объектов, использующих сжиженные углеводородные газы», ПБ 10-115-96 «Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением». Как правило, следует предусматривать резервуары, трубопроводы жидкой и паровой фаз, запорную арматуру, предохранительные запорные клапаны (ПЗК), регуляторы давления газа, предохранительные сбросные клапаны (ПСК), контрольно-измерительные приборы (КИП). При необходимости в составе резервуарной установки следует предусматривать испарительные установки. В составе групповой баллонной установки следует предусматривать баллоны для СУГ, запорную арматуру, регулятор давления газа, ПЗК, ПСК, манометр.
Конструкция предохранительных запорных клапанов и запорной арматуры должна соответствовать требованиям государственных стандартов, обеспечивать герметичность не ниже класса «А» при PN 25, Траб от –40 до +45 °С.
Необходимо предусматривать сбор образующегося в трубопроводах конденсата с помощью конденсатосборников. При установке резервуаров следует предусматривать уклон не менее 2% в сторону сборника конденсата, воды и неиспарившихся остатков. Сборник конденсата не должен иметь выступов над нижней образующей резервуара, препятствующих сбору и его удалению, а также неиспарившихся остатков. Уклон газопроводов следует предусматривать для наружных газопроводов не менее 5% в сторону конденсатосборников. Вместимость конденсатосборников принимается не менее 4 л на 1 м 3 расчетного часового расхода газа.
Для надземной установки могут предусматриваться как стационарные, так и транспортабельные (съемные) резервуары СУГ. Рабочее давление СУГ после регуляторов не должно превышать проектного. Установку ПСК следует предусматривать на каждом резервуаре, а при объединении резервуаров в группы (по жидкой и паровой фазам) — на одном из резервуаров каждой группы. Пропускная способность ПСК определяется расчетом.
В проектах следует предусматривать, как правило, подземную прокладку газопроводов. Наземная и надземная прокладка газопроводов допускается при соответствующем обосновании, а также на территории ГНС, ГНП, АГЗС.
Заглубление подземных газопроводов паровой фазы СУГ низкого давления от резервуарных (с искусственным испарением) и групповых баллонных установок следует предусматривать не менее уровня промерзания грунта, с целью исключения конденсации паров газа.
Существуют два основных вида обвязки испарителей: стандартная (когда после испарения паровая фаза напрямую доставляется потребителю, см. рис. 11.5) и «фид бэк» (когда паровая фаза поступает в верхнюю часть резервуара, а отбор ее идет из другой точки емкости, см. рис. 11.6). Необходимо понимать различия данных проектных решений.
Основная опасность стандартной схемы обвязки при надземной прокладке газопровода — реконденсация и возникновение «пробок» в трубопроводе (обратного перехода из паровой фазы в сжиженную). Она возникает в случае сильных отрицательных температур и при маленьких диаметрах трубопровода паровой фазы. Из испарителя выходит газ с температурой порядка 70–75 °С. Если трубопровод имеет значительную протяженность и небольшой диаметр, а на улице стоит сильный мороз, при прохождении по трубопроводу газ охлаждается до температуры, то при которой начинается его реконденсация в жидкую фазу. Частично это можно компенсировать увеличением диаметра трубопровода. В случае, если прокладка подземного трубопровода невозможна, а длина трассы трубопровода от испарителя до потребителя подразумевает возможность реконденсации, необходимо предусматривать устройство обогрева трубопровода нагревательным электрокабелем и усиленную теплоизоляцию, в случаях большой протяженности возможна дополнительная установка подогревателя газа в нижней точке трубопровода.
В случае обвязки «фид бэк» паровая фаза СУГ поступает после испарителя обратно в резервуар, немного повышая давление в нем. Таким образом, при обвязке «фид бэк» КПД испарителя несколько меньше, чем при стандартной схеме, поскольку часть энергии тратится на поднятие давления в резервуаре. При этом поступающая из испарителя паровая фаза СУГ смешивается с находящейся в резервуаре и остывает до температуры, близкой к температуре окружающей среды. Более длинные молекулы ШФЛУ, незначительно присутствующие в СУГ, конденсируются на стенках резервуара, который играет роль сепаратора-фазоразделителя. Отбор паровой фазы СУГ производится из другой точки резервуара, и, поскольку газ в резервуаре охладился до температуры окружающей среды, его температура при прохождении через трубопровод не изменяется, конденсации в трубопроводе не происходит.
Другим последствием обвязки резервуара методом «фид бэк» является накопление со временем в резервуаре тяжелых фракций ШФЛУ (конденсата). Применяемая за рубежом (в частности, в Италии) практика помещения теплообменника испарителя непосредственно в нижнюю часть резервуара, решающая эту проблему путем прямой возгонки тяжелых фракций ШФЛУ, в России распространения не получила.
Рис.11.5. Стандартная обвязка резервуара
Рис.11.6. Обвязка резервуара «фид бэк»
Технология «фид бэк» позволяет поддерживать уровень расхода газа у потребителя независимо от уровня СУГ в резервуаре (рис. 11.7). Происходит это вследствие подключения к резервуару испарителя, который затем возвращает уже паровую фракцию СУГ обратно в резервуар. Таким образом, в случае падения давления в резервуаре ниже установленного предела, жидкая фаза СУГ начинает поступать в испаритель, который увеличивает давление внутри резервуара, тем самым обеспечивая бесперебойное газоснабжение потребителя (вплоть до полного опорожнения резервуара). Управление подачи газа в испаритель осуществляет контрольный клапан (рис. 11.8).
При понижении давления в резервуаре, которое подается на контрольный вход 6, пружина 1 перемещает затвор 2. При этом со входа СУГ 3 сжиженный газ через встроенный термоклапан 4* поступает на выход 5 и далее на вход испарителя (см рис. 11.7). Дальнейший рост давления приводит к сжатию пружины 1, вследствие чего достигается равновесное состояние системы.
Рис.11.7. Структурная схема обвязки резервуара по технологии «фид бэк»
Рис.11.8. Контрольный клапан: 1 — пружина; 2 — затвор; 3 — вход СУГ; 4 — встроенный термоклапан; 5 — выход СУГ; 6 — контрольный вход
* Разрешает подачу газа при выходе испарителя на рабочий режим.
Данный интернет-сайт носит исключительно информационный характер и ни при каких условиях не является публичной офертой, определяемой положениями статьи 437 Гражданского кодекса РФ. Для получения информации об условиях сотрудничества, пожалуйста, обращайтесь к сотрудникам ГК «Газовик».
Бесплатная телефонная линия: 8-200-2000-230
© 2007–2021 ГК «Газовик». Все права защищены.
Использование материалов сайта без разрешения владельца запрещено и будет преследоваться по закону.
4. Общие требования к сетям газораспределения, газопотребления и объектам СУГ
4.1* Проектирование, строительство и реконструкцию сетей газораспределения и газопотребления рекомендуется осуществлять в соответствии со схемами газоснабжения, разработанными в составе федеральной, межрегиональных и региональных программ газификации субъектов Российской Федерации в целях обеспечения предусматриваемого этими программами уровня газификации жилищно-коммунального хозяйства, промышленных и иных организаций.
Строительство, реконструкцию сетей газораспределения рекомендуется осуществлять с применением преимущественно полимерных труб и соединительных деталей (например, из полиэтилена и его модификаций, полиамидов) и других сертифицированных материалов.
В сетях газораспределения и газопотребления безопасность использования газа рекомендуется обеспечивать применением технических средств и устройств.
Присоединение вновь построенных газопроводов к действующим газопроводам рекомендуется предусматривать без отключения потребителей газа.
(Измененная редакция. Изм. № 2)
4.2* Газораспределительная система должна обеспечивать подачу газа потребителям в объемах и с параметрами, соответствующими проектной документации.
У потребителей газа, которые не подлежат ограничению или прекращению газоснабжения, перечень которых утверждается в установленном порядке, должна быть обеспечена бесперебойная подача газа не менее чем от двух источников или должен быть предусмотрен резервный вид топлива.
Пропускная способность сетей газораспределения и газопотребления должна определяться расчетом из условия газоснабжения всех потребителей в часы максимального потребления.
Качество природного газа и СУГ должно соответствовать нормативным документам на поставку. При транспортировании газов иного происхождения должно быть подтверждено обеспечение целостности и надежной эксплуатации сетей газораспределения и газопотребления на весь период эксплуатации в соответствии с требованиями настоящего свода правил.
Выбор схем газоснабжения следует проводить в зависимости от объема, структуры и плотности газопотребления объектов административно-территориального деления, размещения жилых и производственных зон, а также источников газоснабжения (местоположение и мощность существующих и проектируемых магистральных газопроводов, ГРС и др.). Выбор той или иной схемы сетей газораспределения в проектной документации должен быть обоснован экономически и обеспечен необходимой степенью безопасности. Любое изменение существующей сети должно осуществляться с сохранением или улучшением характеристик надежности и безопасности.
(Измененная редакция. Изм. № 2)
(Новая редакция. Изм. № 2)
4.3* По рабочему давлению транспортируемого газа газопроводы подразделяют на газопроводы высокого давления категорий 1 и 2, среднего давления и низкого давления в соответствии с таблицей 1*.
(Измененная редакция. Изм. № 2)
(Новая редакция. Изм. № 2)
Таблица 1*
| Классификация газопроводов по давлению, категория | Вид транспортируемого газа | Рабочее давление в газопроводе, МПа | |
|---|---|---|---|
| Высокое | 1 | Природный | Св. 0,6 до 1,2 включ. |
| СУГ | Св. 0,6 до 1,6 включ. | ||
| 2 | Природный и СУГ | Св. 0,3 до 0,6 включ. | |
| Среднее | — | То же | Св. 0,005 до 0,3 включ. |
| Низкое | — | » | До 0,005 включ. |
(Измененная редакция. Изм. № 2)
Газопроводы из медных труб и их соединительные детали могут применяться для наружной и внутренней прокладки при низком давлении природного газа.
(Новая редакция. Изм. № 2)
Для сетей газораспределения и газопотребления при соответствующем обосновании допускается применение труб и соединительных деталей из иных материалов, применение которых разрешено в установленном порядке.
(Новая редакция. Изм. № 2)
4.4* Давление газа во внутренних газопроводах не должно превышать значений, приведенных в таблице 2*. Давление газа перед газоиспользующим оборудованием должно соответствовать давлению, необходимому для устойчивой работы этого оборудования, указанному в паспортах предприятий-изготовителей.
Таблица 2*
| Потребители газа, размещенные в зданиях | Давление газа во внутреннем газопроводе, МПа |
|---|---|
| 1 (Исключен. Изм. № 2) | |
| 2 Производственные здания, в которых величина давления газа обусловлена требованиями производства | До 1,2 включ. (для природного газа) До 1,6 включ. (для СУГ) |
| 3 Прочие производственные здания | До 0,6 (включ.) |
| 4 Бытовые здания производственного назначения отдельно стоящие, пристроенные к производственным зданиям и встроенные в эти здания. Отдельно стоящие общественные здания производственного назначения | До 0,3 (включ.) |
| 5 Административные и бытовые здания, не вошедшие в пункт 4 таблицы | До 0,005 (включ.) |
| 6 Котельные (до регулятора давления): | |
| отдельно стоящие | До 0,6 (включ.) |
| пристроенные, встроенные и крышные производственных зданий | До 0,6 (включ.) |
| пристроенные, встроенные и крышные общественных, административных и бытовых зданий | До 0,005 (включ.) |
| пристроенные и крышные жилых зданий | До 0,005 (включ.) |
| 7 Общественные здания (кроме зданий, установка газоиспользующего оборудования в которых не допускается) и складские помещения | До 0,005 (включ.) |
| 8 Жилые здания | До 0,005 (включ.) |
(Измененная редакция. Изм. № 2)
4.5* Сети газораспределения и газопотребления, резервуарные и баллонные установки, газонаполнительные станции и другие объекты СУГ должны быть спроектированы и построены так, чтобы при восприятии нагрузок и воздействий, действующих на них в течение предполагаемого срока службы, были обеспечены их необходимые по условиям безопасности прочность, устойчивость и герметичность.
Выбор способа прокладки и материала труб для газопровода следует предусматривать с учетом особых природных и грунтовых условий эксплуатации.
(Измененная редакция. Изм. № 2)
4.6 При проектировании газопроводов следует выполнять расчеты на прочность для определения:
Трубы и соединительные детали для газопроводов должны соответствовать требованиям нормативных документов на продукцию.
При строительстве, реконструкции газопроводов не допускается использование восстановленных стальных труб (для выполнения ими рабочих функций газопровода) и других бывших в употреблении металлоконструкций.
Характеристики предельных состояний, коэффициенты надежности по ответственности, нормативные и расчетные значения нагрузок и воздействий и их сочетаний, а также нормативные и расчетные значения характеристик материалов следует принимать в расчетах с учетом требований СП 20.13330. Расчеты газопроводов на прочность должны выполняться в соответствии с действующими нормативными документами.
(Измененная редакция. Изм. № 2)
4.6а Стальные трубы должны применяться в соответствии с [3] и ГОСТ Р 55474.
(Новая редакция. Изм. № 2)
(Измененная редакция. Изм. № 2)
4.8 Стальные газопроводы следует защищать от коррозии.
Подземные стальные газопроводы, подземные и обвалованные резервуары СУГ, стальные вставки полиэтиленовых газопроводов, стальные футляры на газопроводах следует защищать от коррозионной агрессивности грунтов по отношению к стали и опасного влияния блуждающих токов.
Надземные и внутренние стальные газопроводы следует защищать от атмосферной коррозии.
(Новая редакция. Изм. № 2)
4.9 Сети газораспределения населенных пунктов с населением более 100 тыс. человек следует оснащать автоматизированными системами дистанционного управления технологическим процессом распределения газа и коммерческого учета потребления газа (АСУ ТП РГ) или автоматизированными системами диспетчерского контроля (АСДК). Для населенных пунктов с населением менее 100 тыс. человек решение об оснащении сетей газораспределения АСУ ТП РГ принимается заказчиком.
(Измененная редакция. Изм. № 2)
4.10* Для сетей газораспределения и газопотребления и объектов СУГ должны применяться материалы, изделия, газоиспользующее оборудование и технические устройства по действующим стандартам и другим нормативным документам на их изготовление, поставку, сроки службы, характеристики, свойства и назначение (области применения) которых соответствуют условиям их эксплуатации.
Пригодность новых материалов, изделий, газоиспользующего оборудования и технических устройств, в том числе зарубежного производства, для строительства сетей газораспределения и газопотребления должна быть подтверждена согласно [10].
(Измененная редакция. Изм. № 2)
4.11* Для подземных газопроводов могут применяться полиэтиленовые трубы, армированные стальным сетчатым каркасом с синтетическими нитями.
Полиэтиленовые трубы и соединительные детали для газопровода могут изготавливаться из полиэтилена одного наименования, допускается соединение деталей и труб из полиэтилена разных наименований (ПЭ 80 и ПЭ 100 или ПЭ 100/ПЭ 100-RC) сваркой деталями с закладными нагревателями (ЗН) из ПЭ 100.
Стальные бесшовные, сварные (прямошовные и спиральношовные) трубы и соединительные детали для газораспределительных систем могут быть изготовлены из стали, содержащей не более 0,25 % углерода, 0,056 % серы и 0,046 % фосфора.
На объектах СУГ рекомендуется применять для жидкой фазы СУГ стальные бесшовные, для паровой фазы СУГ стальные бесшовные или электросварные трубы, а для газопроводов паровой фазы СУГ низкого давления от резервуарных установок допускается применение полиэтиленовых труб и соединительных деталей из ПЭ 100, многослойных полимерных труб и их соединительных деталей, а также медных труб и соединительных деталей из меди и медных сплавов, за исключением соединений, выполненных прессованием.
Материал труб, материал арматуры и соединительных деталей рекомендуется выбирать с учетом давления газа, расчетной температуры наружного воздуха в районе строительства и температуры стенки трубы при эксплуатации, грунтовых и природных условий, наличия вибрационных нагрузок и т.д.
(Измененная редакция. Изм. № 2)
4.12 Ударная вязкость металла стальных труб и соединительных деталей толщиной стенки 5 мм и более должна быть не ниже 30 Дж/см2 для газопроводов, прокладываемых в в районах строительства с расчетной температурой ниже минус 40 °С, а также (независимо от района строительства):
При этом ударная вязкость основного металла труб и соединительных деталей должна определяться при минимальной температуре эксплуатации.
(Измененная редакция. Изм. № 2)
4.13* Сварные соединения труб по своим физико-механическим свойствам должны соответствовать характеристикам основного материала свариваемых труб. Сварные соединения должны быть герметичными. Типы, конструктивные элементы и размеры сварных соединений должны соответствовать требованиям нормативных документов к данным соединениям.
Для внутренних газопроводов должны применяться соединения:
На каждое сварное соединение (или рядом с ним) наружных газопроводов должно быть нанесено обозначение (номер, клеймо) сварщика, выполнившего это соединение.
Размещение соединений в стенах, перекрытиях и других конструкциях зданий и сооружений не допускается.
(Измененная редакция. Изм. № 2)
Паяные соединения медных труб рекомендуется выполнять в соответствии с ГОСТ 19249.
Соединения способом прессования медных труб рекомендуется выполнять в соответствии с ГОСТ Р 52948.
(Новая редакция. Изм. № 2)
(Измененная редакция. Изм. № 2)
4.14а Класс герметичности затворов арматуры определяется по ГОСТ Р 54808.
(Новая редакция. Изм. № 2)
4.15* Строительство, реконструкцию, капитальный ремонт сетей газораспределения и газопотребления рекомендуется осуществлять в соответствии с проектной документацией, утвержденной в установленном порядке, или рабочей документацией, а также с учетом требований законодательства Российской Федерации о градостроительной деятельности и настоящего свода правил.
Границы охранных зон сетей газораспределения и условия использования земельных участков, расположенных в их пределах определяются в соответствии с действующим законодательством Российской Федерации.
(Измененная редакция. Изм. № 2)
4.16* Присоединение газопроводов без снижения давления или со снижением давления рекомендуется выполнять с использованием специального оборудования, обеспечивающего безопасность проведения работ по технологиям и производственным инструкциям, согласованным и утвержденным в установленном порядке.