Состав сооружений магистральных трубопроводов

Назначение магистрального газопровода

Под магистральным газопроводом понимается трубопровод, сконструированный для доставки газа из района месторождения или обработки к месту потребления, или система труб, связывающая между собой отдельные месторождения газа. Он относится к Единой системе газоснабжения России и является одним из ключевых элементов системы транспортировки газа.

Трубопровод, подсоединенный к магистральному газопроводу и предназначенный для передачи части газа к конкретным населенным пунктам или предприятиям, называется ответвлением.

По такому газопроводу может транспортироваться природный или попутный нефтяной углеводородный газ (из месторождений) или сжиженные углеводородные газы (из мест производства).

Магистральные трубопроводы могут быть:

  • однониточными, т. е. с трубами равного диаметра на всей протяженности системы;
  • многониточными, представляющими собой систему, где параллельно главной ветке расположены еще несколько;
  • телескопическими т. е. на протяжении от головных сооружений до конечной газораспределительной станции диаметр труб меняется.

Диаметр труб газопровода составляет от 720 мм до 1420 мм. Пропускная способность газопровода равна 30–35 млрд куб. м газа в год.

Классификация газопроводов

Классификация газопроводов

  • подземные (с расстоянием 0,8–1 м до главной пропускной трубы);
  • надземные (т. е. трубы устанавливаются на опорах);
  • наземные (т. е. в насыпных дамбах).

Назначение магистрального газопровода

Если газ требуется доставить с мест подводной добычи на берег, то сооружаются подводные газопроводы.

За управление российскими магистральными газопроводными системами обычно отвечает государственная компания. Она обязана осуществлять проверку состояния труб, нанимать рабочих и следить за повышением их квалификации.

Основные сооружения, входящие в комплекс магистрального газопровода

7.1 Выбор трассы трубопроводов должен проводиться на основе вариантной оценки экономической целесообразности и экологической допустимости из нескольких возможных вариантов с учетом природных особенностей территории, расположения населенных мест, залегания торфяников, а также транспортных путей и коммуникаций, которые могут оказать негативное влияние на магистральный трубопровод.

7.2 Земельные участки для строительства трубопроводов следует выбирать в соответствии с требованиями, предусмотренными действующим законодательством Российской Федерации.

7.3 Возмещение убытков землепользователям, потерь сельскохозяйственного производства при отводе земель для строительства трубопровода и ущерба рыбному хозяйству следует определять в установленном порядке.

7.4 Для проезда к трубопроводам должны быть максимально использованы существующие дороги общей сети.Необходимость строительства дорог, вдольтрассовых и технологических проездов на период строительства и для эксплуатации трубопровода определяется в задании на проектирование.

7.5 При выборе трассы трубопровода необходимо учитывать перспективное развитие городов и других населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий, железных и автомобильных дорог и других объектов и проектируемого трубопровода на ближайшие 20 лет, а также условия строительства и обслуживания трубопровода в период его эксплуатации (существующие, строящиеся, проектируемые и реконструируемые здания и сооружения, мелиорация заболоченных земель, ирригация пустынных и степных районов, использование водных объектов и т.д.), выполнять прогнозирование изменений природных условий в процессе строительства и эксплуатации магистральных трубопроводов.

7.6 Не допускается предусматривать прокладку магистральных трубопроводов в тоннелях железных и автомобильных дорог, а также в тоннелях совместно с электрическими кабелями и кабелями связи и трубопроводами иного назначения, принадлежащими другим организациям – собственникам коммуникаций и сооружений.

7.7 Не допускается прокладка трубопроводов по мостам железных и автомобильных дорог всех категорий и в одной траншее с электрическими кабелями, кабелями связи и другими трубопроводами, за исключением случаев прокладки:кабеля технологической связи данного трубопровода на подводных переходах (в одной траншее) и на переходах через железные и автомобильные дороги (в одном футляре);

газопроводов номинальным диаметром до 1000 на давление до 2,5 МПа и нефтепроводов и нефтепродуктопроводов номинальным диаметром 500 и менее по несгораемым мостам автомобильных дорог категорий III, IV и V. При этом участки трубопроводов, укладываемых по мосту и на подходах к нему на расстояниях, указанных в таблице 4, следует относить к категории I.

Таблица 4

Объекты, здания и сооружения

Минимальные расстояния, м, от оси

газопроводов

нефтепроводов и нефтепродуктопроводов

класса

I

II

IV

III

II

I

номинальным диаметром, DN

300 и менее

св. 300 до 600

св. 600 до 800

св. 800 до 1000

св. 1000 до 1200

св. 1200 до 1400

300 и менее

св. 300

300 и менее

св. 300 до 500

св. 500 до 1000

св. 1000 до 1200

1 Города и другие населенные пункты; коллективные сады с садовыми домиками, дачные поселки; отдельные промышленные и сельскохозяйст-
венные предприятия; тепличные комбинаты и хозяйства; птицефабрики; молокозаводы; карьеры разработки полезных ископаемых; гаражи и открытые стоянки для автомобилей индивидуальных владельцев на количество автомобилей более 20; отдельно стоящие здания с массовым скоплением людей (школы, больницы, клубы, детские сады и ясли, вокзалы и т.д.); жилые здания 3-этажные и выше; железнодорожные станции; аэропорты; морские и речные порты и пристани; гидроэлектро-
станции; гидротехнические сооружения морского и речного транспорта; очистные сооружения и насосные станции водопроводные, не относящиеся к магистральному трубопроводу, мосты железных дорог общей сети и автомобильных дорог категорий I и II с пролетом свыше 20 м (при прокладке нефтепроводов и нефтепродуктопроводов ниже мостов по течению); склады легковоспламеняющихся и горючих жидкостей и газов с объемом хранения свыше 1000 м; автозаправочные станции; мачты (башни) и сооружения многоканальной радиорелейной линии технологической связи трубопроводов, мачты (башни) и сооружения многоканальной радиорелейной линии связи операторов связи – владельцев коммуникаций

100

150

200

250

300

350

75

125

75

100

150

200

2 Железные дороги общей сети (на перегонах) и автодороги категорий I-III, параллельно которым прокладывается трубопровод; отдельно стоящие: 1-2-этажные жилые здания; садовые домики, дачи; дома линейных обходчиков; кладбища; сельскохозяйст-
венные фермы и огороженные участки для организованного выпаса скота; полевые станы

75

125

150

200

225

250

75

100

50

50

75

100

3 Отдельно стоящие нежилые и подсобные строения; устья бурящихся и эксплуатируемых нефтяных, газовых и артезианских скважин; гаражи и открытые стоянки для автомобилей индивидуальных владельцев на 20 автомобилей и менее; канализационные сооружения; железные дороги промышленных предприятий; автомобильные дороги категорий IV-V, параллельно которым прокладывается трубопровод

30

50

100

150

175

200

30

50

30

30

30

50

4 Мосты железных дорог промышленных предприятий, автомобильных дорог категорий III, IV с пролетом свыше 20 м (при прокладке нефтепроводов и нефтепродуктопроводов ниже мостов по течению)

75

125

150

200

225

250

75

125

75

100

150

200

5 Территории НПС, ПС, КС, установок комплексной подготовки нефти и газа, СПХГ, групповых и сборных пунктов промыслов, ПГРС, установок очистки и осушки газа

75

125

150

200

225

250

75

125

30

30

50

50

6 Вертодромы и посадочные площадки без базирования на них вертолетов

50

50

100

150

175

200

50

50

50

50

50

50

7 При прокладке подводных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов выше по течению:

от мостов железных и автомобильных дорог, промышленных предприятий и гидротехнических сооружений

300

300

300

500

от пристаней и речных вокзалов

1000

1000

1000

1500

от водозаборов

3000

3000

3000

3000

8 Территории ГРС, АГРС, регуляторных станций, в том числе шкафного типа, предназначенных для обеспечения газом:

а) городов; населенных пунктов; предприятий; отдельных зданий и сооружений; других потребителей

50

75

100

125

150

175

50

75

б) объектов газопровода (пунктов замера расхода газа, термоэлектрогенераторов и т.д.)

25

25

25

25

25

25

25

25

9 Автоматизи-
рованные электростанции с термоэлектро-
генераторами; блок-контейнеры, обеспечивающие функциони-
рование магистрального трубопровода: пунктов контроля и управления линейной телемеханикой и автоматикой (ПКУ); связи

Не менее 15 от крайней нитки
(но не менее 25 м от взрывоопасной зоны при наличии трансформатора в ПКУ)

10 Магистральные оросительные каналы и коллекторы, реки и водоемы, вдоль которых прокладывается трубопровод; водозаборные сооружения и станции оросительных систем

25

25

25

25

25

25

25

25

75

100

150

200

11 Специальные предприятия, сооружения, площадки, охраняемые зоны, склады взрывчатых и взрывоопасных веществ, карьеры полезных ископаемых, добыча на которых производится с применением взрывных работ, склады сжиженных горючих газов

В соответствии с требованиями документов в области технического регулирования и по согласованию с владельцами указанных объектов

12 Воздушные линии электропередачи высокого напряжения, параллельно которым прокладывается трубопровод; воздушные линии электропередачи высокого напряжения, параллельно которым прокладывается трубопровод в стесненных условиях трассы; опоры воздушных линий

В соответствии с требованиями ПУЭ [3]

электропередачи высокого напряжения при пересечении их трубопроводом; открытые и закрытые трансформаторные подстанции и закрытые распределительные устройства напряжением 35 кВ и более

13 Земляной амбар для аварийного выпуска нефти и конденсата из трубопровода

50

75

75

75

100

100

50

50

30

30

50

50

14 Кабели междугородной связи и силовые электрокабели

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

15 Мачты (башни) и сооружения необслуживаемой малоканальной радиорелейной связи трубопроводов, термоэлектро-
генераторы

15

15

15

15

15

15

15

15

15

15

15

15

16 Необслуживаемые усилительные пункты кабельной связи в подземных термокамерах

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

17 Вдольтрассовые проезды, предназначенные только для обслуживания трубопроводов

Не менее 10

Примечания

1 Расстояния, указанные в таблице, следует принимать: для городов и других населенных пунктов – от границ населенных пунктов с учетом земель межселенных территорий, включенных в границы населенных пунктов, на основе утвержденных документов территориального планирования субъектов РФ и муниципальных образований; для отдельных промышленных предприятий, железнодорожных станций, аэродромов, морских и речных портов и пристаней, гидротехнических сооружений, складов горючих и легковоспламеняющихся материалов, артезианских скважин – от границ отведенных им территорий с учетом их развития; для железных дорог – от подошвы насыпи или бровки выемки со стороны трубопровода, но не менее 10 м от границы полосы отвода дороги; для автомобильных дорог – от подошвы насыпи земляного полотна; для всех мостов – от подошвы конусов; для отдельно стоящих зданий и строений – от ближайших выступающих их частей.

2 Под отдельно стоящим зданием или строением следует понимать здание или строение, расположенное вне населенного пункта на расстоянии не менее 50 м от ближайших к нему зданий и сооружений.

3 Минимальные расстояния от мостов железных и автомобильных дорог с пролетом 20 м и менее следует принимать такие же, как от соответствующих дорог.

4 При соответствующем технико-экономическом обосновании и обеспечении эксплуатационной надежности и экологической безопасности допускается сокращение указанных в гр.3-9 настоящей таблицы (за исключением поз.5, 8, 10, 13-16) и в гр.2 (только для поз.1-6) расстояний при условии оснащения трубопровода средствами автоматизированного отключения при появлении утечек, а также не реже одного раза в два года проведения их диагностирования неразрушающими методами контроля.

5 Минимальные расстояния от оси газопроводов до зданий и сооружений при надземной прокладке, предусмотренные в поз.1 настоящей таблицы, следует принимать увеличенными в 2 раза, в поз.2-6, 8-10 и 13 – в 1,5 раза. Данное требование относится к участкам надземной прокладки протяженностью свыше 150 м.

6 При расположении зданий и сооружений на отметках выше отметок нефтепроводов и нефтепродуктопроводов допускается уменьшение указанных в поз.1, 2, 4 и 10 расстояний до 25% при условии, что принятые расстояния должны быть не менее 50 м.

7 При надземной прокладке нефтепроводов и нефтепродуктопроводов допускаемые минимальные расстояния от населенных пунктов, промышленных предприятий, зданий и сооружений до оси трубопроводов следует принимать по настоящей таблице как для подземных нефтепроводов, но не менее 50 м.

8 Для газопроводов, прокладываемых в лесных районах, минимальные расстояния от железных и автомобильных дорог допускается сокращать на 30%.

9 Указанные в поз.7 настоящей таблицы минимальные расстояния от подводных переходов нефтепроводов и нефтепродуктопроводов допускается уменьшать до 50% при условии строительства перехода методами ННБ, тоннелирования и микротоннелирования с заглублением трубопровода (или тоннеля) до верхней образующей не менее 6 м на всем протяжении руслового участка и не менее 3 м от линии предельного размыва русла (рассчитанной на срок службы перехода) или при укладке этих трубопроводов в защитном футляре (кожухе) из стальных труб.

10 Газопроводы и другие объекты, из которых возможен выброс или утечка газа в атмосферу, должны располагаться за пределами полос воздушных подходов к аэродромам и вертодромам.

11 Знак “-” в таблице означает, что расстояние не регламентируется.

Особенности прокладки газопроводов в городах

Особенности прокладки газопроводов в городах

Производительность магистральных газопроводов

Газопроводы в России

Газопроводы в России

Под производительностью газопровода понимается количество газа, которое транспортируется по его трубам за год.

Российские газопроводы отличаются по производительности. Значение зависит от топливно-энергетического баланса зоны, где панируется укладка труб. Из-за колебаний температуры в течение года используется разное количество газа, поэтому фактическая производительность обычно имеет меньшее значение, чем вычисленная.

Чтобы значительно повысить производительность магистрального трубопровода, на компрессорных станциях устанавливаются центробежные нагнетатели, работающие благодаря газовым турбинам или электрическим моторам.

Чтобы выбрать систему автоматического регулирования производительности трубопровода, нужно изучить неустановившиеся процессы в системах, которые отвечают за дальнюю передачу газа. Переходные процессы в газопроводах не должны проходить бесконтрольно. При установке системы автоматического контроля данные процессы, как правило, характеризуются затуханием.

Техника безопасности при эксплуатации магистрального газопровода

Соблюдайте правила техники безопасности на участках где происходит установка магистрального газопровода

Соблюдайте правила техники безопасности на участках где происходит установка магистрального газопровода

Магистральный трубопровод – это потенциально опасное сооружение, использовать которое можно только в соответствии со специальными инструкциями, регламентирующими строительство и эксплуатацию магистральных газопроводов.

За работой газопровода обязаны следить промышленные организации, использующие его. Они также должны завести специальный паспорт в двух экземплярах. К ним прилагается схема, на которую нанесены все трубопроводные детали, указан их тип, фирма-производитель, материал, установленная арматура.

Периодичность обхода или облета всей территории сооружения устанавливается в зависимости от нормативов обслуживания. В случае стихийного бедствия, которое могло повредить трубы, должен быть проведен внеочередной осмотр. Обследование переходов трубопровода через автомобильные дороги проводится ежегодно.

Классификация газопроводов по давлению

6.1 Магистральные газопроводы в зависимости от рабочего давления в трубопроводе подразделяют:класс I – при рабочем давлении свыше 2,5 до 10,0 МПа включительно;класс II – при рабочем давлении свыше 1,2 до 2,5 МПа включительно.

6.2.1 Магистральные нефтепроводы:класс I – при номинальном диаметре свыше 1000 до 1200 включительно;класс II – то же, свыше 500 до 1000 включительно;класс III – то же, свыше 300 до 500 включительно;класс IV – 300 и менее.

Классификация магистральных газопроводов

6.2.2 Магистральные нефтепродуктопроводы:класс II – при номинальном диаметре свыше 500 до 700 включительно;класс III – то же, свыше 300 до 500 включительно;класс IV – 300 и менее.

6.3 Магистральные трубопроводы и их участки подразделяют на категории в соответствии с таблицей 1.Таблица 1

Категория трубопровода и его участка

Коэффициент условий работы трубопровода при расчете его на прочность, устойчивость и деформативность

В

0,660

I

0,825

II

0,825

III

0,990

IV

0,990

6.4 Категории магистральных трубопроводов следует принимать по таблице 2.Таблица 2

Назначение трубопровода

Категория трубопровода при прокладке

подземной

наземной и надземной

Для транспортирования природного газа:

номинальным диаметром менее 200

IV

III

номинальным диаметром 1200 и более

III

III

в северной строительно-климатической зоне

III

III

Для транспортирования нефти и нефтепродуктов:

номинальным диаметром менее 700

III

III

номинальным диаметром 700 и более

III

III

в северной строительно-климатической зоне

III

III

6.5 Категории участков магистральных трубопроводов следует принимать по таблице 3.

Таблица 3

Назначение участков трубопроводов

Категория участков при прокладке

газопроводов

нефтепроводов и нефтепродуктопроводов

под-
земной

назем-
ной

над-
земной

под-
земной

назем-
ной

над-
земной

1 Переходы через водные преграды:

а) судоходные – в русловой части и прибрежные участки длиной не менее 25 м каждый (от среднемеженного горизонта воды) при номинальном диаметре трубопровода:

DN 1000 и более

I

I

B

B

менее DN 1000

I

I

I

I

б) несудоходные шириной зеркала воды в межень 25 м и более – в русловой части и прибрежные участки длиной не менее 25 м каждый (от среднемеженного горизонта воды) при номинальном диаметре трубопровода:

DN 1000 и более

I

I

B

I

менее DN 1000

I

I

I

I

в) несудоходные шириной зеркала воды в межень до 25 м – в русловой части, оросительные и деривационные каналы

I

II

I

I

г) горные потоки (реки)

I

II

I

I

д) поймы рек по горизонту высоких вод 10%-ной обеспеченности при диаметре трубопровода:

DN 700 и более

I

II

I

I

менее DN 700

II

II

I

I

е) участки протяженностью 1000 м от границ горизонта высоких вод 10%-ной обеспеченности

I

II

2 Переходы через болота типа:

а) I

III

III

III

II, III

II, III

II, III

________________
II – для номинального диаметра 700 и более, III – для номинального диаметра до 700.

б) II

II

III

III

II

II

III

в) III

I

II

II

В

В

I

3 Переходы через железные и автомобильные дороги (на перегонах):

а) железные дороги общей сети, включая участки длиной не менее 50 м каждый по обе стороны дороги от осей крайних путей, но не менее 25 м от подошвы насыпи земляного полотна дороги

I

I

I

I

б) подъездные железные дороги промышленных предприятий, включая участки длиной 25 м каждый по обе стороны дороги от осей крайних путей

I

II

III

II

в) автомобильные дороги категорий I и II, включая участки длиной 25 м каждый по обе стороны дороги от подошвы насыпи или бровки выемки земляного полотна дороги

I

I

I

I

г) автомобильные дороги категорий III, IV, включая участки длиной 25 м каждый по обе стороны дороги от подошвы насыпи или бровки выемки земляного полотна дороги

I

I

III

I

д) автомобильные дороги категории V, включая участки длиной 15 м по обе стороны дороги от подошвы насыпи или бровки выемки земляного полотна

III

III

III

III

е) участки трубопроводов в пределах расстояний, указанных в таблице 4, примыкающие к переходам:

через все железные дороги и автомобильные дороги категорий I и II

II

II

II

III

II

II

через автомобильные дороги категорий III, IV, V

III

III

III

III

III

4 Трубопроводы в горной местности при укладке:

а) на полках

III

III

II

II

б) в тоннелях

I

I

I

I

5 Трубопроводы, прокладываемые в слабосвязанных барханных песках в условиях пустынь

III

III

III

III

III

III

6 Трубопроводы, прокладываемые по поливным и орошаемым землям:

а) хлопковых и рисовых плантаций

II

II

б) прочих сельскохозяйственных культур

III

III

7 Трубопроводы, прокладываемые по территории распространения многолетнемерзлых грунтов, имеющих при оттаивании относительную осадку свыше 0,1

II

II

II

II

II

II

8 Переходы через селевые потоки, конуса выносов и солончаковые грунты

II

II

II

II

9 Узлы установки линейной арматуры (за исключением участков категорий В и I)

II

II

II

III

10 Газопроводы на длине 250 м от линейной запорной арматуры и гребенок подводных переходов (за исключением участков категорий В и I)

II

II

II

11 Трубопроводы на длине 100 м от границ примыкающих участков II категории, приведенных в поз.3e

III

III

III

III

III

III

12 Трубопроводы, примыкающие к территориям СПХГ, установок очистки и осушки газа, головных сооружений со стороны коллекторов и трубопроводов в пределах расстояний, указанных в поз.5 таблицы 4

I

I

II

I

13 Межпромысловые коллекторы

II

II

II

14 Узлы пуска и приема очистных устройств:

а) на переходах через водные преграды (категория узла определяется категорий* трубопровода на переходе);

I

I

I

В

В

В, I

б) на линейной части, а также участки трубопроводов длиной 100 м, примыкающие к ним

I

I

I

I

I

I

_______________
* Текст документа соответствует оригиналу. – Примечание изготовителя базы данных.

15 Трубопроводы в пределах территорий ПРГ линейной части газопроводов

В

В

В

16 Трубопроводы, расположенные внутри зданий и в пределах территорий КС, ПРГ, СПХГ, ДКС, ГРС, НПС, УЗРГ, включая трубопроводы топливного и пускового газа

В

В

В

I

I

I

17 Узлы подключения в газопровод, участки между охранными кранами, всасывающие и нагнетательные газопроводы КС, СПХГ, УКПГ, УППГ, ДКС (шлейфы) и головных сооружений, а также газопроводы собственных нужд от узла подключения до ограждения территории указанных сооружений

I

I

I

18 Газопроводы, примыкающие к ГРС в пределах расстояний, указанных в поз.8 таблицы 4, а также участки за охранными кранами длиной 250 м

II

II

II

19 Трубопроводы, примыкающие к секущему крану УЗРГ и ПРГ, длиной 250 м в обе стороны

I

I

I

20 Пересечения с подземными коммуникациями (канализационными коллекторами, нефтепроводами, нефтепродуктопроводами, газопроводами, силовыми кабелями и кабелями связи, подземными, наземными и надземными оросительными системами и т.п.) в пределах 20 м по обе стороны от пересекаемой коммуникации

II

II

21 Пересечения с коммуникациями, приведенными в поз.20, и между собой многониточных магистральных газопроводов номинальным диаметром свыше 1000 и давлением 7,5 МПа и более, нефтепроводов номинальным диаметром свыше 700 в пределах 100 м по обе стороны от пересекаемой коммуникации

I

II

22 Пересечения (по обе стороны) в пределах расстояний, указанных в поз.12 таблицы 4, с воздушными линиями электропередачи напряжением, кВ:

а) 500 и более

I

I

I

I

I

б) от 330 до 500

II

II

II

II

II

в) до 330

III

III

III

III

III

23 Трубопроводы, прокладываемые по подрабатываемым территориям и территориям, подверженным карстовым явлениям

II

II

II

II

II

II

24 Переходы через овраги, балки, рвы и пересыхающие ручьи

III

III

III

III

III

III

25 Нефтепроводы и нефтепродуктопроводы, прокладываемые

I

I

I

вдоль рек шириной зеркала воды в межень 25 м и более, каналов, озер и других водоемов, имеющих рыбохозяйственное значение, выше населенных пунктов и промышленных предприятий на расстоянии от них до 300 м при номинальном диаметре труб 700 и менее; до 500 м при номинальном диаметре труб до 1000 включительно; до 1000 м при номинальном диаметре труб свыше 1000

(без предварительного гидравлического испытания на трассе)

26 Газопроводы, нефте- и нефтепродуктопроводы,

II

II

II

II

II

II

прокладываемые в одном техническом коридоре, в местах расположения УЗРГ, ПРГ, узлов установки линейной запорной арматуры, пуска и приема очистных устройств, узлов подключения КС, УКПГ, УППГ, СПХГ, ДКС, ГС в трубопровод в пределах расстояний, указанных в поз.9, 10, 14, 15, 17 и 19, а от узлов подключения КС в трубопровод в пределах 250 м по обе стороны от них

(если они не относятся к более высокой категории по виду прокладки и другим параметрам)

Примечания

1 Категории отдельных участков трубопроводов, аварийное повреждение которых может вызвать перебои в подаче газа, нефти и нефтепродуктов городам и другим крупным потребителям, а также загрязнение окружающей среды, при соответствующем обосновании допускается повышать на одну категорию.

2 Болота по характеру передвижения по ним строительной техники делятся на следующие типы:

первый – болота, целиком заполненные торфом, допускающие работу и неоднократное передвижение болотной техники с удельным давлением от 0,02 до 0,03 МПа или работу обычной техники с помощью дорожного покрытия быстрого развертывания, сланей или дорог, обеспечивающих снижение удельного давления на поверхность залежи до 0,02 МПа;

второй – болота, целиком заполненные торфом, допускающие работу и передвижение строительной техники только по дорожному покрытию быстрого развертывания, сланям или дорогам, обеспечивающим снижение удельного давления на поверхность залежи до 0,01 МПа;

третий – болота, заполненные растекающимся торфом и водой с плавающей торфяной коркой, допускающие работу только специальной техники на понтонах или обычной техники с плавучих средств.

3 При пересечении трубопроводом массива болот различных типов при соответствующем обосновании допускается принимать категорию всего участка как для наиболее высокой категории на данном массиве болот.

4 Испытания участков трубопроводов, прокладываемых через водные преграды шириной в межень менее 25 м и глубиной менее 1,5 м, с границами в межень по 100 м от уреза воды, следует предусматривать в составе смонтированного трубопровода согласно установленной категории.

5 Действующие трубопроводы, находящиеся в удовлетворительном техническом состоянии (по заключению представителей заказчика строящегося сооружения, эксплуатационной организации и соответствующего органа государственного надзора), при пересечении их проектируемыми трубопроводами, линиями электропередачи, а также подземными коммуникациями, указанными в поз.20 и 21, и при параллельной прокладке в соответствии с поз.26, не подлежат замене трубопроводами более высокой категории.

6 Действующие трубопроводы, пересекаемые строящимися железными и автомобильными дорогами, подлежат реконструкции в соответствии с поз.3.

7 Категорию участков трубопроводов, прокладываемых в поймах рек, подлежащих затоплению под водохранилище, следует принимать как для подводных переходов через водные преграды.

8 При небольшой продолжительности подтопления паводковыми водами (менее 20 дней) и незначительной глубине этого подтопления, позволяющей оперативное проведение в данной местности аварийно-восстановительных работ на трубопроводах в случае их повреждения, выполнение требований поз.1в для газопроводов не обязательно.

9 Знак “-” в настоящей таблице означает, что категория не регламентируется.

Обозначение газопроводов

В России каждый газопровод должен быть обозначен специальным знаком. Установка знаков должна быть оформлена совместным актом землепользователя предприятия, использующего магистральный трубопровод.

Гост маркировка трубопроводов

Гост маркировка трубопроводов

Знаки входят в магистральный газопроводный комплекс и являются важной его частью. Они служат ориентиром для обнаружения трубопровода. Благодаря им во время работ в охранной зоне можно увидеть территорию, по которой проходят трубы. Знаки показывают, что предприятие действует по нормам магистральных трубопроводов.

На знаке содержатся предупреждения и информация о магистральном газопроводе. Он представляет собой столб с двумя плакатами.

На одном, расположенном перпендикулярно поверхности, находятся сведения о ширине охраняемой территории, месте и глубине залегания труб, дополнительные технические параметры. На втором написано расстояние в километрах по всей длине труб. Он предназначен для обнаружения газопровода с воздуха, поэтому расположен с небольшим наклоном (до 30 градусов).

Назначение магистрального газопровода

Состав сооружений магистрального газопровода

Состав сооружений магистрального газопровода

  • газовая скважина со «шлейфом»;
  • газосборный пункт;
  • газопромысловый коллектор;
  • очистительные сооружения;
  • газокомпрессорная станция;
  • магистральный газопровод;
  • запорные устройства;
  • переходная компрессорная станция;
  • переходы;
  • линия связи;
  • запасной набор труб;
  • вдольтрассовая дорога с подъездами;
  • газораспределительные станции;
  • отводы;
  • защитные сооружения;
  • лупинг;
  • городские газовые сети.

Лупинг – это трубы, укладка которых осуществляется параллельно основному трубопроводу. Лупинги сооружаются, если нужно повысить производительность трубопровода. Их месторасположения не имеет значения.

Лупинг газопровода

Лупинг газопровода

Магистральные газопроводы могут проходить над и под водой.

Подводные переходы располагаются перпендикулярно оси потока воды. При этом они находятся на расстоянии как минимум полуметра от отметки возможного размыва дна до поверхности трассы, от проектных отметок их должно отделять расстояние не менее одного метра.

Чтобы трубы не всплыли, во время строительства их закрепляют с помощью специальных грузов, заливают бетоном или засыпают минеральными материалами.

Участки переходов, проходящие через природные или искусственные препятствия, должны соответствовать нормам. Это гарантирует их безопасность и надежность в использовании.

Газопровод через воду

Газопровод через воду

  • арочные;
  • балочные;
  • висячие.

Вид надземных элементов выбирается в зависимости от условий места, где прокладывается магистральный газопровод. Переходы арочного типа представляют собой жесткую конструкцию и, как правило, строятся там, где трубы проходят через каналы. Балочная конструкция представляет собой самонесущую трубу.

Висячие переходы делятся на вантовые, провисающие и гибкие. В вантовых переходах за закрепление трубопровода в необходимой позиции отвечают наклонные тросы. В переходах висячего типа газопровод ничем не удерживается и свободно прогибается под собственной массой. Гибкий переход – это конструкция, в которой трубы закреплены системой подвесок к одному или нескольким тросам.

10.1.1 К естественным и искусственным препятствиям относят реки, водохранилища, каналы, озера, пруды, ручьи, протоки и болота, овраги, балки, железные и автомобильные дороги.

10.1.2 Прокладка переходов трубопроводов через естественные и искусственные препятствия должна выполняться траншейным и бестраншейным способами: методами наклонно-направленного бурения, микротоннелирования, тоннелирования с использованием щитовой проходки, “труба в трубе”, надземной прокладкой.Выбор способа прокладки должен быть обоснован технико-экономическими расчетами.

10.2.1 Подводные переходы трубопроводов через водные преграды следует проектировать на основании данных гидрологических, инженерно-геологических и топографических изысканий с учетом условий эксплуатации в районе строительства ранее построенных подводных переходов, существующих и проектируемых гидротехнических сооружений, влияющих на режим водной преграды в месте перехода, перспективных дноуглубительных и выправительных работ в заданном районе пересечения трубопроводом водной преграды и требований по охране рыбных ресурсов.Примечания

1 Проектирование переходов по материалам изысканий, срок давности которых превышает 2 года, без производства дополнительных изысканий не допускается.

2 Место перехода следует согласовывать с соответствующими уполномоченными органами государственной власти и заинтересованными организациями.Границами подводного перехода, определяющими его длину, являются:для однониточного перехода и основной нитки многониточного перехода – участок, ограниченный запорной арматурой, установленной на берегах, а при ее отсутствии (на газопроводах) – участок, ограниченный ГВВ не ниже отметок 10% обеспеченности;

10.2.2 Створы переходов через реки следует выбирать на прямолинейных устойчивых плессовых участках с пологими неразмываемыми берегами русла при минимальной ширине заливаемой поймы. Створ подводного перехода, как правило, предусматривают перпендикулярным к динамической оси потока, избегая участков, сложенных скальными грунтами. Устройство переходов на перекатах, как правило, не допускается.

10.2.3 Выбор створа перехода трубопровода проводят с учетом гидролого-морфологических характеристик каждого водоема и его изменений в течение срока эксплуатации подводного перехода.При определении оптимального положения створа и профиля перехода расчет следует выполнять по критерию приведенных затрат с учетом требований, предъявляемых к прочности и устойчивости трубопровода и охране окружающей среды.

10.2.4 Прокладка переходов через водные преграды должна предусматриваться с заглублением в дно пересекаемых водных преград. Величину заглубления устанавливают с учетом возможных деформаций русла и перспективных дноуглубительных работ.Проектная отметка верха забалластированного трубопровода при проектировании перехода через водную преграду должна назначаться не менее чем на 0,5 м ниже прогнозируемого предельного профиля размыва русла реки, определяемого на основании инженерных изысканий, с учетом возможных деформаций русла в течение 25 лет после окончания строительства перехода, но не менее 1 м от естественных отметок дна водоема.

При пересечении водных преград, дно которых сложено скальными породами, величину заглубления трубопровода принимают не менее 0,5 м, считая от верха забалластированного трубопровода до дна водоема.Допускается прокладка трубопровода по дну водной преграды. При этом должны предусматриваться дополнительные мероприятия, обеспечивающие его надежность при эксплуатации.

10.2.5 Переходы нефтепроводов и нефтепродуктопроводов через реки и каналы следует предусматривать ниже по течению от мостов, промышленных предприятий, пристаней, речных вокзалов, гидротехнических сооружений, водозаборов и других аналогичных объектов, а также нерестилищ и мест массового обитания рыб.

Переходы нефтепроводов и нефтепродуктопроводов через реки и каналы следует располагать выше по течению от указанных объектов на расстояниях, приведенных в таблице 4, при этом должны разрабатываться дополнительные мероприятия, обеспечивающие надежность работы подводных переходов.(Измененная редакция, Изм. N 1).

10.2.6 Минимальные расстояния от оси подводных переходов нефтепроводов и нефтепродуктопроводов при прокладке их ниже по течению от мостов, пристаней и других аналогичных объектов и от оси подводных переходов газопроводов до указанных объектов должны приниматься по таблице 4 как для подземной прокладки.

10.2.7 При пересечении водных преград расстояние между параллельными подводными трубопроводами следует назначать исходя из инженерно-геологических и гидрологических условий, а также из условий производства работ по устройству подводных траншей, возможности укладки в них трубопроводов и сохранности трубопровода при аварии на параллельно проложенном.

50 м для газопроводов номинальным диаметром свыше 1000.На многониточном переходе нефтепровода и нефтепродуктопровода, на котором предусмотрена одновременная прокладка нескольких основных трубопроводов (основных ниток) и одного резервного (резервной нитки), допускается прокладка основных ниток трубопроводов в одной траншее.

10.2.8 Минимальные расстояния между параллельными трубопроводами, прокладываемыми на пойменных участках подводного перехода, следует принимать такими же, как для линейной части магистрального трубопровода.

10.2.9 Подводные трубопроводы на переходах в границах ГВВ не ниже 1%-ной обеспеченности должны рассчитываться против всплытия в соответствии с требованиями раздела 12.

10.2.10 Ширину подводных траншей по дну следует назначать с учетом режима водной преграды, методов ее разработки, необходимости водолазного обследования и водолазных работ рядом с уложенным трубопроводом, способа укладки и условий прокладки кабеля данного трубопровода.Крутизну откосов подводных траншей следует назначать по СП 86.13330.

10.2.11 Профиль трассы трубопровода следует принимать с учетом допустимого радиуса изгиба трубопровода, рельефа русла реки и расчетной деформации (предельного профиля размыва), геологического строения дна и берегов, необходимой пригрузки и способа укладки подводного трубопровода.

10.2.12 Гнутые отводы в русловой части подводных переходов допускается предусматривать в особо сложных топографических и геологических условиях.Примечание – Гнутые отводы на переходах должны располагаться за пределами прогнозируемого размыва этих участков или находиться под защитой специального крепления берегов.(Измененная редакция, Изм. N 1).

10.2.13 Запорную арматуру, устанавливаемую на подводных переходах трубопроводов, по 8.2.1 следует размещать на обоих берегах на отметках не ниже отметок ГВВ 10%-ной обеспеченности и выше отметок ледохода.На берегах горных рек отключающую арматуру следует размещать на отметках не ниже отметок ГВВ 2%-ной обеспеченности.

10.2.14 Проектной документацией должны предусматриваться решения по укреплению берегов в местах прокладки подводного перехода и предотвращению стока воды вдоль трубопровода (устройство нагорных канав, глиняных перемычек, струенаправляющих дамб и т.д.).

10.2.15 При ширине водных преград при меженном горизонте 75 м и более в местах пересечения водных преград трубопроводом следует предусматривать прокладку резервной нитки. Для многониточных систем необходимость строительства дополнительной резервной нитки независимо от ширины водной преграды устанавливают в проектной документации.Примечания

Компрессорные станции

Компрессорные станции нужны для поддержания уровня давления и транспортировки необходимого объема газа по трубопроводу. Там газ проходит очищение от посторонних веществ, осушение, повышение давления и охлаждение. Пройдя обработку, газ под определенным давлением попадает обратно в газопровод.

Компрессорные станции, наряду с газораспределительными станциями и пунктами, входят в комплекс наземных сооружений магистрального газопровода.

К району стройки компрессорные установки транспортируются в виде полностью готовых к сбору блоков. Они возводятся на расстоянии примерно 125 километров друг от друга.

Компрессорная станция магистральных газопроводов

Компрессорная станция магистральных газопроводов

  • сама станция;
  • ремонтно-эксплуатационный и служебно-эксплуатационные блоки;
  • территория, на которой расположены пылеуловители;
  • градирня;
  • емкость для воды;
  • масляное хозяйство;
  • газоохлаждаемые устройства и др.

Рядом с компрессионной установкой обычно возводят жилой поселок.

Такие станции считаются отдельным видом техногенного влияния на природную среду. Исследования показали, что на территории компрессорных установок концентрация оксида азота в воздухе превышает максимально допустимый уровень.

https://www.youtube.com/watch?v=EVrFll2aAqo

Они также являются мощным источником шума. Ученые выяснили, что длительное воздействие шума от компрессорной станции становится причиной нарушений в человеческом организме, и, как следствие, вызывает различные болезни и может привести к потере трудоспособности. Кроме того, шум вынуждает животных и птиц уходить на новые места обитания, что приводит к их переуплотнению и уменьшению продуктивности охотничьих угодий.

Узел установки предохранительной системы

Узел установки предохранительной системы

Понравилась статья? Поделиться с друзьями:
Информационный сайт