Назад
41
8 Конструктивные требования к газопроводам
8.1 Общие требования
8.1.1 Диаметр газопроводов должен определяться расчетом в соответст-
вии 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 соедине-
ний 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 сиг-
нальных 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.
8.2.2 На газопроводах надлежит предусматривать установку запорной
арматуры на расстоянии, определяемом расчетом, но не более 30 км.
Кроме того, установку запорной арматуры необходимо предусматривать:
- на обоих берегах водных преград и болот при их пересечении газопро-
водом в две нитки и более согласно требованиям 10.2.1.13 и при необходимо-
сти на однониточных переходах категории В;
- в начале каждого ответвления от газопровода на расстоянии, допус-
кающем 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 со-
оружений (охранные краны) на расстоянии, не менее:
- газопровода D
у
1400 мм - 1000 м;
- газопровода D
у
менее 1400 мм до 1000 мм включительно - 750 м;
- газопровода D
у
менее 1000 мм - 500 м;
- по обеим сторонам автомобильных мостов (при прокладке по ним газо-
провода) на расстоянии не менее 250 м;
Примечания
1 Место установки охранных кранов от УКПГ, КС, СПХГ, ГРС принима-
ется от границ их территорий.
42
2 При удалении КС от узла подключения в магистральный газопровод на
расстояние свыше 700 м при наличии естественных препятствий (оврагов,
сложнога рельефа и т.п.) следует предусматривать установку запорной армату-
ры с продувочными свечами (КИП и автоматика по аналогии с кранами на узле
подключения КС в магистральный газопровод) на всасывающих и нагнета-
тельных газопроводах КС (шлейфах) на расстоянии от ограды КС, которое оп-
ределяется в соответствии с 2.3.
3 Допускается совмещение охранных кранов с кранами, входящими в со-
став 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 так-
же в сложных условиях трассы (горный рельеф, болота, искусственные и есте-
ственные препятствия) указанные расстояния допускается уменьшать до 50 м
при условии установки над наземной частью кранового узла защитного укры-
тия 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 арма-
туру узлов подключения не распространяется.
8.2.4 При параллельном подключении одного газопровода-ответвления к
двум или нескольким ниткам газопроводов или подключении нескольких газо-
проводов-ответвлений к одному газопроводу узлы линейной запорной армату-
ры на газопроводах-ответвлениях необходимо размещать на расстоянии не ме-
нее 100 м от ближайшего линейного крана на магистрали независимо от диа-
метра 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 от-
ветвлений диаметром 700 мм и менее.
Допускается при однониточной системе совмещать подключение газо-
проводов-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 газопро-
вода-ответвления.
8.2.5 На обвязочных газопроводах КС, ДКС, КС ПХГ и узлах подключе-
ния крепление трубопровода в месте установки запорно-регулирующей арма-
туры производится с помощью двух трубопроводных опор, расположенных с
обеих сторон ЗРА. Тип опорных конструкций определяется проектом.
43
8.2.6 Надземная часть арматуры (включая в обязательном порядке им-
пульсные трубки, блок дистанционного управления крановым узлом, кабель-
ные линии управления) должна выполняться в огнезащитном варианте. На ох-
ранных кранах УКПГ, КС, СПХГ и головных сооружений, а также на крановых
площадках многониточных газопроводов должны предусматриваться меро-
приятия по огнезащите надземной части арматуры (включая арматуру перемы-
чек).
8.2.7 Газопроводы и арматура обвязки линейной запорной арматуры, на-
ходящейся под давлением, - байпасы, продувочные линии и перемычки - Сле-
дует предусматривать в подземном исполнении с кранами бесколодезной уста-
новки.
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 предусматри-
вать 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. Установ-
ку запорной арматуры и продувочных свечей следует предусматривать на рас-
стоянии 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 со-
оружений должно приниматься не менее значений, предусмотренных при их
параллельной прокладке.
Во всех перечисленных случаях расстояние от продувочных свечей за-
порной 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.
44
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 ма-
териалов, обеспечивая при проектировании теневую защиту от аварийного по-
жара на МГ надземной части арматуры. Данное требование не распространяет-
ся на фланцевые соединения, смонтированные в заводских условиях.
8.2.12 Технические решения должны предусматривать ограничение нега-
тивного влияния на систему электрохимической защиты от коррозии систем за-
земления электрооборудования и молниезащиты технологического оборудова-
ния за счет электрического отделения от газопровода заземляемого электро-
оборудования (приводов кранов и узлов управления, цепей автоматики) и при-
менения 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 обрат-
ным клапаном на входе. Объем газа в резервуаре должен обеспечивать двухра-
зовое переключение запорной арматуры.
Импульсный газ для управления запорной арматурой при необходимости
должен иметь систему подготовки.
8.2.16 Конденсатосборники должны выполняться из труб и соединитель-
ных деталей заводского изготовления. Категория участка для труб и соедини-
тельных деталей конденсатосборников должна приниматься как для примы-
кающего к ним газопровода.
8.2.17 Конденсатосборники должны испытываться гидравлическим спо-
собом. Величина испытательного давления принимается как для примыкающе-
го 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 иметь посто-
янный внутренний диаметр и равнопроходную линейную арматуру без узлов
или деталей внутри газопровода.
8.3.2 При проектировании узлов равнопроходных ответвлений от основ-
ного газопровода, а также неравнопроходных ответвлений, диаметр которых
составляет свыше 0,3 диаметра основного газопровода, должны предусматри-
ваться проектные решения, исключающие возможность попадания ВТУ в от-
ветвление.
45
8.3.3 На участках переходов газопровода через естественные и искусст-
венные препятствия, диаметр которых отличается от диаметра основного газо-
провода, допускается предусматривать самостоятельные узлы пуска и приема
ВТУ.
8.3.4 Газопровод и узлы пуска и приема ВТУ должны быть оборудованы
сигнальными приборами, регистрирующими прохождение очистных и диагно-
стических устройств.
8.3.5 Узлы очистки полости газопровода следует назначать в соответст-
вии с требованиями раздела 6.4 СТО Газпром 2-3.5-051.
8.3.6 Для повышения уровня безопасности и организации работ, связан-
ных с пропуском ВТУ по магистральным газопроводам, необходимо приме-
нить систему автоматизированного и дистанционного управления процессами
и этапами проведения работ, включающих вытеснение газовоздушной смеси из
полости камер приема, заполнение природным газом, подъем давления, пуск,
контроль прохождения и приема ВТУ.
8.4 Требования к допустимым радиусам упругого изгиба и установке
компенсаторов
8.4.1 Допустимые радиусы изгиба газопровода в горизонтальной и верти-
кальной плоскостях следует определять расчетом из условия прочности, мест-
ной устойчивости стенок труб и устойчивости положения. Минимальный ра-
диус изгиба газопровода из условия прохождения ВТУ должен составлять не
менее пяти его диаметров.
8.4.2 В местах примыкания магистральных газопроводов к обвязочным
трубопроводам КС, узлам пуска и приема ВТУ, переходам через водные пре-
грады в две нитки и более, перемычкам и узлам подключения газопроводов не-
обходимо определять величину продольных перемещений примыкающих уча-
стков трубопроводов от воздействия внутреннего давления и изменения темпе-
ратуры металла труб. Продольные перемещения должны учитываться при рас-
чете указанных конструктивных элементов, присоединяемых к газопроводу. С
целью уменьшения продольных перемещений газопровода следует предусмат-
ривать специальные мероприятия, в том числе установку открытых (незащем-
ленных грунтом) компенсаторов П-образной, Z-образной или другой формы
или подземных компенсаторов-упоров той же конфигурации.
8.4.3 При прокладке подземных газопроводов диаметром 1000 мм и более
в грунтах с низкой защемляющей способностью в проекте должны быть преду-
смотрены специальные решения по обеспечению устойчивости газопровода.
8.4.4 При проектировании ВЭИ следует руководствоваться ВСН 39-1.8-
008-2002 [11] и ВСН 39-1.22-007-2002 [12]. В качестве дополнительной инфор-
мации следует использовать положения NACE RP 0286-97 [13]. Места установ-
ки ВЭИ необходимо согласовать с разработчиком раздела ЭХЗ проекта.
9 Подземная прокладка газопроводов
46
9.1 Общие требования
9.1.1 Заглубление газопроводов до верха трубы надлежит принимать, м,
не менее:
- при D
у
менее 1000 мм - 0,8;
- при D
у
1000-1400 мм - 1,0;
- на болотах или торфяных грунтах, подлежащих осушению, - 1,1;
- в песчаных барханах, считая от нижних отметок межбарханных основа-
ний, - 1,0;
- в скальных грунтах, болотистой местности при отсутствии проезда ав-
тотранспорта и сельскохозяйственных машин - 0,6;
- на пахотных и орошаемых землях - 1,0;
- при пересечении оросительных и осушительных (мелиоративных) кана-
лов (от дна канала) - 1,1.
Примечание - Заглубление газопровода с балластом определяется как
расстояние от поверхности земли до верха балластирующей конструкции
(здесь имеются в виду жесткие балластирующие конструкции - металлические,
железобетонные).
9.1.2 Заглубление газопроводов, транспортирующих горячий газ при по-
ложительном перепаде температур в металле труб, должно быть дополнитель-
но проверено расчетом на общую устойчивость газопроводов под воздействием
сжимающих температурных напряжений в соответствии с указаниями главы
13.
9.1.3 Ширину траншеи по низу следует назначать не менее:
- D
у
плюс 300 мм - для газопроводов диаметром до 700 мм;
- 1,5 D
у
- для газопроводов диаметром 700 мм и более.
При диаметрах газопроводов 1200 и 1400 мм и при траншеях с откосом
свыше 1:0,5 ширину траншеи понизу допускается уменьшать до величины D
у
плюс 500 мм, где D
у
- условный диаметр газопровода.
При балластировке газопроводов железобетонными и чугунными утяже-
лителями ширину траншеи следует назначать из условия обеспечения расстоя-
ния между грузом и стенкой траншеи не менее 0,2 м. Кроме того, ширина
траншеи по дну при балластировке газопровода должна быть не менее 2,2 D
у
.
9.1.4 На участке трассы с резко пересеченным рельефом местности, а
также в заболоченных местах допускается укладка газопроводов в специально
возводимые земляные насыпи, выполняемые с тщательным послойным уплот-
нением и поверхностным закреплением грунта. При пересечении водотоков в
теле насыпей должны быть предусмотрены водопропускные сооружения.
47
9.1.5 Для газопроводов независимо от диаметра, в зависимости от релье-
фа местности и обеспечения беспрепятственного прохода строительных колонн
и транспорта, должна предусматриваться предварительная планировка строи-
тельной полосы. При планировке строительной полосы по всей ее ширине в
районе подвижных барханов независимо от диаметра прокладываемого газо-
провода последние следует срезать с целью удаления подверженных выдува-
нию частей барханов до уровня межгрядовых понижений, не затрагивая есте-
ственно уплотненный грунт, а также для обеспечения беспрепятственного про-
хода строительных колонн и транспортных средств. После засыпки уложенного
газопровода полоса барханных песков над ним и на расстоянии не менее 10 м
от оси газопровода в обе стороны должна быть укреплена связующими мате-
риалами или специальным растительным покровом.
При проектировании газопроводов на продольном профиле должны быть
указаны как отметки земли, так и проектные отметки газопровода.
9.1.6 При прокладке газопроводов в скальных, гравийно-галечниковых и
щебенистых грунтах и засыпке этими грунтами следует предусматривать уст-
ройство подсыпки из мягких грунтов толщиной не менее 10 см. Изоляционные
покрытия в этих условиях должны быть защищены от повреждения путем при-
сыпки газопровода мягким грунтом на толщину 20 см или применением при
засыпке специальных защитных устройств.
9.1.7 Проектирование подземных газопроводов для районов распростра-
нения грунтов II типа просадочности необходимо осуществлять с учетом тре-
бований СНиП 2.02.01-83 [14].
Для грунтов I типа просадочности проектирование газопроводов ведется
как для условий непросадочных грунтов.
Примечание - Тип просадочности и величину возможной просадки грун-
тов следует определять в соответствии с требованиями СНиП 2.02.01-83 [14].
9.1.8 При подземной и наземной (в насыпи) прокладках газопроводов не-
обходимо предусматривать противоэрозионные мероприятия с использованием
местных материалов, а при пересечении подземными газопроводами крутых
склонов, промоин, оросительных каналов и кюветов в местах пересечений - пе-
ремычки, предотвращающие проникание в траншею воды и распространение
ее вдоль газопровода.
При прокладке газопроводов по направлению уклона местности свыше
20 % следует предусматривать устройство противоэрозионных экранов и пере-
мычек как из естественного грунта (например, глинистого), так и из искусст-
венных материалов.
9.1.9 При невозможности избежать возникновения просадки основания
под газопроводами при расчете газопровода на прочность и устойчивость сле-
дует учитывать дополнительные напряжения от изгиба, вызванные просадкой
основания.
48
9.1.10 При прокладке газопроводов в земляных насыпях на пересечениях
через балки, овраги и ручьи следует предусматривать устройство водопропуск-
ных сооружений (лотков, труб и т.п.). Поперечное сечение водопропускных со-
оружений следует определять по максимальному расходу воды повторяемо-
стью один раз в 50 лет.
При наличии вблизи трассы действующих оврагов и провалов, которые
могут повлиять на безопасную эксплуатацию газопроводов, следует преду-
сматривать мероприятия по их укреплению.
9.1.11 На трассе газопроводов следует предусматривать установку посто-
янных реперов на расстоянии не более 5 км друг от друга.
9.1..12 Укрепление склонов, переходов, откосов следует предусматривать
с применением геотекстильных материалов.
9.2 Прокладка в горной местности
9.2.1 При проектировании газопроводов в горной местности следует вы-
делить по трассе газопровода особо опасные зоны прокладки. К особо опасным
зонам прокладки в горных условиях следует отнести следующие участки газо-
провода:
- пересечения горных хребтов;
- участки на косогорах;
- оползневые зоны;
- зоны с селевыми потоками, камнепадами, сходами лавин, обвалами и
осыпями;
- участки прокладки газопровода в стесненных условиях;
- участки с повышенной сейсмической опасностью.
9.2.2 В горных условиях и в районах с сильно пересеченным рельефом
местности следует предусматривать прокладку газопровода в долинах рек вне
зоны затопления или по водораздельным участкам, избегая неустойчивые и
крутые склоны, а также районы селевых потоков. В крайних случаях прокладка
газопроводов при пересечении горных хребтов выполняется на полках по сер-
пантину.
9.2.3 При проектировании газопроводов, укладка которых должна произ-
водиться на косогорах с поперечным уклоном 8 - 11°, необходимо предусмат-
ривать срезку и подсыпку грунта с целью устройства рабочей полосы (полки).
Устройство полки в этом случае должно обеспечиваться за счет отсыпки
насыпи непосредственно на косогоре.
9.2.4 При поперечном уклоне косогора 12 - 18° необходимо предусмат-
ривать с учетом свойств грунта уступы для предотвращения сползания грунта
по косогору.
На косогорах с поперечным уклоном свыше 18° полки предусматривают-
ся только за счет срезки грунта.
Во всех случаях насыпной грунт должен быть использован для устройст-
ва проезда на период производства строительно-монтажных работ и после-
дующей эксплуатации газопровода при соблюдении следующего условия:
49
y
гр
n
ϕ
α
tg
tg
Κ
, (9.1)
где α
K
- угол наклона косогора, град.;
φ
гр
- угол внутреннего трения грунта насыпи, град.;
n
y
- коэффициент запаса устойчивости насыпи против сползания, прини-
маемый равным 1,4.
Для газопроводов, укладываемых по косогорам с поперечным уклоном
свыше 35°, следует предусматривать устройство подпорных стен.
9.2.5 Траншея для укладки газопровода должна предусматриваться в ма-
териковом грунте вблизи подошвы откоса на расстоянии, обеспечивающем
нормальную работу землеройных машин. Для отвода поверхностных вод у по-
дошвы откоса, как правило, следует предусматривать кювет с продольным ук-
лоном не менее 0,2 %, В этом случае полке откоса придается уклон 2 % в обе
стороны от оси траншеи. При отсутствии кювета полка должна иметь уклон не
менее 2 % в сторону откоса.
Ширина полки должна назначаться из условия производства работ, воз-
можности устройства траншеи и механизированной прокладки кабеля связи с
нагорной стороны газопровода, а также с учетом местных условий.
9.2.6 При прокладке в горной местности двух параллельных ниток газо-
проводов и более следует предусматривать раздельные полки или укладку ни-
ток на одной полке. Расстояние между осями газопроводов, укладываемых по
полкам, определяется проектом по согласованию с соответствующими органа-
ми государственного надзора.
9.2.7 При проектировании газопроводов по узким гребням водоразделов
следует предусматривать срезку грунта на ширине 8 - 12 м с обеспечением ук-
лона 2 % в одну или обе стороны.
При прокладке вдоль газопроводов кабельной линии связи ширину срез-
ки грунта допускается увеличивать до 15 м.
9.2.8 Проектные решения по прокладке в оползневых районах должны
приниматься из условия исключения возможного нарушения природных усло-
вий. При этом необходимо руководствоваться следующими рекомендациями:
- при малой толщине сползающего слоя грунта следует предусматривать
подземную прокладку с заглублением газопровода ниже плоскости скольже-
ния;
- использовать способ наземной прокладки газопровода в обваловании;
- возможно применение способа наземной прокладки газопровода по по-
верхности на свайных опорах, заглубленных в грунт ниже поверхности сколь-
жения оползня;
- оползневые зоны значительной протяженности следует обходить выше
оползневого склона.
50
9.2.9 Наземную (в насыпи) прокладку следует выполнять совместно с
обязательными мероприятиями по отводу стока поверхностных вод, пониже-
нию уровня подземных вод, устройству удерживающих сооружений в соответ-
ствии с разделом 5 СНиП 22-02-2003 [15]. При этом допускается только мини-
мальная планировка поверхности оползневого склона.
9.2.10 При необходимости проектирования противооползневой защиты
газопровода следует руководствоваться разделом 5 СНиП 22-02-2003 [15]. Для
защиты газопровода от оползней могут применяться следующие защитные
конструкции и сооружения:
- удерживающие сооружения;
- дамбы;
- дренажные и водоотводные сооружения.
- конструкции для повышения гибкости газопровода (компенсаторы-
упоры).
9.2.11 При проектировании газопровода в зонах возможных селевых по-
токов необходимо руководствоваться следующими рекомендациями:
- избегать зоны селевых потоков;
- трассу газопровода в местах пересечения селевых потоков следует вы-
бирать вне зоны динамического удара потока;
- при пересечении селей следует применять, как правило, надземную
прокладку;
- при подземной прокладке через зону селевого потока или конуса выно-
са газопровод должен быть проложен на 0,5 м (считая от верха трубы) ниже
возможного размыва русла по уровню воды 5 %-ной обеспеченности.
9.2.12 Для защиты газопровода от селевых потоков следует применять
защитные сооружения, предусмотренные пунктом 6.1 СНиП 22-02-2003 [15].
Для защиты газопровода от селевых потоков могут применяться следующие
защитные и направляющие сооружения:
- подпорные стенки;
- дамбы;
- дренажные и водоотводные сооружения;
- направляющие дамбы.
9.2.13 В зонах возможных камнепадов необходимо обеспечить надежное
заглубление газопровода - не менее 1 м над верхней образующей газопровода.
При необходимости дополнительной защиты рекомендуется прокладка газо-
провода в кожухе или защита его железобетонными плитами.
9.2.14 В зонах возможного схода лавин, обвалов и осыпей необходимо:
- исключить надземный способ прокладки газопровода;
- обеспечить надежное заглубление газопровода (не менее 1 м над верх-
ней образующей газопровода).
9.2.15 При необходимости защиты газопровода от схода лавин следует
предусматривать специальные сооружения для отвода лавин, указанные в
пункте 7.1 СНиП 22-02-2003 [
15]: направляющие дамбы, лавинорезы.