Характеристика магистрального газопровода

Содержание

Общая характеристика центральных газопроводов

1.1. Магистральные трубопроводы (газопроводы, нефтепроводы и нефтепродуктопроводы)* следует прокладывать подземно (подземная прокладка).________________* В тексте норм, за исключением особо оговоренных случаев, вместо слов: “магистральный(е) трубопровод(ы)” будет употребляться слово “трубопровод(ы) “.

Прокладка трубопроводов по поверхности земли в насыпи (наземная прокладка) или на опорах (надземная прокладка) допускается только как исключение при соответствующем обосновании в случаях, приведенных в п.7.1. При этом должны предусматриваться специальные мероприятия, обеспечивающие надежную и безопасную эксплуатацию трубопроводов.

https://www.youtube.com/watch?v=https:rocketme.topads

1.2. Прокладка трубопроводов может осуществляться одиночно или параллельно другим действующим или проектируемым магистральным трубопроводам – в техническом коридоре.

1.3. Под техническим коридором магистральных трубопроводов надлежит понимать систему параллельно проложенных трубопроводов по одной трассе, предназначенных для транспортирования нефти (нефтепродукта, в том числе сжиженных углеводородных газов) или газа (газового конденсата).В отдельных случаях при технико-экономическом обосновании и условии обеспечения надежности работы трубопроводов допускается совместная прокладка в одном техническом коридоре нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) и газопроводов.

1.4. Предельно допустимые (суммарные) объемы транспортирования продуктов в пределах одного технического коридора и расстояния между этими коридорами определяются согласно строительным нормам и правилам, утвержденным в установленном порядке.

1.5. Не допускается прокладка магистральных трубопроводов по территориям населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий, аэродромов, железнодорожных станций, морских и речных портов, пристаней и других аналогичных объектов.

Характеристика магистрального газопровода

1.6. Для обеспечения нормальных условий эксплуатации и исключения возможности повреждения магистральных трубопроводов и их объектов вокруг них устанавливаются охранные зоны, размеры которых и порядок производства в них сельскохозяйственных и других работ регламентируются Правилами охраны магистральных трубопроводов.

1.7. Температура газа, нефти (нефтепродуктов), поступающих в трубопровод, должна устанавливаться исходя из возможности транспортирования продукта и требований, предъявляемых к сохранности изоляционных покрытий, прочности, устойчивости и надежности трубопровода.

Необходимость и степень охлаждения транспортируемого продукта решаются при проектировании.

1.8. Трубопроводы и их сооружения следует проектировать с учетом максимальной индустриализации строительно-монтажных работ за счет применения, как правило, труб с заводской изоляцией и сборных конструкций в блочно-комплектном исполнении из стандартных и типовых элементов и деталей, изготовленных на заводах или в стационарных условиях, обеспечивающих качественное их изготовление. При этом принятые в проекте решения должны обеспечивать бесперебойную и безопасную эксплуатацию трубопроводов.

Газопровод магистрального типа — это система труб и сооружений, используемых для доставки топлива из мест добычи или изготовления к клиентам. Он включает в себя основные и дополнительные трубы. Диаметр последних определяется особенностями объекта транспортировки, однако, не может превышать 1420 мм.

Трубопроводы делятся на три класса в зависимости от давления, под которым переносится вещество. Этот показатель обязательно нужно учитывать, поскольку в случае превышения нормы возрастает вероятность аварии.

Давление в трубопроводе

Давление колеблется в диапазоне 1,2-10 МПа. Чаще всего рабочим считается показатель в 7,5 МПа

Магистральные газопроводы делятся на надземные, подземные и подводные. Первые благодаря небольшому подъему не мешают движению транспортных средств. Этот вариант доставки используется для преодоления водных препятствий, оврагов и прочих преград.

Подземные сети прокладываются в специальных траншеях. Глубина последних зависит от уровня промерзания грунтов. Поэтому при организации транспортировки влажного газа важно учитывать климатические особенности местности, структуру грунта, диаметр труб и др.

А для труб с осушенным газом подойдет траншея глубиной 0,8 м. Ее дно покрывают слоем утрамбованного песка, укладываемые трубы покрывают несколькими слоями битумно-полимерной мастики или полимерной скорлупой, затем заполняют грунтом.

Характеристика магистрального газопровода

Подводные системы создаются с целью транспортировки продуктов из морских территорий, по дну рек или крупных озер.

Стандартный трубопровод оборудован главной и промежуточной компрессорными станциями. Каждая из них распределяет поток горючего по веткам с запроектированным диаметром и снижает его давление.

Например, газ перед попаданием к конечному потребителю проходит через главный, затем промежуточный распределительный пункт. В итоге давление уменьшается до значения, которое предусмотрено местными трубопроводами.

А для обеспечения сбалансированности функционирования системы непосредственно в районе потребления создаются специальные хранилища. К примеру, в летний период может накапливаться газ, который используется в холодное время года.

Нельзя допустить разрушение труб в результате их контакта с грунтом, водой или воздухом. Эта задача решается за счет внешней противокоррозионной изоляции.

Катодная защита

Еще используется катодная защита, которая действует на базе отрицательного потенциала

Важно обеспечить надежность газовой сети. Она гарантируется за счет перекачивающего оборудования на компрессорных станциях, использования качественных стальных труб, создания дополнительных параллельных линий, которые сочетаются с основной благодаря перемычкам.

Классификация магистральных газопроводов по признаку расположения делит газовые сети:

  • На наружные и внутренние. Первые расположены на улице, могут быть межцеховыми, дворовыми, внутриквартальными. Внутренние газовые трубопроводы находятся внутри помещений и цехов. Схематически они представляют собой отрезок системы снабжения газом от ввода до точки соединения устройств, которые снабжаются газом (плита, радиатор).
  • Надземные и подземные (соответственно, надводные и подводные).

Классификация газопроводов по назначению в сети газоснабжения включает:

  • Вводные трубопроводы газа. К ним относят участок сети от внутренней магистрали до отключающего прибора на вводе.
  • Распределительные – наружные участки газопровода, отвечающие за транспортировку газа от магистрали до точки ввода (могут быть отдельными трубопроводами в системах снабжения одного объекта).
  • Газопровод-ввод – отрезок от точки соединения с распределительной сетью до системы отключения на вводе.
  • Межпоселковый газопровод – распределительная сеть, дислоцированная вне населенных пунктов.
  • Сбросные.
  • Продувочные системы.

Как она устроена?

К линейной части относятся магистральные газопроводы, и отводы от основной магистрали, отключающая и запорная арматура, переходы через естественные и искусственные препятствия, узлы запуска и приема очистных устройств, компенсаторы и конденсатосборники, а также системы электрохимической защиты газопровода от .

Линейную часть

магистральных газопроводов

сооружают постоянного или переменного диаметра в одну или несколько ниток, которые укладывают параллельно друг другу. Параллельные нитки могут быть как на всем протяжении газопровода, так и на его отдельных участках. Такие газопроводы, уложенные на отдельных участках газовой магистрали для увеличения производительности и надежности ее работы, называются лупингами.

Крановые узлы на линейной части магистрального газопровода размещают на расстоянии не менее 30 километров. Узлы представляют собой запорные устройства (краны), обводные и продувочные линии. Кроме того, крановые узлы размещают на обоих берегах водных двухниточных переходов, на всех отводах от магистральных газопроводов, на участках, примыкающих к компрессорным станциям (500–700 метров до границ их территории), на свечах и факелах для сброса газа.

Линейную часть магистральных газопроводов укладывают подземным и надземным способом.

Приложение И (рекомендуемое). Физико-механические свойства материалов, необходимые для оценки прочности и срока службы (ресурса) объектов линейной части магистрального газопровода

Во всех случаях одной из определяющих характеристик путепровода остается давление. От того, к какому виду газопроводов по давлению относится сеть, зависят правила ее эксплуатации, а также надежность, безопасность и мощность всей системы.

Что до назначения сетей таблицы классификации газопроводов по давлению, то:

  • Газопроводы высокого давления обслуживают промышленного предприятия и газорегуляторные пункты магистралей среднего давления.
  • Трубопровод газа среднего давления обеспечивает снабжение газом коммунальных хозяйств и небольших производственных цехов (а также систем низкого давления).
  • Путепроводы низкого уровня давления обслуживают бытовой сегмент и коммунальные хозяйства.

4.1.1 Прогнозную (расчетную) оценку срока службы (ресурса) объектов ЛЧМГ на этапе проектирования осуществляют в целях выполнения требований:- механической безопасности магистральных газопроводов системы газоснабжения в соответствии с техническими регламентами, устанавливающими требования по безопасности строительных сооружений*;

________________* В Российской Федерации включение в проектную документацию сведений о расчетном сроке службы сооружений (в составе рабочей документации) соответствует ГОСТ 21.501 (пункт 5.2.2), входящим в перечень документов в области стандартизации, в результате применения которых на добровольной основе обеспечивается соблюдение требований Федерального закона от 30 декабря 2009 г.

N 384-ФЗ “Технический регламент о безопасности зданий и сооружений”.- норм и правил в области промышленной безопасности**.________________** Согласно Федеральным нормам и правилам промышленной безопасности Российской Федерации “Правила безопасности для опасных производственных объектов магистральных трубопроводов” (утверждены приказом Ростехнадзора от 6 ноября 2013 г.

N 520) срок эксплуатации линейной части магистральных трубопроводов устанавливают в проектной документации.Примечание – Использование в разделе 4 и в других структурных элементах настоящего стандарта термина “ресурс” в скобках после термина “срок службы” означает, что данное положение распространяют на оба эти термина, являющиеся в понятийном смысле эквивалентными, и различающимися только в единицах измерения продолжительности эксплуатации (объема работы) объекта. При заданных единицах измерения используют соответствующий им конкретный термин.

4.1.2 Для обеспечения требований механической безопасности объектов ЛЧМГ, являющихся элементами магистральных газопроводов, при проектировании необходимо:- получить обоснованную прогнозную оценку срока службы (ресурса) объектов на основе совокупности данных о принятых проектных решениях, в том числе для назначения (проектных) показателей срока службы (ресурса) в пределах оцененного прогнозного срока службы;- обеспечить согласование прогнозных показателей долговечности объекта с нормативно устанавливаемыми или директивно определяемыми показателями.

4.1.3 Необходимые меры по обеспечению долговечности сооружений с учетом конкретных условий эксплуатации проектируемых объектов, а также расчетные сроки их службы в соответствии с ГОСТ 27751 (пункт 4.3) должна определять проектная организация по согласованию с заказчиком проекта.Примечания

1 Рекомендуемый расчетный срок службы для применяемых в газовой промышленности трубопроводов, указанный в ГОСТ 27751 (пункт 4.3), составляет не менее 25 лет.

2 В качестве показателей долговечности для объектов ЛЧМГ могут быть приняты показатели долговечности в соответствии с ГОСТ 27.002.

4.1.4 При выполнении требований 4.1.2 должна быть получена прогнозная оценка срока службы (ресурса) объектов ЛЧМГ, основанная на анализе совокупности данных, характеризующих принятые при проектировании конструктивные и технологические решения, свойства материалов, особенности региона строительства магистрального газопровода и другие необходимые данные.

В пределах оцененного (расчетного) срока службы (ресурса) объекта должен быть определен назначенный срок службы (назначенный ресурс), соответствующий сроку безопасной эксплуатации объекта, необходимость определения которого вытекает из требований законодательных актов, технических регламентов, стандартов и норм промышленной безопасности, регламентирующих безопасное состояние опасных производственных объектов***.

________________*** В Российской Федерации согласно Федеральному закону от 21 июля 1997 г. N 116-ФЗ “О промышленной безопасности опасных производственных объектов” соответствие построенных опасных производственных объектов требованиям технических регламентов и проектной документации, устанавливается заключением органов государственного строительного надзора в соответствии с законодательством о градостроительной деятельности.

В Российской Федерации в соответствии с Федеральными нормами и правилами [2] срок безопасной эксплуатации сооружений может быть продлен или установлен (при его отсутствии в проектной документации) на основании экспертизы промышленной безопасности.Примечание – Установленный при проектировании назначенный срок службы (назначенный ресурс) может рассматриваться как полный смысловой аналог срока безопасной эксплуатации сооружений на опасном производственном объекте.

4.1.5 Назначенный срок службы (назначенный ресурс) входящих в состав ЛЧМГ технических устройств, в отношении которых должны выполняться требования технического регламента [1] (в частности, в отношении применяемой на ЛЧМГ трубопроводной арматуры), устанавливают по ГОСТ 33272 при их разработке (проектировании).

4.2.1 Для оценки срока службы (ресурса), указанных в 4.1.2 объектов ЛЧМГ, применяют подход, основанный на принципе “безопасной эксплуатации по техническому состоянию”, согласно которому оценку технического состояния и срока службы (ресурса) осуществляют по определяющим параметрам технического состояния, которые обеспечивают надежную и безопасную эксплуатацию объекта согласно нормативной, технической и (или) конструкторской (проектной, рабочей) документации.

4.2.2 В зависимости от принятых критериев предельного состояния и условий эксплуатации объекта определяющими параметрами его технического состояния могут быть:- физико-механические характеристики конструкционных материалов (твердость, пределы текучести, прочности, длительной прочности, выносливости, характеристики трещиностойкости и микроструктуры и, если необходимо, другие характеристики);

– значения перемещений, напряжений и деформаций, коэффициентов интенсивности напряжений, размеры дефектов, специальным образом введенные меры повреждений;- фактические располагаемые коэффициенты запаса прочности (по пределам текучести, прочности, длительной прочности, выносливости, ползучести, трещиностойкости, устойчивости, по числу циклов или по циклическим напряжениям при расчетах на циклическую прочность);

1) название магистрального газопровода, в состав которого входят расчетные участки ЛЧМГ;

2) сведения об организации(ях), выполнившей(их) проект ЛЧМГ;

1) рабочее давление газа;

2) максимальное пробное давление при гидроиспытаниях (согласно проектным условиям);

3) технологическая схема ЛЧМГ;

Характеристика магистрального газопровода

4) конструктивное исполнение (подземное, наземное, надземное на опорах, подводное, в канале, в коллекторе);

5) план и профиль ЛЧМГ, включая проектные решения на крутоизогнутых участках и другие нетиповые проектные решения (при наличии);

6) спецификации на трубы, соединительные детали, комплектующие и используемое технологическое оборудование, выполненные по форме и правилам, установленным в ГОСТ 21.110;

7) категории и характеристики локальных участков (крановые узлы, переходы через водные преграды, вантовые переходы, балочные воздушные переходы, межпромысловые коллекторы и т.п.);

1) региональные географические данные (координаты, климатические характеристики*, рельеф местности, грунтово-геологические условия вдоль трассы, расположение и характеристики обводненных и заболоченных территорий, слабонесущих, пучинистых и мерзлых грунтов);________________* В Российской Федерации климатические параметры, которые применяют при проектировании зданий и сооружений, определены в своде правил СП 131.13330.2012 “Строительная климатология”.

2) протяженность прохождения трассы по пашне, лесу, лугу, садам, виноградникам, болотам и др.;

Давление в трубопроводе

3) прохождение трассы по участкам с неблагоприятными условиями строительства, застроенной территории, горным участкам и др.;

4) пересечение трассы водотоками, железными и автомобильными дорогами и др., их число и протяженность;

5) протяженность прохождения трассы по местности без дорог, участков сближения или параллельного следования с железными и автомобильными дорогами, линиями электропередачи и связи и др.;

6) возможные сносы строений и другие показатели (при наличии), учитываемые при выборе направления трассы;

7) расположение ЛЧМГ относительно населенных пунктов и отдельных промышленных объектов;

8) расположение ЛЧМГ относительно других коммуникаций (газопроводов, нефте- и продуктопроводов, линий электропередач, железных и автомобильных дорог).

5.1.2 Данные о грунтово-геологических и гидрогеологических условиях вдоль трассы принимают по результатам инженерно-геологических и инженерно-геотехнических изысканий**, оформленных по ГОСТ 21.301.________________** В Российской Федерации состав и содержание инженерно-геологических и инженерно-геотехнических изысканий для подготовки проектной документации строительных объектов (в том числе линейных) определены в своде правил СП 47.13330.2012 “Инженерные изыскания для строительства. Основные положения”.

Предисловие

Цели, основные принципы и основной порядок проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены в ГОСТ 1.0-2015 “Межгосударственная система стандартизации. Основные положения” и ГОСТ 1.2-2015 “Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, обновления и отмены”Сведения о стандарте

1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью “Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий – Газпром ВНИИГАЗ” (ООО “Газпром ВНИИГАЗ”)

2 ВНЕСЕН Межгосударственным техническим комитетом по стандартизации МТК 523 “Техника и технологии добычи и переработки нефти и газа”

Краткое наименование страны по МК (ИСО 3166) 004-97

Код страны по МК (ИСО 3166) 004-97

Сокращенное наименование национального органа по стандартизации

Армения

AM

Минэкономики Республики Армения

Беларусь

BY

Госстандарт Республики Беларусь

Казахстан

KZ

Госстандарт Республики Казахстан

Киргизия

KG

Кыргызстандарт

Россия

RU

Росстандарт

Таджикистан

TJ

Таджикстандарт

Украина

UA

Минэкономразвития Украины

4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 31 марта 2017 г. N 227-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 34027-2016 введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации с 1 октября 2017 г.

3. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТРАССЕ ТРУБОПРОВОДОВ

3.1. Выбор трассы трубопроводов должен производиться по критериям оптимальности. В качестве критериев оптимальности следует принимать приведенные затраты при сооружении, техническом обслуживании и ремонте трубопровода при эксплуатации, включая затраты на мероприятия по обеспечению сохранности окружающей среды, а также металлоемкость, конструктивные схемы прокладки, безопасность, заданное время строительства, наличие дорог и др.3.2.

Земельные участки для строительства трубопроводов следует выбирать в соответствии с требованиями, предусмотренными действующим законодательством РФ.При выборе трассы следует учитывать условия строительства с тем, чтобы обеспечить применение наиболее эффективных, экономичных и высокопроизводительных методов производства строительно-монтажных работ.3.3.

где – расстояние между начальной и конечной точками по геодезической прямой, км;

Характеристика магистрального газопровода

– коэффициент развития линии трубопровода.Коэффициент развития линии трубопровода следует определять из условия

где – приведенные затраты на 1 км трубопровода по геодезической прямой между начальной и конечной точками с учетом переходов через препятствия;

– приведенные затраты на 1 км трубопровода по геодезической прямой между начальной и конечной точками без затрат на переходы через естественные и искусственные препятствия.3.4. Возмещение убытков землепользователям, потерь сельскохозяйственного производства при отводе земель для строительства трубопровода и ущерба рыбному хозяйству следует определять в установленном порядке.

3.5. Для проезда к трубопроводам должны быть максимально использованы существующие дороги общей сети.Строительство новых дорог и дорожных сооружений следует предусматривать только при достаточном обосновании и невозможности объезда препятствий по существующим дорогам общего пользования.3.6. 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.3.7. 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 министерствам и ведомствам.3.8*.

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 диаметром до 1000 мм на давление до 2,5 МПа (25 кгс/см) и нефтепроводов и нефтепродуктопроводов диаметром 500 мм и менее по несгораемым мостам автомобильных дорог III, III-п, IV-п, IV и V категорий. При этом участки трубопроводов, укладываемых по мосту и на подходах к нему на расстояниях, указанных в табл.4, следует относить к I категории.

3.9. Прокладку трубопроводов по мостам (в случаях, приведенных в п.3.8), по которым проложены кабели междугородной связи, допускается производить только по согласованию с Министерством связи России.

3.10. Прокладку трубопровода на оползневых участках следует предусматривать ниже зеркала скольжения или надземно на опорах, заглубленных ниже зеркала скольжения на глубину, исключающую возможность смещения опор.

3.11. Трассу трубопроводов, пересекающих селевые потоки, следует выбирать вне зоны динамического удара потока.3.12. При выборе трассы для подземных трубопроводов на вечномерзлых грунтах следует по возможности избегать участки с подземными льдами, наледями и буграми пучения, проявлениями термокарста, косогоров с льдонасыщенными, глинистыми и переувлажненными пылеватыми грунтами.

Бугры пучения следует обходить с низовой стороны. 3.13. Основным принципом использования вечномерзлых грунтов в качестве основания для трубопроводов и их сооружений является I принцип, согласно СНиП 2.02.04-88, при котором вечномерзлые грунты основания следует использовать в мерзлом состоянии, сохраняемом в процессе строительства и в течение всего заданного периода эксплуатации трубопровода.3.14.

Классификация газопроводов

При прокладке газопроводов на участках с малольдистыми вечномерзлыми грунтами допускается их оттаивание в процессе строительства или эксплуатации. На участках с таликами рекомендуется грунты основания газопроводов использовать в талом состоянии. Допускается промораживание талых непучинистых грунтов при прокладке газопроводов, транспортирующих газ с отрицательной температурой.

3.15.При прокладке газопроводов, транспортирующих газ с температурой ниже 0 °С, на участках, сложенных талыми пучинистыми грунтами, необходимо предусматривать специальные мероприятия в соответствии со СНиП 2.02.04-88, осуществление которых исключает возможность проявления недопустимых деформаций оснований под трубопроводами.

3.16. Расстояния от оси подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов до населенных пунктов, отдельных промышленных и сельскохозяйственных предприятий, зданий и сооружений должны приниматься в зависимости от класса и диаметра трубопроводов, степени ответственности объектов и необходимости обеспечения их безопасности, но не менее значений, указанных в табл.4*.

Таблица 4*

Объекты, здания и сооружения

Минимальные расстояния, м, от оси

газопроводов

нефтепроводов и нефтепродукто- проводов

класса

I

II

IV

III

II

I

условным диаметром, мм

300
и
ме- нее

св.
300
до
600

св.
600
до
800

св.
800
до
1000

св.
1000
до
1200

св.
1200
до
1400

300
и
ме- нее

св.
300

300
и
ме- нее

св.
300
до
500

св.
500
до
1000

св.
1000
до
1400

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

1. Города и другие населенные пункты; коллективные сады с садовыми домиками, дачные поселки; отдельные промышленные и сельскохозяйственные 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; гидро- электростанции; гидротехнические сооружения морского и речного транспорта I-IV классов; очистные сооружения и насосные станции водопроводные, не относящиеся к магистральному трубопроводу, мосты железных дорог общей сети и автомобильных дорог I и II категорий 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 Министерства связи России и других ведомств; телевизионные башни

100

150

200

250

300

350

75

125

75

100

150

200

2. Железные дороги общей сети (на перегонах) и автодороги I-III категорий, параллельно которым прокладывается трубопровод; отдельно стоящие: жилые здания 1-2-этажные; садовые домики, дачи; дома линейных обходчиков; кладбища; сельскохозяйственные 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 III-п, IV, IV-п и V категорий, параллельно которым прокладывается трубопровод

30

50

100

150

175

200

30

50

30

30

30

50

4. Мосты железных дорог промышленных предприятий, автомобильных дорог III, III-п, IV, IV-п категорий 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, КС, установок комплексной подготовки нефти и газа, СПХГ, групповых и сборных пунктов промыслов, промысловых газораспределительных станций (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 нефте- продуктопроводов 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, автоматизи- рованных газораспределительных станций (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. Автоматизированные электростанции с термоэлектрогенераторами; аппаратура связи, телемеханики и автоматики

Не менее 15 от крайней нитки

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 специальных нормативных документов, утвержденных в установленном порядке, и по согласованию с органами государственного надзора, министерствами и ведомствами, в ведении которых находятся указанные объекты

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

В соответствии с требованиями “Правил устройства электроустановок“, утвержденных Минэнерго СССР

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, термо- электрогенераторы

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. Притрассовые постоянные дороги, предназначенные только для обслуживания трубопроводов

Не менее 10

* Примечания: 1. Расстояния, указанные в таблице, следует принимать: для городов и других населенных пунктов – от проектной городской черты на расчетный срок 20-25 лет; 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 обосновании допускается сокращать указанные в гр.3-9 таблицы (за исключением поз.5, 8, 10, 13-16) и в гр.2 только для поз.1-6 расстояния от газопроводов не более чем на 30% при условии отнесения участков трубопроводов ко II категории со 100%-ным контролем монтажных сварных соединений рентгеновскими или гамма-лучами и не более чем на 50% при отнесении их к категории В, при этом указанные в поз.3 расстояния допускается сокращать не более чем на 30% при условии отнесения участков трубопроводов к категории В.

Указанные в поз.1, 4 и 10 расстояния для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов допускается сокращать не более чем на 30% при условии увеличения номинальной (расчетной) толщины стенки труб на такую величину в процентах, на которую сокращается расстояние.

5. Минимальные расстояния от оси газопроводов до зданий и сооружений при надземной прокладке, предусмотренные в поз.1, 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. Расстояния до объектов, отсутствующих в данной таблице, следует принимать по согласованию с соответствующими органами Государственного надзора и заинтересованными организациями.

7. 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.

8. При надземной прокладке нефтепроводов и нефтепродуктопроводов допускаемые минимальные расстояния от населенных пунктов, промышленных предприятий, зданий и сооружений до оси трубопроводов следует принимать по табл.4* как для подземных нефтепроводов, но не менее 50 м.

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

Позицию 10 исключить.

11. Указанные в поз.7 минимальные расстояния от подводных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов допускается уменьшать до 50% при укладке этих трубопроводов в стальных футлярах.

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

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

Введение

Настоящий стандарт разработан с целью повышения безопасности линейной части магистральных газопроводов системы газоснабжения при проектировании посредством обеспечения соблюдения межгосударственных и национальных технических регламентов в части, относящейся к механической безопасности строительных сооружений и технических устройств.

Настоящий стандарт входит в группу межгосударственных стандартов в области магистрального транспорта газа, являющуюся составной частью комплекса межгосударственных стандартов, устанавливающих требования к системе газоснабжения.Объектом стандартизации является линейная часть магистральных газопроводов, аспектом стандартизации – ее механическая безопасность, обеспечиваемая на этапе проектирования посредством расчетного определения срока службы и обоснованного назначения срока безопасной эксплуатации с использованием исходных данных, реализованных в проектных решениях.

1 Область применения

Настоящий стандарт распространяется на объекты линейной части магистральных газопроводов системы газоснабжения (далее – также объекты) в части обеспечения их механической безопасности* и содержит методы и методики, используемые для назначения срока безопасной эксплуатации этих объектов.________________* В Российской Федерации общие минимально необходимые требования механической безопасности к зданиям и сооружениям и необходимость расчетного и иного обоснования выполнения этих требований в проектной документации установлены Федеральным законом от 30 декабря 2009 г.

N 384-ФЗ “Технический регламент о безопасности зданий и сооружений”.Приведенная в настоящем стандарте методология предназначена для использования при проектировании объектов, определяемых областью применения соответствующих стандартов и сводов правил, которые обеспечивают соблюдение или способствуют соблюдению законодательных актов, технических регламентов, норм и правил в области промышленной безопасности**.

________________** В Российской Федерации для организаций – собственников системы газоснабжения Федеральным законом от 31 марта 1999 г. N 69-ФЗ “О газоснабжении в Российской Федерации”, кроме обеспечения мер, предусмотренных законодательством в области промышленной безопасности, установлена обязанность обеспечения на стадиях проектирования, строительства и эксплуатации специальных мер по безопасному функционированию объектов этой системы.

6. ПЕРЕХОДЫ ТРУБОПРОВОДОВ ЧЕРЕЗ ЕСТЕСТВЕННЫЕ И ИСКУССТВЕННЫЕ ПРЕПЯТСТВИЯ

Виды газопроводов

10.2.1
Траншейный способ прокладки

10.2.1.1
Траншейный (открытый) способ прокладки состоит в укладке газопровода в
подводные и береговые траншеи, разработанные землеройной техникой.

10.2.1.2
Подводные переходы газопроводов 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
газопроводом 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 бассейновыми управлениями речного флота, органами по
регулированию использования и охране вод, охраны рыбных запасов и
заинтересованными организациями.

10.2.1.3Границы
подводного перехода газопровода следует определять в соответствии с 7.1.25 – 7.1.27.

10.2.1.4Створы переходов через
реки следует назначать в соответствии с требованиями 7.1.25 – 7.1.30.

Расположение газопроводов

10.2.1.5Прокладка подводных
переходов должна предусматриваться с заглублением в дно пересекаемых водных
преград. Величина заглубления устанавливается с учетом возможных деформаций
русла и перспективных дноуглубительных работ.

Проектная
отметка верха забалластированного газопровода при проектировании подводных
переходов должна назначаться 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, заглубление газопровода
принимается не менее 0,5 м, считая от верха забалластированного газопровода до
дна водоема.

При глубине
подводных переходов, для которой отсутствуют освоенные технические средства
разработки траншей, и невозможности переноса створа перехода, что должно быть
обосновано проектом, допускается, по согласованию с соответствующими
бассейновыми управлениями, уменьшать глубину заложения газопроводов и
укладывать их непосредственно по дну. При этом должны предусматриваться
дополнительные мероприятия, обеспечивающие их надежность при эксплуатации.

10.2.1.6Минимальные расстояния
от оси подводных переходов газопроводов до мостов, пристаней и других
аналогичных объектов должны приниматься по таблице 3 как для участков
газопроводов подземной прокладки.

Глубина газопроводов

не менее 30 м
для газопроводов диаметром до 1000 мм включительно;

50 м для
газопроводов диаметром свыше 1000 мм.

10.2.1.8
Минимальные расстояния между параллельными газопроводами, прокладываемыми на
пойменных участках подводного перехода, следует принимать такими же, как для
линейной части газопровода.

10.2.1.9
Подводные газопроводы на переходах в границах ГВВ не ниже 1 %-ной
обеспеченности должны рассчитываться против всплытия в соответствии с
указаниями, изложенными в главе 13.

на русловом
участке перехода – сплошные (бетонные) покрытия или специальные грузы,
конструкция которых должна обеспечить надежное их крепление к трубопроводу для
укладки газопровода способом протаскивания по дну;

пойменных
участках – одиночные грузы или закрепление газопроводов анкерными устройствами.

Построение газопроводов

10.2.1.10
Ширину подводных траншей по дну следует назначать с учетом режима водной
преграды, методов ее разработки, необходимости водолазного обследования и
водолазных работ рядом с уложенным газопроводом, способа укладки и условиями
прокладки кабеля данного газопровода.

Крутизну
откосов подводных траншей следует назначать в соответствии с требованиями СНиП III-42-80*[6].

10.2.1.11
Профиль трассы газопровода следует принимать с учетом допустимого радиуса
изгиба газопровода, рельефа русла реки и расчетной деформации (предельного
профиля размыва), геологического строения дна и берегов, необходимой
балластировки и способа укладки подводного газопровода.

10.2.1.12Кривые искусственного
гнутья в русловой части подводных переходов допускается предусматривать в особо
сложных топографических и геологических условиях.

10.2.1.13Запорную
арматуру, устанавливаемую на подводных переходах газопроводов, согласно 8.2.2 следует размешать на обоих берегах
на отметках не ниже отметок ГВВ 10 %-ной обеспеченности и выше отметок
ледохода.

На берегах
горных рек арматуру следует размещать на отметках не ниже отметок ГВВ 2 %-ной
обеспеченности.

10.2.1.14
Проектом должны предусматриваться решения по укреплению берегов в местах
прокладки подводного перехода и предотвращению стока воды вдоль газопровода
(устройство нагорных канав, глиняных перемычек, струенаправляющих дамб и т.д.).

Крепление
незатопляемых берегов в местах пересечения подземными газопроводами следует
предусматривать до отметки, возвышающейся не менее чем на 0,5 м над расчетным
паводковым горизонтом повторяемостью один раз в 50 лет и на 0,5 м – над высотой
вкатывания волн на откос.

На затопляемых
берегах кроме откосной части должна укрепляться пойменная часть на участке,
прилегающем к откосу, длиной 1-5 м.

Ширина
укрепляемой полосы берега определяется проектом в зависимости от геологических
и гидрогеологических условий.

10.2.1.15 При
ширине водных преград при меженном горизонте 75 м и более в местах пересечения водных
преград газопроводом следует предусматривать прокладку резервной нитки. Для
многониточных систем необходимость строительства дополнительной резервной нитки
независимо от ширины водной преграды устанавливается проектом.

Примечания

1 При ширине заливаемой поймы
свыше 500 м по уровню горизонта высоких вод при 10 %-ной обеспеченности и
продолжительности подтопления паводковыми водами свыше 20 дней, а также при
пересечении горных рек и соответствующем обосновании в проекте (например,
труднодоступность для проведения ремонта) резервную нитку допускается
предусматривать при пересечении водных преград шириной до 75 м и горных рек.

2 Диаметр резервной нитки
определяется проектом.

3 Допускается предусматривать прокладку перехода
через водную преграду шириной свыше 75 м в одну нитку при условии тщательного
обоснования такого решения в проекте.

10.2.1.16 При
проектировании подводных переходов, прокладываемых на глубине свыше 20 м из
труб диаметром 1000 мм и более, следует производить проверку устойчивости
поперечного сечения трубы на воздействие гидростатического давления воды с
учетом изгиба газопровода.

10.2.1.17
Подводные переходы через реки и каналы шириной 50 м и менее допускается
проектировать с учетом изгибной жесткости труб и общей устойчивости участка
перехода, обеспечивая закрепление перехода против всплытия на береговых
неразмываемых участках установкой грузов или анкерных устройств.

10.2.1.18 На
обоих берегах судоходных и лесосплавных рек и каналов при пересечении их
газопроводами должны предусматриваться сигнальные знаки согласно Правилам [3,
20].

10.2.2 Способ
горизонтально направленного бурения

10.2.2.1 Способ
ГНБ (закрытый способ) состоит в протаскивании газопровода в предварительно
пробуренные скважины.

Характеристика магистрального газопровода

10.2.2.2
Строительство переходов газопроводов через водные преграды способом ГНБ
рекомендуется осуществлять на стесненных, застроенных участках рек, вблизи действующих
переходов трубопроводов, существующих заповедных или закрытых зон, в местах,
требующих высокой экологической защиты в процессе строительства перехода.
Применение способа ГНБ производится на основе технико-экономического
обоснования, выполняемого проектной организацией.

10.2.2.3
Строительство переходов газопроводов через водные преграды способом ГНБ
возможно на реках, имеющих прямолинейный участок русла и приемлемое для данного
способа геологическое строение русла и берегов.

10.2.2.4
Применение способа ГНБ должно основываться на гидрографической съемке для
определения контуров дна реки, измерения контуров дна реки в створе и на
расстояниях по 50 м от оси створа вверх и вниз по течению реки, а также на
инженерных изысканиях, требования к которым представлены в разделе 7.2.

10.2.2.5 Место
перехода должно быть согласовано со всеми заинтересованными ведомствами.

– состав и
свойства грунтов в створе перехода;

– проницаемость
грунтов русловой части для оценки возможной потери бурового раствора при
прокладке;

– коэффициент
трения для расчета усилия при протаскивании трубопровода;

– расчетный
профиль скважины бурения;

– необходимое
оборудование, скорость прокладки и состав бурового раствора;

– прогнозное
развитие русловых деформаций.

– глубина
бурения скважин должна быть не менее чем на 10 м ниже проектируемого
заглубления газопровода;

– расстояние
между вертикальными буровыми скважинами следует принимать равным 50-100 м для
переходов длиной менее 200 м и 100-200 м – для переходов большей длины;

– буровые
скважины располагаются попеременно справа и слева от створа перехода на
расстоянии 5-10 м;

– все пустоты и
буровые скважины после изысканий заполняются цементным раствором во избежание
утечки через них бурового раствора при проходке направляющей скважины ГНБ.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие межгосударственные стандарты:ГОСТ 9.901.1-89 Единая система защиты от коррозии и старения. Металлы и сплавы. Общие требования к методам испытаний на коррозионное растрескиваниеГОСТ 12.2.063-2015 Арматура трубопроводная. Общие требования безопасностиГОСТ 21.

001-2013 Система проектной документации для строительства. Общие положенияГОСТ 21.101-97 Система проектной документации для строительства. Основные требования к проектной и рабочей документации***________________*** В Российской Федерации действует ГОСТ Р 21.1101-2013 “Система проектной документации для строительства.

Основные требования к проектной и рабочей документации”.ГОСТ 21.110-2013 Система проектной документации для строительства. Спецификация оборудования, изделий и материаловГОСТ 21.301-2014 Система проектной документации для строительства. Основные требования к оформлению отчетной документации по инженерным изысканиямГОСТ 21.

501-2011 Система проектной документации для строительства. Правила выполнения рабочей документации архитектурных и конструктивных решенийГОСТ 21.502-2007 Система проектной документации для строительства. Правила выполнения проектной и рабочей документации металлических конструкцийГОСТ 23.207-79 Обеспечение износостойкости изделий.

Метод испытаний машиностроительных материалов на ударно-абразивное изнашиваниеГОСТ 25.101-83 Расчеты и испытания на прочность. Методы схематизации случайных процессов нагружения элементов машин и конструкций и статистического представления результатовГОСТ 25.502-79 Расчеты и испытания на прочность в машиностроении.

Методы механических испытаний металлов. Методы испытаний на усталостьГОСТ 25.504-82 Расчеты и испытания на прочность. Методы расчета характеристик сопротивления усталостиГОСТ 25.506-85 Расчеты и испытания на прочность. Методы механических испытаний металлов. Определение характеристик трещиностойкости (вязкости разрушения) при статическом нагружении ГОСТ 25.

Характеристика магистрального газопровода

507-85 Расчеты и испытания на прочность в машиностроении. Методы испытаний на усталость при эксплуатационных режимах нагружения. Общие требованияГОСТ 27.002-89 Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения ГОСТ 27.003-90 Надежность в технике. Состав и общие правила задания требований по надежностиГОСТ 27.

301-95 Надежность в технике. Расчет надежности. Основные положения ГОСТ 27.310-95 Надежность в технике. Анализ видов, последствий и критичности отказов. Основные положенияГОСТ 1497-84 Металлы. Методы испытаний на растяжениеГОСТ ISO 3183-2015 Трубы стальные для трубопроводов нефтяной и газовой промышленности.

Общие технические условияГОСТ 5272-68 Коррозия металлов. ТерминыГОСТ 6996-66 Сварные соединения. Методы определения механических свойств.ГОСТ 9454-78 Металлы. Метод испытания на ударный изгиб при пониженных, комнатной и повышенных температурахГОСТ 13015-2012 Изделия бетонные и железобетонные для строительства.

Общие технические требования. Правила приемки, маркировки, транспортирования и храненияГОСТ 15467-79 Управление качеством продукции. Основные понятия. Термины и определения ГОСТ 16504-81 Система государственных испытаний продукции. Испытания и контроль качества продукции. Основные термины и определенияГОСТ ИСО/МЭК 17025-2009 Общие требования к компетентности испытательных и калибровочных лабораторийГОСТ 19281-2014 Прокат повышенной прочности.

Общие технические условия ГОСТ 23207-78 Сопротивление усталости. Основные термины, определения и обозначения ГОСТ 25812-83 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии*________________* В Российской Федерации действует ГОСТ Р 51164-98 “Трубопроводы стальные магистральные.

Общие требования к защите от коррозии”.ГОСТ 25859-83 Сосуды и аппараты стальные. Нормы и методы расчета на прочность при малоцикловых нагрузкахГОСТ 26883-86 Внешние воздействующие факторы. Термины и определения ГОСТ 27751-2014 Надежность строительных конструкций и оснований. Основные положения ГОСТ 31448-2012 Трубы стальные с защитными наружными покрытиями для магистральных газонефтепроводов.

Характеристика магистрального газопровода

Технические условияГОСТ 33272-2015 Безопасность машин и оборудования. Порядок установления и продления назначенных ресурса, срока службы и срока хранения. Основные положенияПримечание – При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов на территории государства по соответствующему указателю стандартов, составленному по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим информационным указателям, опубликованным в текущем году.

Приложение М (справочное). Метод расчета скорости равномерной коррозии металлов по их химическому составу и электрохимическим измерениям при взаимодействии с коррозионной средой

8.1. Расчетные схемы и методы расчета трубопроводов необходимо выбирать с учетом использования ЭВМ.

8.2. Нормативные сопротивления растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений и следует принимать равными соответственно минимальным значениям временного сопротивления и предела текучести, принимаемым по государственным стандартам и техническим условиям на трубы.

где – коэффициент условий работы трубопровода, принимаемый по табл.1;

, – коэффициенты надежности по материалу, принимаемые соответственно по табл.9 и 10;

– коэффициент надежности по назначению трубопровода, принимаемый по табл.11.

Характеристика магистрального газопровода

Таблица 9

Характеристика труб

Значение коэффициента надежности по материалу

1

2

1. Сварные из малоперлитной и бейнитной стали контролируемой прокатки и термически упрочненные трубы, изготовленные двусторонней электродуговой сваркой под флюсом по сплошному технологическому шву, с минусовым допуском по толщине стенки не более 5% и прошедшие 100%-ный контроль на сплошность основного металла и сварных соединений неразрушающими методами

1,34

2. Сварные из нормализованной, термически упрочненной стали и стали контролируемой прокатки, изготовленные двусторонней электродуговой сваркой под флюсом по сплошному технологическому шву и прошедшие 100%-ный контроль сварных соединений неразрушающими методами. Бесшовные из катаной или кованой заготовки, прошедшие 100%-ный контроль неразрушающими методами

1,40

3. Сварные из нормализованной и горячекатаной низколегированной стали, изготовленные двусторонней электродуговой сваркой и прошедшие 100%-ный контроль сварных соединений неразрушающими методами

1,47

4. Сварные из горячекатаной низколегированной или углеродистой стали, изготовленные двусторонней электродуговой сваркой или токами высокой частоты. Остальные бесшовные трубы

1,55

Примечание. Допускается применять коэффициенты: 1,34 вместо 1,40; 1,4 вместо 1,47 и 1,47 вместо 1,55 для труб, изготовленных двухслойной сваркой под флюсом или электросваркой токами высокой частоты со стенками толщиной не более 12 мм при использовании специальной технологии производства, позволяющей получить качество труб, соответствующее данному коэффициенту .

Таблица 10

Характеристика труб

Значение коэффициента надежности по материалу

Бесшовные из малоуглеродистых сталей

1,10

Прямошовные и спиральношовные сварные из малоуглеродистой и низколегированной стали с отношением
0,8

1,15

Сварные из высокопрочной стали с отношением
0,8

1,20

Таблица 11

Значение коэффициента надежности по назначению трубопровода

Условный диаметр
трубопровода, мм

для газопроводов в зависимости от внутреннего давления

для нефтепроводов и нефтепродуктопро-
водов

5,4 МПа

55 кгс/см

5,4 7,4 МПа

55 75 кгс/см

7,4 9,8 МПа

75 100 кгс/см

500 и менее

1,00

1,00

1,00

1,00

600-1000

1,00

1,00

1,05

1,00

1200

1,05

1,05

1,10

1,05

1400

1,05

1,10

1,15

8.4. Основные физические характеристики стали для труб следует принимать по табл.12.

Таблица 12

Физическая характеристика и обозначение стали

Величина и размерность

Плотность

7850 кг/м

Модуль упругости

206 000 МПа
(2100000 кгс/см)

Коэффициент линейного расширения

0,000012 град

Коэффициент поперечной деформации Пуассона в стадии работы металла:

упругой

0,3

пластической

По п.8.25

8.5*. Значения характеристик грунтов следует принимать по данным инженерных изысканий с учетом прогнозирования их свойств в процессе эксплуатации.

8.6. Расчетные нагрузки, воздействия и их сочетания должны приниматься в соответствии с требованиями СНиП 2.01.07-85.

Характеристика магистрального газопровода

При расчете трубопроводов следует учитывать нагрузки и воздействия, возникающие при их сооружении, испытании и эксплуатации. Коэффициенты надежности по нагрузке надлежит принимать по табл.13*. Допускается принимать коэффициент надежности по внутреннему давлению менее указанного в табл.13* при соответствующем обосновании исходя из условий эксплуатации трубопровода.

8.7. Рабочее (нормативное) давление – наибольшее избыточное давление, при котором обеспечивается заданный режим эксплуатации трубопровода.

При определении рабочего давления для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов должна учитываться технологическая схема транспортирования продукта. При этом принятое рабочее давление не должно быть ниже упругости паров транспортируемого продукта при максимальной расчетной температуре для данного участка трубопровода.

8.8. Нормативный вес транспортируемого газа в 1 м трубопровода , Н/м, следует определять по формуле

где – плотность газа, кг/м (при 0 °С и 1013 гПа); – ускорение свободного падения, = 9,81 м/с;

– абсолютное давление газа в газопроводе, МПа;

Характеристика магистрального газопровода

– внутренний диаметр трубы, см; – коэффициент сжимаемости газа;

– абсолютная температура, К (, где -температура газа, °C).

Для природного газа допускается принимать

где – рабочее (нормативное) давление, МПа;

– обозначение то же, что в формуле (6). Вес транспортируемой нефти (нефтепродукта) в 1 м трубопровода , Н/м, следует определять по формуле

где – плотность транспортируемой нефти или нефтепродуктов, кг/м;

, – обозначение те же, что в формуле (6).

Таблица 13*

Характер нагрузки и воздействия

Нагрузка и воздействие

Способ прокладки трубопровода

Коэффициент надежности по нагрузке

подземный, наземный
(в насыпи)

надземный

1

2

3

4

5

Постоянные

Масса (собственный вес) трубопровода и обустройств

1,10 (0,95)

Воздействие предварительного напряжения трубопровода (упругий изгиб и др.)

1,00 (0,90)

Давление (вес) грунта

1,20 (0,80)

Гидростатическое давление воды

1,00

Временные длительные

Внутреннее давление для газопроводов

1,10

Внутреннее давление для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов диаметром 700-1200 мм с промежуточными НПС без подключения емкостей

1,15

Внутреннее давление для нефтепроводов диаметром 700-1200 мм без промежуточных или с промежуточными НПС, работающими постоянно только с подключенной емкостью, а также для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов диаметром менее 700 мм

1,10

Масса продукта или воды

1,00 (0,95)

Температурные воздействия

1,00

Воздействия неравномерных деформаций грунта, не сопровождающиеся изменением его структуры

1,50

Кратковременные

Снеговая нагрузка

1,40

Ветровая нагрузка

1,20

Гололедная нагрузка

1,30

Нагрузка, вызываемая морозным растрескиванием грунта

1,20

Нагрузки и воздействия, возникающие при пропуске очистных устройств

1,20

Нагрузки и воздействия, возникающие при испытании трубопроводов

1,00

Воздействие селевых потоков и оползней

1,00

Особые

Воздействие деформаций земной поверхности в районах горных выработок и карстовых районах

1,00

Воздействие деформаций грунта, сопровождающихся изменением его структуры (например, деформация просадочных грунтов при замачивании или вечномерзлых грунтов при оттаивании)

1,00

Воздействия, вызываемые развитием солифлюкционных и термокарстовых процессов

1,05

Примечания*: 1. Знак ” ” означает, что нагрузки и воздействия учитываются, знак “-” – не учитываются.

2. Значения коэффициента надежности по нагрузке, указанные в скобках, должны приниматься при расчете трубопроводов на продольную устойчивость и устойчивость положения, а также в других случаях, когда уменьшение нагрузки ухудшает условия работы конструкции.

3. Плотность воды следует принимать с учетом засоленности и наличия в ней взвешенных частиц.

4. Когда по условиям испытания, ремонта или эксплуатации возможно в газопроводах полное или частичное заполнение внутренней полости водой или конденсатом, а в нефтепроводах и нефтепродуктопроводах попадание воздуха или опорожнение трубопровода, необходимо учитывать изменения нагрузки от веса продукта.

5*. Для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов диаметром 700 мм и более на всех промежуточных нефтеперекачивающих насосных станциях, работающих без подключения емкостей, следует устанавливать устройства по защите линейной части трубопроводов от воздействия переходных процессов.

8.9. Нормативную нагрузку от обледенения 1 м трубы , Н/м, следует определять по формуле

где – толщина слоя гололеда, мм, принимаемая согласно СНиП 2.01.07-85;

– наружный диаметр трубы, см.

8.10. Нормативную снеговую нагрузку , Н/м, на горизонтальную проекцию конструкции надземного трубопровода и примыкающего эксплуатационного мостика следует определять согласно СНиП 2.01.07-85.При этом для одиночно прокладываемого трубопровода коэффициент перехода от веса снегового покрова на единицу поверхности земли к снеговой нагрузке на единицу поверхности трубопровода принимается равным 0,4.

8.11. Нормативный температурный перепад в металле стенок труб следует принимать равным разнице между максимально или минимально возможной температурой стенок в процессе эксплуатации и наименьшей или наибольшей температурой, при которой фиксируется расчетная схема трубопровода (свариваются захлесты, привариваются компенсаторы, производится засыпка трубопровода и т.п., т.е.

8.12. Максимальную или минимальную температуру стенок труб в процессе эксплуатации трубопровода следует определять в зависимости от температуры транспортируемого продукта, грунта, наружного воздуха, а также скорости ветра, солнечной радиации и теплового взаимодействия трубопровода с окружающей средой.

8.13. При расчете газопровода, нефтепровода и нефтепродуктопровода на прочность, устойчивость и выборе типа изоляции следует учитывать температуру газа, нефти и нефтепродуктов, поступающих в трубопровод, и ее изменение по длине трубопровода в процессе транспортировки продукта.

8.14*. Выталкивающая сила воды , Н/м, приходящаяся на единицу длины полностью погруженного в воду трубопровода при отсутствии течения воды, определяется по формуле

, (10)

где – наружный диаметр трубы с учетом изоляционного покрытия и футеровки, м;

ПРИЛОЖЕНИЕ (рекомендуемое). ГРАФИК ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА НЕСУЩЕЙ СПОСОБНОСТИ ТРОЙНИКОВ

3.1 безопасное состояние опасного производственного объекта: Состояние объекта, соответствующее требованиям законодательных актов, технических регламентов, нормативной, технической и проектной документации, а также требованиям к безопасности технологических процессов, установленных нормами и правилами в области промышленной безопасности опасных производственных объектов.

3.2 восстанавливаемый объект: Объект, восстановление работоспособного состояния которого в определенной ситуации предусмотрено в нормативной, технической и (или) конструкторской (проектной) документации.

3.3 жизненный цикл объекта: Период, охватывающий создание, функционирование и прекращение существования объекта.

Примечания

1 Для объектов, являющихся строительными сооружениями, в том числе линейными, жизненный цикл включает инженерные изыскания, проектирование, строительство, эксплуатацию (включая техническое обслуживание и различные виды ремонтов), реконструкцию, консервацию (расконсервацию) и ликвидацию (демонтаж).

2 Для объектов, являющихся техническими устройствами (машины, оборудование, агрегаты, аппаратура, механизмы) жизненный цикл включает разработку (проектирование) устройства, его производство, хранение, монтаж, наладку, эксплуатацию, модернизацию (при необходимости), ремонт, техническое и сервисное обслуживание, утилизацию.

3.4 критический отказ: Отказ объекта или его элемента, тяжесть последствий которого в пределах данного анализа признана недопустимой и требует принятия специальных мер по снижению вероятности данного отказа и (или) возможного ущерба, связанного с его возникновением.

3.5 линейная часть магистрального газопровода; ЛЧМГ: Объект магистрального газопровода, состоящий из трубопроводов, переходов через естественные и искусственные препятствия, трубопроводной арматуры, технических устройств электрохимической защиты от коррозии, сооружений связи и иных сооружений и технических устройств, предназначенный для перемещения транспортируемых газообразных углеводородов.

3.6 механическая безопасность магистрального газопровода: Состояние объектов магистрального газопровода, при котором обеспечивается требуемая надежность его функционирования и отсутствует недопустимый риск причинения вреда жизни или здоровью граждан, имуществу физических или юридических лиц, государственному или муниципальному имуществу и окружающей среде вследствие разрушения или потери устойчивости этих объектов или их частей.

нагруженность: Состояние объекта, обусловленное внешними воздействиями и условиями функционирования.

Примечания

1 Характеристиками нагруженности R объекта могут быть: нагрузка, напряжение, напряжение цикла, деформация, перемещение, коэффициент интенсивности напряжений, длительность и число циклов нагружения и т.д.

2 Предельные значения характеристик нагруженности R – те значения, превышение которых приводит к частичной или полной потере работоспособности объекта, например: предельная нагрузка, пределы прочности и выносливости, предельное число циклов нагружения, предельные значения характеристик трещиностойкости, критические напряжения, частота и т.д.

3 Отношение является коэффициентом запаса.


[ГОСТ 27609-88, приложение 1, статья 2]

назначенный ресурс: Суммарная наработка, при достижении которой эксплуатация объекта должна быть прекращена независимо от его технического состояния.

[ГОСТ 27.002-89, статья 4.9]

назначенный срок службы: Календарная продолжительность эксплуатации, при достижении которой эксплуатация объекта должна быть прекращена независимо от его технического состояния.

[ГОСТ 27.002-89, статья 4.10]

3.10 назначенный срок хранения: Календарная продолжительность хранения, при достижении которой хранение объекта должно быть прекращено независимо от его технического состояния.

[ГОСТ 27.002-89, статья 4.11]

Примечание – К терминологическим статьям 3.8-3.10. По истечении назначенного срока службы (назначенного ресурса, назначенного срока хранения) объект исключают из эксплуатации и принимают решение, предусмотренное соответствующей нормативной (технической) документацией (реконструкция, направление в ремонт, демонтаж, списание, утилизация, техническая диагностика и установление нового назначенного срока и т.д.).

наработка: Продолжительность или объем работы объекта.

Примечание – Наработка может быть как непрерывной величиной (продолжительность работы в часах, километраж пробега и т.п.), так и целочисленной величиной (число рабочих циклов, запусков и т.п.).


[ГОСТ 27.002-89, статья 4.1]

наработка до отказа: Наработка объекта от начала эксплуатации до возникновения первого отказа.

[ГОСТ 27.002-89, статья 4.2]

3.13 несущая способность: Максимальная нагруженность объекта, не приводящая к его переходу в предельное состояние.

3.14 обслуживаемый объект: Объект, для которого проведение технического обслуживания предусмотрено нормативной (технической) документацией и (или) конструкторской (проектной) документацией.

3.15 определяющий параметр: Техническая и (или) технологическая характеристика, принимаемая при прогнозировании технического состояния объекта.

отказ: Событие, заключающееся в нарушении работоспособного состояния объекта.

[ГОСТ 27.002-89, статья 3.3]

3.17 потенциально опасный участок: Элемент линейной части магистрального газопровода, для которого из-за его конструктивных особенностей, природных условий эксплуатации, близости по отношению к внешним техногенным воздействиям значение ожидаемой (прогнозируемой) частоты возникновения критических отказов больше среднего значения по всей линейной части магистрального газопровода или критический отказ которого может привести к недопустимым последствиям.

предельное состояние: Состояние объекта, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна, либо восстановление его работоспособного состояния невозможно или нецелесообразно.

[ГОСТ 27.002-89, статья 2.5]

прогнозирование технического состояния: Определение технического состояния объекта с заданной вероятностью на предстоящий интервал времени.

Примечание – Целью прогнозирования технического состояния может быть определение с заданной вероятностью интервала времени (ресурса), в течение которого сохранится работоспособное (исправное) состояние объекта или вероятности сохранения работоспособного (исправного) состояния объекта на заданный интервал времени.


[ГОСТ 20911-89, статья 8]

3.20 разрушение объекта: Изменение широкого спектра характеристик (или состояний материала) объекта (или его отдельных элементов), возникающее в результате воздействий, определяющих его нагруженность, и приводящее к нарушению работоспособного состояния объекта в целом.

расчет на прочность: Расчетная проверка выполнения условий прочности объекта.

[ГОСТ 27609-88, приложение 1, статья 6]

расчетная схема: Схема объекта, используемая при расчете, которая отражает основные особенности конструкции и нагруженности объекта.

[ГОСТ 27609-88, приложение 1, статья 7]

3.23 ремонтируемый объект: Объект, ремонт которого возможен и предусмотрен нормативной (технической), ремонтной и (или) конструкторской (проектной) документацией.

ресурс: Суммарная наработка объекта от начала его эксплуатации или ее возобновления после ремонта до перехода в предельное состояние.

[ГОСТ 27.002-89, статья 4.5]

3.25 служебная характеристика: Показатель, характеризующий техническую способность объекта или его элемента выполнять заданные при проектировании функции.

3.26 срок безопасной эксплуатации (линейной части магистрального газопровода): Устанавливаемая при проектировании календарная продолжительность эксплуатации (суммарная наработка) линейной части магистрального газопровода, соответствующая назначенному сроку службы (назначенному ресурсу), а также продолжительность безопасной эксплуатации, устанавливаемая в заключении экспертизы промышленной безопасности с указанием условий дальнейшей безопасной эксплуатации.

Примечание – Понятие “срок безопасной эксплуатации”, как правило, используют в документах надзорных органов по промышленной безопасности в отношении сооружений на опасных производственных объектах при проведении экспертизы промышленной безопасности. Линейная часть магистрального газопровода является строительным сооружением (частью) опасного производственного объекта – магистрального газопровода.

срок службы: Календарная продолжительность эксплуатации от начала эксплуатации объекта или ее возобновления после ремонта до перехода в предельное состояние.

[ГОСТ 27.002-89, статья 4.6]

Характеристика магистрального газопровода

3.28 технический объект (объект): Изделие, техническое устройство, строительное сооружение, функциональная единица, система или подсистема, которые можно рассматривать в отдельности.

техническое состояние объекта: Состояние, которое характеризуется в определенный момент времени, при определенных условиях внешней среды, значениями параметров, установленных технической документацией на объект.

[ГОСТ 20911-89, статья 2]

элемент: Составная часть технического объекта, рассматриваемая при проведении анализа как единое целое, не подлежащее дальнейшему разукрупнению.

[ГОСТ 27.310-95, статья 3.1]

Е.1 В соответствии с приложением Б расчетные участки с однородными условиями эксплуатации для оценки их срока службы могут быть выделены на основании анализа данных строительных чертежей. Пример фрагмента такого чертежа, в левой части которого приведены служебные характеристики участка ЛЧМГ, а в правой значения их критериальных характеристических параметров, приведен на рисунке Е.1.

13.2.1
Расчетную толщину стенки трубы магистрального газопровода td, мм, для сталей с
отношением σу/σu ≤ 0,80 вычисляют по
формуле

                                                                                                       (13.1)

где Рd
– расчетное внутреннее давление, МПа;

Характеристика магистрального газопровода

D – наружный диаметр трубы,
мм;

σу
– нормативный предел текучести материала труб, МПа;

Fy
– расчетный коэффициент по пределу текучести;

ky – поправочный коэффициент,
зависящий от отношения нормативных характеристик стали σу/σu.

Приложение К (рекомендуемое). Проектные нагрузки и воздействия на основе детерминистического и вероятностного подходов к оценке срока службы (ресурса)

6.1.1 Принимая во внимание значительную продолжительность эксплуатации магистральных газопроводов, исходная информация о зависящих от времени и пространственных координат нагрузках и воздействиях должна быть подготовлена с учетом данных о проектных условиях эксплуатации, расположения объектов ЛЧМГ и фактора времени.

6.1.2 При выполнении прогнозной оценки срока службы (ресурса) объектов ЛЧМГ как в рамках детерминистического, так и в рамках вероятностного подхода по 9.5, как правило, выделяют две основные группы нагрузок и воздействий на эти объекты: функциональные и природно-климатические.

6.1.3 Перечень определяемых по ГОСТ 26883 функциональных нагрузок и воздействий и их численные значения в объеме, достаточном для первичного анализа при типовом проектировании, учитывают согласно проектной и нормативной документации* в зависимости от конструктивной схемы магистрального газопровода и реализуемых на практике режимов эксплуатации.

________________* В Российской Федерации функциональные расчетные нагрузки и воздействия, учитываемые при проектировании объектов магистральных газопроводов, определены в ГОСТ Р 55989-2014 “Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования на давление свыше 10 МПа”, а также в сводах правил СП 20.13330.

2011 “Нагрузки и воздействия” и СП 36.13330.2012 “Магистральные трубопроводы”.К функциональным нагрузкам и воздействиям относят:- внутреннее давление;- вес транспортируемого газа;- температурные воздействия, обусловленные взаимодействием конструкции магистрального газопровода с транспортируемым газом;- статические и динамические технологические нагрузки (порождаемые работой технологического оборудования).

Характеристика магистрального газопровода

6.1.4 Данные о типах и уровнях природно-климатических нагрузок и воздействий, обусловленных взаимодействием магистрального газопровода с окружающей средой, должны быть получены на основе анализа принятых в проекте конструктивных решений с учетом информации о трассовых условиях, включающей основные природно-климатические характеристики региона прокладки.

6.1.5 Описание способов сбора и схематизации, а также методы учета проектных функциональных и природно-климатических нагрузок и воздействий, которые могут быть использованы при оценке срока службы (ресурса) объектов ЛЧМГ в рамках детерминистического и вероятностного подхода по 9.5, приведены в приложении К.

6.1.6 На основе общности порождаемых процессов накопления повреждений выделяют следующие группы нагрузок и воздействий:- квазистатические (незначительно изменяющиеся во времени);- переменные и циклические;- коррозионно-механические.

6.1.7 При проведении расчетов прочности объектов ЛЧМГ на действие квазистатических нагрузок в качестве базовых целесообразно принимать известные в инженерной практике прочностные критерии (например, требование, исключающее превышение допустимых механических напряжений, которые определяют с учетом проектных коэффициентов запаса относительно предела прочности или текучести материала).

6.1.8 При наличии переменных и циклических нагрузок оценку прочности и работоспособности объектов ЛЧМГ на выделенных расчетных участках следует проводить с учетом процессов накопления усталостных повреждений в материале конструкций, зарождения и развития усталостных трещин.

6.1.9 Учет влияния коррозионно-механических воздействий, которые выделены в отдельную группу из-за специфического механизма накопления повреждений и деградации физико-механических свойств конструкционных материалов, рекомендуется проводить по следующим направлениям:- оценка эффективности противокоррозионной защиты;

6.1.10 Информация о перечисленных в 6.1.6 нагрузках и воздействиях должна содержать данные об их распределении в пространстве, характерных интенсивностях и скоростях изменения во времени. Необходимые данные о продолжительности действия должны быть представлены в объеме и форме, которые обеспечивают возможность их корректного анализа.

6.1.11 Модель схематизации проектных нагрузок и воздействий, позволяющая адекватно выделить их значимые характерные особенности для применения детерминистического и вероятностного подхода к оценке срока службы (ресурса) расчетных участков, следует выбирать в соответствии с выявленным набором классифицирующих признаков, учитывая рекомендации, приведенные в приложениях К и Л.

6.1.12 Взаимное влияние и сочетание нагрузок и воздействий различного происхождения необходимо принимать во внимание посредством выявления их возможных комбинаций (значимых для анализа) с учетом их развертывания во времени и пространстве.

6.2.1 В рамках расширенного подхода при необходимости его применения согласно 4.2.7 должны быть дополнительно проанализированы частотные и временные закономерности полученных числовых последовательностей и пространственно-временных функций (в том числе случайных). Анализ проводят в рамках второго этапа реализации приведенного в 4.

5 алгоритма для выявления постоянных и переменных составляющих нагрузок и воздействий, а также для оценки их экстремальных (пиковых), т.е. максимальных и минимальных значений.Для переменных составляющих должен быть проведен частотный и временной анализ, позволяющий получить оценку числа циклов нагружения с различными амплитудами и определяемыми по ГОСТ 23207 коэффициентами асимметрии циклов за заданный промежуток календарного времени или наработки. Эти данные используют для оценки уровня накопленных к определенному сроку и прогнозируемых при дальнейшей эксплуатации усталостных повреждений.

6.2.2 Анализ переменных во времени составляющих нагрузок на расчетном участке объекта ЛЧМГ может быть выполнен в соответствии с рекомендациями, приведенными в приложении Л.

6.2.3 Анализ экстремальных (пиковых) значений нагрузок и их распределения в зависимости от времени проводят для расчета несущей способности расчетного участка ЛЧМГ по критериям прочности, трещиностойкости, предельно допустимого уровня дефектности.Оценка значений экстремальных нагрузок и воздействий, включая результаты статистического анализа распределений экстремальных значений, может быть выполнена на основе анализа данных по группам аналогичных объектов.

6.3.1 По решению проектной организации в рамках расширенного подхода при необходимости его применения согласно 4.2.7 кроме определяемых в соответствии с 6.1.3 нормативных расчетных нагрузок и воздействий могут быть рассмотрены дополнительные нагрузки и воздействия, появление которых на расчетном участке может быть вызвано реализацией непроектных режимов работы.

6.3.2 К непроектным нагрузкам и воздействиям относят:- редкие (а, следовательно, не учитываемые в регулярных расчетах) сочетания известных нагрузок и воздействий, в том числе вызванных действием непреодолимых причин природного и техногенного* характера;________________* Причины, обусловленные влиянием, оказываемым промышленной деятельностью, в частности на ландшафт и биосферу (в отличие от естественных или природно-климатических воздействий).

Характеристика магистрального газопровода

– непредвиденные аномально высокие уровни нагрузок, учитываемых регулярными расчетами;- номинальные нагрузки, действующие в пределах частично работоспособного расчетного участка, имеющего повреждения, характерные для данного типа конструкции.Примечание – К учитываемым регулярным расчетом непроектным нагрузкам, имеющим непредвиденную аномально высокую интенсивность, могут быть отнесены сейсмические нагрузки, превышающие проектный уровень.

6.3.3 Анализ непроектных режимов в рамках расширенного подхода может быть выполнен для обеспечения устойчивости проектного положения и живучести ЛЧМГ по отношению к критическим и катастрофическим отказам.Примечание – Понятие живучести, характерное для опасных производственных объектов, занимает пограничное место между понятиями надежности и безопасности.

Под живучестью, например по ГОСТ 27.002, понимают свойство объекта противостоять развитию критических отказов из-за дефектов и повреждений при установленной системе технического обслуживания и ремонта, или свойство объекта сохранять ограниченную работоспособность при воздействиях, не предусмотренных условиями эксплуатации, или свойство объекта сохранять ограниченную работоспособность при отказе отдельных компонентов.

Приложение К(рекомендуемое)

К.1 Согласно 6.1.2 при выполнении на стадии проектирования прогнозной оценки срока службы (ресурса) объектов ЛЧМГ как в рамках детерминистического, так и в рамках вероятностного подхода по 9.5, выделяют действующие на эти объекты функциональные (см. 6.1.3) и природно-климатические (см. 6.1.4) нагрузки и воздействия, которые могут влиять на долговечность конструкции в процессе эксплуатации.

К.2 Источниками информации о функциональных и природно-климатических нагрузках и воздействиях могут служить данные, полученные на эксплуатируемых в сходных природно-климатических условиях объектах-аналогах при одинаковых параметрах транспорта газа.

К.2.1 Информация о функциональных нагрузках (внутреннем давлении, в том числе о его низкочастотном изменении, и температуре перекачиваемого газа) может быть получена на основе данных рабочих журналов. Записи в рабочих журналах, как правило, проводят диспетчерские службы в соответствии с периодичностью, определенной правилами эксплуатации (вручную или с помощью специального оборудования).

Для проведения прогнозной оценки срока службы (ресурса) объектов ЛЧМГ необходимо иметь переведенные в электронную форму (оцифрованные на основе данных рабочих журналов) развертки во времени:- изменения давления (например, в линии нагнетания и линии всасывания газоперекачивающих установок);- изменения температуры (например, по данным датчиков температуры, установленных на трассе).

Примечание – Пульсации давления газа и скорости газового потока на магистральных газопроводах могут быть вызваны следующими причинами:- пульсационным характером работы нагнетателей газоперекачивающих установок;- взаимодействием стационарного газового потока с местными неоднородностями в конструкционных элементах (тройниковых соединениях, отводах, гнутых вставках, переходах с одного диаметра на другой, соединениях трубопровода с арматурой, заглушенных отводах и т.п.);

Ключевые моменты в работе сети

Характеристика магистрального газопровода

Во-первых, производительность. Она рассчитывается с учетом топливно-энергетического баланса районов, куда будет осуществляться транспортировка. Прогнозируются максимальные нагрузки. А также нужно учесть, что конкретный регион может развиться в будущем, поэтому возрастет и объем доставляемого газа.

Для повышения производительности используется лупинг газопровода. Если трубопровод работает в средней мощности, тогда центробежные нагнетатели особо не сказываются на эффективности. Зато их роль возрастает при повышении нагрузки.

Во-вторых, автоматическая регулировка. При проектировании сети анализируются особенности управления магистральными газопроводами. Для этого определяют устойчивость системы и обнаруживают процессы, которых не хватает для сбалансированного функционирования.

Транспортировка и регулировка

Важность автоматической регулировки возрастает прямо пропорционально расстоянию транспортировки

Современные технические средства позволяют изменять производительность в автоматическом порядке. Если необходимое оборудование отсутствует, тогда скорость и эффективность транспортировки падают буквально к нулю.

С одной стороны, движение вещества происходит под воздействием инерции. Зато с другой — система замедляет перемещение как за счет закруглений труб, так и непосредственно из-за внутреннего сопротивления. Учитывая сложность устройства оборудования, к обоим факторам нужен индивидуальный подход.

Газпром отвечает за управление газопроводом

За управление магистральным газопроводом отвечает государственная компания. В России это ОАО «Газпром»

Третий ключевой момент — обозначения. Специальные символы выполняют информационную и предупредительную функции. Размещение знаков — обязательное правило использования магистральных газопроводов.

Характеристика магистрального газопровода

Обозначения позволяют определить объекты, зону и глубину трубопровода. Фактически это столбики с двумя информационными блоками. На вертикальном указывается площадь территории особой опасности, место залегания и другие важные особенности.

А горизонтальный, с информацией о размещении опасного участка, устанавливают под углом до 30 градусов относительно поверхности земли. Он показывает расстояние в километрах по всей трассе.

Выводы и полезное видео по теме

Магистральный трубопровод — объект повышенной опасности. При строительстве нужно учесть требования нормативных актов и привлекать исключительно специалистов, имеющих соответствующие сертификаты.

В дальнейшем нужно четко соблюдать требования эксплуатации объекта. Тогда он будет стабильным источником дохода для владельца и обеспечит конечных потребителей газом, нефтью и другими продуктами транспортировки.