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 газопроводом в две нитки и более согласно требованиям 10.2.1.13 и при необходимости на однониточных переходах категории В;

- в начале каждого ответвления от газопровода на расстоянии, допускающем 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 сооружений (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 газопровода) на расстоянии не менее 250 м;

Примечания

1 Место установки охранных кранов от УКПГ, КС, СПХГ, ГРС принимается от границ их территорий.

2 При удалении КС от узла подключения в магистральный газопровод на расстояние свыше 700 м при наличии естественных препятствий (оврагов, сложного рельефа и т.п.) следует предусматривать установку запорной арматуры с продувочными свечами (КИП и автоматика по аналогии с кранами на узле подключения КС в магистральный газопровод) на всасывающих и нагнетательных газопроводах КС (шлейфах) на расстоянии от ограды КС, которое определяется в соответствии с 2.3.

3 Допускается совмещение охранных кранов с кранами, входящими в состав 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 также в сложных условиях трассы (горный рельеф, болота, искусственные и естественные препятствия) указанные расстояния допускается уменьшать до 50 м при условии установки над наземной частью кранового узла защитного укрытия 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 арматуру узлов подключения не распространяется.

8.2.4 При параллельном подключении одного газопровода-ответвления к двум или нескольким ниткам газопроводов или подключении нескольких газопроводов-ответвлений к одному газопроводу узлы линейной запорной арматуры на газопроводах-ответвлениях необходимо размещать на расстоянии не менее 100 м от ближайшего линейного крана на магистрали независимо от диаметра 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 ответвлений диаметром 700 мм и менее.

Допускается при однониточной системе совмещать подключение газопроводов-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 газопровода-ответвления.

8.2.5 На обвязочных газопроводах КС, ДКС, КС ПХГ и узлах подключения крепление трубопровода в месте установки запорно-регулирующей арматуры производится с помощью двух трубопроводных опор, расположенных с обеих сторон ЗРА. Тип опорных конструкций определяется проектом.

8.2.6 Надземная часть арматуры (включая в обязательном порядке импульсные трубки, блок дистанционного управления крановым узлом, кабельные линии управления) должна выполняться в огнезащитном варианте. На охранных кранах УКПГ, КС, СПХГ и головных сооружений, а также на крановых площадках многониточных газопроводов должны предусматриваться мероприятия по огнезащите надземной части арматуры (включая арматуру перемычек).

8.2.7 Газопроводы и арматура обвязки линейной запорной арматуры, находящейся под давлением, - байпасы, продувочные линии и перемычки - следует предусматривать в подземном исполнении с кранами бесколодезной установки.

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 предусматривать 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. Установку запорной арматуры и продувочных свечей следует предусматривать на расстоянии 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 сооружений должно приниматься не менее значений, предусмотренных при их параллельной прокладке.

Во всех перечисленных случаях расстояние от продувочных свечей запорной 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.

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 материалов, обеспечивая при проектировании теневую защиту от аварийного пожара на МГ надземной части арматуры. Данное требование не распространяется на фланцевые соединения, смонтированные в заводских условиях.

8.2.12 Технические решения должны предусматривать ограничение негативного влияния на систему электрохимической защиты от коррозии систем заземления электрооборудования и молниезащиты технологического оборудования за счет электрического отделения от газопровода заземляемого электрооборудования (приводов кранов и узлов управления, цепей автоматики) и применения 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 обратным клапаном на входе. Объем газа в резервуаре должен обеспечивать двухразовое переключение запорной арматуры.

Импульсный газ для управления запорной арматурой при необходимости должен иметь систему подготовки.

8.2.16 Конденсатосборники должны выполняться из труб и соединительных деталей заводского изготовления. Категория участка для труб и соединительных деталей конденсатосборников должна приниматься как для примыкающего к ним газопровода.

8.2.17 Конденсатосборники должны испытываться гидравлическим способом. Величина испытательного давления принимается как для примыкающего газопровода, но не менее 1,25 от рабочего давления.