высота продувочной свечи над кровлей

Продувочные газопроводы

При проектировании систем газоснабжения на газопроводах устанавливаются продувочные газопроводы (Г5).

Необходимость установки продувочных газопроводов.

Документ «Постановление Правительства РФ от 29 октября 2010 г. N 870 «Об утверждении технического регламента о безопасности сетей газораспределения и газопотребления».

50. При установке нескольких единиц газоиспользующего оборудования должна быть обеспечена возможность отключения каждой единицы оборудования.

Где правильно разместить продувочные газопроводы?

Документ «СП 42-101-2003»

6.13 На газопроводах производственных зданий (в том числе котельных), а также общественных и бытовых зданий производственного назначения предусматривают продувочные трубопроводы от наиболее удаленных от места ввода участков газопровода, а также от отводов к каждой газоиспользующей установке перед последним по ходу газа отключающим устройством.
Диаметр продувочного газопровода следует принимать не менее 20 мм.
Расстояние от концевых участков продувочных трубопроводов до заборных устройств приточной вентиляции должно быть не менее 3 м по вертикали.
После отключающего устройства на продувочном трубопроводе предусматривают штуцер с краном для отбора пробы, если для этого не может быть использован штуцер для присоединения запальника.
Допускается объединение продувочных трубопроводов от газопроводов с одинаковым давлением газа, за исключением продувочных трубопроводов для газов, имеющих плотность больше плотности воздуха.
При расположении здания вне зоны молниезащиты необходимо предусматривать молниезащиту продувочных трубопроводов в соответствии с требованиями РД 34.21.122.

Документ «Постановление Правительства РФ от 29 октября 2010 г. N 870 «Об утверждении технического регламента о безопасности сетей газораспределения и газопотребления».

51.При проектировании внутренних газопроводов должна предусматриваться установка продувочных газопроводов:

а) на наиболее удаленных от места ввода участках газопровода;

б) на ответвлении к газоиспользующему оборудованию после запорной трубопроводной арматуры.

База знаний:

Продувочные газопроводы должны иметь, минимальное количество поворотов и выводиться вне здания на один метр выше карниза крыши. Выходной участок продувочного газопровода должен иметь такую конфигурацию, которая исключала бы возможность попадания в него атмосферных осадков, и располагаться в таком месте, в котором имеются условия, обеспечивающие хорошее рассеивание газа, выходящего из газопровода, и невозможность его попадания в котельную или соседние помещения.

Продувочные газопроводы должны обеспечивать удаление воздуха ив всех участков газовой сети.

Продувочный газопровод предназначен для вывода в атмосферу над цехом из основного газопровода газовой среды, находящейся в нем перед подачей природного газа к горелкам топки в период их пуска.

Продувочные газопроводы должны обеспечивать удаления воздуха из всех участков газовой сети.

Продувочные газопроводы от цеховых коллекторов и отводов к агрегатам могут объединяться в один общий продувочный газопровод, который выводится в атмосферу, если в этих газопроводах поддерживается примерно одинаковое давление газа.

Источник

СНиП 2.05.06-85 : Конструктивные требования к трубопроводам

4.1. Диаметр трубопроводов должен определяться расчетом в соответствии с нормами технологического проектирования.

4.2. При отсутствии необходимости в транспортировании продукта в обратном направлении трубопроводы следует проектировать из труб со стенкой различной толщины в зависимости от падения рабочего давления по длине трубопровода и условий эксплуатации.

4.3. 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.

4.4. Допустимые радиусы изгиба трубопровода в горизонтальной и вертикальной плоскостях следует определять расчетом из условия прочности, местной устойчивости стенок труб и устойчивости положения. Минимальный радиус изгиба трубопровода из условия прохождения очистных устройств должен составлять не менее пяти его диаметров.

4.5. Длина патрубков (прямых вставок), ввариваемых в трубопровод, должна быть не менее 250 мм. В обвязочных трубопроводах КС, ГРС и НПС допускаются прямые вставки длиной не менее 100 мм при диаметре их не более 530 мм.

4.6*. На трубопроводе должны быть предусмотрены узлы пуска и приема очистных и разделительных устройств, конструкция которых определяется проектом.

Трубопровод в пределах одного очищаемого участка должен иметь постоянный внутренний диаметр и равнопроходную линейную арматуру без выступающих внутрь трубопровода узлов или деталей.

4.7. При проектировании узлов равнопроходных ответвлений от основного трубопровода, а также неравнопроходных ответвлений, диаметр которых составляет свыше 0,3 диаметра основного трубопровода, должны предусматриваться проектные решения, исключающие возможность попадания очистного устройства в ответвление.

4.8. На участках переходов трубопровода через естественные и искусственные препятствия, диаметр которых отличается от диаметра основного трубопровода, допускается предусматривать самостоятельные узлы пуска и приема очистных устройств.

4.9. Трубопровод и узлы пуска и приема очистных устройств должны быть оборудованы сигнальными приборами, регистрирующими прохождение очистных устройств.

4.10. В местах примыкания магистральных трубопроводов к обвязочным трубопроводам компрессорных и насосных станций, узлам пуска и приема очистных устройств, переходам через водные преграды в две нитки и более, перемычкам и узлам подключения трубопроводов необходимо определять величину продольных перемещений примыкающих участков трубопроводов от воздействия внутреннего давления и изменения температуры металла труб. Продольные перемещения должны учитываться при расчете указанных конструктивных элементов, присоединяемых к трубопроводу. С целью уменьшения продольных перемещений трубопровода следует предусматривать специальные мероприятия, в том числе установку открытых компенсаторов П-образной (незащемленных грунтом), Z-образной или другой формы или подземных компенсаторов — упоров той же конфигурации.

При прокладке подземных трубопроводов диаметром 1000 мм и более в грунтах с низкой защемляющей способностью в проекте должны быть предусмотрены специальные решения по обеспечению устойчивости трубопровода.

4.11. На трассе трубопровода должна предусматриваться установка сигнальных железобетонных или деревянных знаков высотой 1,5—2 м от поверхности земли, которые должны быть оснащены соответствующими щитами с надписями — указателями. Знаки устанавливаются в пределах видимости, но не более, чем через 1 км, а также дополнительно на углах поворота и, как правило, совмещаются с катодными выводами.

4.12*. На трубопроводах 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 при их пересечении трубопроводом в две нитки и более согласно требованиям п. 6.15 и на однониточных переходах категории В;

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 на расстоянии, м, не менее:

газопровода диаметром 1400 мм. 1000

»» менее 1400 мм до 1000 мм включ. 750

»» менее 1000 мм. 500 (охранные краны);

по обеим сторонам автомобильных мостов (при прокладке по ним газопровода) на расстоянии не менее 250 м;

на одном или обоих концах участков нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, проходящих на отметках выше городов и других населенных пунктов и промышленных предприятий, — на расстоянии, устанавливаемом проектом в зависимости от рельефа местности;

на обоих берегах болот III типа протяженностью свыше 500 м.

На однониточных подводных переходах газопроводов через водные преграды установка запорной арматуры предусматривается при необходимости.

Примечания: 1. Место установки запорной арматуры для нефтепродуктопроводов, как правило, должно совмещаться с местами соединения участков трубопроводов с различной толщиной стенок.

4.13*. При параллельной прокладке двух ниток или более газопроводов узлы линейной запорной арматуры на отдельных нитках надлежит смещать на расстояние не менее 100 м друг от друга по радиусу. В сложных условиях трассы (горный рельеф, болота, искусственные и естественные препятствия) указанное расстояние допускается уменьшать до 50 м.

При параллельном подключении одного газопровода-ответвления к двум или нескольким основным ниткам газопровода или подключении нескольких ниток ответвления к одному газопроводу узлы линейной запорной арматуры необходимо смещать на расстояние не менее 30 м друг от друга.

Примечание: Требование данного пункта на линейную запорную арматуру узлов подключения не распространяется.

4.14. Запорная арматура диаметром 400 мм и более должна устанавливаться на фундаментные плиты, укладываемые на уплотненное основание.

4.15*. 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.

4.16. На обоих концах участков газопроводов между запорной арматурой, на узлах подключения КС и узлах приема и пуска очистных устройств 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 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 дорогам и железным дорогам, линиям электропередачи 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 электропередачи и связи расстояние от продувочных свечей до указанных сооружений должно приниматься не менее значений, предусмотренных при их параллельной прокладке.

Высота продувочной свечи должна быть не менее 3 м от уровня земли.

4.17. Для контроля наличия конденсата и выпуска его на газопроводах следует предусматривать установку конденсатосборников. Места установок конденсатосборников определяются проектом.

4.18. Параллельно прокладываемые трубопроводы одного назначения должны быть связаны между собой перемычками.

4.19. Узлы установки запорной арматуры должны проектироваться из унифицированных заготовок.

4.20. Запорная арматура, устанавливаемая на нефтепроводах и нефтепродуктопроводах и трубопроводах сжиженного газа в местах перехода через реки или прохождения их на отметках выше населенных пунктов и промышленных предприятий на расстоянии менее 700 м, должна быть оборудована устройствами, обеспечивающими дистанционное управление.

4.21. Линейная запорная арматура газопроводов I класса диаметром 1000 мм и более, а также нефтепроводов и нефтепродуктопроводов на переходах через водные преграды должна быть оснащена автоматикой аварийного закрытия.

4.22. На участках нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и трубопроводов сжиженных углеводородных газов, примыкающих к подводным переходам, необходимо предусматривать устройства, исключающие скопление газа или воздуха в трубопроводах в местах их перехода через водные преграды.

Источник

Высота продувочной свечи над кровлей

6.13 На газопроводах производственных зданий (в том числе котельных), а также общественных и бытовых зданий производственного назначения предусматривают продувочные трубопроводы от наиболее удаленных от места ввода участков газопровода, а также от отводов к каждой газоиспользующей установке перед последним по ходу газа отключающим устройством.

7.37. Газопроводы котла должны иметь систему продувочных газопроводов с отключающими устройствами и штуцерами для отбора проб, а также растопочный сбросной газопровод (при необходимости).

Продувочные газопроводы должны быть предусмотрены:
в конце каждого тупикового участка газопровода, включая запальный газопровод;
перед вторым отключающим устройством на отводе к котлу;
перед местом установки заглушек на газопроводе котла;
перед ПЗК котла;
перед первым отключающим устройством у горелки (если длина газопровода превышает 2 м);
с обеих сторон секционного отключающего устройства при кольцевой схеме подвода газа к котельной.

Нужна, я уже отвечал на этот вопрос
ПБ-12-529-03
7.37. Газопроводы котла должны иметь систему продувочных газопроводов с отключающими устройствами и штуцерами для отбора проб, а также растопочный сбросной газопровод (при необходимости).
Продувочные газопроводы должны быть предусмотрены:
в конце каждого тупикового участка газопровода, включая запальный газопровод;
перед вторым отключающим устройством на отводе к котлу;
перед местом установки заглушек на газопроводе котла;
перед ПЗК котла;
перед первым отключающим устройством у горелки (если длина газопровода превышает 2 м);
с обеих сторон секционного отключающего устройства при кольцевой схеме подвода газа к котельной.
Диаметр продувочного газопровода должен определяться расчетом с учетом обеспечения 15-кратного обмена объема продуваемого участка газопровода в течение 1 ч, но быть не менее 20 мм.
На продувочных свечах не забудьте установить оголовки, слава богу они сейчас есть в продаже.

С уважением, завод газового оборудования ООО «Актион-Газ Проект»
Технический директор Седунов Игорь Иванович
8453 ) 75-58-52
8906-315-9910
http://www.actiongaz.ru
mailto:td@actiongaz.ru

Вот как их убедить? Коллеги, подскажите, кто с таким сталкивался. Я вот не помню, чтобы где-то было чётко прописано, что продувочный коллектор должен быть строго выше отметки установки прибора.

Источник

ОНТП 51-1-85, часть 6

9.3. Вдоль трассы газопровода, а также вокруг компрессорных и газораспределительных станций, пунктов измерения расхода газа и узлов редуцирования газа следует предусматривать охранные зоны в соответствии с требованиями “Правил охраны магистральных газопроводов”.

9.4. Противошумовая и тепловая изоляция на объектах магистральных газопроводов должна выполняться из несгораемых материалов.

9.5. Противопожарное водоснабжение и канализацию предприятий, зданий и сооружений магистральных газопроводов следует проектировать в соответствии с главами СНиП II-31-74, II-32-74, II-30-76, II-106-79, СН-433-79.

9.6. Расход воды на наружное пожаротушение определяется расчетом по СНиП II-31-74. Суммарный расход воды на внутреннее и наружное пожаротушение на компрессорных станциях следует принимать не менее 25 л/с.

9.7. При проектировании пересечения и сближения газопроводов с воздушными линиями электропередач следует руководствоваться требованиями главы II-5 “Правил устройства электроустановок” (ПУЭ).

9.8. Минимальное расстояние от продувочных свечей газопровода до воздушных линий электропередач, входящих в состав сооружений магистральных газопроводов, следует принимать равными высоте наиболее высокой опоры плюс 3 м.

9.9. Расстояние от амбаров для слива продуктов очистки газопровода следует принимать, не менее:

Амбар не допускается размещать между узлом подключения компрессорной станции и ее оградой.

ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ ЗДАНИЯ И СООРУЖЕНИЯ

9.10. Генеральный план компрессорных станций, пунктов измерения расхода газа следует проектировать в соответствии с требованиями глав СНиП II-89-80, II-106-79, 2.05.06-85, СН-433-79, правил устройства электроустановок.

9.11. В помещениях, где устанавливаются газоперекачивающие агрегаты, не допускается размещать аппаратуру и оборудование, технологически или конструктивно не связанное с газоперекачивающими агрегатами.

9.12. Масляное хозяйство компрессорного цеха допускается размещать в отдельном помещении в соответствии с требованиями СНиП II-106-79.

9.13. Выходы из производственных помещений в сторону наружных взрыво- и пожароопасных установок следует считать эвакуационными, если расстояние от выхода до оборудования и сооружений наружной установки, кроме эстакад для трубопроводов, не менее 10 м.

9.14. Не допускается размещать помещения душевых, санитарных узлов, ванн и помещения с мокрыми технологическими процессами над помещениями диспетчерских пунктов и аппаратными.

9.15. На вводах импульсных трубопроводов с горючими и взрывоопасными средами в помещения двигателей газоперекачивающих агрегатов, операторные газораспределительных станций и другие помещения категории “Г” следует устанавливать, вне этих помещений, разделительные сосуды.

Импульсные трубопроводы от разделительных сосудов к приборам и аппаратам КИП следует заполнять незамерзающей жидкостью, не растворяющей измеряемый продукт и не смешивающейся с ним.

9.16. Во взрывоопасных помещениях компрессорных цехов и насосных легковоспламеняющихся жидкостей и горючих газов следует предусматривать установку газоанализаторов и сигнализаторов довзрывоопасных концентраций, срабатывающих при содержании взрывоопасных газов или паров в воздухе помещений, достигающем 20 % нижнего предела воспламенения. При срабатывании газоанализаторы должны автоматически включать аварийную вентиляцию, световую и звуковую сигнализацию, извещающую о повышенной концентрации взрывоопасных паров и газов в воздухе помещений.

9.17. Газоанализаторы следует размещать в помещении в соответствии с “Требованиями к установке стационарных газоанализаторов и сигнализаторов в производственных помещениях предприятий нефтяной промышленности” (ТУ-газнефть), утвержденными Миннефтепромом.

9.18. Продувочные свечи обвязки центробежных нагнетателей следует размещать на расстоянии не менее 25 м за ограждением компрессорной станции.

Высоту продувочной свечи следует предусматривать не менее 5 м от планировочной отметки земли.

9.19. Продувочные свечи газоперекачивающих агрегатов с газомоторным приводом следует принимать на 2 м выше конька крыши здания компрессорного цеха и на 1 м выше наибольшего дефлектора.

9.20. Выхлопные стояки от предохранительных клапанов или продувочные свечи наружных установок должны выступать не менее, чем на 3 м над самой высокой точкой здания или самой высокой обслуживающей площадкой (считая в радиусе 15 м от выхлопных стояков или продувочных свечей). Высота стояков или продувочных свечей должна составлять не менее 6 м от уровня земли.

9.21. Высоту выхлопных труб газоперекачивающих агрегатов следует принимать не менее, чем на 2 м выше конька крыши здания компрессорного цеха ( индивидуальных зданий газоперекачивающих агрегатов) и на 1 м выше наибольшего дефлектора.

9.22. Аварийный слив масла для всех типов газоперекачивающих агрегатов предусматривать не следует.

9.23. Систему перелива масла в специальный подземный резервуар следует предусматривать для газоперекачивающих агрегатов, оборудованных устройством для перелива масла.

Резервуар следует располагать снаружи здания на расстоянии не менее 1 м от стены здания без проемов и не менее 3 м от стены здания с проемами.

9.24. Расстояния от факела сбросных газов станций искусственного охлаждения газа и компрессорных станций попутного нефтяного газа следует принимать не менее:

9.25. Площадку вокруг факела в радиусе не менее 50 м следует спланировать и оградить забором из несгораемых конструкций высотой не менее 1 м.

Высоту факела следует принимать в соответствии с требованиями п.4.45 настоящих норм.

9.26. В пределах ограждения факела не допускается размещать колодцы, приямки и другие заглубления, а также резервуары с легковоспламеняющимися и горючими жидкостями.

9.27. Здания пунктов измерения расхода газа без обслуживающего персонала следует размещать на расстоянии, не менее:

9.28. В компрессорных цехах с агрегатами с газотурбинным и газомоторным приводами воздухозаборные блоки, как правило, следует располагать на расстоянии не менее 16 м от выхлопных труб или на 6 м ниже выхлопных труб при горизонтальном расстоянии между ними менее 16 м.

9.29. Противопожарный водопровод в помещениях операторной и диспетчерской прокладывать не допускается.

9.30. Здания и помещения, подлежащие оборудованию автоматическими средствами пожаротушения и пожарной сигнализации следует определять по соответствующим перечням, утвержденным Мингазпромом и согласованным Госстроем СССР и ГУПО МВД СССР 24 сентября 1975 г. и 9 июля 1974 г.

Необходимость оборудования автоматическими средствами пожаротушения и пожарной сигнализации зданий и помещений, не вошедших в указанные выше перечни, определяется требованиями соответствующих СНиП, СН, ПУЭ и перечнями других министерств и ведомств, а также настоящими нормами.

9.31. В подпольях помещений операторных следует предусматривать устройство пожаротушения с ручным управлением из операторной или противопожарные перегородки с пределом огнестойкости в 0,75 часа, делящие подполье на отсеки объемом не более 100 м 3 каждый с устройством автоматической пожарной сигнализации.

9.32. Маслоблоки в машинных залах электродвигателей на компрессорных станциях с электроприводными газоперекачивающими агрегатами подлежат оборудованию автоматическими средствами пожаротушения.

9.33. Предел огнестойкости ограждающих конструкций комплектных трансформаторных подстанций должен быть не менее 0,75 часа при наличии масла в единице электрооборудования более 60 килограмм.

9.34. Приемную станцию автоматической пожарной сигнализации следует размещать в здании (помещении) диспетчерского пункта с выводом сигнала в помещение проходной.

9.35. В зданиях и сооружениях магистральных газопроводов следует предусматривать первичные средства пожаротушения в соответствии с “Нормами положенности пожарной техники, оборудования и первичных средств пожаротушения на объектах Министерства газовой промышленности”, согласованных ГУПО МВД СССР 12 мая 1984 года.

9.36. На компрессорных станциях следует предусматривать:

9.37. Из помещения дежурного персонала следует предусматривать телефонную связь от АТС компрессорной станции.

9.38. На каждой компрессорной станции необходимо предусматривать зарядную станцию для заправки углекислотных огнетушителей.

9.39. Проектирование складов горючесмазочных материалов на компрессорных станциях следует выполнять в соответствии с требованиями главы СНиП II-106-79, СН-433-79.

9.40. Для мойки и обезжиривания деталей, в том числе и для регенерации фильтров, необходимо применять пожаробезопасные щелочные растворы и препараты. Не допускается применять для этих целей бензин, керосин, дизельное топливо, уайт-спирит и другие пожароопасные вещества.

10. ОХРАНА ТРУДА, ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ, ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

10.1. В проекте следует предусматривать мероприятия, обеспечивающие санитарно-гигиенические условия труда обслуживающего персонала, безопасность обслуживания оборудования, безопасность выполнения ремонтных работ.

10.2. Проекты магистральных газопроводов должны включать разделы устройства санитарно-защитной зоны узлов очистки газопроводов, складов метанола, складов горюче-смазочных масел и др. сооружений, требующих устройства санитарно-защитных зон.

10.3. Основными средствами для выполнения необходимых условий труда должны быть:

герметизация всех трубопроводов и оборудования технологического процесса транспорта газа;

размещение технологического оборудования на открытых площадках согласно “Перечню технологического оборудования, рекомендуемого для установки на открытых площадках”;

размещение электрооборудования в соответствии с правилами ПУЭ;

блокировка оборудования и сигнализации при отклонении от нормальных условий эксплуатации объектов;

широкое внедрение телемеханизации и диспетчеризации в производственные процессы;

устройство противопожарной автоматики и сигнализации для контроля и сигнализации о возникновении пожара и автоматического включения стационарных систем пожаротушения;

широкое внедрение централизованного ремонта;

применение надежного блочного оборудования заводского изготовления.

10.4. Проекты магистральных газопроводов следует выполнять с учетом действующих норм и правил техники безопасности и производственной санитарии, инструкций и правил устройства безопасной эксплуатации сооружений, зданий, установок и грузоподъемных механизмов.

В проектах должны быть учтены требования “Правил технической эксплуатации магистральных газопроводов”, “Правил технической эксплуатации электроустановок” и других нормативных документов.

10.5. В разделе проекта следует приводить характеристики производственных помещений по классу взрыво- и пожароопасных зон по ПУЭ, определять категорию и группу взрывоопасной смеси по ГОСТ 12.1.011-78, категорию производственных процессов по главе СНиП II-90-81.

10.6. В машинных залах компрессорных цехов следует предусматривать:

проходы по основному фронту обслуживания газоперекачивающих агрегатов при постоянном обслуживании (пребывание работающих 2 ч и более в смену) не менее 1,5 м;

проходы по основному фронту обслуживания газоперекачивающих агрегатов при периодическом обслуживании (пребывание работающих менее 2 ч в смену) не менее 0,7 м;

расстояние от выступающих частей оборудования до стен здания не менее 1,0 м.

10.7. Надземные и наземные технологические трубопроводы следует прокладывать на опорах из несгораемых конструкций на расстоянии, не менее:

от сооружений и стен зданий с проемами

от стен зданий без проемов

Расстояния между подземными технологическими трубопроводами, зданиями и сооружениями определяются из условий удобства монтажа, эксплуатации и ремонта трубопроводов.

10.8. Расстояния от технологических надземных трубопроводов, транспортирующих легковоспламеняющиеся и горючие жидкости и горючие газы, до зданий и сооружений следует принимать, не менее м):

до фундаментов зданий и сооружений

до фундаментов зданий со стороны стен без проемов

до фундаментов ограждения, опор, прожекторных мачт

до автомобильных дорог:

бортового камня, кромки проезжей части

наружной бровки кювета или подошвы насыпи

водопровода и канализации

10.9. Уровни звукового давления в помещениях и на территории объектов магистральных газопроводов не должны превышать предельно допустимых по ГОСТ 12.1.003-75 и СНиП II-12-77.

ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

10.10. В проекты магистральных газопроводов следует включать комплекс мероприятий, исключающий нанесение ущерба окружающей среде в процессе строительства и эксплуатации. В них необходимо предусматривать технические решения, обеспечивающие:

нейтрализацию опасных свойств газовых выбросов;

снижение теплового загрязнения атмосферы;

сбор продуктов очистки газопроводов и дренажей оборудования;

защиту почвы и подземных вод;

рекультивацию верхнего растительного слоя;

обеспечение естественного экологического равновесия;

сохранение чистоты почвы, водоемов, водоносных горизонтов;

охрану рыбных запасов;

обеспечение прохода животных при миграции.

10.11. С целью нейтрализации опасных свойств газовых выбросов следует предусматривать продувочные и сбросные свечи для рассеивания газа от предохранительных клапанов и сброса газа из технологического оборудования при ремонтах.

Расчет высоты, диаметра и месторасположение свечей следует выполнять в соответствии с требованиями СН “Указания по расчету рассеивания в атмосфере вредных веществ, содержащихся в выбросах предприятий”, а также требованиями раздела 9 настоящих норм.

10.12. Сбросы газа на компрессорных станциях, компримирующих попутный нефтяной газ, а также сбросы паров хладоагента на станциях охлаждения газа следует предусматривать на факел для сжигания.

10.13. Для снижения теплового загрязнения атмосферы следует предусматривать утилизацию тепла выхлопных газов газотурбинных установок.

10.14. Сбор продуктов очистки газопровода, дренаж из аппаратов и технологических трубопроводов следует осуществлять в закрытые резервуары.

10.15. Мероприятия по защите почвы, водоемов и водоносных горизонтов от загрязнения и сохранению их чистоты следует предусматривать в соответствии с требованиями “Руководства по проектированию сооружений для забора подземных вод” ВНИИводгео Госстроя СССР, СНиП II-31-74, II-32-74, а также “Положения о порядке проектирования и эксплуатации зон санитарной охраны источников водоснабжения и водопровода хозяйственно-питьевого назначения”, “Руководством по рекультивации земель при строительстве магистральных трубопроводов”, ”Основными положениями о рекультивации земель, нарушенных при разработке месторождений полезных ископаемых и торфа, проведения геологоразведочных, строительных и других работ”, утвержденных Госстроем СССР, ГКНТ СССР, Министерством сельского хозяйства СССР и Государственным комитетом лесного хозяйства Совета Министров СССР.

10.16. Отвод земель следует предусматривать в соответствии с требованиями строительных норм по отводу земель для строительства линейных сооружений.

10.17. Мероприятия по охране рыбных запасов следует предусматривать в соответствии с требованиями “Правил охраны поверхностных вод от загрязнения сточными водами”.

11. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ВТОРИЧНЫХ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЕСУРСОВ

11.1. На стадии разработки схем развития и размещения магистральных газопроводов следует определять реальных и потенциальных потребителей утилизируемого тепла компрессорных станций (объектов жилищно-культурного строительства, сельскохозяйственного производства и т.п.) и выполнять технико-экономическое обоснование использования вторичных энергетических ресурсов компрессорных станций внешними потребителями, расположенными вблизи компрессорных станций.

11.2. В проектах компрессорных станций необходимо предусматривать использование вторичных топливно-энергетических ресурсов и тепла попутных и отходящих продуктов технологических процессов для собственных нужд, отопления, вентиляции и горячего водоснабжения компрессорной станции, сельскохозяйственных и других возможных внешних потребителей.

11.3. В установках утилизации тепла выхлопных газов приводных газотурбинных двигателей в качестве теплоносителя следует использовать следует использовать воду или воздух.

В макроклиматическом районе с холодным климатом, как правило, следует применять в качестве теплоносителя воздух. Допускается применять воду с добавками, предотвращающими ее замерзание.

11.4. При размещении утилизационного теплообменника в выхлопном газоходе газотурбинного двигателя полное сопротивление выхлопного тракта не должно превышать допустимого по техническим условиям на газоперекачивающие агрегаты.

Размещение утилизационного теплообменника следует согласовывать с заводом-изготовителем газоперекачивающего агрегата.

11.5. Утилизационная установка с теплоносителем “вода” должна включать в себя следующие основные элементы:

11.6. Утилизационные установки, предназначенные для теплоснабжения и горячего водоснабжения внестанционного потребителя, следует проектировать индивидуально для конкретных условий потребления с учетом особенностей потребителя. Система теплоснабжения внестанционного потребителя должна быть независимой от системы теплоснабжения компрессорной станции.

11.7. В проектах следует предусматривать мероприятия по обеспечению безотходного производства:

дренаж пылеуловителей в закрытую систему;

сбор и вывоз масла, не подлежащего регенерации на компрессорных станциях, на централизованную установку регенерации масел;

охлаждение газа, масла, воды (антифриза), как правило, в аппаратах воздушного охлаждения.

12. ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

12.1. Настоящий раздел устанавливает требования к методике гидравлического расчета магистральных газопроводов и включает в себя:

— определение пропускной способности и производительности магистральных газопроводов;

— расчет стационарных гидравлических режимов работы линейных участков;

— расчет стационарных тепловых режимов работы линейных участков;

— расчет режимов работы компрессорных станций.

12.2. Основой для проектирования магистральных газопроводов является Схема развития и размещения газовой промышленности, определяющая направления и объемы транспорта газа.

12.3. Производительностью магистрального газопровода называется количество газа, поступающего в газопровод за год (млрд. м 3 /год, при 293,15 К и 0,1013 МПа).

12.4. Следует различать заданную и проектную производительность магистрального газопровода.

Заданной производительностью магистрального газопровода называется значение производительности, оговоренное в задании на проектирование.

При проектировании магистрального газопровода должно производиться технико-экономическое сопоставление различных технологических вариантов транспорта газа с целью выбора оптимального варианта.

Производительность магистрального газопровода, соответствующая оптимальному технологическому варианту, называется проектной.

12.5. При выполнении гидравлических расчетов в зависимости от назначения магистральных газопроводов и степени неравномерности транспорта газа они подразделяются на:

Базовыми называются магистральные газопроводы, предназначенные для транспорта газа из района его добычи в районы потребления или передачи в другие газопроводы.

Распределительными газопроводами называются газопроводы для подачи газа из базовых газопроводов в отводы или отдельным крупным потребителям.

Маневренными газопроводами называются магистральные газопроводы с повышенной неравномерностью или реверсивным характером транспорта газа (газопроводы-перемычки, пиковые газопроводы, подводящие газопроводы ПХГ и т.п.).

Отводами называются магистральные газопроводы, предназначенные для подачи газа от распределительных или базовых газопроводов к городам, населенным пунктам и отдельным крупным потребителям, работающие в режиме часовой неравномерности, вызванной неравномерностью отбора газа потребителями.

Определение пропускной способности и производительности магистральных газопроводов

12.6. Пропускной способностью магистрального газопровода называется количество газа, которое может быть передано по газопроводу в сутки при стационарном режиме, максимально возможном использовании располагаемой мощности газоперекачивающих агрегатов и принятых расчетных параметрах (рабочее давление, коэффициент гидравлической эффективности, температура окружающего воздуха и грунта, температура охлаждения газа и т.п.)

12.7. Следует различать оценочную и проектную пропускную способность магистральных газопроводов.

Оценочной пропускной способностью магистрального газопровода называется ориентировочное значение пропускной способности, определяемое в начальной стадии проектирования газопровода для последующего расчета возможных технологических вариантов транспорта газа.

Проектной пропускной способностью магистрального газопровода называется пропускная способность, соответствующая оптимальному технологическому варианту.

12.8. Оценочную пропускную способность базовых магистральных газопроводов следует находить по формуле:

(млн. м/сут. при 293,15 К и 0,1013 МПа) (12.1)

где — заданная производительность магистрального газопровода (млрд. м/год при 293,15 К и 0,1013 МПа)

— оценочный коэффициент использования пропускной способности, определенный по формуле:

(12.2)

в которой: — коэффициент расчетной обеспеченности газоснабжения потребителей, отражающий необходимость увеличения пропускной способности газопровода для обеспечения газоснабжения потребителей в периоды повышенного спроса на газ. Повышенный спрос на газ может быть обусловлен похолоданиями в течение отопительного сезона (понижением температуры наружного воздуха относительно среднемесячных многолетних значений), а также возможным опережением потребности народного хозяйства в газе по сравнению с прогнозом.

Следует принимать =0,95;

— коэффициент экстремальных температур, учитывающий необходимость компенсации снижения пропускной способности газопровода, связанного с влиянием экстремально высоких температур наружного воздуха (превышающих среднемесячные многолетние значения) на располагаемую мощность газоперекачивающих агрегатов и глубину охлаждения транспортируемого газа аппаратами воздушного охлаждения.

Следует принимать =0,98;

— оценочный коэффициент надежности газопровода, учитывающий необходимость компенсации снижения пропускной способности газопровода при отказах линейных участков и оборудования компрессорных станций.

Значения коэффициента следует принимать по табл. 19.

Оценочные коэффициенты магистральных газопроводов

Источник