Сооружения на газопроводах

Сооружения и устройства на газопроводах

Для эксплуатации газопроводов на них монтируют запорные устройства, компенсаторы, конденсатосборники, контрольные проводники, сооружают колодцы и ставят защитные коверы.

Запорные устройства предназначаются для прекращения или изменения потока газа. Они должны обеспечивать герметичность отключения, быстроту открытия и закрытия, удобство в эксплуатации и малое гидравлическое сопротивление. В качестве запорной арматуры на газопроводах применяют задвижки, краны, гидрозатворы и в отдельных случаях вентили (на газопроводах и установках сжиженного газа).

Задвижки — распространенный вид запорной арматуры на газопроводах диаметром 50 мм и более. Основными элементами задвижек являются: корпус, крышка корпуса и затвор с приводным устройством (рис. IV.4). По конструкции затвора различают задвижки параллельные и клиновые. В первых затвор состоит из двух параллельных дисков, плотно прижимаемых к гнезду распорным клином. У вторых плотность перекрытия обеспечивается посадкой затвора в виде сплошного клина или шарнирно соединенных дисков в клиновидное гнездо.

По конструкции шпинделя различают задвижки с выдвижным и невыдвижным шпинделем. В первых вращением резьбовой втулки, закрепленной в центре маховика, обеспечивается перемещение шпинделя и связанного с ним затвора. В задвижках с невыдвижным шпинделем при вращении последнего затвор перемещается по резьбе, имеющейся на нижней части шпинделя. В обоих случаях вращение маховика может быть обеспечено вручную или электроприводом.

Рис. IV.4. Газовая чугунная задвижка.

а — параллельная, с выдвижным ппшнделем, типа 30ч7бк; б — клиновая, с невыдвижгтым шпинделем, типа 30ч17бк.

Для газопроводов с рабочим давлением до 6 кгс/см2 могут применяться задвижки из серого чугуна, а для газопроводов с давлением свыше 6 кгс/см2 — из ковкого чугуна или стальные.

Преимущества задвижек: малое гидравлическое сопротивление потоку газа, небольшая строительная длина и простота устройства. Недостатком их является негерметичность отключения при засорении или износе уплотняющих поверхностей.

Гидрозатворы (рис. IV.5) являются простым и плотным отключающим устройством для подземных газопроводов низкого давления. Для отключения газопроводов в гидрозатвор заливается вода, которая перекрывает проход газа. Высота запирающего столба воды hy мм, должна быть равна рабочему давлению в газовой сети, выраженному в миллиметрах водяного столба, плюс 200. Устанавливаются гидрозатворы ниже уровня промерзания грунта и присоединяются к газопроводу только сваркой. Гидрозатворы оборудуют устройствами для замера электрического потенциала газопровода, а гидрозатвор конструкции Н. Т. Хатунцева (см. рис. IV.5, а) имеет дополнительно и устройство для продувки газопровода. К преимуществам гидрозатворов относятся: отсутствие необходимости в сооружении для них колодцев, надежность

Рис. IV.5. Гидрозатвор для газопроводов от 50 до 150 мм (а) и от 150 до 300 мм (б).

1 — корпус; 9 — воцоотводягцая трубка; 3 — подушка кбвера; 4 — кбвер; 5 — воетактная пластина; в — пробка; 7 — электрод заземления; 8 — штуцер о пробкой для продувки; 9 — кожух4

отключения потока газа и возможность использования их в качестве конденсатосборников. Недостатком гидрозатворов является длительность операций по заливке и откачке воды насосом.

Краны — запорные устройства в виде конической, вращающейся вокруг своей оси, пробки с отверстием, притертой к гнезду в корпусе. Проход газа через кран обеспечивается поворотом пробки на 90* по часовой стрелке, а перекрытие — поворотом в обратную сторону. Неполным открытием крана достигается ограничение расхода газа. Применяются краны чаще всего для газопроводов диаметрами до 80—100 мм и различаются по материалу, из которого изготовлены, способу уплотнения, конструкции присоединительного устройства, рабочему давлению и размерам.

Наилучшими материалами для кранов являются латунь и бронза, обладающие высокими механическими и антикоррозионными свойствами. Однако ввиду высокой стоимости краны из латуни и бронзы изготовляют для газопроводов небольших диаметров (15, 20 и 25 мм), требующих частого отключения, например на отводах к газовым приборам. На газопроводах диаметром более 25 мм применяют краны из серого чугуна, а при высоком давлении — п стальные. По особым заказам могут изготовляться комбинированные краны с чугунным корпусом и бронзовой пробкой.

Рис. IV.6. Сальниковый муфтовый кран тина ИБббк п Ичббк.

По способу уплотнения различают краны пробковые натяжные на рабочее давление до 1 кгс/см2, сальниковые (рис. IV.6) и краны с принудительной смазкой типа КС на рабочее давление до 16 кгс/см2. Наилучшая герметизация достигается в кранах типа КС за счет введения между уплотняющими поверхностями специальной консистентной смазки под давлением (рис. IV.7). Заправленная в пустотелый канал верхней части пробки смазка завинчиванием болта 3 нагнетается по каналам 1 в зазор между пробкой и корпусом и под основание 2 пробки. При этом пробка несколько приподнимается вверх, увеличивая зазор для смазки и обеспечивая легкость поворота пробки. Во избежание выдавливания смазки или проникновения газа наружу в основном канале нагнетания установлен шариковый клапан 4, а над верхним буртиком пробки расположена упругая латунная прокладка 5.

По конструкции присоединительного устройства различают муфтовые (резьбовые), цапковые и фланцевые краны. На подземных газопроводах краны с резьбовыми соединениями не применяются.

Общее требование для кранов, применяемых на газопроводах,— наличие указателя положения крана «открыто», «закрыто» или ограничителя поворота пробки. На малых кранах таким указателем является риска на торце пробки. Преимущества пробковых кранов: простота устройства, малое гидравлическое сопротивление, быстрота открытия и закрытия, легкость автоматизации управления ими. К недостаткам большинства типов кранов относится вегерметичность, особенно при повышенных давлениях.

Каждый тип арматуры имеет условное обозначение. Например, обозначение крана типа ИБЮбк расшифровывается так: цифра 11 — вид арматуры (кран), Б — материал корпуса (бронза), цифра 10 — фигура, характеризующая конструктивные особенности арматуры; бк — тип уплотнения (без колец). Иногда в конце обозначения стоит цифра 1, означающая модернизацию арматуры данного типа.

Компенсаторы предназначены для компенсации температурных деформаций газопроводов и для облегчения монтажа и демонтажа устанавливаемой на них арматуры. Если газопровод закреплен и лишен возможности изменять длину, то в нем возникают напряжения, способные разрушить газопровод или установленную на

Рис. IV.7. Чугунный кран со смазкой под давлением, типа КС.

нем арматуру. Величина возникающих температурных напряжений, кгс/см2,

где а — коэффициент температурного линейного расширения, 1/°С (для стали а = 0,000012 1/°С); Е — модель упругости материала трубы, кгс/см2 (для стали Е — 2 100 000 кгс/см2); At — изменение температуры от tx до 12, °С.

Для снижения указанных напряжений на газопроводах устанавливают П-образные, линзовые и резинотканевые компенсаторы.

П-образные компенсаторы изготовляют из стальных бесшовных труб и чаще всего монтируют на надземных газопроводах, где температурные напряжения больше, чем на подземных.

Линзовые компенсаторы (рис. IV.8) изготовляют сваркой из штампованных полулинз с толщиной стенки 2,5—5 мм на рабочие давления 3 и 6 кгс/см2. В зависимости от рабочего давления и толщины стенки упругая деформация одной линэы 5—10 мм. Для уменьшения гидравлических сопротивлений и предотвращения засорения внутри компенсатора установлен направляющий патрубок, приваренный к внутренней поверхности компенсатора со.

Рис. IV.8. Линзовый однофланцевый компенсатор.

1 — фланец; 2 — стяжная тяга с гайками; 3 — полулинза; 4 — кронштейн; 5 — цапфа для приварки к газопроводу; б — направляющий патрубок; 7 — битум.

стороны входа газа. Нижняя часть линз через отверстия в направляющем патрубке заливается битумом для предупреждения скопления и замерзания в них воды. Линзовидные компенсаторы обычно устанавливают на подземных газопроводах в колодцах в комплекте с задвижками, по ходу газа за ними. При установке компенсатора в зимнее время рекомендуется его немного растянуть, в летнее — сжать стяжными тягами. После монтажа тяги следует снять. Промышленностью выпускаются линзовые компенсаторы и без кронштейнов и стяжных тяг. Сжатие их перед установкой производится струбцинами.

Резинотканевые компенсаторы (рис. IV.9) имеют вид винтообразного гофрированного шланга с фланцами, изготовленного из резины с прослойками из капронового полотна. Наружный слой усилен капроновым канатом. Донецким заводом резиновых технических изделий выпускаются такие компенсаторы с условными диаметрами 100, 150, 200 и 400 мм на низкое и среднее давления газа. Общая компенсирующая способность их при растяжении не менее 150, при сжатии — 100 мм для Dy = 100 и 150 мм и соответственно 200 и 75 мм для Dy = 200 и 400 мм. Главное достоинство резинотканевых компенсаторов — способность воспринимать деформации и в продольном и в поперечных направлениях, что позволяет использовать их для подземных газопроводов низкого и среднего давлений, прокладываемых на территориях горных выработок или в районах с явлениями сейсмичности.

Конденсатосборники устанавливают в низших точках газопровода для сбора и удаления конденсата. В составе конденсата преобладает вода, выделяющаяся в значительных количествах

Рис. IV.9. Резинотканевый компенсатор.

из влажных газов при понижении их температуры. Количество конденсирующейся влаги, г/ч,

где V — расход газа в газопроводе, м3/ч; wtl и wtt — содержание водяных паров при начальной и конечной /2 температурах газа, г/м3 (см. табл. II.2).

Помимо воды из газа могут конденсироваться тяжелые углеводороды (бутан, пропан и др.). Также возможно скопление в газопроводах пыли и оставшейся после строительства воды.

Конденсатосборник представляет собой цилиндрическую емкость, часто называемую горшком, которая снабжена трубкой для удаления конденсата. Конец трубки выведен под ковер и снабжен резьбовой пробкой или краном (рис. IV. 10). Из конден- сатосборника низкого давления конденсат удаляется насосом или вакуум-цистерной после вывертывания пробки, а из конден- сатосборников среднего или высокого давления конденсат вытесняется через открытый кран давлением газа. Выкидная трубка у конденсатосборников среднего или высокого давления заключена в защитный футляр, в верхней части которого имеется уравнительное отверстие диаметром 2 мм. Через это отверстие выравнивается давление внутри и снаружи трубки, что исключает возможность подъема и замерзания воды в ней.

Конденсатосборники присоединяются к газопроводам только- сваркой и располагаются на глубине, исключающей замерзание в них воды. Помимо прямого назначения конденсатосборники используются для продувки газопроводов и для вамера в них давления газа и электрического потенциала газопровода.

В практике эксплуатации конденсатосборников нередки случаи отрыва сифонных трубок. Поэтому в последние годы число

Рис. iV.iO.’Конденсатосборпики газопроводов низкого (я) и среднего или высокого (6) давления.

J — емкость для сбора конденсата; 2 — водоотводящая трубка; з — газопровод; 4 — электрод заземления с изоляционным покрытием; 5 — бетонная подушка; 6 — кбвер; 7 — контактная пластина; 8 — пробка; 9 — кран; ю — отверстие в водоотвода щей

трубке.

конденсатосборников сокращается до минимально необходимого особенно на газопроводах среднего и высокого давления.

Контрольные проводники (рис. IV. 11) позволяют без вскрытия газопровода замерить его электрический потенциал. Это необходимо для своевременного обнаружения утечки постоянного тока с рельсов трамвая, метрополитена и других источников на подземные газопроводы. Токи утечки вызывают электрохими’ ческую коррозию газопроводов. Для замера потенциала газопро-

т

вода необходимо плюс вольтметра подсоединить к центральному проводу, приваренному к газопроводу, а минус — к защитному кожуху проводника, который нижней неизолированной частью сообщается с грунтом.

Контрольные проводники устанавливают вблизи электростанций, у трансформаторных кис-ков, в местах пересечения газопроводами электрифицированных железных дорог, трамвайных линий и т. п.

Рис. IV.11. Контрольный проводник.

а — общий вид; 6 — клеммная головка: 1 — бетонная подушка; 2 — кбвёр; з — съемный колпачок; 4 — изолированная часть стального кожуха; S — битум внутри кожуха; в — контактный стальной проводник; 7 — неизолированная часть кожуха; 8 — битум; 9 — минусовый зажим; ю — плюсовый зажим; 11 — высокоомный вольтметр; 12 — клеммная головка, надеваемая вместо съемного колпачка при ведении замеров.

На участках газопровода, параллельных трамвайной линии., замер потенциалов газопровода должен быть обеспечен .примерно через каждые 200 м. Для замера потенциала также могут использоваться кондевсатосборники и задвижки.

КолоОцы на газопроводах служат для размещения в них отключающих устройств и компенсаторов. Делают колодцы из красного кирпича или сборного железобетона. Перекрытие колодца желательно выполнять съемным для безопасности ведения ремонтных работ. При устройстве в днищах колодцев приямков дляе сбора воды уклон к приямку должен быть не менее 0,03. На проходе газопровода через стены колодца устанавливают футляры., концы которых выступают за стены колодца не менее чем на 2 см.. Зазор между футляром и газопроводом обеспечивает независимую осадку стен колодца и газопровода, уплотняют его просмоленным канатом и битумом.

Во влажных грунтах во избежание проникновения почвенной воды в колодцы, а также повреждений вследствие пучения грунта стены колодцев выполняют только железобетонными. Снаружи в этом случае требуется их не только оштукатурить и ожелезнить, но и покрыть гидроизоляционными материалами для уменьшения сцепления с мерзлым грунтом. Обычно гидроизоляция осуществляется битумом, жидким стеклом, церезином и др.

Рис. IV.12. Глубокий колодец.

Люки колодцев на проезжей части дороги размещают на уровне дорожного покрытия, а на незамощенных проездах — выше уровня земли на 5 см с устройством вокруг люков отмостки шириной 1 м. Там, где это возможно, целесообразно управление задвижкой вывести под ковер (рис. IV. 12) или выше перекрытия колодца.

Коверы предназначены для защиты дренажных трубок конден- сатосборников, гидрозатворов, контактных головок контрольных проводпиков и контрольных трубок от механических повреждений. Ковер — это чугунный или стальной колпак с крышкой. Устанавливают коверы на бетонные или железобетонные основания, обеспечивающие их устойчивость и исключающие просадку. Крышка ковера па проезжей части улицы находится заподлицо с дорожным покрытием и открывается против движения транспорта. В непроезжей части улицы, например на газонах, крышку ковера следует располагать выше поверхности земли на 5 см.

Для быстрого нахождения коверов, люков колодцев и трасс подземных газопроводов устанавливают настенные знаки.

Устройство электрохимзащиты для газопровода

Коррозия оказывает пагубное влияние на техническое состояние подземных трубопроводов, под ее воздействием нарушается целостность газопровода, появляются трещины. Для защиты от такого процесса применяют электрохимзащиту газопровода.

Коррозия подземных трубопроводов и средства защиты от нее

На состояние стальных трубопроводов оказывает влияние влажность почвы, ее структура и химический состав. Температура сообщаемого по трубам газа, блуждающие в земле токи, вызванные электрифицированным транспортом и климатические условия в целом.

Виды коррозии:

• Поверхностная. Распространяется сплошным слоем по поверхности изделия. Представляет наименьшую опасность для газопровода.
• Местная. Проявляется в виде язв, щелей, пятен. Наиболее опасный вид коррозии.
• Усталостное коррозионное разрушение. Процесс постепенного накопления повреждений.

Механизм разрушения металлов при коррозии

Методы электрохимзащиты от коррозии:

• пассивный метод;
• активный метод.

Суть пассивного метода электрохимзащиты заключается в нанесении на поверхность газопровода специального защитного слоя, препятствующего вредному воздействию окружающей среды. Таким покрытием может быть:

• битум;
• полимерная лента;
• каменноугольный пек;
• эпоксидные смолы.

На практике редко получается нанести электрохимическое покрытие равномерно на газопровод. В местах зазоров с течением времени металл все же повреждается.

Активный метод электрохимзащиты или метод катодной поляризации заключается в создании на поверхности трубопровода отрицательного потенциала, предотвращающего утечку электричества, тем самым предупреждая появление коррозии.

Принцип действия электрохимзащиты

Чтобы защитить газопровод от коррозии, нужно создать катодную реакцию и исключить анодную. Для этого на защищаемом трубопроводе принудительно создается отрицательный потенциал.

Принципы построения локальной катодной защиты

В грунте размещают анодные электроды, подключают отрицательный полюс внешнего источника тока непосредственно к катоду – защищаемому объекту. Для замыкания электрической цепи, положительный полюс источника тока соединяется с анодом – дополнительным электродом, установленным в общей среде с защищаемым трубопроводом.

Анод в данной электрической цепи выполняет функцию заземления. За счет того, что анод имеет более положительный потенциал, чем металлический объект, происходит его анодное растворение.

Процесс коррозии подавляется под воздействием отрицательно заряженного поля защищаемого объекта. При катодной защите от коррозии, процессу порчи будет подвергается непосредственно анодный электрод.

Для увеличения срока эксплуатации анодов, их изготавливают из инертных материалов, устойчивых к растворению и другим воздействиям внешних факторов.

Станция электрохимзащиты

Станция электрохимзащиты – это устройство, которое служит источником внешнего тока в системе катодной защиты. Данная установка подключается к сети, 220 Вт и производит электричество с установленными выходными значениями.

Станция устанавливается на земле рядом с газопроводом. Она должна иметь степень защиты IP34 и выше, так как работает на открытом воздухе.

Станции катодной защиты могут иметь различные технические параметры и функциональные особенности.

Типы станций катодной защиты:

• трансформаторные;
• инверторные.

Трансформаторные станции электрохимзащиты постепенно отходят в прошлое. Они представляют собой конструкцию из трансформатора, работающего с частотой 50 Гц и тиристорного выпрямителя. Минусом таких устройств является несинусоидальная форма генерируемой энергии. Вследствие чего, на выходе происходит сильное пульсирование тока и снижается его мощность.

Инверторная станция электрохимзащиты имеет преимущество у трансформаторной. Ее принцип основан на работе высокочастотных импульсных преобразователей. Особенностью инверторных устройств является зависимость размера трансформаторного блока от частоты преобразования тока. При более высокой частоте сигнала требуется меньше кабеля, снижаются тепловые потери. В инверторных станциях, благодаря сглаживающим фильтрам, уровень пульсации производимого тока имеет меньшую амплитуду.

Электрическая цепь, которая приводит в работу станцию катодной защиты, выглядит так: анодное заземление – грунт – изоляция объекта защиты.

При установке станции защиты от коррозии учитываются следующие параметры:

• положение анодного заземления (анод-земля);
• сопротивление грунта;
• электропроводимость изоляции объекта.

Установки дренажной защиты для газопровода

При дренажном способе электрохимзащиты источник тока не требуется, газопровод с помощью блуждающих в земле токов сообщается с тяговыми рельсами железнодорожного транспорта. Осуществляется электрическая взаимосвязь благодаря разности потенциалов железнодорожных рельсов и газопровода.

Схема электрических дренажей

Посредством дренажного тока создается смещение электрического поля находящегося в земле газопровода. Защитную роль в данной конструкции играют плавкие предохранители, а также автоматические выключатели максимальной нагрузки с возвратом, которые настраивают работу дренажной цепи после спада высокого напряжения.

Система поляризованных электродренажей осуществляется с помощью соединений вентильных блоков. Регулирование напряжения при такой установке осуществляется переключением активных резисторов. Если метод дал сбой, применяют более мощные электродренажи в виде электрохимзащиты, где анодным заземлителем служит железнодорожная рельса.

Установки гальванической электрохимзащиты

Использование протекторных установок гальванической защиты трубопровода оправданно, если вблизи объекта отсутствует источник напряжения – ЛЭП, или участок газопровода недостаточно внушителен по размерам.

Гальваническое оборудование служит для защиты от коррозии:

Гальваническая электрохимзащита

• подземных металлических сооружений, не подсоединенных электрической цепью к внешним источникам тока;
• отдельных незащищенных частей газопроводов;
• частей газопроводов, которые изолированы от источника тока;
• строящихся трубопроводов, временно не подключенных к станциям защиты от коррозии;
• прочих подземных металлических сооружений (сваи, патроны, резервуары, опоры и др.).

Гальваническая защита сработает наилучшим образом в почвах с удельным электрическим сопротивлением, находящимся в пределах 50 Ом.

Установки с протяженными или распределенными анодами

При использовании трансформаторной станции защиты от коррозии ток распределяется по синусоиде. Это неблагоприятным образом сказывается на защитном электрическом поле. Происходит либо избыточное напряжение в месте защиты, которое влечет за собой высокий расход электроэнергии, либо неконтролируемая утечка тока, что делает электрохимзащиту газопровода неэффективной.

Схема анодной защиты трубопроводов

Практика использования протяженных или распределенных анодов помогает обойти проблему неравномерного распределения электричества. Включение распределенных анодов в схему электрохимзащиты газопровода способствует увеличению зоны защиты от коррозии и сглаживанию линии напряжения. Аноды при такой схеме размещаются в земле, на протяжении всего газопровода.

Регулировочное сопротивление или специальное оборудование обеспечивает изменение тока в необходимых пределах, изменяется напряжение анодного заземления, при помощи этого регулируется защитный потенциал объекта.

Если используется сразу несколько заземлителей, напряжение защитного объекта можно изменять, меняя количество активных анодов.

ЭХЗ трубопровода посредством протекторов основана на разности потенциалов протектора и газопровода, находящегося в земле. Почва в данном случае представляет собой электролит; металл восстанавливается, а тело протектора разрушается.

Правила сооружения и эксплуатации магистральных газопроводов

В части мер пожарной безопасности согласовано с ГУПО МВД СССР
Утверждены и введены в действие приказом Министерства нефтяной промышленности N 1411 от 31 августа 1951 года

ОБЩАЯ ЧАСТЬ

ОБЩАЯ ЧАСТЬ

Настоящие правила обязательны для организаций всех министерств и ведомств, ведущих работы по проектированию, строительству и эксплуатации магистральных газопроводов, вне зависимости от вида транспортируемого по ним горючего газа.
Магистральными называются газопроводы, по которым газ от места добычи или производства подается к городам, населенным пунктам или промышленным предприятиям. К магистральным газопроводам относятся также устраиваемые от них ответвления для подачи газа городам, населенным пунктам или предприятиям, расположенным по трассе магистрального газопровода.
Магистральные газопроводы разделяются на:

а) высокого давления — при давлении газа свыше 10 кг/см,

б) среднего давления — при давлении газа от 3 до 10 кг/см,

в) низкого давления — при давлении газа ниже 3 кг/см.
Правила содержат основные требования к устройству и по эксплуатации магистральных газопроводов, ответвлений от них и сооружаемых на них газораспределительных станций (ГРС).
Отступления от настоящих правил, вызываемые технической необходимостью, разрешаются органами Государственной газовой технической инспекции, а в части мер пожарной безопасности органами Государственного пожарного надзора.
Проекты магистральных газопроводов до утверждения в установленном порядке должны согласовываться с Государственной газовой технической инспекцией.
С выпуском настоящих правил утрачивают силу «Временные правила проектирования, строительства и эксплуатации магистральных газопроводов и ответвлений от них» и «Временные правила по устройству, монтажу и эксплуатации газорегулировочных, газосборных и контрольно-распределительных пунктов на газопроводах» Государственной газовой технической инспекции Главгазтоппрома при Совете Министров СССР.

Глава I. УСТРОЙСТВО МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

УСТРОЙСТВО МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

А. ТРАССА МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА

§ 1. Трасса магистрального газопровода должна быть по возможности наиболее короткой и с наименьшим числом поворотов. Рекомендуемые углы поворотов трассы не более 60°.
§ 2. При разбивке трассы непосредственное примыкание друг к другу кривых не допускается. Прямые вставки между обратными или смежными кривыми как в горизонтальной, так и в вертикальной плоскостях должны составлять не менее 5 м.
§ 3. Ширина полосы, на которой производится топографическая съемка по трассе магистрального газопровода, составляет:

а) на ровной незастроенной местности — 40 м;

б) на пересеченной местности — до 100 м;

в) в местах пересечения железных и шоссейных дорог, линий электропередач высокого напряжения — 100 м;

г) при переходах рек дюкерами на расстояние между нитками дюкеров плюс по 50 м от оси крайних ниток;

д) в сторону железных и шоссейных дорог, городов, населенных пунктов, промышленных объектов, отдельных строений и др. объектов сверх указанных расстояний производится полуинструментальная съемка на расстояние, соответствующее нормам разрыва, указанным в §§ 9-12 настоящих правил.
§ 4. В процессе изысканий ось трассы магистрального газопровода закрепляется в натуре знаками — деревянными в лесной зоне и металлическими или железобетонными в безлесной зоне, располагаемыми в пределах видимости, но не реже 0,5 км и с обязательной установкой их на углах поворота трассы. Угловые знаки закрепляются дополнительными знаками, отнесенными от оси трассы на расстояние, обеспечивающее их сохранность при проведении строительства газопровода.
Одновременно в 10 м от оси трассы производится установка постоянных и временных реперов, чередуемых через 3 км друг от друга.
Места перехода рек, каналов и озер закрепляются постоянными столбами по обоим берегам.
§ 5. Привязку трассы магистрального газопровода к пунктам триангуляции и полигонометрии, а также пунктам Государственной и ведомственной нивелировки следует производить согласно действующим инструкциям Главного управления геодезии и картографии.
§ 6. При производстве технических изысканий должны быть выполнены инженерно-геологические, геофизические и гидрологические работы и собраны все необходимые метеорологические сведения. Программа работ устанавливается организацией, проектирующей газопровод.

§ 7. Полоса отвода для магистральных газопроводов составляет:
для одного газопровода — 10 м,
для двух параллельно уложенных газопроводов — 20 м,
для трех параллельно уложенных газопроводов — 30 м.
§ 8. Магистральные газопроводы должны укладываться в земле.
Глубина заложения устанавливается;

а) газопроводов, транспортирующих осушенный газ, на глубине 0,8-1,0 м, считая от верха трубы при условии, что температура грунта на этой глубине не ниже минус 1°. При наличии на указанной глубине более низкой температуры глубина заложения газопровода соответственно увеличивается.

б) газопроводов, транспортирующих неосушенный газ, на 100 мм ниже глубины промерзания грунта, но не менее 0,8 м, считая от верха трубы.
Глубина промерзания грунта должна приниматься по средним данным многолетних наблюдений метеорологических станций, произведенных над поверхностью со снежным покровом.
Примечание. Для северных районов и районов вечной мерзлоты допускается надземная прокладка магистральных газопроводов осушенного газа;

в) под судоходными реками, каналами, озерами и другими водными преградами — в траншеях на глубине не менее 0,8 м, считая от верха трубы до дна реки, канала или озера, и не менее 0,5 м под несудоходными реками, каналами или озерами;

г) при прокладке газопровода в скалистых грунтах на дне траншеи должна быть сделана подушка толщиной 20 см из утрамбованного песка или мягкого грунта, предохраняющая газопровод и его противокоррозийную изоляцию от повреждений;

д) при прокладке газопровода по заболоченным местам и на участках с грунтами, не выдерживающими нагрузку более 0,25 кг/см, под газопровод должно устраиваться искусственное основание с таким расчетом, чтобы уложенный на это основание газопровод не давал просадок как после укладки, так и после засыпки его грунтом. В случае устройства свайного основания газопровод должен опираться на все сваи.
§ 9. Прокладка магистральных газопроводов по территориям городов, населенных пунктов, заводских поселков, промышленных предприятий и в границах железнодорожных станций не допускается.
Минимальные расстояния от границы полосы отвода магистрального газопровода:
до красной планировочной линии города, населенного пункта или заводского поселка с количеством жителей более 1000 человек, до границы отдельно стоящего промышленного предприятия союзного и республиканского значения или ж.д. станции — 200 м;
до красной планировочной линии населенного пункта или заводского поселка с количеством жителей менее 1000 человек, или до границы промышленного предприятия местного значения — 100 м;
до отдельно стоящих зданий — 50 м.
Ответвления низкого давления от магистральных газопроводов допускается прокладывать через населенные пункты с количеством жителей менее 1000 человек при соблюдении требований, предусмотренных для газопроводов высокого давления «Правилами устройства и эксплуатации газовых сетей в городах и населенных пунктах» Государственной газовой технической инспекции и при условии установки на входе и выходе газопровода из населенного пункта отключающих задвижек.
§ 10. При прохождении магистрального газопровода по землям гослесфонда устанавливается охранная зона по 100 метров в каждую сторону от границ полосы отвода.
§ 11. При прокладке магистрального газопровода параллельно магистральному ж.д. пути на перегоне расстояние между ними должно составлять не менее 150 м, считая от оси газопровода до оси крайнего ж.д. пути.
§ 12. При прокладке магистрального газопровода параллельно автомобильным дорогам I и II класса расстояние между ними должно составлять не менее 30 м, считая от оси газопровода до бровки дороги.
§ 13. При прокладке магистрального газопровода параллельно воздушной линии электропередачи высокого напряжения расстояние между осью опор линии и газопроводом должно быть не менее высоты наиболее высокой опоры на участке параллельного прохождения.
§ 14. При прокладке магистрального газопровода параллельно канализационному или водосточному коллекторам, или водопроводу расстояние между ними в свету должно быть не менее 10 м.
В случае, если это расстояние не может быть выдержано, допускается его уменьшение до 6 м при условии сварки стыков газопровода на подкладных кольцах или наварки на стыки усилительных муфт.
§ 15. Прокладка магистрального газопровода в одном тоннеле или траншее с другими трубопроводами, а также с силовыми и осветительными кабелями воспрещается.
§ 16. При параллельной прокладке двух магистральных газопроводов расстояние между ними должно быть 10 м, за исключением участков переходов через магистральные железнодорожные пути и автодороги I и II классов, где это расстояние должно быть не менее 30 м.
§ 17. Прокладка магистральных газопроводов всех давлений по железнодорожным мостам и мостам автомобильных дорог I и II класса не допускается.
Расстояние между газопроводом и железнодорожным или шоссейным мостом должно составлять не менее 300 м, причем пересечение газопроводом реки или канала желательно производить ниже моста по течению реки или канала.
§ 18. Переходы магистральных газопроводов через реки, каналы и другие водные препятствия, как правило, следует делать подводными. В отдельных случаях возможно устройство воздушных переходов.
§ 19. Переход магистральным газопроводом рек и каналов шириной в межень меньше 20 м с устойчивыми руслами и берегами осуществляется дюкером в одну нитку.
§ 20. Переход магистральным газопроводом рек, каналов и других водных препятствий шириной в межень более 20 м и менее широких рек с неустойчивыми руслами и берегами, осуществляется дюкерами в две и более нитки с разрывом между ними не менее 30 м. Количество ниток при устройстве через реки, каналы и другие водные препятствия воздушных переходов газопроводов определяется проектной организацией, в зависимости от конструкции переходов. Переходы газопроводов через судоходные реки или каналы должны быть согласованы с соответствующим бассейновым управлением.
§ 21. При пересечении оврагов, логов и ручьев, а также железных и автомобильных дорог магистральный газопровод прокладывается в одну нитку.
На переходах оврагов, логов и ручьев с берегами или руслами, подвергающимися размыву, должны быть предусмотрены меры по их укреплению.
§ 22. На подводных и речных переходах (дюкерах) магистральных газопроводов устанавливается охранная зона (заградительная), отмечаемая в обе стороны сигнальными знаками на расстоянии 100 м от оси газопровода и подводного кабеля связи.

Б. ОСНОВНЫЕ СООРУЖЕНИЯ ПО ТРАССЕ МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА

§ 23. Пересечение магистральным газопроводом путей железных дорог осуществляется в футляре из стальной трубы диаметром на 100-200 мм больше диаметра газопровода.
Глубина укладки газопровода в месте пересечения определяется из того условия, что расстояние от верхней образующей футляра газопровода до подошвы шпал железнодорожного пути должно быть не менее 1,8 м.
Концы футляра должны быть выведены на 2 м за подошву насыпи, но не менее 25 м от осей крайних путей магистральной дороги и не менее 15 м от осей подъездных путей. На концах футляра устраиваются сальниковые уплотнения, рассчитываемые на давление газа (при разрыве газопровода) в футляре, исходя из принятого диаметра вытяжной свечи.
От футляра делается вытяжная свеча, которая отводится на расстояние не менее 40 м от оси крайнего ж.д. пути магистральной дороги и на 25 м от оси подъездного пути при условии расположения основания свечи и головки рельса на одной отметке.
При расположении основания свечи и головки рельса на разных отметках расстояние от оси крайнего ж.д. пути до свечи увеличивается на 5 м на каждый метр превышения отметки головки рельс над основанием свечи.
Высота свечи от уровня земли должна быть не менее 5 м.
При пересечении магистральным газопроводом электрифицированных железных дорог газопровод должен быть покрыт весьма усиленной изоляцией и защищен от блуждающих токов.
Примечание. В случае установки на газопроводе у пересечения железных дорог отключающих устройств (задвижки, краны) они должны быть расположены на расстоянии не менее 150 м от оси крайних путей магистральной железной дороги и не менее 50 м от оси крайнего подъездного пути.
§ 24. Пересечение магистральным газопроводом автомобильных дорог I и II классов осуществляется в футляре из стальной трубы диаметром на 100-200 мм больше диаметра газопровода. Концы футляра должны быть выведены на расстояние 10 м в стороны от обочин дороги. На концах футляра устанавливаются сальниковые уплотнения. От футляра делается вытяжная свеча, которая отводится на расстояние не менее 20 м от обочины дороги при условии расположения основания свечи и полотна дороги на одной отметке.
При расположении основания свечи и полотна дороги на разных отметках расстояние от вытяжной свечи до обочины дороги увеличивается на 5 метров на каждый метр превышения отметки полотна дороги над основанием свечи. Высота свечи от уровня земли должна быть не менее 3 м.
Примечание. В случае установки на газопроводе у пересечения дорог отключающих устройств (задвижки, краны) они должны располагаться на расстоянии не менее 100 м от оси дороги.
§ 25. При пересечении магистральным газопроводом воздушной линии электропередачи высокого напряжения расстояние от стенки газопровода до края фундамента опоры должно приниматься с расчетом, чтобы строительство газопровода не вызвало нарушения фундамента опоры, и должно составлять не менее 5 м.
§ 26. При пересечении магистральным газопроводом канализационных или водосточных коллекторов, водопровода и т.п. с прохождением газопровода выше или ниже этих коллекторов или трубопроводов он не должен иметь сварных стыков на расстоянии менее 3-х метров в каждую сторону, считая от стенки коллектора или трубы. В противном случае сварные стыки газопровода, расположенные ближе 3-х метров от стенки коллектора или трубы, усиливаются наваркой муфт. В месте пересечения вокруг коллектора или трубы делается перемычка из утрамбованной глины.
В случае, если магистральный газопровод проходит при пересечении через канализационный или водосточный коллектор, он должен быть заключен в футляр, не имеющий сварных стыков и покрытый весьма усиленной изоляцией. Концы футляра выводятся в каждую сторону от наружной стенки коллектора не менее чем на 3 метра.
Место прохождения футляром через стенки коллектора должно быть тщательно уплотнено, а на концах футляра сделан дренаж.
Заключенный в футляр участок газопровода не должен иметь сварных стыков и должен быть покрыт весьма усиленной изоляцией.
§ 27. Повороты магистральных газопроводов высокого и среднего давления диаметром 500 мм и менее должны осуществляться при помощи гнутых колен.
На газопроводах низкого и среднего давления, а также на газопроводах высокого давления диаметром более 500 мм допускается установка сварных колен. Колена должны иметь не менее трех звеньев и радиус кривизны не менее трех диаметров. При углах до 15° допускается сварка труб газопровода путем скоса их концов без вставки колен.
§ 28. На магистральных газопроводах на расстоянии друг от друга в среднем 20 километров устанавливаются задвижки для возможности отключения отдельных участков газопровода. Количество и расположение задвижек определяется проектом.
Кроме того, установка задвижек обязательна в следующих местах:

а) на обоих берегах каналов, рек, озер и других водных препятствий, пересекаемых дюкерами в две и более нитки;

б) при подвеске газопроводов к специальным мостам, по обеим сторонам моста;

в) на каждом ответвлении от магистрального газопровода.
§ 29. Отключающие задвижки следует устанавливать в колодцах с крышками, открывающимися по всему периметру колодца и запираемыми на замок. Колодцы и крышки должны быть выполнены из несгораемых материалов. Конструкция колодцев и крышек должна обеспечивать невозможность проникновения в колодец грунтовых вод и атмосферных осадков.
Вварные задвижки или краны возможно устанавливать на газопроводе без устройства колодцев. В этом случае управление ими должно быть выведено на поверхность земли в несгораемый, запираемый и вентилируемый шкаф.
Вокруг колодцев и шкафов, в случае установки задвижек без колодцев, должны прокладываться минерализованные полосы шириной 2-2,5 м.
Такие же полосы должны прокладываться и вокруг усадеб линейных обходчиков.
§ 30. Для удаления из газопровода конденсата при транспортировке жирного и влажного газа устанавливаются конденсатосборники.
§ 31. Сооружаемые на магистральных газопроводах установки по осушке газа, очистке от сероводорода, бензола, газового бензина, нафталина и т.п. должны располагаться на головном участке газопровода с тем, чтобы в магистральный газопровод подавался очищенный и осушенный газ.
Точка росы осушенного газа должна быть на 2-3° ниже минимальной температуры газа в газопроводе.
Содержание сероводорода в газе, предназначаемом для бытовых целей, не должно превышать 0,02 г/нм. В остальных случаях возможное содержание в транспортируемом газе сероводорода принимается в зависимости от влажности газа и характера его использования.
Содержание в газе бензола и газового бензина не должно превышать 10 г/нм.
Содержание в газе нафталина не должно превышать летом 0,1 г/нм, зимой 0,05 г/нм.
§ 32. Компрессорные станции магистральных газопроводов, транспортирующих искусственный горючий газ с заводов, где он вырабатывается, при размещении их на площадке завода должны располагаться таким образом, чтобы газопровод выходил за пределы территории завода, не пересекая ее.
§ 33. Расположение линейных компрессорных станций непосредственно у трассы магистрального газопровода не разрешается. Разрыв между ними, считая от границы станции до оси газопровода, должен составлять не менее 100 метров.
При размещении линейной компрессорной станции вблизи пересекаемой магистральным газопроводом реки, канала или заболоченного участка ее следует по возможности расположить после перехода газопроводом указанных препятствий, чтобы давление газа в газопроводе на переходе было минимальным.
Схема подсоединения линейной компрессорной станции к магистральному газопроводу должна обеспечивать возможность его работы при выключенной станции.
§ 34. При подходе к компрессорной станции двумя и более нитками газопровода разрыв между ними на расстояние от станции до 300 метров должен быть не менее 30 метров.

В. ТРУБЫ И МАТЕРИАЛЫ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ ПРИ СВАРКЕ МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА

§ 35. Магистральные газопроводы выполняются из стальных труб ГОСТ 3101-46*, ГОСТ 301-50**, ГОСТ 4015-52*** из стали Ст.2-Ст.4 (МСт.2-МСт.4) по ГОСТ 380-50* и Ст.10-Ст.20 по ГОСТ 1050-52*.
________________
* На территории Российской Федерации документ не действует. Действуют ГОСТ 8731-74, ГОСТ 8732-78, здесь и далее по тексту;
** На территории Российской Федерации документ не действует. Действуют ГОСТ 8731-74, ГОСТ 8732-78, ГОСТ 8733-74, ГОСТ 8734-75;
*** На территории Российской Федерации действуют ГОСТ 10704-91, ГОСТ 10706-76, здесь и далее по тексту;
* На территории Российской Федерации действуют ГОСТ 380-2005, ГОСТ 535-2005, ГОСТ 14637-89, здесь и далее по тексту;
* На территории Российской Федерации действует ГОСТ 1050-88, здесь и далее по тексту. — Примечание изготовителя базы данных.
Указанные марки сталей согласно ГОСТ 380-50 и ГОСТ 1050-52 характеризуются следующим химическим составом:

Марка стали

Сооружения и устройства на газопроводах 1

Для газопроводов с рабочим давлением до 6 кгс/см2 могут применяться задвижки из серого чугуна, а для газопроводов с давлением свыше 6 кгс/см2 — из ковкого чугуна или стальные.

Преимущества задвижек: малое гидравлическое сопротивление потоку газа, небольшая строительная длина и простота устройства. Недостатком их является негерметичность отключения при засорении или износе уплотняющих поверхностей.

Гидрозатворы (рис. IV.5) являются простым и плотным отключающим устройством для подземных газопроводов низкого давления. Для отключения газопроводов в гидрозатвор заливается вода, которая перекрывает проход газа. Высота запирающего столба воды h, мм, должна быть равна рабочему давлению в газовой сети, выраженному в миллиметрах водяного столба, плюс 200. Устанавливаются гидрозатворы ниже уровня промерзания грунта и присоединяются к газопроводу только сваркой. Гидрозатворы оборудуют устройствами для замера электрического потенциала газопровода, а гидрозатвор конструкции Н. Т. Хатунцева (см. рис. IV.5, а) имеет дополнительно и устройство для продувки газопровода. К преимуществам гидрозатворов относятся: отсутствие необходимости в сооружении для них колодцев, надежность отключения потока газа и возможность использования их в качестве конденсатосборников. Недостатком гидрозатворов является длительность операций по заливке и откачке воды насосом.

Рис. IV.5: гидрозатвор для газопроводов от 50 до 150 мм (о) и от 150 до 300 мм (б)

1 — корпус; 2 — водоотводящая трубка; 3 — подушка ковера; 4 — ковер; 5 — контактная пластина; 6 — пробка; 7 — электрод заземления; 8 — штуцер с пробкой для продувки; 9 — кожух

Гидрозатвор для аварийного перекрытия газопровода

ОП ИСАНИЕ

ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

Союз Советских

Соцналнстнчесинх

Республни ()887868 (6l ) Дополнительное к авт. саид-ву (22)Заявлено 07.04.80 (21) 2905118/25-08 с присоединением заявки М (23) П риоритет (51)М. Кл, F !6 К 17/192

Экуаарстиеиый комитет

СССР ае дмаи изебретенив и еткрытнй

Опубликовано 07. 12 ° 81. Бюллетень М 45

Дата опубликования описания 10. 12. 81 ($3) УДК 621,646 (088;8) (72) Авторы изобретения

К.Д. Родионов, Л.И. Глазков, И.А. Кимаев и А.ф,;„фцщур х (71) Заявитель (54) . ГИДРОЗАТВОР ДЛЯ АВАРИЙНОГО ПЕРЕКРЫТИЯ

ГАЗОПРОВОДА

Изобретение относится к устройствам для перекрытия газопроводов большого диаметра в системах отсоса га.зов с небольшим перепадом давлений.

Известно устройство для аварийного перекрытия газопровода, выполненное в виде гидрозатвора, .устанавливаемого íà V -образном колене .газопровода, причем гидрозатвор включает резервуар с жидкостью, сообщенным патрубком с коленом газопрово!

О да Г11 °

Недостатком такого устройства является его мапая быстрота действия.

Известно также гидрозатвор для

fS аварийного перекрытия газопровода, выполненный в виде lf -oáðàçíîãî колена, сообщающегося с резервуаром, заполненным жидкостью (21 .

В таком гидрозатворе жидкость, 20 подаваемая из.резервуара в колено газопровода, образует сплошной тонкий поток, перекрывающий сечение газопровода.

Однако в газопроводах большого диаметра сплошность потока жидкости нестабильна, что снижает надежность работы гидрозатвора.

Цель изобретения — повьппение надежности работы гидрозатвора.

Для этого резервуар выполнен в виде цилиндра и установлен над изгибом колена с возможностью поворота вокруг оси цилиндра, а радиус изгиба колена равен радиусу цилиндра, причем в верхних частях изгиба колена и резервуара выполнены соответствую» щне одно другому отверстия.

На фиг.1 изображено положение открытого затвора; на фиг.2 — сечение

А-А фиг,1; на фиг.З вЂ” положение закрытого затвора; на фиг.4 — положение пальца н упора для поворота трубы на 180 сечение Б-Б фиг.2 на фиг.5 — переливной патрубок на трубе и переливная воронка; на фиг.б .установка привода для дистанционного поворота трубы (узел I на фиг.2) .

887868 4 рекрытия колена 1, цилиндр 2 поворачивается на 180, и корпус затвора з аполня ет ся жидко стью.

После устранения аварии необходимо вернуть цилиндр в исходное положение и слить жидкость из корпуса затвора через сливную трубу.

Вследствие того, что время срабатывания затвора определяется време1р нем поворота цилиндра с жидкостью, изгиб колена газопровода быстро заполняется жидкостью, что повышает надежность работы гидрозатвора в аварийных случаях.

Формула изобретения

Гидрозатвор для аварийного перекры тия газопровода выполнен в виде U— образного колена 1. С изгибом U -образного колена сопрягается цилиндрический резервуар с жидкостью, выполненный в виде цилиндра 2. В стенке корпуса колена 1 и в стенке цилиндра

2 имеются соответствующие одно другому отверстия 3 и 4. Цилиндр 2 может поворачиваться вокруг своей горизонтальной оси либо вручную при помощи барабана 5 и троса 6, либо приводом 7.

Поворот цилиндра 2 на 180 ограничивается пальцем 8 и упором 9. Цилиндр

2 расположен в полости 10 загермети.зированной крышкой 11 с прокладкой 12, чем обеспечивается герметичность вентиляционного 1Г -образного колена l. В полость 10 введена трубка

13 для заполнения цилиндра 2 жидкостью. Для слива излишка жидкости в канализацию служит воронка 14, а для слива из корпуса затвора — труба

15. Контроль уровня жидкости в резервуаре осуществляется либо датчиком уровня, либо при помощи переливного устройства на чертежах не показано) при ее непрерывной подаче.

Гидрозатвор работает следующим образом.

В рабочем положении, т.е. при открытом колене 1, цилиндр 2 находится в положении, при котором отверстие 3 расположено вверху, и заполнен жидкостью через трубку 13. В момент возникновения аварийной ситуации для быстрого и герметичного пеI

Гидрозатвор для аварийного перекрытия газопровода, выполненый в виде Ъ -образного колена, сообщающегося с резервуаром, заполненным жидкостью, отличающийся тем, что, с целью повышения надежности его в работе резервуар выполнен в виде цилиндра и установлен над изгибом колена с возможностью поворота вокруг оси цилиндра, а радиус изгиба колена равен радиусу цилиндра, причем в верхних частях изгиба колена и резервуара выполнены соответствующие одно другому отверстия.

Источники информации принятые во внимание при экспертизе

1. Авторское свидетельство СССР

Р 98485, кл. F 16 К 17/192, 1952.

2. Авторское свидетельство СССР по заявке N — 2804584/25-08, кп. Г 16 К 17/192, 1979..

Контрольная трубка на газопроводе: назначение + правила установки на футляр

У подземной прокладки газопроводных магистралей масса преимуществ. Они не портят экстерьер городских зданий и загородный ландшафт, не мешают передвижению транспорта, не заставляют смещать существующие постройки. Но у них есть существенный недостаток – это сложность мониторинга как самой трубы, так и перемещаемой по ней среды.

Мы расскажем, как контрольная трубка на газопроводе помогает следить за состоянием системы. Познакомим с особенностями конструкции этого устройства. Разберем варианты расположения и правила монтажа.

Из представленной нами статьи вы узнаете, где и в какой последовательности устанавливаются контрольные трубки на газопроводной системе. Ознакомитесь с особенностями крепления их на футлярах и на полукруглых кожухах. Поймете, насколько необходимо отслеживать техническое состояние подземного трубопровода.

Цель мониторинга состояния подземного газопровода

Проложенные в траншеях газопроводные магистрали нуждаются в регулярном осмотре не менее, чем наземные трассы. Конечно, им не грозят чисто механические повреждения, как это случается с открыто устроенными коммуникациями. Однако причин для беспокойства об их состоянии у газовщиков ничуть не меньше.

Если транспортирующая голубое топливо труба погружена в грунт:

• Сложно следить за механическим состоянием газопровода, а ведь на его стенки воздействует давление грунта, вес сооружений и пешеходов, а также проезжающего транспорта, если магистраль проходит под шоссе или железнодорожной веткой.
• Невозможно своевременно выявить коррозию. Ее вызывает агрессивная грунтовая вода, непосредственно грунт, в составе которого есть активно действующие компоненты. Потере первоначальных технических характеристик способствуют технические жидкости, проникающие на глубину заложения трассы.
• Трудно определить потерю герметичности, появившуюся из-за нарушения целостности трубы или сварного узла. Причиной утраты герметичности обычно является окисление и ржавление металлических трубопроводов, банальный износ полимерных конструкций или нарушение технологии сборки.

Несмотря на то, что прокладка газопроводных магистралей в траншеях предусматривает полную замену агрессивного грунта на грунт с нейтральными свойствами, а устройство в местах возможного пролива технических жидкостей напрочь запрещено, без особых приспособлений они не могут считаться полностью защищенными от химической агрессии.

Галерея изображений Фото из Устройство газопровода низкого давления Сооружение газопровода высокого давления Строительство газовой магистрали Сварка полиэтиленовых труб перед укладкой

В результате потери герметичности происходит утечка газа, который как и положено всем газообразным веществам устремляется вверх. Проникая по порам в грунте, газообразное токсичное вещество выходит на поверхность и создает негативные для всего живого зоны над газопроводом.

Утечка газа может запросто стать причиной серьезной катастрофы, если покинувшее трубу голубое топливо «найдет» в земле какую-либо полость для аккумуляции. При нагреве, к примеру, элементарном воздействии солнечных лучей в знойный летний период, взрыв скопившегося газообразного топлива практически неизбежен.

Возникновение утечки газа из трубопровода угрожает не только нарушением экологического баланса, но и серьезными катастрофическими последствиями: взрывами, разрушениями, пожарами

Кроме того, утечка газа влечет немалые финансовые потери газодобывающей и газотранспортной организации. Причем между ними могут возникнуть разногласия, с которым в суд обращаться даже не стоит, если на футляре газопровода не была установлена контрольная трубка для мониторинга.

Для чего газопроводу футляр?

В устройстве подземных газовых коммуникаций используются, как правило, стальные или полиэтиленовые газовые трубы, способные выдерживать давление проходящей по ним среды. Их прочностные характеристики рассчитаны на нагрузку, создаваемую толщей грунта до 2,0-2,2 м. Однако стандартный трубопрокат не рассчитан на возможную транспортную нагрузку сверху, т.е. над газовой магистралью.

Также не учтено, что трубопроводам, по которым газ перемещается к потребителю, нежелательно проходить под другими коммуникационными линиями. Еще есть геологические и гидрогеологические ограничения, в соответствии с которыми газовую магистраль приходится прокладывать выше установленных норм.

В случае же невозможности найти трассу прокладки, не пересекающую иные инженерные сооружения, согласно предписаниям СНиП 42-01-2002 между трубопроводами необходимо обеспечить безопасную дистанцию по вертикали. Это 0,2 и более метра, что в результате меняет глубину заложения газопровода.

На сложных участках трассы газопровода, требующих защиты трубы от повреждений, прокладка производится в футлярах

Глубину заложения газовой трубы также изменяют, если уложить на нормативной глубинной отметке мешают скальные горные породы или нестабильный уровень подземной воды.

Как защитить газопровод, если дополнительная нагрузка на линию неизбежна? Во всех перечисленных случаях используются футляры, представляющие собой жесткий круглый или полукруглый в сечении кожух из стального сплава, полиэтилена или стеклопластика. Он-то и оберегает путь голубого топлива от вероятных повреждений.

Отметим, что при устройстве защиты газопровода следить за состоянием проложенной в футляре трубы еще сложнее. Чтобы облегчить нелегкую работу обходчиков, сотрудников добывающей отрасли и газоснабжающих структур, производится установка на газопровод контрольной трубки.

Галерея изображений Фото из Устройство газопровода в защитном футляре Точка возможной разгерметизации трубы Неблагоприятные гидрогеологические условия Контрольный пункт на подземной магистрали Близкое расположение к жилому дому Загородный участок с неконтролируемым перемещением Выход подземного газопровода на поверхность Группа футляров под железнодорожной насыпью

Перечислим все возможные предпосылки для устройства футляров с контрольными приспособлениями над газовыми трубопроводами:

• Близкое расположение подземной газовой магистрали к жилому дому либо общественному зданию.
• Прокладка газопровода на малой глубине.
• Устройство под транспортными путями: автомобильными, трамвайными, ж/д путями.
• Наличие резьбового соединения или сварного шва на электросварных металлических трубах и полиэтиленовых аналогах.
• «Пересечение», т.е. проход на 0,2 м выше или ниже тепловой сети и прочих коммуникационных линий.
• Ввод газоснабжающей трубы в дом через несущую стену и вертикальное пересечение перекрытий.
• Сооружение контрольно-измерительного пункта с защитным ковером. Их устанавливают на протяжении всей трассы через каждые 200 м в пределах городов и прочих населенных пунктов. На свободной от проживания местности устраивают через 500 м.

Все перечисленные варианты кроме пересечения газовой трубой перекрытий, а также обустройство входа и выхода подземной линии на поверхность предусматривают установку на одном из краев футляра контрольной трубки.

Еще в случае установки над проблемным сварным швом допускается использовать не футляры в качестве основания для крепления трубки, а полукруглый металлический кожух.

В обустройстве подземных газопроводов используются стальные, полиэтиленовые и стеклопластиковые футляры. Конструктивно они представляют собой цельные трубы, соединяемые две половины трубы или один полукруглый кожух

Контрольную трубку располагают в удобном для проведения контроля месте. Т.е. с той стороны, с которой подход газовика для проведения мониторинговых операций возможен, безопасен и не требует получения разрешений.

Если в одну траншею укладывают два газопровода, что допускается строительными нормативами, то расположение футляров с подключаемыми к ним трубками должно обеспечить отслеживание обеих систем.

На каждый футляр, предназначенный для защиты газопровода, устанавливается контрольная трубка, необходимая для мониторинга технического состояния подземной системы и определения момента падения давления

Футляры устанавливаются как на вновь прокладываемые линии газопровода, так и на существующие ветки путем прокола или продавливания грунтов. Выходить за пределы шоссе, трасс, несущих стен и прочих сооружений они должны на 2 м с обоих краев.

Конструкция контрольных трубок

Минимальным расстоянием от верха футляра до дневной поверхности по нормативам является 0,8 м, максимальным – 3,0 м. В местах, где не планируется транспортная нагрузка, минимальная мощность грунта над футляром может быть уменьшена до 0,6 м. Пересекаемая толща грунта определяет высоту контрольной трубки, которая должна выходить на поверхность.

Если установка контрольной трубки производится не на футляр, а на полукруглый кожух, представляющий собой верхнюю половину трубы, крепление ее производится после засыпки газопровода слоем песка минимум 10 до 20 см

Конструктивно это контрольное приспособление представляет собой в прямом смысле трубку, зафиксированную одним торцом на футляре или полукруглом кожухе газопровода. Второй выводится на поверхность и снабжается или крышкой-хлопалкой, или муфтой с плотно закручивающейся резьбовой пробкой.

Верхний торец контрольной газовой трубки закрывает либо захлопывающаяся крышка, либо пробка с закручивающейся муфтой. Все устройства выходящие на поверхность запорно-регулирующие устройства газопровода окрашиваются в ярко-желтый цвет

Диаметр контрольных трубок, установка которых производится на футляр или кожух газопровода, по техническим нормативам составляет 32 и 57 мм. Однако производиться они могут по размерам, необходимым заказчикам. В этом случае для выпуска серии трубок разрабатывают проект и утверждают ТУ с требованиями к качеству.

Правила установки и крепления трубки

Крепление контрольной трубки к футляру или полукруглому кожуху газопровода производится в соответствии с материалом трубы и защитной системы.

В монтаже применяется три основных способа:

• Установка контрольной трубки вместе с приваренным к ее основанию полукруглым металлическим кожухом. Ставят в качестве рядового контрольного пункта на трассу газопровода без футляра после укладки стальной или полиэтиленовой трубы и частичной засыпки ее песком до 0,2 м.
• Крепление к полиэтиленовому футляру с использованием седлового отвода и переходника с полимера на сталь. Отверстие под фиксацию контрольной трубки просверливается перед установкой футляра.
• Приварка основания трубки к стальному футляру. Сварной узел устраивают по предварительно просверленному в газовой трубе отверстию.

Если трубка не приваривается непосредственно к газопроводу, то между ее основанием и трубой обязательно находится слой песка. Саму трубку оборачивают полиэтиленовой пленкой или покрывают гидроизоляционным праймером.

Галерея изображений Фото из Монтаж футляра с предварительно сформированным отверстием Установка трубки на футляр Крепление через седловой отвод Приваривание контрольной трубки на объекте

В футлярах нового поколения, выполненных из стеклопластика, точка крепления контрольной трубки закладывается в процессе изготовления. Это решение значительно облегчает монтажный процесс. Трубку прикручивают перед установкой и герметизируют стык, после чего заполняют котлован с газопроводом грунтом.

Оформление и обустройство верхушки контрольной трубки производится в соответствии с типом поверхности, через которое она выводится. При наличии твердого покрытия (бетонной плиты, асфальта) над верхушкой располагают защитный колпак, ковер. При отсутствии твердого покрытия трубку выводят на 0,5 м над землей и плавно загибают на 180º.

Схема обустройства выхода контрольной трубки на поверхность зависит от типа именно этой поверхности. Если она проходит через асфальт или бетон, устанавливается ковер, если вокруг несвязный грунт – трубку изгибают

Через контрольную трубку обходчик, обязанный следить за техническим состоянием газовой трубы и плотностью транспортируемого газа, вводит шланг газоанализатора или датчик манометра и снимает показания приборов. Снятые им данные заносятся в журнал обследований.

Выводы и полезное видео по теме

Со всеми видами сооружений и устройств, предназначенных для обслуживания газопровода и мониторинга его технического состояния, ознакомит следующий видеоролик:

Информация о нюансах прокладки и обустройства газопроводов пригодятся владельцам загородных участков, желающим подключить собственность к централизованному газоснабжению.

Безусловно, сведения будут крайне полезны и тем, кто намерен организовать автономную сеть с газгольдером и проложенными от него трубами. С установкой контрольной трубки следить за состоянием подземной системы станет намного проще.

Разборные стеклопластиковые футляры защитные для газопроводов, нефте- и трубопроводов, кабельных сетей

С 2007 года мы разработали, изготавливаем и поставляем разъемные стеклопластиковые защитные футляры нашим Заказчикам.
На 1 января 2019 года более 3000 защитных футляров САФИТ установлены на газопроводах России, Белоруссии и Казахстана, что подтверждает их надежность и высокое качество!
Футляры изготавливаются по ТУ 22.21.10-010-71653326-2017 (полностью идентичному ТУ 2296-010-71653326-2011).

Группа компаний САФИТ является патентообладателем на производство защитных композитных футляров для трубопроводов, нефте- и газопроводов, кабельных и оптоволоконных линий.

Защитный футляр газовой трубы (ЗФГТ) предназначен для защиты трубопроводов, нефте- и газопроводов и кабельных линий от внешних нагрузок и механических повреждений в местах пересечения с подземными сооружениями, а так же для возможного обнаружения и отвода газа в случае повреждения газопровода в пределах защитного футляра.

Материал футляра – стеклопластик. Футляры САФИТ выпускаются двух типов. Первый — стандарт, представляющий собой разъемный вдоль оси моноблок с двумя горловинами под определенный диаметр трубы. Второй — разъемный вдоль оси составной секционный футляр любой согласованной Заказчиком длины. Секции футляров, в этом случае, стыкуются друг к другу при помощи фланцевого соединения.

Все защитные футляры проходят полный цикл испытаний на прочность и герметичность и обладает 4-х кратным запасом прочности.

Футляры изготавливаются по ТУ 22.21.10-010-71653326-2017 (полностью идентичному ТУ 2296-010-71653326-2011), в соответствии с требованиями СНиП 42-01-2002, прошли сертификацию «ГАЗСЕРТ» и экспертизу промышленной безопасности Федеральной службы по Экологическому, Технологическому и Атомному надзору.

Разрешительная документация

Экспертиза промышленной безопасностиРазрешение РостехнадзораСогласование Ростехнадзором ТУСертификат соответствия Разрешение на применение в Казахстане Письмо сертификационного центра

Сравнительная таблица преимуществ футляра защитного стеклопластикового САФИТ относительно металлического

Параметры	Футляр стеклопластиковый САФИТ	Футляр металлический
Комплект поставки	“под ключ” – со 100% предпродажной готовностью к монтажу на объекте без дополнительных тех. мероприятий	набор материалов – с последующим техпроцессом по изготовлению футляра на объекте с привлечением сложного технического оборудования
Монтаж	болтовое соединение	резка, сварка, нанесение хим. защиты, сборка
Среднее время монтажа	2 часа	8 часов
Сварка в процессе монтажа	не требуется	требуется
Квалификация сборщиков	средняя	высокая
Вес изделия	малый, в 5 раз легче стали	значительный
Химическая стойкость	высокая	низкая
Коррозионная стойкость	высокая	низкая
Теплопроводность	низкая	высокая
Электропроводность	нет	высокая
Применение электро- и химической защиты и изоляции	не требуется	требуется
Срок эксплуатации	более 40 лет	до 15 лет

style=»color:red»>ТУ и Руководство по монтажу и эксплуатации футляров защитных САФИТ Руководство по монтажу и эксплуатации ТУ 22.21.10-010-71653326-2017

Варианты изготовления защитных футляров

Разъемный футляр фиксированной длины 6 метров

Футляр фиксированной длины — 6000 мм. Предназначен для установки на существующих газопроводах при пересечении с инженерными коммуникациями в ограниченном пространстве и не имеет возможности для увеличения или уменьшения длины.

Разъемный футляр составной секционный на торцевых фланцах

Максимальная длина одной секции — 5500 мм, минимальная — 2000 мм. Между фланцами устанавливается специальный резиновый уплотнитель. Фланцевое соединение крепится на болтах М10 из нержавеющей стали и позволяет производить защитные футляры любой длины под размеры заказчика.

Номенклатура защитных футляров

Общий номенклатурный номер футляра защитного СAФИТ обозначается как ЗФГТ D-L-Ф, где:
ЗФГТ — защитный футляр газовой трубы;
D — условный диаметр составного секционного футляра на торцевых фланцах;
L — общая длина в метрах составного секционного футляра на торцевых фланцах;
Ф — обозначение составного секционного футляра на торцевых фланцах.

В таблице приведены значения основных характеристик футляра ЗФГТ.

Тип футляра	Ø трубы газовой Dт, мм	Ø футляра Dф внутр./внешн., мм	Вес футляра, кг/м погонный
ЗФГТ 150	50-91	159/171	11,0
ЗФГТ 200	80-120	219/231	13,0
ЗФГТ 250	125-174	273/285	14,5
ЗФГТ 300	200-237	325/339	16,0
ЗФГТ 350	250-291	377/391	18,0
ЗФГТ 400	300-335	426/441	19,5
ЗФГТ 500	400-435	530/546	24,0
ЗФГТ 600	450-600	720/744	63,0
ЗФГТ 1000	635-820	1005/1024	92,0
ЗФГТ 1200	842, 945, 1048	—	—
ЗФГТ 1500	1256	1424/1438	129,0
ЗФГТ 1700	1400	1605/1648	138,0

Варианты установки защитных футляров для газопровода при пересечении инженерных коммуникаций

Расположение защитного чехла под автомагистралью

СНиП 42-01-2002 «Газораспределительные системы»

п.5.2.1 В местах, где предусматривается движение транспорта и сельскохозяйственных машин, прокладка газопроводов осуществляется на глубине не менее 0,8 м до верха газопровода или футляра.
п.5.5.2 Прокладку подземного газопровода в местах пересечений с автомобильными дорогами I-IV категорий, а также магистральными улицами общегородского значения, следует производить в футлярах. В других случаях вопрос о необходимости устройства футляров решается проектной организацией.

Защитный кожух под трамвайными путями

СП 42-101-2003 «Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб»

п.4.53 Футляры для газопроводов следует предусматривать для защиты газопровода от внешних нагрузок, от повреждений в местах пересечения с подземными сооружениями и коммуникациями, а также для возможности ремонта и замены, обнаружения и отвода газа в случае утечки. При этом в местах пересечения газопровода с каналами тепловых сетей, а также на переходах через железные дороги общей сети, рекомендуется предусматривать футляры.

Защита газопровода под железной дорогой

СНиП 32-01-95 «Железные дороги колеи 1520 мм»

п.8.12 При подземной прокладке в месте пересечения трубопроводы заключают в защитную трубу (канал, тоннель), концы которых на пересечениях с трубопроводами, транспортирующими взрыво- и огнеопасные продукты (нефть, газ и т.п.), располагаются с каждой стороны не менее чем в 50 м от подошвы откоса насыпи или бровки откоса выемки, а при наличии водоотводных сооружений — от крайнего; на пересечениях с водопроводами, линиями канализации, тепловыми сетями — не менее 10 м.

Монтаж защитного футляра на трубу газопровода

Защитный футляр для газопровода собирается из двух стеклопластиковых полусфер, стянутых между собой болтами из нержавеющей стали с применением резинового уплотнителя. Внутри защитного футляра на трубу газопровода устанавливаются стеклопластиковые центраторы с шагом 980 мм. На расстоянии 500 мм от торца в верхней части заформована стальная муфта с резьбой для подсоединения трубки контроля утечки газа.

Испытания футляров на механическую прочность и герметичность

Прочность. Опытный образец нагружается через стальные ложементы вертикальной нагрузкой 5.8, 8.7, 11.6 тс. На каждом этапе выполняется визуальный контроль поверхности на наличие повреждений. При нагружении фиксируют величину нагрузки в момент контакта футляра защитного с центраторами.

Герметичность. Производим полную сборку опытного образца. После установки контрольной трубки производится опрессовка футляра на герметичность давлением 5 кПа. Падение давления в течении 5 минут не должно превышать 0.2 кПа.

Внешний вид и комплектовка защитных футляров для газопроводов и трубопроводов

В комплект поставки входит: болты из нержавеющей стали, центраторы разборные, уплотнители резиновые.

style=»color:red»>Ковер газовый защитный для контрольной трубки с индикатором

Ковер малый h=210 мм, d=172 мм.

Фото монтажей футляров защитных

Москва

4 фото

Тула

3 фото

Видео сборки футляра защитного

При сборке для удобства рекомендуем использовать струбцины. Затяжка болтов производится равномерно от центра к концам футляра.

Еще больше информации смотрите на нашем сайте gazcase.ru «>Сооружения на газопроводах

Сооружения на газопроводах

1. ГРП (газорегуляторные пункты).

2. КИП (контрольно-измерительные пункты).

3. Катодные станции электрохимзащиты.

4. Компенсаторы

5. Гидрозатворы.

6. Конденсатосборники.

Линзовый компенсатор

Компенсаторы предназначены для смягчения (компенсации) температурных удлиннений газопроводов, для избежания разрыва труб, для удобства монтажа и демонтажа арматуры (фланцевой, задвижек).

Газопровод длиной 1 км усредненного диаметра при нагревании на 1ОС удлиняется на 12 мм.

Компенсаторы бывают:

· Линзовые;

· П-образные;

· Лирообразные.

Линзовый компенсатор имеет волнистую поверхность, которая меняет свою длину, в зависимости от температуры газопровода. Линзовый компенсатор изготавливают из штампованных полулинз сваркой.

Для уменьшения гидравлического сопротивления и предотвращения засорения внутри компенсатора установлен направляющий патрубок, приваренный к внутренней поверхности компенсатора со стороны входа газа.

Нижняя часть полулинз залита битумом для предупреждения скопления воды.

При монтаже компенсатора в зимнее время, его необходимо немного растянуть, а в летнее время – наоборот сжать стяжными гайками.

П-образный Лирообразный

компенсатор. компенсатор.

Конденсатосборники предназначены для сбора конденсата из газопровода. Устанавливаются ниже зоны промерзания грунта только сварке таким образом, чтобы конденсат стекал в конденсатосборник с обеих сторон газопровода.

Конденсатосборники

Гидрозатвор применяется только на ГП низкого (до 0,05 кг/см2) давления вместо запорной арматуры, вместо задвижки.

Гидрозатвор

Обслуживать гидрозатвор легче чем задвижку, т.к. не нужно строить колодец, не нужно ходить ремонтировать задвижку.

КИПы (Контрольно-измерительные пункты) предназначены для замера разности потенциалов газопровод-земля. Количество КИПов по длине газопроводов определяется проектом.

> Устройство подземных, надземных и наземных газопроводов

Устройство подземных газопроводов

Система газоснабжения должна быть надежной и экономичной, что определяется правильным выбором трассы газопровода, который зависит от расстояния до потребителя, ширины проездов, вида дорожного покрытия, наличия вдоль трассы различных сооружений и препятствий, а также рельефа местности.

Минимальная глубина заложения газопроводов должна быть не менее 0,8 м. В местах, где не предусматривается движение транспорта, глубина заложения газопровода может составлять 0,6 м.

Расстояние от газопровода до наружной стены колодцев и камер подземных сооружений должно быть не менее 0,3 м.

Допускается укладка двух и более газопроводов в одной траншее на одном или разных уровнях. При этом расстояние между газопроводами в свету должно быть достаточным для их монтажа и ремонта.

Расстояние по вертикали между подземными газопроводами всех давлений и другими подземными сооружениями и коммуникациями должно составлять:

* при пересечении водопровода, канализации, водостока, каналов телефонных и теплосети — не менее 0,2 м;

* электрокабелей и телефонных бронированных кабелей — не менее 0,5 м;

*электрокабелей маслонаполненных — не менее 1,0 м.

Допускается уменьшать расстояние между газопроводом и электрокабелем при прокладке их в футлярах. При этом концы футляра электрокабеля должны выходить на 1 м по обе стороны от стенок пересекаемого газопровода.

При пересечении каналов теплосети, коллекторов, туннелей, каналов с переходом над или под ними следует предусматривать прокладку газопровода в футляре, выходящем на 2 м в обе стороны от наружных стенок пересекаемых сооружений, а также проверку физическими методами контроля всех сварных стыков в пределах пересечения и на расстоянии 5 м в стороны от наружных стенок этих сооружений.

Запорную арматуру и конденсатосборники на газопроводах устанавливают на расстоянии не менее 2 м от края пересекаемой коммуникации или сооружения.

Газопроводы в местах прохода через наружные стены зданий заключают в футляры диаметром не менее чем на 100…200 мм больше диаметра газопровода.

Устройство надземных и наземных газопроводов

Надземные газопроводы прокладывают на отдельно стоящих опорах, эстакадах и колоннах.

Газопроводы с рабочим давлением до 0,6 МПа допускается также прокладывать по стенам производственных зданий с помещениями категории безопасности, газопроводы с давлением до 0,3 МПа — по стенам общественных зданий и жилых домов не ниже III, IІ степеней огнестойкости, а газопроводы низкого давления — по стенам общественных зданий и жилых домов IV и V степеней огнестойкости.

Надземные газопроводы проектируют с учетом компенсации продольных деформаций по фактически возможным температурным условиям работы, а в случае, когда не обеспечивается самокомпенсация, с учетом установки компенсатора.

Высоту прокладки принимают с учетом возможности его осмотра и ремонта.

Под оконными проемами и балконами жилых и общественных зданий газопроводы не должны иметь разъемных соединений.

Расстояния между надземными газопроводами и трубопроводами другого назначения при их совместной прокладке и пересечении принимают следующими:

*при диаметре газопровода до 300 мм — не менее диаметра газопровода, но не менее 100 мм;

*при диаметре более 300 мм — не менее 300 мм.

При пересечении с воздушными линиями электропередачи наземные газопроводы размещают ниже этих линий, причем минимальные расстояния по вертикали между ними зависят от напряжения: