Расстояние от газопровода до водопровода: Расстояние между газопроводом и водопроводом

Расстояния от газопровода до других инженерных коммуникаций общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб- сп 42-101-2003 (утв- протоколом от 08-07-2003 32) (приложения а — к) (2021). Актуально в 2019 году

размер шрифта

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ И СТРОИТЕЛЬСТВУ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ ИЗ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ И ПОЛИЭТИЛЕНОВЫХ ТРУБ- СП… Актуально в 2018 году

(извлечение из проекта СНиП «Градостроительство»)

Таблица В.1

Здания, сооружения и коммуникации Расстояния по вертикали (в свету), м, при пересечении Расстояния по горизонтали (в свету), м, при давлении газопровода, МПа
до 0,005св. 0,005 до 0,3 св. 0,3 до 0,6 св. 0,6 до 1,2
1. Водопровод 0,2 1,0 1,0 1,5 2,0
2. Канализация бытовая 0,2 1,0 1,5 2,0 5,0
3. Водосток, дренаж, дождевая канализация 0,2 1,0 1,5 2,0 5,0
4. Тепловые сети:
от наружной стенки канала, тоннеля 0,2 0,2 2,0 2,0 4,0
от оболочки бесканальной прокладки 0,2 1,0 1,0 1,5 2,0
5. Газопроводы давлением до 1,2 МПа 0,2 0,5 0,5 0,5 0,5
6. Кабели силовые напряжением:
до 35 кВ 0,5 1,0 1,0 1,0
2,0
110-220 кВ 1,0 1,0 1,0 1,0 2,0
Кабели связи 0,5 1,0 1,0 1,0 1,0
7. Каналы, тоннели 0,2 2,0 2,0 2,0 4,0
8. Нефтепродуктопроводы на территории поселений:
для стальных газопроводов 0,35 2,5 2,5 2,5 2,5
для полиэтиленовых газопроводов 0,35* 20,0 20,0 20,0 20,0
Магистральные трубопроводы 0,35* По СНиП 2.05.06
9. Фундаменты зданий и сооружений до газопроводов условным диаметром:
до 300 мм 2,0 4,0 7,0 10,0
св. 300 мм 2,0 4,0 7,0 20,0
10. Здания и сооружения без фундамента Из условий возможности и безопасности производства работ при строительстве и эксплуатации газопровода
11. Фундаменты ограждений, предприятий, эстакад, опор контактной сети и связи, железных дорог 1,0 1,0 1,0 1,0
12. Железные дороги общего пользования колеи 1520 мм:
межпоселковые газопроводы:
подошва насыпи или бровка откоса выемки (крайний рельс на нулевых отметках) железных дорог общей сети колеи 1520 мм По СНиП 42-01 в зависимости от способа производства работ 50 50 50 50
газопроводы на территории поселений и межпоселковые газопроводы в стесненных условиях:
ось крайнего рельса, но не менее глубины траншеи до подошвы насыпи и бровки выемки 3,8 4,8 7,8 10,8
13. Ось крайнего пути железных дорог колеи 750 мм и трамвая По СНиП 42-01 в зависимости от способа производства работ 2,8 2,8 3,8 3,8
14. Бортовой камень улицы, дороги (кромки проезжей части, укрепленной полосы, обочины) То же 1,5 1,5 2,5 2,5
15. Наружная бровка кювета или подошва насыпи дороги
»
1,0 1,0 1,0 2,0
16. Фундаменты опор воздушных линий электропередачи напряжением:
до 1,0 кВ 1,0 1,0 1,0 1,0
св. 1 кВ до35 кВ 5,0 5,0 5,0 5,0
» 35 кВ 10,0 10,0 10,0 10,0
17. Ось ствола дерева с диаметром кроны до 5 м 1,5 1,5 1,5 1,5
18. Автозаправочные станции 20 20 20 20
19. Кладбища 15 15 15 15
20. Здания закрытых складов категорий А, Б (вне территории промпредприятий) до газопровода условным диаметром:
до 300 мм 9,0 9,0 9,0 10,0
св. 300 мм 9,0 9,0 9,0 20,0
То же, категорий В, Г и Д до газопровода условным диаметром:
до 300 мм 2,0 4,0 7,0 10,0
св. 300 мм 2,0 4,0 7,0 20,0
21. Бровка оросительного канала (при непросадочных грунтах) В соответствии со СНиП 42-01 1,0 1,0 2,0 2,0

Примечания: 1. Вышеуказанные расстояния следует принимать от границ, отведенных предприятиям территорий с учетом их развития, для отдельно стоящих зданий и сооружений — от ближайших выступающих их частей, для всех мостов — от подошвы конусов.

2. Допускается уменьшение до 0,25 м расстояния по вертикали между газопроводом и электрокабелем всех напряжений или кабелем связи при условии прокладки кабеля в футляре. Концы футляра должны выходить на 2 м в обе стороны от стенок пересекаемого газопровода.

3. Знак » — » обозначает, что прокладка газопроводов в данных случаях запрещена.

4. При прокладке полиэтиленовых газопроводов вдоль трубопроводов, складов, резервуаров и т.д., содержащих агрессивные по отношению к полиэтилену вещества (среды), расстояния от них принимаются не менее 20 м.

5. Знак «*» обозначает, что полиэтиленовые газопроводы следует заключать в футляр, выходящий на 10 м в обе стороны от места пересечения.

Расстояние от газопровода до опор воздушной линии связи, контактной сети трамвая, троллейбуса и электрифицированных железных дорог следует принимать как до опор воздушной линии электропередачи соответствующего напряжения.

Минимальные расстояния от газопроводов до тепловой сети бесканальной прокладки с продольным дренажем следует принимать аналогично канальной прокладке тепловых сетей.

Минимальные расстояния в свету от газопровода до ближайшей трубы тепловой сети бесканальной прокладки без дренажа следует принимать как до водопровода.

Расстояние от анкерных опор, выходящих за габариты труб тепловой сети, следует принимать с учетом их сохранности.

Минимальное расстояние по горизонтали от газопровода до напорной канализации допускается принимать как до водопровода.

Минимальное расстояние от мостов железных и автомобильных дорог длиной не более 20 м следует принимать как от соответствующих дорог.

ПРИЛОЖЕНИЕ Г
(рекомендуемое)

Правила сооружения и эксплуатации магистральных газопроводов, Приказ Миннефтепрома СССР от 31 августа 1951 года №1411



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


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

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

Содержание в %

Углерод

Марганец

Кремний

Сера

Фосфор

Ст. 2 (МСт-2)

0,09-0,15

0,35-0,50

0,055

0,050

Ст.3 (МСт-3)

0,11-0,22

0,35-0,60

0,12-0,35

0,055

0,050

Ст.4 (МСт-4)

0,18-0,27

0,40-0,70

0,12-0,35

0,055

0,050

Не более

Ст.10

0,05-0,15

0,35-0,65

0,17-0,37

0,045

0,045

Ст.15

0,10-0,20

0,35-0,65

0,17-0,37

0,045

0,045

Ст.20

0,15-0,25

0,35-0,65

0,17-0,37

0,045

0,045



и механическими свойствами:

Марка стали

Механические свойства

Предел прочности при растяжении,
кг/мм

Относительное удлинение

Для длинного образца

Для короткого образца

% не менее

Ст. 2 (МСт-2)

34-42

26

31

Ст.3 (МСт-3)

38-47

23-21

27-25

Ст.4 (МСт-4)

42-52

21-19

25-23

Ст.10

32

31

Ст.15

35

27

Ст.20

40

25



Трубы ГОСТ 3101-46 должны относиться к 1 классу. Трубы ГОСТ 4015-52 допускаются только для газопроводов низкого и среднего давлений.

Применение труб из новых марок стали возможно по согласованию с Государственной газовой технической инспекцией.

§ 36. Применение для магистральных газопроводов и ответвлений от них труб с условным диаметром менее 100 мм не рекомендуется.

§ 37. Толщина стенки трубы магистрального газопровода определяется при проектировании его, исходя из максимально возможного давления в газопроводе, но не должна быть менее 5 мм для труб с условным проходом до 200 мм и не менее 6 мм для труб с условным проходом свыше 200 мм.

На участках переходов газопроводом естественных и искусственных препятствий (овраги, балки, болота, ручьи, пруды и озера, реки, железные дороги и автодороги I и II классов), а также на участках, прокладываемых в грунтах, не допускающих нагрузки более 0,5 кг/см, толщина стенок труб должна быть увеличена на 1-2 мм. Повышенная толщина стенок труб должна быть и на подходах газопровода к компрессорным станциям на расстоянии не менее 0,5 км от станции.

§ 38. Соединение труб осуществляется ручной дуговой автоматической электросваркой под флюсом и газопрессовой сваркой.

Газовая сварка допускается для магистральных газопроводов среднего и низкого давлений диаметром не более 150 мм.

§ 39. При ручной электросварке магистральных газопроводов должны применяться высококачественные электроды марок Э 42 и Э 42А по ГОСТ 2523-51*.
________________
* На территории Российской Федерации документ не действует. Действуют ГОСТ 9466-75, ГОСТ 9467-75, здесь и далее по тексту. — Примечание изготовителя базы данных.

Механические свойства металла шва и сварного соединения, полученных наплавкой электродами Э 42 и Э 42А без последующей термообработки, должны удовлетворять согласно ГОСТ 2523-51 следующим требованиям:

Марка электрода

При применении электродов диаметром более 3 мм

При применении электродов диаметром 3 мм и менее

Марка проволоки по ГОСТ 2246-54*

Металл шва

Сварное соединение

Предел прочности при растяжении, кг/мм

Относительное удлинение, %

Ударная вязкость, кг/см

Предел прочности при растяжении, кг/мм

Угол загиба, градусы

Не менее

Э 42

42

18

8

42

120

1, 1А

Э 42А

42

22

14

42

180

________________

§ 119.

Прокладка газовой сети

Из газораспределительных пунктов газ через вводы поступает в здания. Для жилых зданий газопроводы проектируют с цокольными вводами в лестничные клетки или кухни. Цокольный ввод монтируют из стальных бесшовных горячекатаных труб с минимальной толщиной стенки 3,5 мм.

При прокладке наружного газопровода в земле задвижку устанавливают на высоте не более 1500 мм от уровня земли с устройством металлического навесного шкафа. При устройстве цокольного ввода с прокладкой труб по наружным стенам здания задвижку монтируют на той же высоте без металлического шкафа. Головку шпинделя задвижки выводят в одном уровне с покрытием двора и помещают в металлическом колпаке. Чтобы предохранить шпиндель от повреждений, на него надевают футляр из трубы. Диаметры вводов определяют в зависимости от того, какое количество газа потребляется. Наименьший диаметр 50 мм. Трубы укладывают с уклоном не менее 0,003 в сторону наружной магистрали.

Расстояние между трубами газовой сети и магистрали водопровода, теплосети, канализации по вертикали должно быть не менее 150 мм, а между газопроводами и электрическими и телефонными кабелями — не менее 500 мм.

Газопроводы из стальных труб, укладываемые в грунт, нужно предварительно покрыть изоляцией, чтобы предохранить их от коррозии.

Отдельные   участки   трубопровода   соединяют   между   собой     сваркой.   После    опрессовки   газопровода места   сварных   стыков   изолируют   непосредственно в траншее.

Вводы газопроводов в жилые и общественные здания устраивают в нежилых, доступных для осмотра газопроводов, помещениях (лестничных клетках, кухнях, коридорах). При прокладке газопровода с другими коммуникациями его необходимо располагать ниже других трубопроводов или на одном уровне с ними, причем взаимное расположение должно быть таким, чтобы их удобно было осматривать и ремонтировать.

Прокладка стояков и внутренней сети газопровода в жилых комнатах не допускается.

Газовые стояки монтируют из стальных неоцинкованных водогазопроводных труб на резьбе или на сварке. При проходе через перекрытия» стояки прокладывают в гильзах из обрезков труб большего диаметра, которые устанавливают нижним концом в уровень с потолком, Выше пола гильзы должны выступать на 50 мм, чтобы при мытье полов в гильзу не затекала вода, а из плоскости потолка выходить на 5 мм. Пространство между гильзой и трубой частично заделывают смоляной прядью, а незаделанное пространство шириной 10 мм заливают битумом. В футляре не должно быть резьбовых или сварных соединений.

В зависимости от расположения квартир газовые стояки обслуживают одну или несколько квартир в каждом этаже. На каждом ответвлении в квартиру устанавливают пробковый кран, а за краном — сгон.

Газопроводы в зданиях рекомендуется прокладывать открыто. Скрытая прокладка газопроводов допускается в бороздах стен, закрытых легкосъемными щитами. Каналы должны иметь вентиляцию. Газопроводы не должны пересекать оконные и дверные проемы. В местах прохода людей газопроводы следует располагать  на высоте не менее 2 м от пола. Не допускается прокладка газопроводов через вентиляционные каналы, шахты и дымоходы. Опоры необходимо устанавливать на поворотах, ответвлениях и у арматуры.

Взаимное расположение газопроводов и электропроводов или кабелей внутри помещений должно удовлетворять следующим условиям: при параллельной прокладке расстояние от открыто расположенного электропровода или кабеля до стенки газопровода должно быть не менее 250 мм; при скрытой прокладке электропровода или прокладке его в трубе это расстояние может быть уменьшено До 50 мм, считая от края заделанной борозды или от стенки трубы; в местах пересечения газопровода с электропроводом или кабелем расстояние между ними должно быть не менее 100 мм.

Для жилых и общественных зданий допускается пересечение газопровода б ответвлением электропроводов без зазора при условии заключения электропровода в резиновую или эбонитовую трубу, выступающую на 100 мм с каждой стороны газопровода. Внутри помещений расстояние между газопроводом и токоведущими частями открытых (голых) токопроводов напряжением до 1000 В должно быть не менее 1000 мм.

Расстояние газопровода от стенки распределительного или коммутационного электрощита или шкафа должно быть не менее 300 мм.

При пересечении газопровода с водопроводом, канализацией и другими трубопроводами расстояние между трубами в свету предусматривается не менее 20 мм.

Газопроводы, по которым транспортируется осушенный газ, можно прокладывать внутри здания без уклона.

При необходимости на распределительных газопроводах, прокладываемых в цехах промышленных предприятий, должны предусматриваться конденсатосборники или штуцера для спуска конденсата.

Для выключения отдельных участков сети и газовых приборов на линии газопровода устанавливают бронзовые газовые пробковые краны с конусными пробками. Чугунные краны разрешается ставить на вводе, на ответвлениях в квартиры от стояков, расположенных в лестничных клетках.

В верхней части корпуса пробкового крана имеется вырез для шпильки, ввернутой в верхнюю часть конуса пробки и служащей ограничитель. При таком устройстве поворачивать пробку можно только на 90°. На торце квадратной головки пробки расположена риска. При положении риски, совпадающем с направлением оси трубы, кран открыт; при положении риски, перпендикулярном оси трубы, кран закрыт.

Страница не найдена

Северо-Запад

143405, г. Красногорск, ул.Заводская, д.26

+7 (498) 569-03-04

Array


Все контакты филиала

Юго-Восток

140411 г. Коломна, пр. Кирова, д. 9

+7 (496) 615-67-04

Array


Все контакты филиала

Север

141002, г. Мытищи, ул. Белобородова, д.6

+7 (498) 687-47-04

Array


Все контакты филиала

Восток

142412, г. Ногинск, ул. Ревсобраний, д.1

+7 (496) 516-80-04

Array


Все контакты филиала

Запад

143000, г. Одинцово, Транспортный пр-д., д.5

+7 (498) 690-43-04

Array


Все контакты филиала

Юг

142110, г. Подольск, ул.Кирова, д.31-а

+7 (496) 769-76-04

Array


Все контакты филиала

Не ваш филиал?

ПУЭ 7. Правила устройства электроустановок. Издание 7

2.5.287. Угол пересечения ВЛ 35 кВ и ниже с подземными магистральными и промысловыми газопроводами, нефтепроводами, нефтепродуктопроводами, трубопроводами сжиженных углеводородных газов и аммиакопроводами* не нормируется.

* Газопроводы, нефтепроводы, нефтепродуктопроводы, трубопроводы снижения углеводородных газов, аммиакопроводы в дальнейшем именуются трубопроводами для транспорта горючих, жидкостей и газов; магистральные и промысловые трубопроводы в дальнейшем именуются магистральными трубопроводами.

Угол пересечения ВЛ 110 кB и выше с вновь сооружаемыми подземными магистральными трубопроводами для транспорта горючих жидкостей и газов, а также с действующими техническими коридорами этих трубопроводов должен быть не менее 60°.

Угол пересечения ВЛ с подземными газопроводами с избыточным давлением газа 1,2 МПа и менее, немагистральными нефтепроводами, нефтепродуктопроводами, трубопроводами сжиженных углеводородных газов и аммиакопроводами, а также с подземными трубопроводами для транспорта негорючих жидкостей и газов не нормируется.

2.5.288. Расстояния при пересечении, сближении и параллельном следовании ВЛ с подземными трубопроводами должны быть не менее приведенных в табл.2.5.40*.

* Взаимное расположение трубопроводов, их зданий, сооружений и наружных установок и ВЛ, входящих в состав трубопроводов, определяется ведомственными нормами.

Таблица 2.5.40. Наименьшие расстояния от ВЛ до подземных сетей.

Пересечение, сближение или параллельное следование

Наименьшее расстояние, м, при напряжении ВЛ, кВ

До 20

35

110

150

220

330

500

750

Расстояние по горизонтали:

1) при сближении и параллельном следовании от крайнего неотклоненного провода до любой части:

– магистральных нефтепроводов, нефтепродуктопроводов, аммиакопроводов, газопроводов с давлением газа свыше 1,2 МПа (магистральные газопроводы)

10

15

20

25

25

30

0

40

трубопроводов сжиженных углеводородных газов

Не менее 1000 м

2) при сближении и параллельном следовании в стесненных условиях и при пересечении от заземлителя или подземной части (фундаментов) опоры до любой части трубопроводов, указанных в п.1

5

5

10

10

10

15

25

25

3) при пересечении, сближении и параллельном следовании от заземлителя или подземной части (фундаментов) опоры:

– до немагистральных нефтепроводов, нефтепродуктопроводов, трубопроводов сжиженных углеводородных газов и аммиакопроводов и до газопроводов с давлением газа 1,2 МПа и менее

5

5

10

10

10

10

10

25

– до водопровода, канализации (напорной и самотечной), водостоков, дренажей тепловых сетей

2

2

3

3

3

3

3

10

В исключительных случаях допускается в процессе проектирования уменьшение до 50% расстояний (например, при прохождении ВЛ по территориям электростанций, промышленных предприятий, по улицам городов и т. п.), приведенных в п.3 табл.2.5.40 для газопроводов с давлением газа 1,2 МПа и менее.

При этом следует предусматривать защиту фундаментов опор ВЛ от возможного их подмыва при повреждении указанных трубопроводов, а также защиту, предотвращающую вынос опасных потенциалов на металлические трубопроводы.

В районах Западной Сибири и Крайнего Севера при параллельном следовании ВЛ 110 кВ и выше с техническими коридорами подземных магистральных трубопроводов для транспорта горючих жидкостей и газов расстояние от оси ВЛ до крайнего трубопровода должно быть не менее 1000 м.

2.5.289. Расстояния от крайних неотклоненных проводов ВЛ до продувочных свечей, устанавливаемых на газопроводах с давлением газа свыше 1,2 МПа (магистральных газопроводах), и до помещений со взрывоопасными зонами и наружных взрывоопасных установок КС, ГРС и НПС следует принимать как для надземных и наземных трубопроводов по 2.5.285 и по табл.2.5.39 соответственно.

2.5.290. Вновь сооружаемые подземные магистральные трубопроводы на участках сближения и параллельного следования с ВЛ при прокладке их на расстояниях менее приведенных в п.1 табл.2.5.40 должны иметь категорию:

  • для газопроводов и ВЛ 500 кВ и выше — не менее II;
  • для газопроводов и ВЛ 330 кВ и ниже — не менее III;
  • для нефтепроводов и ВЛ выше 1 кВ — не менее III.

Вновь сооружаемые подземные магистральные трубопроводы при пересечении с ВЛ в пределах охранной зоны ВЛ должны соответствовать строительным нормам и правилам.

Вновь сооружаемые подземные магистральные трубопроводы, прокладываемые в районах Западной Сибири и Крайнего Севера, при пересечении с ВЛ на расстоянии 1000 м в обе стороны от пересечения должны быть не ниже II категории, а в пределах охранной зоны ВЛ 500 кВ и выше — I категории.

Распределительные газопроводы и их классификация — Что такое Распределительные газопроводы и их классификация?

Газопровод является важным элементом системы газоснабжения, так как на его сооружение расходуется 70-80% всех капитальных вложений.

ИА Neftegaz.RU. В системах газоснабжения в зависимости от давления транспор­тируемого газа различают:
  • газопроводы высокого давления I категории (рабочее давление газа от 0,6 до 1,2 МПа),
  • газопроводы высокого давления II категории (рабочее давление газа от 0,3 до 0,6 МПа),
  • газопроводы среднего давления (рабочее давление газа от 0,005 до 0,3 МПа),
  • газопроводы низкого давления (рабочее давление газа до 0,005 МПа).

Газопровод является важным элементом системы газоснабжения, так как на его сооружение расходуется 70-80% всех капитальных вложений.

При этом от общей протяженности распределительных газовых сетей 80% приходится на газопроводы низкого давления и 20% — на газопроводы среднего и высокого давлений.

Газопроводы низкого давления служат для подачи газа к жилым домам, общественным зданиям и коммунально-бытовым предприятиям.

Газопроводы среднего давления через газорегуляторные пункты (ГРП) снабжают газом газопроводы низкого давления, а также промышленные и коммунально-бытовые предприятия.

По газопроводам высокого давления газ поступает через газораспределительные установки (ГРУ) на промышленные предприятия и газопроводы среднего давления.

Связь между потребителями и газопроводами различных давлений осуществляется через ГРП и ГРУ и ГРШ.

В зависимости от расположения газопроводы делятся на наружные (уличные, внутриквартальные, дворовые, межцеховые) и внутренние (расположенные внутри зданий и помещений), а также на подземные (подводные) и надземные (надводные).

В зависимости от назначения в системе газоснабжения газопроводы подразделяются на распределительные, газопроводы-вводы, вводные, продувочные, сбросные и межпоселковые.

Распределительными являются наружные газопроводы, обеспечивающие подачу газа от магистральных газопроводов до газопроводов — вводов, а также газопроводы высокого и среднего давлений, предназначенные для подачи газа к одному объекту.

Газопроводом-вводом считают участок от места присоединения к распределительному газопроводу до отключающего устройства на вводе.

Вводным газопроводом (газопровод — ввод) считают участок от отключающего устройства на вводе в здание до внутреннего газопровода.

Межпоселковыми являются распределительные газопроводы, проложенные между населенными пунктами и связывающие газопроводы различного назначения между собой.

Внутренним газопроводом считают участок от газопровода-ввода (вводного газопровода) до места подключения газового прибора или теплового агрегата.

В зависимости от материала труб газопроводы подразделяют на металлические (стальные, медные) и неметаллические (полиэтиленовые).

Различают также трубопроводы с сжиженным углеводородным газом (СУГ), а также сжиженным природным газом (СПГ), при криогенных температурах.

По принципу построения распределительные системы газопроводов делятся на кольцевые, тупиковые и смешанные.

В тупиковых газовых сетях газ поступает потребителю в одном направлении, т. е. потребители имеют одностороннее питание.

В отличие от тупиковых кольцевые сети состоят из замкнутых контуров, в результате чего газ может поступать к потребителям по 2м или нескольким линиям.

Надежность кольцевых сетей выше тупиковых.

При проведении ремонтных работ на кольцевых сетях отключается только часть по­требителей, присоединенных к данному участку.

В систему газоснабжения входят распределительные газопроводы всех давлений, газораспределительные станции (ГРС), газорегуляторные пункты и установки.

Все элементы систем газоснабжения должны обеспечивать надежность и безопасность подачи газа потребителям.

В зависимости от числа ступеней и давления газа в газопроводах, системы газоснабжения городов и населенных пунктов делятся на одно-, двух-, трех- и многоступенчатые.

Одноступенчатые системы газоснабжения обеспечивают подачу газа потребителям по газопроводам только одного давления, как правило, низкого (рис.5.1 )

Двухступенчатые системы газоснабжения (рис.5.2) обеспечивают распределение и подачу газа потребителям по газопроводам среднего и низкого или высокого и низкого давлений.

Трехступенчатая система газоснабжения позволяет осуществлять распределение и подачу газа потребителям по газопроводам низкого, среднего и высокого давлений.

Многоступенчатая система газоснабжения предусматривает рас­пределение газа по газопроводам высокого I категории (до 1,2 МПа), высокого II категории (до 0,6 МПа), среднего (до 0,3 МПа) и низкого (до 500 даПа) давлений.

Выбор системы газоснабжения зависит от характера планировки и плотности застройки населенного пункта.


Устройство подземных распределительных 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 от 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 2х 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 0,5м,
  • электрокабелей маслонаполненных (на 110-220 кВ) — 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 коммуникационной системы или сооружения.

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

Требования по прокладке кабелей вблизи газопроводов

В последнее время часто приходилось заглядывать в ПУЭ и искать требования по прокладке электрических кабелей и установке оборудования вблизи газопроводов. Каждый раз на это тратил время и чтобы в дальнейшем экономить время, хочу собрать все основные требования в одной статье.

Практически все требования по прокладке кабелей параллельно газопроводам представлены в ПУЭ. Кое-что имеется в ТКП 339-2011 (РБ), но там требования идентичны.

Когда читаете ПУЭ, обращайте внимание, к какой главе относится то или иное требование.

Начнем с прокладки кабелей до 16 мм2, т.е. с электропроводок:

2.1.57. При параллельной прокладке расстояние от проводов и кабелей до трубопроводов должно быть не менее 100 мм, а до трубопроводов с горючими или легковоспламеняющимися жидкостями и газами — не менее 400 мм.

Исходя из данного пункта, минимальное расстояние от электропроводки до газопровода должно быть не менее 400 мм.

При прокладке кабелей в производственных помещениях нужно учитывать:

2.3.134. При прокладке кабельных линий в производственных помещениях должны быть выполнены следующие требования:

3 Расстояние между параллельно проложенными силовыми кабелями и всякого рода трубопроводами, как правило, должно быть не менее 0,5 м, а между газопроводами и трубопроводами с горючими жидкостями — не менее 1 м. При меньших расстояниях сближения и при пересечениях кабели должны быть защищены от механических повреждений (металлическими трубами, кожухами и т. п.) на всем участке сближения плюс по 0,5 м с каждой его стороны, а в необходимых случаях защищены от перегрева.

Пересечения кабелями проходов должны выполняться на высоте не менее 1,8 м от пола.

Параллельная прокладка кабелей над и под маслопроводами и трубопроводами с горючей жидкостью в вертикальной плоскости не допускается.

Как видим, в подобных условиях мы должны выдержать расстояние 1 м.

При прокладке кабелей в земле необходимо руководствоваться:

2.3.88. При параллельной прокладке расстояние по горизонтали в свету от кабельных линий напряжением до 35 кВ и маслонаполненных кабельных линий до трубопроводов, водопровода, канализации и дренажа должно быть не менее 1 м; до газопроводов низкого (0,0049 МПа), среднего (0,294 МПа) и высокого давления (более 0,294 до 0,588 МПа) — не менее 1 м; до газопроводов высокого давления (более 0,588 до 1,176 МПа) — не менее 2 м; до теплопроводов — см. 2.3.89. В стесненных условиях допускается уменьшение указанных расстояний для кабельных линий до 35 кВ, за исключением расстояний до трубопроводов с горючими жидкостями и газами, до 0,5 м без специальной защиты кабелей и до 0,25 м при прокладке кабелей в трубах. Для маслонаполненных кабельных линий 110-220 кВ на участке сближения длиной не более 50 м допускается уменьшение расстояния по горизонтали в свету до трубопроводов, за исключением трубопроводов с горючими жидкостями и газами, до 0,5 м при условии устройства между маслонаполненными кабелями и трубопроводом защитной стенки, исключающей возможность механических повреждений. Параллельная прокладка кабелей над и под трубопроводами не допускается.

При прокладке кабелей в земле следует уточнять давление газопровода, т.к. расстояние до газопровода низкого давления  принимается 1 м,  а до газопровода высокого давления – 2 м.

На производственных территориях трубопроводы и кабели часто прокладывают на общих эстакадах:

7.3.121. По эстакадам с трубопроводами с горючими газами и ЛВЖ помимо кабелей, предназначенных для собственных нужд (для управления задвижками трубопроводов, сигнализации, диспетчеризации и т.п.), допускается прокладывать до 30 бронированных и небронированных силовых и контрольных кабелей, стальных водогазопроводных труб с изолированными проводами.

Небронированные кабели должны прокладываться в стальных водо-газопроводных трубах или в стальных коробах.

Бронированные кабели следует применять в резиновой, поливинилхлоридной и металлической оболочках, не распространяющих горение. Рекомендуется эти кабели выбирать без подушки. При этом стальные трубы электропроводки, стальные трубы и короба с небронированными кабелями и бронированные кабели следует прокладывать на расстоянии не менее 0,5 м от трубопроводов, по возможности со стороны трубопроводов с негорючими веществами.

Строительные конструкции эстакад и галерей должны соответствовать требованиям гл. 2.3.

При числе кабелей более 30 следует прокладывать их по кабельным эстакадам и галереям (см. гл. 2.3). Допускается сооружать кабельные эстакады и галереи на общих строительных конструкциях с трубопроводами с горючими газами и ЛВЖ при выполнении противопожарных мероприятий. Допускается прокладка небронированных кабелей.

На эстакадах расстояние от кабелей до трубопроводов должно быть не менее 0,5 м.

Заодно давайте посмотрим, какое расстояние необходимо принимать от силовых щитков, выключателей, розеток и других элементов электроустановок:

7.1.28. …При размещении ВУ, ВРУ, ГРЩ, распределительных пунктов и групповых щитков вне электрощитовых помещений они должны устанавливаться в удобных и доступных для обслуживания местах, в шкафах со степенью защиты оболочки не ниже IP31.

Расстояние от трубопроводов (водопровод, отопление, канализация, внутренние водостоки), газопроводов и газовых счетчиков до места установки должно быть не менее 1 м.

7.1.50. Минимальное расстояние от выключателей, штепсельных розеток и элементов электроустановок до газопроводов должно быть не менее 0,5 м.

Выключатели, розетки и другая мелочевка не может быть ближе 0,5 м от газопровода. Расстояние от силовых щитов до всех трубопроводов принимается не менее 1 м.

Теперь я знаю, что основные требования по размещению электрооборудования и прокладке кабелей вблизи газопроводов можно найти в одной статье.

Если что-то забыл, пишите

Советую почитать:

Вы можете пролистать до конца и оставить комментарий. Уведомления сейчас отключены.

Безопасное расстояние между объектами подземного природного газа и водопровода

Основные моменты

• Определено безопасное разделительное расстояние подземных газопроводов.

• Кривая давления обратно пропорциональна разделительному расстоянию.

• Система «вода-вода» представляет собой наихудшую среду.

• Измеренные динамические давления согласованы с результатами моделирования.

• Следует соблюдать безопасное разделительное расстояние более 1200 мм.

Реферат

Протекающая водопроводная труба, разрывающая струю воды под высоким давлением в почве, вызовет эрозию жидкого навоза, которая в конечном итоге приведет к эрозии прилегающей трубы для природного газа, что приведет к ее выходу из строя. Стандартное безопасное расстояние 300 мм, используемое для размещения трубы для природного газа вдали от объектов водопровода, необходимо пересмотреть, чтобы учесть случайное повреждение и обеспечить подушку безопасности для трубы для природного газа.В данной статье представлено исследование безопасного расстояния подземного газопровода с помощью экспериментального и численного подходов. Характеристическая кривая давление-расстояние, полученная в результате этого экспериментального исследования, показала, что давление обратно пропорционально квадрату разделительного расстояния. Экспериментальные испытания с использованием среды трубопроводной системы вода-вода использовались для представления наихудшей среды и могут использоваться в качестве руководства для оценки подходящего безопасного расстояния. Динамические давления, полученные в результате экспериментальных измерений и прогнозов моделирования, взаимно согласованы вдоль пути водоструйной обработки под высоким давлением.На основе экспериментальных и имитационных упражнений расстояние нулевого эффекта для среды вода-вода было получено при расчетном горизонтальном расстоянии как минимум 1500 мм, в то время как для среды вода-песок расстояние было оценено как минимум в 1200 мм. мм.

Ключевые слова

Безопасное расстояние

Газопровод

Шламовая эрозия

CFD

Рекомендуемые статьиЦитирующие статьи (0)

Полный текст

Copyright © 2014 Elsevier Ltd. Все права защищены.

Рекомендуемые статьи

Цитирующие статьи

% PDF-1.2 1 0 obj > эндобдж 2 0 obj > эндобдж 3 0 obj > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 96 0 руб. >> эндобдж 4 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 99 0 руб. >> эндобдж 5 0 obj > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 102 0 руб. >> эндобдж 6 0 obj > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 105 0 руб. >> эндобдж 7 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 108 0 руб. >> эндобдж 8 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 111 0 руб. >> эндобдж 9 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 114 0 руб. >> эндобдж 10 0 obj > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 117 0 руб. >> эндобдж 11 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 120 0 руб. >> эндобдж 12 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 123 0 руб. >> эндобдж 13 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 126 0 руб. >> эндобдж 14 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 129 0 руб. >> эндобдж 15 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 132 0 руб. >> эндобдж 16 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 135 0 руб. >> эндобдж 17 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 138 0 руб. >> эндобдж 18 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 141 0 руб. >> эндобдж 19 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 144 0 руб. >> эндобдж 20 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 147 0 руб. >> эндобдж 21 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 150 0 руб. >> эндобдж 22 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 153 0 руб. >> эндобдж 23 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 156 0 руб. >> эндобдж 24 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 159 0 руб. >> эндобдж 25 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 162 0 руб. >> эндобдж 26 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 165 0 руб. >> эндобдж 27 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 168 0 руб. >> эндобдж 28 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 171 0 руб. >> эндобдж 29 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 174 0 руб. >> эндобдж 30 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 177 0 руб. >> эндобдж 31 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 180 0 руб. >> эндобдж 32 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 183 0 руб. >> эндобдж 33 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 186 0 руб. >> эндобдж 34 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 189 0 руб. >> эндобдж 35 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 192 0 руб. >> эндобдж 36 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 195 0 руб. >> эндобдж 37 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 198 0 руб. >> эндобдж 38 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 201 0 руб. >> эндобдж 39 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 204 0 руб. >> эндобдж 40 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 207 0 руб. >> эндобдж 41 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 210 0 руб. >> эндобдж 42 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 213 0 руб. >> эндобдж 43 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 216 0 руб. >> эндобдж 44 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 219 0 руб. >> эндобдж 45 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 222 0 руб. >> эндобдж 46 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 225 0 руб. >> эндобдж 47 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 228 0 руб. >> эндобдж 48 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 231 0 руб. >> эндобдж 49 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 234 0 руб. >> эндобдж 50 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 237 0 руб. >> эндобдж 51 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 240 0 руб. >> эндобдж 52 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 243 0 руб. >> эндобдж 53 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 246 0 руб. >> эндобдж 54 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 249 0 руб. >> эндобдж 55 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 252 0 руб. >> эндобдж 56 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 255 0 руб. >> эндобдж 57 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 258 0 руб. >> эндобдж 58 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 261 0 руб. >> эндобдж 59 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 264 0 руб. >> эндобдж 60 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 267 0 руб. >> эндобдж 61 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 270 0 руб. >> эндобдж 62 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 273 0 руб. >> эндобдж 63 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 276 0 руб. >> эндобдж 64 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 279 0 руб. >> эндобдж 65 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 282 0 руб. >> эндобдж 66 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 285 0 руб. >> эндобдж 67 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 288 0 руб. >> эндобдж 68 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 291 0 руб. >> эндобдж 69 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 294 0 руб. >> эндобдж 70 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 297 0 руб. >> эндобдж 71 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 300 0 руб. >> эндобдж 72 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 303 0 руб. >> эндобдж 73 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 306 0 руб. >> эндобдж 74 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 309 0 руб. >> эндобдж 75 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 312 0 руб. >> эндобдж 76 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 315 0 руб. >> эндобдж 77 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 318 0 руб. >> эндобдж 78 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 321 0 руб. >> эндобдж 79 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 324 0 руб. >> эндобдж 80 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 327 0 руб. >> эндобдж 81 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 330 0 руб. >> эндобдж 82 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 333 0 руб. >> эндобдж 83 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 336 0 руб. >> эндобдж 84 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 339 0 руб. >> эндобдж 85 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 342 0 руб. >> эндобдж 86 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 345 0 руб. >> эндобдж 87 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 348 0 руб. >> эндобдж 88 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 351 0 руб. >> эндобдж 89 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 354 0 руб. >> эндобдж 90 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 357 0 руб. >> эндобдж 91 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 360 0 руб. >> эндобдж 92 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 363 0 руб. >> эндобдж 93 0 объект > / ProcSet [/ PDF / ImageB] / Шрифт> >> / Содержание 366 0 руб. >> эндобдж 94 0 объект > / Ширина 2544 / Высота 3313 / ColorSpace / DeviceGray / BitsPerComponent 1 / Длина 95 0 R >> транслировать .LbW; P pF! H5a0e84Dnbd`lD 6RGUCc’S} Er] / _ y,? P2 0} i? OC #

Минимальные разделительные расстояния для трубопровода природного газа и котлов в районе 300, участок Хэнфорд (технический отчет)

Далинг, П. М., и Грэм, Т. М. Минимальные разделительные расстояния для трубопровода природного газа и котлов в районе 300, участок Хэнфорд . США: Н. П., 1997. Интернет. DOI: 10.2172 / 554181.

Далинг П.М. и Грэм Т. Минимальные разделительные расстояния для трубопровода природного газа и котлов в районе 300, Хэнфордская площадка . Соединенные Штаты. https://doi.org/10.2172/554181

Далинг, П. М., и Грэм, Т. М. Пт. «Минимальные разделительные расстояния для трубопровода природного газа и котлов в районе 300, Хэнфордская площадка». Соединенные Штаты. https://doi.org/10.2172/554181. https: //www.osti.гов / сервлеты / изнаночная / 554181.

@article {osti_554181,
title = {Минимальные разделительные расстояния для трубопровода природного газа и котлов в районе 300, Хэнфордская площадка},
author = {Далинг, П. М. и Грэм, Т. М.},
abstractNote = {Министерство энергетики США (DOE) предлагает меры по сокращению затрат на энергию и повышению надежности энергосистемы на участке 300 на территории Хэнфорда.Эти действия включают замену централизованной системы отопления на блоки отопления для отдельных зданий или групп зданий, строительство новой системы распределения природного газа, которая будет источником топлива для многих из этих блоков, и строительство здания центрального управления для эксплуатации и обслуживания системы. Индивидуальные отопительные агрегаты будут включать паровые котлы, которые будут размещены в отдельных пристройках, расположенных на некотором расстоянии от близлежащих ядерных объектов 300 Района. Этот анализ создает основу для выбора места установки котлов и систем распределения природного газа, которые будут использоваться для подачи пара на ядерные объекты 300 Района.Для определения минимальных разделительных расстояний, которые снизили бы риски для близлежащих ядерных объектов, были количественно оценены последствия четырех возможных сценариев пожара и взрыва с участием котла и газопровода. Полученные минимальные разделительные расстояния показаны в таблице ES.1.},
doi = {10.2172 / 554181},
url = {https://www.osti.gov/biblio/554181}, journal = {},
number =,
объем =,
place = {United States},
год = {1997},
месяц = ​​{8}
}

Насколько безопасны Америка 2.

5 миллионов миль трубопроводов? — ProPublica

В 18:11 6 сентября 2010 г., Сан Бруно, Калифорния. В службу 911 поступил срочный звонок. Только что взорвалась заправочная станция и По соседству бушевал огонь, пламя достигало 300 футов. В Взрыв был настолько мощным, что жители заподозрили авиакатастрофу. Но настоящая виновник был найден под землей: из-за разрыва трубопровода, извергающего природный газ, произошел Взрыв, оставивший после себя воронку длиной 72 фута, убил восемь человек и получил ранения больше пятидесяти.

Более 2000 в нескольких милях от Мичигана рабочие все еще чистили другой трубопровод. авария, в результате которой 840 000 галлонов сырой нефти вылились в реку Каламазу. в 2010 году. Авария оценивается в 800 миллионов долларов и является самой дорогостоящей. разлив трубопровода в истории США.

За последний несколько лет подряд серия инцидентов привела к тому, что безопасность трубопроводов стала всенародное — и президентское — внимание. Когда Обама начинает свой второй термин, который он, скорее всего, принять решение ключевой на спорном трубопровода Keystone XL, предлагаемое расширение трубопровода для транспортировки сырой нефти из Канады в Мексиканский залив.

администрация сначала задержала разрешение на прокладку трубопровода по экологическим основания, но оставил дверь открытой для будущих предложений по Keystone северный маршрут. Строительство на южной Маршрут уже идет, сверкает ожесточением. противодействие со стороны некоторых помещиков и экологов.

Проблема, протестующие говорят, что любой маршрут будет представлять опасность для населения. Пока оператор трубопровода TransCanada заявила, что Keystone будет самым безопасным трубопроводом в истории построенный в Северной Америке критики настроены скептически.

«Это неизбежно, что по мере старения трубопроводов, когда они подвергаются воздействию элементов, в конечном итоге они разольются », — сказал Тони Иаллонардо. Национальной федерации дикой природы. «Они бомбы замедленного действия ».

Критики Предложение Keystone указывает на сотни аварий на трубопроводе, которые происходят каждый раз. год. Они взимают плату за всю систему, устаревшие трубы, минимальный надзор и несоответствующие меры предосторожности подвергают население и окружающую среду возрастающему риску. Операторы трубопроводов указывают на миллиарды долларов, потраченные на новые технологии и постепенное улучшение за последние два десятилетия как доказательство их приверженности безопасность.

Трубопроводы обычно считается безопасным способом транспортировки топлива, гораздо лучшим альтернатива автоцистернам или грузовым поездам. Риски, присущие транспортировка топлива по трубопроводам аналогична рискам, присущим путешествию на самолете. Самолеты безопаснее автомобилей, которые убивают примерно в 70 раз больше людей. человек в год (в 2010 году в дорожно-транспортных происшествиях погибло около 33000 человек, в то время как в авиационных происшествиях погибло 472 человека). Но когда разбивается самолет, это намного больше смертельно опасна, чем любая отдельная автомобильная авария, требует гораздо большего внимания и инициирует крупное расследование, чтобы точно определить, что пошло не так.

То же самое верно для трубопроводов. На основании летального исхода по статистике с 2005 по 2009 год, нефтепроводы примерно в 70 раз больше безопасны, как грузовики, на которых за те годы погибло в четыре раза больше людей, несмотря на транспортировку лишь крошечной части партий топлива. Но когда трубопровод действительно терпит неудачу, последствия могут быть катастрофическими (хотя обычно меньше, чем авиакатастрофы), с самыми смертоносными авариями, собирающими средства массовой информации внимание и иногда приводит к федеральному расследованию.

Пока оба воздух путешествия и трубопроводы безопаснее, чем их дорожные альтернативы, только аналогия распространяется так далеко. Самолеты регулярно заменяются, и старое оборудование регулярно проверяется на предмет летной годности и заменяется, когда он достигает своей безопасности пределы. С другой стороны, трубопроводы могут оставаться под землей, сжатый газ и нефть в течение десятилетий — даже до столетия и более. И в то время как у самолетов есть строгие и единые правила и протоколы безопасности, Федеральным управлением гражданской авиации, такой единый набор стандартов для трубопроводов не существует.

Критиков утверждать, что, хотя трубопроводы относительно безопасны, они должны быть безопаснее. Во многих критики утверждают, что аварии на трубопроводе можно было предотвратить с помощью надлежащих регулирование со стороны правительства и усиление мер безопасности со стороны отрасли. В 2,5 миллиона миль американских трубопроводов страдают от сотен утечек и разрывы каждый год, уносящие жизни и деньги. По мере роста существующих линий критики предупреждают, что риск несчастных случаев на таких линиях только возрастет.

В то время как штаты с наибольшей протяженностью трубопроводов — например, Техас, Калифорния и Луизиана — также имеют больше всего инциденты, обрывы происходят во всей разветвленной сети трубопроводы.Извиваясь под городскими улицами и сельской местностью, эти линии остаются невидимый большую часть времени. Пока они не потерпят неудачу.

С 1986 г. аварии на трубопроводе унесли жизни более 500 человек, получили ранения более 4000, и стоимость собственности составляет почти семь миллиардов долларов. убытки. Используя правительственные данные, ProPublica нанесла на карту тысячи этих инциденты в новом интерактивном новостном приложении, которое предоставляет подробная информация о причинах и затратах на инциденты, о которых было сообщено почти три десятилетия.

Обрыв трубопроводов по многим причинам — от медленного ухудшения коррозии до поломки оборудования или сварных швов из-за того, что рабочие-строители ударили трубы их землеройное оборудование.Непредвиденные стихийные бедствия также приводят к десятки происшествий в год. В этом году разразился ураган «Сэнди». опустошение трубопроводов природного газа на барьерных островах Нью-Джерси. Из Залив Отправляйтесь на остров Лонг-Бич, падающие деревья, снесенные дома и наводнение вызвало более 1600 протечек в трубопроводах. Все утечки были принесены под контролем, и никто не пострадал, согласно Нью-Джерси Официальный представитель природного газа. Но компания была вынуждена прекратить обслуживание региона, в результате чего 28000 человек останутся без газа, и могут пройти месяцы, прежде чем они получат обратно.

Один из самые большие проблемы, способствующие утечкам и разрывам, довольно просто: трубопроводы стареют. Более половины населения страны трубопроводам не менее 50 лет. Последний год в Аллентауне, штат Пенсильвания, газопровод взорвался под городской улице, убив пять человек, которые жили в домах выше и возгорание пожара, повредившего 50 зданий. В трубопровод — из чугуна — имел Установлен в 1928 году.

Пожар бушует в Аллентауне, штат Пенсильвания, после взрыва газопровода в феврале.2011 г.

Не все старые трубопроводы обречены на провал, но время — большой вклад в коррозию, основная причина трубопроводов отказ. Коррозия вызвала от 15 до 20 процентов всех сообщили о «серьезных инцидентах», что является бюрократическим языком для инцидента, который привел к смерти, травмы или значительный материальный ущерб. С тех пор прошло более 1400 инцидентов. 1986.

Коррозия также упоминается как главная проблема противников Keystone XL. расширение. По новому трубопроводу будет транспортироваться сырая нефть, называемая разбавленной. битум, или «дилбит.Keystone’s критики приводят доводы что химический состав этого более тяжелого типа масла намного более коррозийный, чем обычное масло, и со временем может ослабить трубопровод.

Оператор TransCanada заявляет, что по трубопроводу Keystone XL будет транспортироваться нефть, аналогичная то, что поставлялось в США более десяти лет, и что новый участок газопровода будет построен и испытан на соответствие всем федеральным требования безопасности. И фактически ни одно из 14 разливов, произошедших в существующий трубопровод Keystone с 2010 года был вызван коррозией, согласно расследованию U. С. Государственный департамент.

Специфический воздействие дилбита на трубопроводы — и тяжелая нефть на самом деле приведет к большему несчастные случаи — окончательно не понимается учеными. Национальные академии наук в настоящее время изучают коррозию дилбита и трубопроводов. к следующему году. Между тем, TransCanada уже началась. строительство южной части линии, но не уверен, что это будет получить разрешение от администрации Обамы на строительство северный участок.(NPR имеет подробную карту существующих и предлагаемые маршруты.)

Маленькая Постановление правительства о тысячах миль

В то время как множество федеральных агентств и агентств штатов контролируют некоторые аспекты американской трубопроводы, основная часть государственного мониторинга и обеспечение соблюдения находится в ведении небольшого агентства в рамках Департамента Транспорт, называемый трубопроводом и опасным Управление по безопасности материалов — произносится «ФИМ-са» от инсайдеров. Агентству требуется только что семь процентов газопроводов и 44 процента всех трубопроводы с опасными жидкостями должны подвергаться строгим критерии проверки и проверять регулярно.Остаток от регулируемые трубопроводы все еще проверяются, согласно PHMSA официальный, но реже.

Непоследовательный правила и режим инспекции частично вытекают из историческая случайность. В 60-х и 70-х годах два закона устанавливали роль федерального правительства в обеспечении безопасности трубопроводов и установление национальных правил для новые трубопроводы. Например, операторы должны были проводить больше строгие испытания, чтобы убедиться, что трубы могут выдерживать высокое давление, и должны были соответствовать новым спецификациям глубины подземных трубопроводов. должен быть установлен.

Но тогда новые правила в основном не применялись к уже построенным трубопроводам, таким как трубопровод, взорвавшийся в Сан-Бруно. Тот трубопровод, который прорвался вдоль дефектный сварной шов, никогда бы не выдержал современного высокого давления требования согласно к федеральному расследованию. Но поскольку он был установлен в 1956 году, он был никогда не требовалось.

«Никто хотел, чтобы все компании откопали и перепроверили свои трубопроводов «, — пояснил Карл Веймер, исполнительный директор Трастовый фонд безопасности трубопроводов, общественная благотворительность, способствующая обеспечению безопасности перевозки топлива.Так старые трубы по сути, были вынуждены проводить меньше испытаний, сказал он.

Сгоревшая машина и обугленные остатки дома в Сан-Бруно, Калифорния. после взрыва трубопровода в сентябре 2010 г.

Поздние реформы в 1990-е годы потребовали проведения дополнительных испытаний нефтепроводов, и сегодня PHMSA требует, чтобы операторы тестировали конвейеры в «высоком последствия «районов, которые включают населенные пункты или районы вблизи питьевая вода. Но многие старые трубопроводы в сельской местности области не подпадают под такие же строгие правила.

Некоторые виды трубопроводы — такие как «сборные» линии, соединяющие скважины с технологическими объектов или более крупных линий электропередачи — отсутствуют какие-либо правила PHMSA на все.А Отчет GAO оценивает, что из примерно 230000 миль линий сбора, только 24 000 из них регулируются на федеральном уровне. Поскольку многие из этих линий работают в более низкое давление и обычно проходят через отдаленные районы, говорит GAO, Правительство не собирает данных о разрывах или разливах и не применяет стандарты прочности трубопроводов, сварных швов или глубины под землей на обширных большинство этих труб.

проблема, утверждают критики, в том, что сегодняшние линии сбора больше не соответствуют их старым описание.Отчасти благодаря растущему спросу на гидроразрыв пласта, операторы построили тысячи миль новых линий для транспортировки газа из скважин с трещинами. Несмотря на что эти линии часто бывают такими же широкими, как и передача линии (некоторые до 2 футов в диаметре) и могут работать под такое же высокое давление, они получают мало внимания.

Операторы использовать систему, основанную на оценке рисков, для обслуживания своих трубопроводов — вместо этого одинакового отношения ко всем трубопроводам, они сосредотачивают усилия по обеспечению безопасности на линиях считаются наиболее рискованными и могут причинить наибольший вред в случае неудачи.В проблема в том, что каждая компания использует разные критерии, поэтому «Это кошмар для регулирующих органов», — сказал Веймер.

Однако Андрей Блэк, президент торговой группы «Ассоциация нефтепроводов». в состав которой входят операторы трубопроводов, сказал, что универсальный подход фактически сделал бы конвейеры менее безопасными, потому что операторы (не упоминают трубопроводы) так сильно различаются.

«Другой операторы используют разные компоненты труб, используя разную конструкцию техники, перенося различные материалы по разным местностям «, он сказал.Позволяет операторам разрабатывать свои собственные стратегии для каждого трубопровода Он утверждал, что крайне важен для надлежащего поддержания его безопасности.

Limited Ресурсы Оставьте инспекции в промышленности

Критики говорят что PHMSA не хватает ресурсы для адекватного мониторинга миллионы миль трубопроводов, по которым у есть орган власти. Агентство финансирует только 137 инспекторов, и часто работает даже меньше (в 2010 г. в агентстве было 110 инспекторов на сотрудники).Исследование Конгресса Отчет об обслуживании обнаружил «долгосрочную картину недоукомплектованность »в программе агентства по безопасности трубопроводов. Согласно отчет, в период с 2001 по 2009 год агентство сообщило о нехватке персонала в размере в среднем 24 сотрудника в год.

A Нью-Йорк Проведенное в прошлом году расследование Times показало, что агентству хронически не хватает инспекторов, потому что у него просто нет денег, чтобы нанимать больше, возможно, из-за конкуренции со стороны самих трубопроводных компаний, которые часто нанимают инспекторов PHMSA для своих корпоративных программ безопасности, согласно CRS.

Учитывая ограниченность государственных денег и персонала, часто это отрасль которая проверяет свои собственные трубопроводы. Хотя на федеральном уровне и уровне штата инспекторы проверяют документы и проводят аудиты, большинство инспекций трубопроводов на месте осуществляются инспекторами за счет компании.

Промышленность отношения с PHMSA могут пойти дальше проверок, критики сказать. Агентство приняло, по крайней мере частично, десятки стандартов безопасности, написанных нефтегазовая промышленность.

«Это не похоже на лису, охраняющую курятник, — сказал Веймер. лисица, проектирующая курятник ».

Пункт оператора из того, что определение собственных стандартов позволяет инспектировать система, позволяющая использовать опыт реального мира. Принятые стандарты проходят процесс нормотворчества, который дает заинтересованным сторонам и общественности возможность комментировать и предлагать изменения, сообщает агентство.

вопросов есть также поднимался вопрос о связях между чиновниками агентства и компании, которые они регулируют.Прежде чем присоединиться к агентстве в 2009 году работала администратор PHMSA Синтия Квортерман. в качестве юридического советника Enbridge Energy, оператора, занимающегося авария на реке Каламазу. Но под ее руководством агентство также принесло рекордное количество принудительных дела против операторов, и наложил самый высокий гражданский штраф в история агентства о компании, которую она когда-то представлен.

Предлагается Решения Spark Debate

Как записаться адекватно поддерживать разнообразие трубопроводов оказалось спорный вопрос — критики выступают за больше автоматических тестов и мер безопасности и компаний, указывающих на дороговизна таких дополнений.

Один такой Мерой является широко распространенная установка автоматических или дистанционно управляемых запорная арматура, которая может быстро остановить подачу газа или масла в аварийной ситуации. Эти клапаны могут помочь избежать такой ситуации после реки Каламазу. разлив, который операторам потребовалось 17 часов с момента первоначального разрыва, чтобы найти и выключить вручную. Операторы уже используют эти клапаны на большинстве новых трубопроводов, но утверждают, что замена всех клапанов не будет рентабельной и ложной сигнализация отключит подачу топлива без надобности.CRS считает, что даже если бы автоматические клапаны требовались только на трубопроводах в густонаселенных районах, замена ручных клапанов автоматическими может стоить отрасли сотни миллионы долларов.

Рабочий на реке Каламазу, помогающий ликвидировать разлив нефти объемом почти миллион галлонов в разорванном трубопроводе в июле 2010 года.

Прочие меры в первую очередь сосредоточьтесь на предотвращении утечек и разрывов. Индустрия уже использует роботизированные устройства, называемые «умные свиньи» ползут по трубопроводу, очистка от мусора и проведение измерений для обнаружения любых проблем.Но не все трубопроводы могут вместить умные скребки, и операторы обычно не запускают устройства через каждую линию.

Только последний месяц умная свинья обнаружила «небольшую аномалию» в существующей Трубопровод Keystone, побудивший TransCanada закрыть всю линию. Экологи отметили, что это не первый раз, когда TransCananda призывает к закрытию, и не будет последний.

«Причина TransCanada необходимо продолжать закрывать Keystone », — сказал директор Национальная федерация дикой природы заявила в своем заявлении: «Потому что трубопроводы опасны по своей природе.”

Последняя В январе Обама подписал законопроект, заказал несколько новых исследований оценить некоторые из этих предложенных мер безопасности, хотя его решение о продлении конвейер Keystone может появиться задолго до того, как эти исследования будут завершенный.

Изображение предоставлено: Ассошиэйтед Пресс, Thomas Hawk , Кевин Мартини

2 Возможные подходы к землепользованию к безопасности трубопроводов и охране окружающей среды | Магистральные трубопроводы и землепользование: подход с учетом рисков — специальный отчет 281

API. 2004. Руководство по развитию собственности. Вашингтон, округ Колумбия

Берке, П. 1998. Снижение рисков стихийных бедствий с помощью государственного управления ростом. Журнал Американской ассоциации планирования, Vol. 64, No. 1, Winter, pp. 76-88.

Берби Р. (ред.) 1998. Сотрудничество с природой. National Academy Press, Вашингтон, округ Колумбия

Бурби Р., П. Мэй, П. Берке, Л. Далтон, С. Френч и Э. Кайзер. 1997. Создание правительственного плана: государственные эксперименты в управлении землепользованием. Johns Hopkins University Press, Балтимор, Мэриленд,

CGA. 2004. Best Practices, Версия 1.0. www.commongroundalliance.com/docs/s8/p0002/BP%201.0_FINAL_120103.pdf.

Чапин, Ф. С., мл. 1965. Планирование городского землепользования (2-е изд.). Издательство Иллинойсского университета, Урбана.

Эмрат П. и Э. Ф. Айзенберг. 2002. Анализ цен домохозяйств в США. Департамент жилищной политики NAHB, Вашингтон, округ Колумбия

Эверетт, Д.Д., Д. В. Спик и В. К. Мэддокс. 1979. Использование права проезда при гнездовании диких индюков в Северной Алабаме. Proc., Второй симпозиум по проблемам окружающей среды при управлении правами собственности, Ann Arbor Mich.

FERC. 2003a. План борьбы с эрозией, восстановлением растительного покрова и поддержанием земель на возвышенностях. Вашингтон, округ Колумбия, 9 января 2009 г.

FERC. 2003b. Строительство водно-болотных угодий и водоемов и меры по их смягчению. Вашингтон, округ Колумбия, 9 января 2009 г.

Хановски, Я.М., Дж. Дж. Ниеми и Дж. Дж. Блейк. 1993. Сезонная численность и состав сообществ лесных птиц, прилегающих к полосе отвода в северных лесах США. Proc., Пятый симпозиум по проблемам окружающей среды при управлении правами собственности, Монреаль, Квебек, Канада.

Хинкль Р., С. Альбрехт, Э. Натансон и Дж. Эванс. 2000. Прямое отношение к естественной среде обитания Газовая промышленность Проблема фрагментации среды обитания / биоразнообразия в результате строительства новых трубопроводов. GRI Контракт 5097-250-4070. Корпорация URS, Уэйн, штат Нью-Джерси,

Ладино А.Г. и Дж. Э. Гейтс. 1979. Реакция животных на методы управления коридором ЛЭП . Proc., Второй симпозиум по проблемам окружающей среды в Управление правом собственности, Анн-Арбор, штат Мичиган,

Луизиана Консультативный комитет Комиссии США по гражданским правам. 1993. Битва за экологическую справедливость в Луизиане: правительство, промышленность и народ. Батон-Руж, штат Луизиана

Лунсет Б. Г. 1987. Обзор производства и использования на полосе отвода трубопровода. Proc., Четвертый симпозиум по проблемам окружающей среды при управлении на правах собственности, Индианаполис, Индиана

Moorhouse, S. S. 2000. Литература по передовой практике управления (BMP) в отношении права проезда (ROW) и нормативный обзор: фаза I. GRI Contract 5097-250-4070. Корпорация URS, штат Колорадо

Трубопровод | технология | Британника

Трубопровод , линия труб, оснащенная насосами, клапанами и другими устройствами управления для перемещения жидкостей, газов и шламов (мелких частиц, взвешенных в жидкости).Размеры трубопроводов варьируются от линий диаметром 2 дюйма (5 сантиметров), используемых в системах сбора нефти из скважин, до линий диаметром 30 футов (9 метров) в сетях водоснабжения и канализации большого объема. Трубопроводы обычно состоят из секций труб, сделанных из металла (, например, , сталь, чугун и алюминий), хотя некоторые из них построены из бетона, глиняных изделий и иногда из пластика. Секции свариваются и в большинстве случаев прокладываются под землей.

В большинстве стран имеется разветвленная сеть трубопроводов.Поскольку они обычно находятся вне поля зрения, их вклад в грузовые перевозки и их значение для экономики часто не осознается широкой общественностью. Тем не менее, практически вся вода, транспортируемая от очистных сооружений к индивидуальным домохозяйствам, весь природный газ от устьев скважин к индивидуальным потребителям, и практически вся транспортировка нефти на большие расстояния по суше осуществляется по трубопроводам.

Трубопроводы были предпочтительным способом транспортировки жидкости и газа по сравнению с конкурирующими видами транспорта, такими как автомобильный и железнодорожный, по нескольким причинам: они менее вредны для окружающей среды, менее подвержены хищениям и более экономичны, безопасны, удобны и надежны, чем другие режимы.Хотя транспортировка твердых веществ по трубопроводу сложнее и дороже, чем транспортировка жидкости и газа по трубопроводу, во многих ситуациях трубопроводы выбираются для транспортировки твердых веществ, начиная от угля и других минералов, на большие расстояния или для транспортировки зерна, горных пород, цемента, бетона, твердых отходы, целлюлоза, детали машин, книги и сотни других товаров на короткие расстояния. Перечень твердых грузов, транспортируемых по трубопроводам, неуклонно расширяется.

История

На протяжении тысячелетий в разных частях света строились трубопроводы для транспортировки воды для питья и орошения.Это включает в себя древнее использование в Китае трубок из полого бамбука и использование акведуков римлянами и персами. Китайцы даже использовали бамбуковые трубы для подачи природного газа в свою столицу, Пекин, еще в 400 г. до н. Э.

Получите подписку Britannica Premium и получите доступ к эксклюзивному контенту. Подпишись сейчас

Значительное улучшение технологии трубопроводов произошло в 18 веке, когда чугунные трубы использовались в промышленных масштабах. Другой важной вехой стало появление в 19 веке стальных труб, которые значительно повысили прочность труб всех размеров.Развитие труб из высокопрочной стали позволило транспортировать природный газ и нефть на большие расстояния. Изначально все стальные трубы нужно было соединить резьбой. Это было сложно сделать для больших труб, и они могли протекать под высоким давлением. Применение сварки для соединения труб в 1920-х годах позволило построить герметичные трубопроводы высокого давления и большого диаметра. Сегодня большая часть трубопроводов высокого давления состоит из стальных труб со сварными соединениями.

Основные инновации с 1950 года включают внедрение высокопрочного чугуна и бетонных напорных труб большого диаметра для воды; использование труб из поливинилхлорида (ПВХ) для канализации; использование «скребков» для очистки внутренних поверхностей трубопроводов и выполнения других задач; «Дозирование» разных нефтепродуктов в общий трубопровод; применение катодной защиты для уменьшения коррозии и продления срока службы трубопроводов; использование технологий космической эры, таких как компьютеры, для управления трубопроводами и микроволновые станции и спутники для связи между штаб-квартирой и полем; а также новые технологии и обширные меры по предотвращению и обнаружению утечек в трубопроводе.Кроме того, было изобретено или произведено много новых устройств для облегчения строительства трубопроводов. К ним относятся большие боковые стрелы для прокладки труб, машины для бурения под реками и дорогами для перехода, машины для гибки больших труб в полевых условиях и рентгеновские лучи для обнаружения дефектов сварки.

Типы

Трубопроводы можно классифицировать по-разному. Далее трубопроводы будут классифицированы в зависимости от транспортируемого товара и типа потока жидкости.

Водопровод и канализация

Трубопроводы используются повсеместно для доставки воды от очистных сооружений к отдельным домам или зданиям.Они образуют подземную сеть из труб под городами и улицами. Водопроводы обычно прокладываются на глубине нескольких футов (один метр или более) под землей, в зависимости от линии промерзания места и необходимости защиты от случайного повреждения в результате земляных работ или строительных работ.

В современном водном хозяйстве, в то время как медные трубы обычно используются для внутреннего водопровода, в наружных водопроводах высокого давления (магистральных линиях) большого диаметра могут использоваться стальные, высокопрочные или бетонные напорные трубы.В линиях меньшего диаметра (ответвлениях) могут использоваться трубы из стали, чугуна с шаровидным графитом или ПВХ. Когда металлические трубы используются для подачи питьевой воды, внутренняя часть трубы часто имеет пластиковую или цементную облицовку для предотвращения ржавчины, которая может привести к ухудшению качества воды. Наружные поверхности металлических труб также покрывают асфальтовым покрытием и обматывают специальной лентой для уменьшения коррозии из-за контакта с определенными грунтами. Кроме того, электроды постоянного тока часто размещают вдоль стальных трубопроводов в так называемой катодной защите.

Бытовые сточные воды обычно содержат 98 процентов воды и 2 процента твердых веществ. Сточные воды, транспортируемые по трубопроводу (канализационным коллекторам), обычно обладают некоторой коррозионной активностью, но находятся под низким давлением. В зависимости от давления в трубе и других условий канализационные трубы изготавливают из бетона, ПВХ, чугуна или глины. ПВХ особенно популярен для размеров менее 12 дюймов (30 сантиметров) в диаметре. В ливневой канализации большого диаметра часто используются гофрированные стальные трубы.

Трубопровод | технология | Британника

Трубопровод , линия труб, оснащенная насосами, клапанами и другими устройствами управления для перемещения жидкостей, газов и шламов (мелких частиц, взвешенных в жидкости).Размеры трубопроводов варьируются от линий диаметром 2 дюйма (5 сантиметров), используемых в системах сбора нефти из скважин, до линий диаметром 30 футов (9 метров) в сетях водоснабжения и канализации большого объема. Трубопроводы обычно состоят из секций труб, сделанных из металла (, например, , сталь, чугун и алюминий), хотя некоторые из них построены из бетона, глиняных изделий и иногда из пластика. Секции свариваются и в большинстве случаев прокладываются под землей.

В большинстве стран имеется разветвленная сеть трубопроводов.Поскольку они обычно находятся вне поля зрения, их вклад в грузовые перевозки и их значение для экономики часто не осознается широкой общественностью. Тем не менее, практически вся вода, транспортируемая от очистных сооружений к индивидуальным домохозяйствам, весь природный газ от устьев скважин к индивидуальным потребителям, и практически вся транспортировка нефти на большие расстояния по суше осуществляется по трубопроводам.

Трубопроводы были предпочтительным способом транспортировки жидкости и газа по сравнению с конкурирующими видами транспорта, такими как автомобильный и железнодорожный, по нескольким причинам: они менее вредны для окружающей среды, менее подвержены хищениям и более экономичны, безопасны, удобны и надежны, чем другие режимы.Хотя транспортировка твердых веществ по трубопроводу сложнее и дороже, чем транспортировка жидкости и газа по трубопроводу, во многих ситуациях трубопроводы выбираются для транспортировки твердых веществ, начиная от угля и других минералов, на большие расстояния или для транспортировки зерна, горных пород, цемента, бетона, твердых отходы, целлюлоза, детали машин, книги и сотни других товаров на короткие расстояния. Перечень твердых грузов, транспортируемых по трубопроводам, неуклонно расширяется.

История

На протяжении тысячелетий в разных частях света строились трубопроводы для транспортировки воды для питья и орошения.Это включает в себя древнее использование в Китае трубок из полого бамбука и использование акведуков римлянами и персами. Китайцы даже использовали бамбуковые трубы для подачи природного газа в свою столицу, Пекин, еще в 400 г. до н. Э.

Получите подписку Britannica Premium и получите доступ к эксклюзивному контенту. Подпишись сейчас

Значительное улучшение технологии трубопроводов произошло в 18 веке, когда чугунные трубы использовались в промышленных масштабах. Другой важной вехой стало появление в 19 веке стальных труб, которые значительно повысили прочность труб всех размеров.Развитие труб из высокопрочной стали позволило транспортировать природный газ и нефть на большие расстояния. Изначально все стальные трубы нужно было соединить резьбой. Это было сложно сделать для больших труб, и они могли протекать под высоким давлением. Применение сварки для соединения труб в 1920-х годах позволило построить герметичные трубопроводы высокого давления и большого диаметра. Сегодня большая часть трубопроводов высокого давления состоит из стальных труб со сварными соединениями.

Основные инновации с 1950 года включают внедрение высокопрочного чугуна и бетонных напорных труб большого диаметра для воды; использование труб из поливинилхлорида (ПВХ) для канализации; использование «скребков» для очистки внутренних поверхностей трубопроводов и выполнения других задач; «Дозирование» разных нефтепродуктов в общий трубопровод; применение катодной защиты для уменьшения коррозии и продления срока службы трубопроводов; использование технологий космической эры, таких как компьютеры, для управления трубопроводами и микроволновые станции и спутники для связи между штаб-квартирой и полем; а также новые технологии и обширные меры по предотвращению и обнаружению утечек в трубопроводе.Кроме того, было изобретено или произведено много новых устройств для облегчения строительства трубопроводов. К ним относятся большие боковые стрелы для прокладки труб, машины для бурения под реками и дорогами для перехода, машины для гибки больших труб в полевых условиях и рентгеновские лучи для обнаружения дефектов сварки.

Типы

Трубопроводы можно классифицировать по-разному. Далее трубопроводы будут классифицированы в зависимости от транспортируемого товара и типа потока жидкости.

Водопровод и канализация

Трубопроводы используются повсеместно для доставки воды от очистных сооружений к отдельным домам или зданиям.Они образуют подземную сеть из труб под городами и улицами.

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *

*