Перекачка сжиженного углеводородного газа СУГ
Сжиженные углеводородные газы являются широко применяемым топливом, как для отопления объектов жилого и промышленного назначения, так и для автомобильного транспорта. Поэтому вопрос транспорта СУГ с минимальными потерями выходит на первый план.
Особенности сжиженного углеводородного газа
Сжиженные углеводородные газы производятся на нефте- и газодобывающих и перерабатывающих предприятиях при добыче и переработке попутного газа, стабилизации нефти и конденсата.
Основное преимущество сжиженного газа СУГ заключается в том, он может существовать как в жидком, так и в газообразном состоянии. Объем СУГ в газообразной фазе до 300 раз больше по сравнению с жидкой фазой. Поэтому его хранение и транспорт осуществляются в жидком состоянии, которое достигается при повышении давления и понижении температуры.
Для справки. Характеристики СУГ
Перекачка сжиженных углеводородных газов
В процессе эксплуатации (хранения, транспорта и непосредственно перекачки) не всегда удается сохранить одинаковый температурный режим и давление. Имея нестабильное агрегатное состояние, эти процессы характеризуются циклическими испарением и конденсацией газа, образуя двухфазный поток. В связи с этим для предприятий, эксплуатирующих сжиженные газы, остро стоит вопрос о перевалке газов с минимальными испарениями. Для этого необходимо применять герметичное оборудование, обеспечивающее как постоянное давление и перекачку без потерь, так и безопасность работы всей системы в связи с легковоспламеняемыми характеристиками СУГ.
Оборудование для перекачки сжиженных углеводородных газов
Хранимый газ в емкостях имеет равновесное состояние, поэтому невозможно осуществить самостоятельное движение среды. Для создания движения и подачи газа в трубопровод/газораздаточную колонку из/в авто- или ж/д цистерну и т.д. используется различное оборудование:
Насосы для перекачки СУГ
По своей конструкции и принципу работы выделяются следующие основные типы насосов:
Центробежные насосы для СУГ характеризуются перпендикулярным движением рабочей среды относительно оси вращения благодаря силе инерции.
В основе третьей классификации лежит способ размещения насоса в рабочей среде.
Все типы насосов и насосных установок предназначены для откачки СУГ из наземных и подземных резервуаров, ж/д и автоцистерн и подачи газа в газораспределительную систему, баллоны, газораздаточную установку и т.д. В зависимости от типа насоса и необходимых характеристик на объекте мы производим и поставляем насосные установки производительностью от 10 до 1400 л/мин и мощностью электронасоса до 30-75 кВт.
Основные характеристики поставляемых насосных установок для сжиженного углеводородного газа
Вне зависимости от типа оборудования насосы обеспечивают требуемую скорость и давление перекачки, а также сводят практически до нуля образование паров (т.н. кавитацию).
Компрессоры и компрессорные установки СИНТЭК для перекачки СУГ
Компрессоры для сжиженных углеводородных газов работают по принципу создания перепада давления между принимаемым и разгружаемым оборудованием: сначала газ откачивается из принимаемого резервуара, затем сжимается и подается в разгружаемую емкость. За счет этого, а также повышения температуры в результате сжатия СУГ, понижается давление в освобождаемой емкости и повышается в наполняемой. Все эти процессы приводят к перекачиванию сжиженного газа. Четырехходовый клапан позволяет перекачать пары газа из разгружаемой емкости в принимающую.
Особенностью работы компрессоров является способность рекуперации паров с последующим их сбором в конденсатосборнике.
Завод ГазСинтез Ⓡ производит одноступенчатые компрессорные установки СИНТЭК в комплектном исполнении для эксплуатации с сжиженными и сжатыми газами (азот, аргон, гелий, воздух, углекислый газ и др.) производительностью до 209 м 3 /ч и мощностью двигателя до 37 кВт.
Перекачивание СУГ является одним из основополагающих процессов на объектах СУГ, обеспечивающий транспорт нужного объема газа по технологическим линиям и цепочкам. Поэтому очень важно подобрать именно то оборудование, которое будет максимально соответствовать эксплуатационным требованиям к производительности, мощности, взрыво- и пожаробезопасности.
Для того, чтобы купить оборудование для перекачки СУГ в Вашем городе, Вы можете:
При каком давлении рекомендуется перекачка сжиженных газов по трубопроводам
НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Нефтяная и газовая промышленность
ПРОИЗВОДСТВО, ХРАНЕНИЕ И ПЕРЕКАЧКА СЖИЖЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА
Общие требования безопасности
Petroleum and natural gas industries. Production, storage and handling of liquefied natural gas. General safety requirements
Дата введения 2015-09-01
Предисловие
1 РАЗРАБОТАН Дочерним открытым акционерным обществом «Центральное конструкторское бюро нефтеаппаратуры» Открытого акционерного общества «Газпром» (ДОАО ЦКБН ОАО «Газпром»)
2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 23 «Нефтяная и газовая промышленность»
4 Настоящий стандарт разработан с учетом основных нормативных положений стандарта национальной ассоциации противопожарной защиты США NFPA 59А* «Производство, хранение и перекачка сжиженного природного газа» [NFPA 59А «Production, Storage and Handling of Liquefied Natural Gas (LNG)», NEQ]
6 ИЗДАНИЕ (октябрь 2019 г.) с Поправкой (ИУС 3-2016)
Введение
В соответствии с Соглашением по техническим барьерам в торговле Всемирной торговой организации (Соглашение по ТБТ ВТО) применение международных и региональных стандартов является одним из важных условий, обеспечивающих устранение технических барьеров в торговле.
Настоящий стандарт разработан с учетом основных нормативных положений зарубежного стандарта NFPA 59А «Production, Storage and Handling of Liquefied Natural Gas (LNG)» («Производство, хранение и перекачка сжиженного природного газа») в части требований к охране окружающей среды и благоустройства территории комплекса СПГ. Настоящий стандарт разработан с учетом требований безопасности действующих отечественных норм и правил в области проектирования, монтажа, эксплуатации объектов производства, хранения и перекачки сжиженного природного газа.
1 Область применения
1.1 Настоящий стандарт устанавливает общие требования безопасности при производстве, хранении и перекачке сжиженного природного газа.
1.3 Настоящий стандарт не распространяется на:
— резервуары для хранения сжиженного природного газа, установленные на многолетнемерзлых грунтах, а также для подземного хранения сжиженного природного газа;
— переносные резервуары для хранения сжиженного природного газа, размещаемые или используемые в помещениях;
— комплексы СПГ, размещенные на морских сооружениях;
— оборудование и устройства площадки слива/налива сжиженного природного газа.
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:
ГОСТ 2.602 Единая система конструкторской документации. Ремонтные документы
ГОСТ 12.1.005 Система стандартов безопасности труда. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны
ГОСТ 12.1.007 Система стандартов безопасности труда. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности
ГОСТ ISO 3183 Трубы стальные для трубопроводов нефтяной и газовой промышленности. Общие технические условия
ГОСТ 5542 Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия
ГОСТ 26633 Бетоны тяжелые и мелкозернистые. Технические условия
ГОСТ Р 53324 Ограждения резервуаров. Требования пожарной безопасности
ГОСТ Р 53672 Арматура трубопроводная. Общие требования безопасности
ГОСТ Р 54808 Арматура трубопроводная. Нормы герметичности затворов
ГОСТ Р МЭК 60079-0 Взрывоопасные среды. Часть 0. Оборудование. Общие требования
3 Термины, определения и сокращения
3.1 Термины и определения
В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:
[ГОСТ 12.0.006-2012*, статья 3.1]
3.1.2 газоанализаторная: Помещение, предназначенное для размещения оборудования, используемого при проведении анализов исходного сырья, промежуточной и товарной продукции.
3.1.3 зона удержания утечек: Участок, ограничиваемый обвалованием или рельефом, для удержания разливов сжиженного природного газа.
обвалование: Выполненное из грунта ограждение, предназначенное для ограничения площади разлива жидкости
объект: Совокупность технологического оборудования, зданий, сооружений, инженерных систем, размещенных на определенной площадке.
ограждение: Естественный барьер, образованный рельефом местности, или искусственное сооружение, ограничивающее участок территории, в пределах которого размещается емкостное оборудование с легковоспламеняющимися и горючими жидкостями, сжиженными углеводородными газами, предназначенное для предотвращения растекания жидкости за пределы этого участка.
осушка (природного газа): Удаление водяных паров из природного газа.
очистка (природного газа): Удаление из природного газа нежелательных компонентов, затрудняющих его использование в качестве топлива или сырья или загрязняющих окружающую среду.
3.1.9 резервуар для хранения сжиженного природного газа (резервуар для хранения СПГ): Стационарный сосуд, предназначенный для хранения сжиженного природного газа.
3.1.10 регазификация: Технологический процесс по переводу сжиженного природного газа в газообразное состояние.
сжиженный природный газ; СПГ: Природный газ, сжиженный после переработки с целью хранения или транспортирования.
3.1.12 точка пробоотбора: Узел для подключения пробоотборных устройств и устройств контроля за качеством продукта.
3.1.13 установка сжижения природного газа: Установка, включающая блок подготовки и сжижения природного газа с теплообменным оборудованием, трубопроводной обвязкой, необходимой арматурой и контрольно-измерительными приборами.
В настоящем стандарте применены следующие сокращения:
Особенности трубопроводного транспорта сжиженных газов
При сжижении природного газа, его объем при атмосферном давлении уменьшается примерно в 630 раз. Благодаря этому, можно значительно уменьшить диаметр трубопроводов для транспортировки больших объемов газа, получив значительную экономию капиталовложений.
Метан становится жидкостью при атмосферном давлении, если его охладить до минус 162 °С. При давлении 5 МПа он останется жидкостью, если его температура не превысит минус 85 «С. Таким образом, трубопроводный транспорт сжиженного природного газа (СПГ) возможен только при низких температурах.
Принципиальная схема перекачки сжиженного природного газа приведена на рис. 15.7.
Газ с промыслов поступает на головной завод сжижения (ГЗС), где производится его очистка, осушка, сжижение и отделение неконденсирующихся примесей.
Вблизи от ГЗС или даже непосредственно на его территории размещается головная насосная станция ГНС. В ее состав входят приемные емкости 2, подпорная 3 и основная 4 насосные, а также узел учета 5.
Емкости 2 служат для приема СПГ с завода, а также для хранения некоторого его запаса с целью обеспечения бесперебойности работы трубопровода. Как правило, на ГНС устанавливаются горизонтальные цилиндрические емкости высокого давления.
Перекачка сжиженных газов осуществляется центробежными насосами, но других типов, чем применяемые при перекачке нефти и нефтепродуктов. Благодаря малой вязкости СПГ, мощность, потребляемая насосами в этом случае меньше, чем при работе на воде. Но давление на входе в насосы должно быть значительно выше, чтобы предотвратить регазификацию СПГ.
Перекачка сжиженного природного газа осуществляется под давлением 4. 5 МПа и при температуре минус 100. 120 «С. Чтобы предотвратить нагрев газа за счет теплопритока от окружающей среды трубопроводы СПГ покрывают тепловой изоляцией, а вдоль трассы размещают промежуточные станции охлаждения (ПСО). Промежуточные насосные станции (ПНС) располагаются на расстоянии 100. 400 км друг от друга. Это, как правило, больше, чем при перекачке нефти и нефтепродуктов, т.к. СПГ имеет меньшую вязкость.
Центробежные насосы очень чувствительны к наличию газа в перекачиваемой жидкости: при его содержании более 2 % происходит срыв их работы, т.е. перекачка прекращается. Чтобы предотвратить регазификацию СПГ в трубопроводах поддерживают давление не менее, чем на 0,5 МПа превышающее давление упругости его паров при температуре перекачки. Для этого на входе в промежуточные насосные станции и в конце трубопровода устанавливают регуляторы давления 7 типа «до себя». Кроме того, для отделения газовой фазы, которая может образоваться в нештатных ситуациях (снижение давления при остановках насосов, разрывах трубопровода и т.п.), перед насосами на насосных станциях устанавливают буферные емкости 8. В конце трубопровода размещаются низкотемпературное хранилище (НХ СПГ) и установка регазификации (УР) сжиженного газа. Низкотемпературное хранилище служит для создания запасов СПГ, в частности, для компенсации неравномерности газопотребления. На установке ре-газификации СПГ переводится в газообразное состояние перед его отпуском потребителям.
Рис. 15.7. Принципиальная схема перекачки сжиженного природного газа:
По сравнению с транспортировкой природного газа в обычном состоянии при перекачке СПГ общие металловложения в систему, включая головной завод сжижения, низкотемпературное хранилище, установку регазификации, в 3. 4 раза меньше. Кроме того, уменьшается расход газа на перекачку, вследствие низкой температуры снижается интенсивность коррозионных процессов.
Вместе с тем, данный способ транспортировки газа имеет свои недостатки:
1. Для строительства линейной части и резервуаров применяются стали с содержанием никеля до 9 %. Они сохраняют работоспособность в условиях низких температур перекачки, однако в 6 раз дороже обычной углеродистой стали.
2. Перекачка СПГ должна вестись специальными криогенными насосами.
3. При авариях потери газа значительно больше, чем в случае его транспортировки по обычной технологии.
Кроме природного в сжиженном состоянии транспортируются и другие газы. Но наиболее широкое распространение получил трубопроводный транспорт сжиженных углеводородных газов(СУГ): этана, этилена, пропана, бутана и их смесей.
Основным сырьем для производства сжиженных углеводородных газов являются попутный нефтяной газ, «жирный» газ газоконденсатных месторождений и газы нефтепереработки, название сжиженного углеводородного газа принимают по наименованию компонентов, оставляющих большую его часть.
Сведения о давлении упругости насыщенных паров некоторых индивидуальных углеводородов приведены в табл. 15.4. Из нее видно, что условия сохранения СУГ в жидком состоянии значительно менее жесткие. Так, даже при 20 °С для сохранения жидкого состояния пропана достаточно поддерживать давление всего 0,85 МПа.
По этой причине сжиженные углеводородные газы, как правило, транспортируют при температуре окружающей среды. Соответственно, отпадает необходимость в спецсталях для изготовления труб, резервуаров и оборудования, тепловой изоляции, промежуточных станциях охлаждения. Поэтому трубопроводы СУГ значительно дешевле трубопроводов СПГ.
С другой стороны, компоненты СУГ тяжелее воздуха. Поэтому при регазификации данные газы занимают положение у поверхности земли, создавая взрывоопасную среду. Этим определяется высокая потенциальная опасность трубопроводов СУГ, когда даже небольшая утечка способна привести к трагическим последствиям.
Зависимость давления упругости насыщенных паров углеводородов от температуры
Транспортировка сжиженных углеводородных
Тема 2. ТРАНСПОРТ СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ
Транспортировка сжиженных углеводородных
газов по трубопроводам (продолжение)
Большую опасность для газопроводов представляет образование гидратных пробок из-за присутствия влаги и появления незначительных неплотностей. Поэтому к трубопроводам сжиженного газа предъявляются следующие требования:
· полная герметичность арматуры,
· постоянное применение ингибиторов,
· поддержание давления в трубопроводе не ниже 0,8÷1,0 МПа,
· осушка трубопровода перед закачкой продукта.
На трубопроводах большой протяжённости расстояние между насосными станциями определяется из условия, что давление после НС по прочности трубы не должно превышать расчётное. Рекомендуется принимать давление после НС не более 5 МПа, а перед последующей перекачивающей станцией P>Pнac+(0,5-0,7) МПа. Если сжиженный газ из трубопровода поступает в наземные ёмкости, в которых он хранится, то давление в конце должно превышать давление насыщения на (0,15-0,20) МПа.
Из практики эксплуатации трубопроводов рекомендуются значения скорости течения сжиженного газа 0,5-1,5 м/с.
На трубопроводных системах с несколькими разветвлениями диспетчер должен, определяя время появления «головы» партии пропана на приемном пункте, учитывать колебания объема указанной партии вследствие переменного давления и температурных изменений по мере ее продвижения в трубопроводе. Установлено, что изменению объема партии сжиженного пропана на 1% соответствует изменение температуры на 3ºС или уменьшение давления до 1,8 МПа.
Точный расчет позволяет отличить изменения объема вследствие указанных факторов от сокращения объема при утечках из магистрального трубопровода.
При утечках пропана из трубопровода окружающий грунт иногда частично промерзает, что свидетельствует о постоянном характере утечек. В этих случаях ремонт трубопровода производят в период прохождения более тяжелых нефтепродуктов, если это не представляет опасности при данных условиях местности и размере утечек. В противном случае в период ремонта перекачку прекращают, и ремонтируемый участок перекрывают заглушками, располагаемыми по обе стороны от места утечки на расстоянии около 50 м от последнего. Ремонт начинается после удаления пропана из перекрытого участка. Иногда укладывают на указанном участке байпасную линию и переводят перекачку на нее, после чего производят демонтаж поврежденного участка. Для обеспечения безопасных условий ремонта пропан-бутановых трубопроводов по ним в ряде случаев предварительно пропускают партию светлого нефтепродукта.
Сравнительно небольшие протяженности магистральных трубопроводов сжиженных углеводородных газов в нашей стране объясняются в определенной степени тем, что крупные потребители сжиженных газов размещены в непосредственной близости от газонефтеперерабатывающих заводов и других производителей этой продукции. Одним из магистральных трубопроводов, характеризующихся наибольшей протяженностью, является газопровод Миннибаево – Казань. Сжиженный газ с газоперерабатывающего завода перекачивается на Казанский завод органического синтеза. Протяженность трубопровода 288 км, диаметр 300 мм.
Параллельная нитка газопровода Миннибаево – Казань соединена перемычками Dу = 50 мм (через каждые 20÷25 км) с трубопроводом. На перемычках установлена запорная арматура. При ремонтных работах продукт передавливается в соседний участок сухим газом через перемычки.
На трубопроводе в высоких точках профиля трассы установлены вантузы для выпуска паровой фазы и сухого газа. Для выпуска газа сделаны разборные свечи длиной по 150 м, через которые газ выбрасывается на безопасное расстояние и затем сжигается.
Транспортировка продукта по трубопроводу Миннибаево – Казань производится с постоянной заливкой метилового спирта (2 л на 1т), что исключает гидратообразование в трубопроводе в течение всего года.
Опыт эксплуатации трубопровода для перекачки сжиженных газов показал, что этот метод обходится вдвое дешевле перевозки газа по железной дороге, при этом не требуются операции по сливу и наливу цистерн, значительно повышается культура производства.
СНиП 2.05.06-85 : Проектирование трубопроводов сжиженных углеводородных газов
12.1*. Проектирование трубопроводов, предназначенных для транспортирования сжиженных углеводородных газов фракций С3 и С4 и их смесей, нестабильного бензина и нестабильного конденсата (в дальнейшем СУГ), следует выполнять в соответствии с требованиями, предъявляемыми к магистральным газопроводам, а также настоящего раздела, за исключением требований, приведенных в пп. 2.1, 2.4, 2.5, 3.16, 3.17, 4.15-4.17.
При проектировании указанных трубопроводов следует также руководствоваться ведомственными нормами технологического проектирования трубопроводов СУГ и другими ведомственными документами, утвержденными в установленном порядке.
12.2*. Трубопроводы для транспортирования СУГ (в дальнейшем — трубопроводы) должны быть I категории независимо от их диаметра и вида прокладки, за исключением участков, которые должны предусматриваться категорией В:
переходы через железные дороги общей сети, автомобильные дороги общего пользования I и II категорий и водные судоходные преграды с примыкающими к этим переходам по обеим сторонам участкам длиной не менее значений, приведенных в табл. 20*;
трубопроводы в пределах территории НПС, в том числе внутри зданий;
трубопроводы на участках, оговоренных в п. 12.6*;
трубопроводы на участках, где в соответствии с нормами допускается сокращать нормативные расстояния.
12.3*. Расстояния от оси подземных трубопроводов до городов и других населенных пунктов, зданий и сооружений должны приниматься в зависимости от диаметра трубопровода, степени ответственности объекта и его протяженности, рельефа местности, вида и свойств перекачиваемых СУГ, в том числе температуры кипения, с целью обеспечения безопасности этих объектов, но не менее значений, указанных в табл. 20*.
Минимальноерасстояние, м, до оси трубопроводов условным диаметром, мм
Объекты, здания исооружения
1. Города и поселениягородского типа
железнодорожные станции,аэропорты, морские и речные порты и пристани, гидроэлектростанции,гидротехнические сооружения морского и речного транспорта I —IVклассов;
железные дороги общей сети иавтомобильные дороги общего пользования I категории
мосты железных дорог общейсети, автомобильных дорог общего пользования I и IIкатегорий
склады легковоспламеняющихся игорючих жидкостей и газов с объемом хранения свыше 1000 м3
автозаправочные станции,наливные станции и железнодорожные эстакады
мачты (башни) и сооружениямногоканальной радиорелейной линии связи Министерства связи РФ и другихведомств
телевизионные башни; территорииНС, КС и НПС магистральных трубопроводов
открытые распределительныеустройства напряжением 35, 110, 220 кВ электроподстанций других потребителей
3. Отдельно стоящие жилые дома додвух этажей, кладбища (действующие); сельскохозяйственные фермы, полевыестаны
реки с шириной зеркала в межень25 м и более, судоходные реки, каналы, озера и другие водоемы, имеющиепитьевое и рыбохозяйственное значение
очистные сооружения,водопроводные и канализационные насосные станции с постоянным присутствиемобслуживающего персонала
мосты железных дорогпромышленных предприятий, автомобильных дорог общего пользования III категории и автомобильных дорог IV, V категорий с пролетом свыше 20 м
территории промежуточных НСданного трубопровода
отдельно стоящие нежилые иподсобные строения, пункты обогрева ремонтных бригад, вертодромы и посадочныеплощадки без базирования на них вертолетов, мачты (башни) и сооружениятехнологической связи трубопроводов (кроме мачт, указанных в п.8 настоящейтаблицы), гаражи и открытые стоянки (не менее 20 автомобилей)
5. Устья нефтяных, газовых иартезианских скважин, находящихся в процессе бурения и эксплуатации
6. Специальные предприятия;сооружения, площадки, охраняемые зоны; склады взрывчатых и взрывоопасныхвеществ; карьеры полезных ископаемых с применением при добыче взрывных работ;склады сжиженных горючих газов
По согласованию с органамиГосударственного надзора и заинтересованными организациями
7. Воздушные линииэлектропередачи высокого напряжения, параллельно которым прокладываетсятрубопровод, в том числе в стесненных условиях трассы; опоры воздушных линийэлектропередачи высокого напряжения при пересечении их трубопроводом
В соответствии с требованиямиПУЭ Минтопэнерго РФ и разд. 5 настоящих норм
8. Мачты малоканальнойнеобслуживаемой радиосвязи трубопроводов
9. Вдольтрассовый проезд
Примечания:1. При соответствующем технико-экономическом обосновании и обеспеченииэксплуатационной надежности и экологической безопасности допускаетсясокращение указанных в поз. 1, 2 расстояний при условии выполнения следующихтехнических решений:
содержания вперекачиваемых СУГ менее 10 % пропановых и других низкотемпературных фракций- не более чем на 50 %.
Во всехперечисленных случаях должны быть предусмотрены средства автоматизированногоотключения этих участков трубопроводов при появлении утечек, а также не режеодного раза в два года их диагностирование неразрушающими методами контроля.
2. Наболотах III типа допускается сокращение расстояний до5 м по п. 9 с учетом совместной прокладки в одной насыпи труб и кабеля связи.
3.Минимальные расстояния от оси трубопроводов до зданий и сооружений при надземной прокладке должны приниматься скоэффициентами: 1 — для поз. 1; 2 и 5; 1,5 — дляпоз. 4.
Принадземной прокладке сокращение минимальных расстояний допускается приниматьтаким же как и для подземной (п.1).
4.Трубопроводы СУГ должны располагаться за пределами границ поверхностей взлетаи заходов на посадку к аэродромам.
5.Примечания 1-3 табл. 4 распространяются на данную таблицу.
6. Прирасположении участков трубопроводов на местности, рельеф которой за счетуклона к трубопроводу, наличия естественных препятствий исключает возможностьраспространения СУГ и взрывной волны в сторону указанных в таблице объектов,расстояние от оси трубопровода до них может быть сокращено не более чем до 50%.
7. Присоответствующем технико-экономическом обосновании и об спеченииэксплуатационной надежности и экологической безопасности допускаетсяувеличение диаметра трубопроводов более 400 мм при условии прокладки вмалонаселенной местности или при протяженности их до 100 км. При этомрасстояние до объектов и сооружений должны быть обоснованы расчетом и неменее приведенных в табл. 20*.
8. Припроектировании пересечений новых или реконструируемых автомобильных дорогобщего пользования с действующими трубопроводами необходимо предусматриватьобустройство пересекаемых трубопроводов в соответствии с требованиями п.12.2*.
12.4*. Глубину заложения трубопровода до верха трубы следует принимать не менее 1,5 м.
12.5. В случае одновременного строительства нескольких трубопроводов диаметром до 150 мм включ. допускается их укладка в одной траншее на расстоянии не менее 0,5 м друг от друга. При этом расстояние между объектом и ближайшим к нему трубопроводом устанавливается как для трубопровода диаметром 150 мм.
12.6*. Участки трубопроводов, прокладываемые на местности, расположенной на одинаковых отметках или выше населенных пунктов, зданий и сооружений, указанных в поз. 1—4 табл. 20*, относятся к категории В в пределах проекции объекта на трубопровод и примыкающих к проекции с обеих сторон участков длиной, равной соответствующим минимальным расстояниям, указанным в табл. 20*.
Вдоль этих участков должны предусматриваться канавы для отвода СУГ в безопасное место в случае разлива, если отсутствуют естественные преграды.
12.7. Запорную арматуру, предусматриваемую к установке на трубопроводах согласно п. 4.12, следует размещать непосредственно у границ участка I категории.
12.8*. В качестве линейной запорной арматуры необходимо предусматривать арматуру бессальниковой конструкции, предназначенную для бесколодезной установки.
12.9. Запорная арматура должна быть стальной и предназначаться для соединения с трубопроводами при помощи сварки.
Применение фланцевой арматуры допускается только для подключения трубопроводов к оборудованию, а также к устройствам, используемым при производстве ремонтных работ.
Затворы запорной арматуры должны отвечать первому классу герметичности по ГОСТ 9544—93.
12.10. Расстояние между линейной запорной арматурой, устанавливаемой на трубопроводе, должно быть не более 10 км.
12.11*. Линейная запорная арматура, а также запорная арматура, устанавливаемая у границ участков категории В, должна иметь дистанционное управление согласно нормам технологического проектирования.
При этом для участков, оговоренных в п. 12.6*, должно предусматриваться автоматизированное отключение запорной арматуры в случае утечки СУГ.
Методы обнаружения утечек регламентируются нормами технологического проектирования.
12.12*. При параллельной прокладке трубопроводов узлы линейной запорной арматуры должны располагаться со смещением относительно друг друга не менее чем на 50 м.
12.13*. Каждый узел линейной запорной арматуры должен иметь обвязку трубопроводами диаметром 100-150 мм, обеспечивающую возможность перепуска и перекачки СУГ из одного участка в другой и подключения инвентарного устройства утилизации.
12.14. Не допускается для трубопроводов сжиженных углеводородных газов устройство колодцев для сбора продукта из футляров, предусматриваемых на переходах через железные и автомобильные дороги.
12.15*. Трубопроводы диаметром 150 мм и более должны оснащаться узлами приема и пуска очистных устройств. Места расположения этих узлов устанавливаются проектом в зависимости от конкретного профиля трассы трубопровода, но не более 100 км друг от друга.
При параллельной прокладке трубопроводов, узлы приема и пуска средств очистки и диагностики на соседних трубопроводах должны быть смещены относительно друг друга на 150 м. Освобождение от СУГ камер пуска и приема средств очистки и диагностики производится в соответствии с нормами технологического проектирования.
12.16. Все элементы трубопроводов, оснащенных узлами приема и пуска очистных устройств, должны быть равнопроходными.
12.17. Пункты дистанционного управления запорными органами узлов приема и пуска очистных устройств должны размещаться за пределами границы, определяемой радиусом, равным расстояниям, указанным в поз. 3 табл. 20* (для узла пуска — в направлении движения очистного устройства, для узла приема — в направлении, противоположном движению очистного устройства).
12.18*. Насосные станции, размещенные на расстоянии менее 2000 м от зданий и сооружений, должны располагаться на более низких отметках по отношению к этим объектам.
12.19. Головные насосные станции следует располагать, как правило, на площадках заводов-поставщиков, используя емкости, системы энерго- и водоснабжения и другие вспомогательные службы этих предприятий.
12.20. Промежуточные насосные станции должны располагаться на специально отведенных территориях с учетом требований норм технологического проектирования. Размещать насосные станции перед переходами через реки с шириной в межень свыше 200 м не допускается.
12.21*. Минимальное расстояние от насосной станции до населенных пунктов, отдельных зданий и сооружений следует принимать по табл. 20* как для трубопровода, к которому относится насосная станция.
12.23. Факел для сжигания газов при продувке резервуаров, насосов и трубопроводов насосной станции должен иметь высоту не менее 10 м и располагаться от ближайшего здания, сооружения, машины или аппарата насосной станции на расстоянии, устанавливаемом исходя из допустимого воздействия теплового потока на эти объекты, но не менее 60 м.
12.24. Трубопроводы насосных станций в пределах промышленных площадок следует прокладывать надземно на отдельно стоящих опорах или эстакадах. При этом всасывающие трубопроводы необходимо прокладывать с уклоном к насосам, а нагнетательные — от насосов. На трубопроводах не должно быть изгибов в вертикальной плоскости, препятствующих свободному стоку продукта.
12.25. Узлы подключения трубопровода к промежуточным насосным станциям должны оборудоваться дистанционно управляемой арматурой для отключения насосных от трубопровода без прекращения его работы.
Пункты 12.26.-12.29 исключить.
12.31*. Необходимость установки опознавательных столбиков (знаков) и их оформление на переходах трубопроводов через железные дороги общей сети решается по согласованию с МПС РФ.
12.32*. Система автоматики, безопасности и управления процессом транспортирования СУГ должна предусматриваться в соответствии с нормами технологического проектирования.
12.33*. Трубопроводы сжиженных газов должны сооружаться из труб, изготовленных по специальным техническим условиям, утвержденным в установленном порядке.
12.34*. На переходах трубопроводов через проселочные и лесные дороги должны предусматриваться решения по защите трубопроводов от повреждения (прокладка в защитных металлических футлярах, покрытие железобетонными плитами и др.).
12.35*.Подводные переходы трубопроводов через судоходные и сплавные водные преграды должны быть, как правило, конструкции «труба в трубе».
