Переходы

2.14. Диаметр рабочих ниток перехода, как правило, следует принимать одинаковым с диаметром магистрального газопровода.

2.15. Необходимость строительства резервных ниток на подводных переходах определяется требованиями главы СНиП 2.05.06-85.

2.16. Для однониточного газопровода количество и диаметр резервных ниток подводных переходов следует принимать из условия обеспечения проектной пропускной способности газопровода.

2.17. Количество и диаметр резервных ниток подводных переходов двух и более газопроводов, проходящих в одном техническом коридоре и работающих с одинаковым рабочим давлением, следует определять в проекте.

Допускается предусматривать одну общую резервную нитку для газопроводов, проходящих в одном техническом коридоре и работающих с одинаковым рабочим давлением, при соответствующем обосновании в проекте.

Общую резервную нитку следует предусматривать с автономным подключением к каждому газопроводу.

2.18. Надземные переходы (висячие, балочные, арочные, шпренгельные и др.) следует проектировать с учетом пропуска по ним очистных устройств и полного заполнения сечения трубопровода водой.

Перемычки

2.19. При параллельной прокладке двух и более магистральных газопроводов следует предусматривать:

для газопроводов с одинаковым давлением - перемычки с запорной арматурой;

для газопроводов с различным давлением - перемычки с узлами редуцирования и предохранительными устройствами;

для пунктов замера, размещаемых до или после КС - перемычку с запорной арматурой до охранного крана “А” или после охранного крана “Б” соответственно.

2.20. Перемычки следует размещать на расстоянии не менее 40 км и не более 60 км друг от друга у линейных кранов (до и после кранов), а также до и после компрессорных станций, между охранными кранами.

2.21. Перемычки на участках газопроводов, прокладываемых в макроклиматическом районе с холодным климатом, а также в труднодоступных местах, следует предусматривать у каждого линейного крана.

2.22. Минимально допустимое отношение внутреннего диаметра перемычки к внутреннему диаметру наименьшей из параллельных ниток соединяемых магистральных газопроводов следует принимать равным не менее 0,7.

Узлы редуцирования газа

2.23. Узлы редуцирования газа подразделяются на узлы постоянного и периодического действия.

2.24. Узлы редуцирования газа постоянного действия предназначены для непрерывного снижения и регулирования давления газа.

Узлы редуцирования газа постоянного действия могут устанавливаться в местах подачи газа потребителям.

2.25. В составе узлов редуцирования газа постоянного действия следует предусматривать:

узел измерения расхода газа (при необходимости);

регулирующие нитки (рабочую и резервную);

линию связи и телемеханики;

электроснабжение.

2.26. На каждой регулирующей нитке следует предусматривать:

кран с пневмоприводом с местным и телеуправлением;

регулятор давления газа с узлом управления;

предохранительный клапан.

2.27. Для защиты газопровода после узла редуцирования газа постоянного действия от превышения и понижения давления газа следует предусматривать переключение рабочей нитки узла на резервную.

Допускается осуществлять защиту газопровода дополнительно устанавливаемым контрольным регулятором на каждой регулирующей нитке в соответствии с требованиями раздела 5 настоящих норм.

2.28. Узлы редуцирования газа периодического действия предназначены для передачи газа между газопроводами с различным рабочим давлением по перемычкам у линейных кранов при аварийных ситуациях.

2.29. В составе узлов редуцирования газа периодического действия следует предусматривать:

трубопровод с регулятором давления газа и узлом управления (одна рабочая нитка);

линию связи и телемеханики;

электроснабжение.

2.30. На трубопроводе с краном-регулятором следует устанавливать (по ходу газа):

кран с пневмоприводом;

регулятор давления газа;

предохранительный клапан;

кран с пневмоприводом.

2.31. Диаметр регуляторов давления газа следует принимать, как правило, равным диаметру газопровода-отвода.

2.32. Вместо регуляторов давления газа для узлов редуцирования периодического действия допускается предусматривать ручной дросселирующий кран или аналогичное устройство.

2.33. Краны на входе и выходе узлов редуцирования газа периодического действия следует предусматривать с пневмоприводами с автоматической системой защиты от превышения давления.

Перед краном на выходе узла редуцирования следует устанавливать манометр и предохранительный клапан.

2.34. Узлы редуцирования газа следует размещать непосредственно на газопроводе или на перемычке между газопроводами. Расстояние от проектируемого узла редуцирования до действующих газопроводов II, III и IV категорий должно быть не менее 50 м.

2.35. Узлы редуцирования газа в пределах ограждаемой площадки следует принимать категории В по входному давлению.

2.36. Узлы редуцирования газа следует проектировать для работы с периодическим обслуживанием.

2.37. Узлы редуцирования газа следует оснащать редуцирующими устройствами с местным и дистанционным управлением задатчиком давления.

Запорные краны должны иметь местное и дистанционное управление из районного диспетчерского пункта по каналам телемеханики.

По системе телемеханики диспетчеру должны передаваться:

сигнализация положения запорных кранов;

значения давления до и после узла редуцирования;

значение расхода газа через узел (при необходимости измерения расхода).

Узел измерения расхода газа следует размещать до регулирующего органа.

2.38. Размещение оборудования узлов редуцирования приведено в разделе 5 настоящих норм.