Газопровод надземный на опорах: СП 62.13330.2011 Наружные газопроводы

Разное

Содержание

Надземные газопроводы. Прокладка газопроводов по опорам и по стенам здания. Крепление газопроводов.




⇐ ПредыдущаяСтр 2 из 4Следующая ⇒

Надземные газопроводы следует прокладывать на отдельно стоящих опорах, этажерках и колоннах из негорючих материалов или по стенам зданий. При этом разрешается прокладка:

— на отдельностоящих опорах, колоннах, естакадах и этажерках – газопроводов всех давлений;

— по стенам производственных зданий с помещениями относящимися по пожарной опасности к категориям Г и Д – газопроводов давлением до 0,6 МПа;

— по стенам общественных и жилых зданий не ниже 3 степени огнестойкости – газопроводов давленим до 0,3 МПа;

— по стенам общественных зданий и жилых зданий 4-5 степени огнестойкости – газопроводов низкого давления с условным диаметром труб, не более 50 мм. Высоту прокладки газопроводов по стенам жилых и общественных зданий следует принимать по согласованию с эксплуатирующей организацией.

Запрещается прокладка транзитних газопроводов:

— по стенам зданий детских учереждений, больниц, санаториев, культурно-зрелищных, досуговых и культовых учереждений –газопроводов всех давлений;

— по стенам жилых зданий – газопроводов среднего и высокого давления.

Соединение подземных стальних газопроводов-вводов со стояком надземного (цокольного ) ввода должно быть сварным с применением гнутых или круто изогнутых отводов. Сварные стыковые соединения на участках подземных газопроводов-вводов должны быть проверены неразрушающими методами контроля.

Газопроводы высокого давления до 0,6 МПа разрешается прокладывать по стенам, над окнами и дверными проемами одноэтажных и над окнами верхних этажей производственных зданий с помещениями, относящимися по пожарной опасности к категориям Г и Д, а также зданий отдельно стоящих котельных.

Не допускается предусматривать разъемные соединения и запорную арматуру на газопроводах под балконами и под оконными проемами жилых и общественных зданий.

На свободной территории вне проезда транспорта и прохода людей допускается прокладка газопроводов на низких опорах на высоте не менее 0,5м при условии прокладки одной или несколько труб на опоре. Газопроводы в местах выхода из земли следует заключать в футляры, надземная часть которых должна быть не менее 0,5м. Конец надземних частей футляров должен быть уплотнен битумом, для предотвращения попадання атмосферних осадков в междутрубное пространство.


 

Расстояние до зданий и сооружений см.таблицу

В местах прохода людей высота газопровода на опорах 2,2м.

При прокладке газопровода на опорах ближе 2 м до края проезжей части необходимо предусматривать защитное ограждение.Минимальное расстояние защитного газопровода до зданий должно быть не менее 2 м. Крепление газопроводов к опорам производится с помощью хомутов.

Допустимые пролеты между опорами:

Труба d- 20мм — 3 м

25мм – 3,5м

32мм- 4м

40мм- 4,5м

50мм- 5м

Прокладка газопровода по стенам осуществляется по кронштейнам по серии 5.905-8 (Крепление газопровода по стенам здания). Расстояние между газопроводами и стенами должно обеспечить легкий доступ для осмотра и ремонта .

Для борьбы с коррозией применяется окраска металлоконструкций и труб в 2 раза с предварительным нанесеним ґрунтовки.

Изолирующие фланцы. Назначение и место установки.

Изолирующее фланцевое соединение (ИФС). Защита газопроводов с помощью ИФС и вставок заключается в том, что газопровод разбивают на отдельные участки, за счет чего уменьшается проводимость трубы, а вместе с этим уменьшается сила тока протекающего по газопроводу и упрощается решение вопроса по их защите.

Установка ЭИФ на вводах предусматривает невозможность электрического контакта дома с газопроводом. Установка ЭИФ на газопроводах – вводов в дом не выше 2,2 м (обычно 1,6-1,8 м от поверхности земли для удобства обслуживания).

Фланцевые соединения при установке задвижек, компенсаторов должны быть зашунтированы постоянными перемычками.

Размещение отключающих устройств на газопроводе.



Отключающие устройства на газопроводах следует предусматривать:

— на вводах жилые, общественные, производственные здания, перед наружными газопотребляющими установками (передвижные котельные, битумно-варочные котлы,печи для сушки песка и обжига стройматериалов и т.д.)

— на вводах в ГРП, на выводах из ГРП при закольцованных газопроводах в системах с двумя и более ГРП;

— на ответвлениях межпоселковых газопроводов к населенным пунктам или предприятиям;

— на ответвлениях от распределительных газопроводов к отдельным микрорайонам, кварталам и отдельным группам жилых зданий;

— для секционирования распределительных газопроводов среднего и высокого давлений для возможности выполнения аварийных и ремонтных работ;

— при пересечении газопроводами водных преград, а также одной ниткой при ширине водной преграды при меженном горизонте 75м и более;

— при пересечении газопроводами железных дорог общей сети и автомобильных дорог 1 и 2 категории отключающие устройства следует размещать:

а) на тупикових газопроводах – не далее 1000 м до перехода (по ходу газа)

— перед территориями промышленных, коммунально-бытовых или других предприятий.

Отключающие устройства на наружных газопроводах следует размещать в колодцах, наземних несгораемых шкафах или оградах, а также на стенах зданий. Допускается бесколодезная подземная установка отключающих устройств, присоединяемых сваркой, предназначенных для безколодязной установки и не требующих технического обслуживания.

Отключающие устройства, предусмотренные к установке на стенах зданий, следует размещать на расстояниях от дверных проемов и открывающихся оконных промов не менее, м:

— для газопроводов низкого давления – 0,5 м;

— для газопроводов среднего давления по горизонтали – 1,0 м;

— для газопроводов высокого давления до 0,6 МПа по горизонтали -3,0 м.

Расстояния от размещаемых на стенах зданий отключающих устройств на газопроводе до приемных устройств приточной вентиляции должен быть не менее 5 м по горизонтали. При расположении отключающих устройств на высоте более 2,2м

следует предусматривать площадки из негорючих материалов с лестницами.

Назначение, устройство запорно-регулирующей арматуры?

Промышленно-трубопроводная арматура бывает:

1. запорная

2.регулирующая

3.предохранительная

4.контрольная

Запорная арматура предназначена для включения и отключения отдельных участков трубопроводов в процессе эксплуатации. К ней относят краны, вентили, задвижки.

Регулирующая арматура предназначена для изменения давления или температуры, или расхода транспортируемой среды.

Предохранительная арматура предназначена для защиты трубопроводов, газового оборудования, емкостей от излишне

высокого давления, а также для поддержания необходимого давления в трубопроводе.

Запорная арматура должна быть герметична по отношению к внешней среде. Вентили, краны, задвижки и затворы поворотные, предусматриваемые для систем газоснабжения в качестве запорной арматуры (отключающих устройств), должны быть предназначены для углеводородных газов. Герметичность затворов должна соответствовать 1 классу по ГОСТ 9544.

Краны и поворотные затворы должны иметь ограничители поворота и указатели положения «открыто-закрыто.»

Запорная арматура изготавливается из серого чугуна, ковкого чугуна, углеродистой стали, сплавы на основе меди.

Запорная арматура в соответствии с ГОСТ 4666 должна иметь маркировку на корпусе и отличительную окраску. Маркировка должная содержать товарный знак завода-изготовителя, условное или рабочее давление, условный проход и указатель направления потока, если это необходимо.

КПО на подземных газопроводах. Сроки обследования газопроводов. Оформление документации.

Подземные газопроводы (из металлических и полиэтиленовых труб), находящиеся в эксплуатации, должны подвергаться техническому обследованию, в т.ч. и комплексному приборному обследовании. КПО, с помощью приборов по специально разработанной инструкции, а при необходимости проводится также шурфование. При техническом обследовании

газопроводов должно производиться определение фактического местонахождения газопроводов, состояния сооружений и оборудования на них, герметичности, состояния защитного покрытия и электрохимзащиты.

При выполнении КПО проверяются:

местоположение и при необходимости — глубина заложения газопровода;

герметичность газопровода;

сплошность и состояние защитного покрытия.

Техническое обследование подземных стальных газопроводов проводится:

при продолжительности эксплуатации до 25 лет — не реже 1 раза в 5 лет. Первое через год после ввода в эксплуатацию;

при эксплуатации свыше 25 лет и до истечения амортизационного срока эксплуатации – не реже 1 раза в 3 года;

при включении их в план капитального ремонта или замены, а также при защитном покрытии ниже типа «весьма усиленное» — не реже 1 раза в год.

Внеочередные КПО газопроводов необходимо проводить :

— в случае,если срок эксплуатации превышает для стальных газопроводов – 40 лет, для п/эт – 50 лет;

— при обнаружении неплотности или разрывов сварных стыков, сквозных коррозионных повреждений;

— при снижении потенциала «газопровод-земля» до значений ниже минимально допустимых, при условии перерыва в работе электрозащитных установок свыше 1 месяца – в зонах влияния блуждающих токов и свыше 6 месяцев – в других случаях, предусмотренных ДСТУ Б В.2.5-29:2006 «Инженерное оборудование домов и сооружений. Внешние сети и сооружения. Системы газоснабжения . Газопроводы подземные стальные. Общие требования к защите от коррозии» .

На газопроводах, имеющих защитное покрытие ниже типа «весьма усиленное» в дополнение к КПО, должно проводиться контрольное шурфование для определения состояния труб и качества сварных стыков . Техническое обследование состояния полиэтиленовых газопроводов, проводится в сроки,установленные для стальных газопроводов.

На КПО составляется рабочий лист 2 экз., один отдается мастеру участка сетей.

Шурфование на газопроводе. Назначение шурфования. Порядок выполнения работы. Оформления документации.

Осмотр подземных стальных газопроводов с целью определения состояния защитного покрытия, где использование приборов затруднено индустриальными помехами, выполняется путем вскрытия на газопроводах контрольных шурфов длиной не менее 1,5м через каждые 500м.

Места вскрытия контрольных шурфов, их количество в зонах индустриальных помех определяются газовым предприятием или предприятием, эксплуатирующим газовое хозяйство своими силами.

Для визуального обследования выбираются участки, подверженные наибольшей коррозионной опасности,места пересечения газопроводов с другими подземными коммуникациями, конденсатосборники. При этом должно вскрываться не менее одного шурфа на каждый километр распределительных газопроводов и на каждые 200 м — дворового или внутриквартального газопровода, но не менее одного шурфа на проезд, двор или квартал.

Проверка герметичности и обнаружение мест утечек газа из подземных газопроводов в период промерзания грунта, а также на участках расположенных под усовершенствованным дорожным покрытиями, должны производится бурением скважин (или шпилькованием) с последующим взятием из них проб воздуха.

На распределительных газопроводах и вводах скважины бурятся у стыков. При отсутствии расположения стыков скважины должны буриться через каждые 2 м.

Глубина бурения их в зимнее время должна быть не менее глубины промерзания грунта, в теплое время года – соответствовать глубине укладки трубы. Скважины закладываются на расстоянии не менее 0,5м от стенки газопровода.

При использовании высокочувствительных газоискателей допускается уменьшать глубину скважин и размещать их по оси газопровода при условии, что расстоние между верхом трубы и дном скважины не менее 40 см.

Применение открытого огня для определения наличия газа в скважинах не допускается.

Шурфовой осмотр полиэтиленовых газопроводов производится только в местах установки стальных вставок.

На 1 км распределительных газопроводов и на каждой квартальной разводке проверяется не менее 1 вставки. Для возможности осмотра стыков соединений полиэтиленового газопровода со стальной вставкой длина шурфа должна быть 1,5-2 м. Вскрытие шурфов производится с помощью механизмов или вручную. Проверку изоляции и металла стальных вставок необходимо проводить не реже одного раза в 5 лет.

По результатам технического обследования стальных и полиэтиленовых газопроводов должен составляться протокол, в котором с учетом, выявленных дефектов и оценки технического состояния, следует дать заключение о возможности дальнейшей эксплуатации газопровода, необходимости в сроках его ремонта и замены. Информация о выполненных работах и результатах обследования заносится в паспорт газопровода.



Рекомендуемые страницы:

СНиП 2.05.06-85 : Надземная прокладка трубопроводов

Общие положения
Классификация и категории магистральных трубопроводов
Основные требования к трассе трубопроводов
Конструктивные требования к трубопроводам
Подземная прокладка трубопроводов
Переходы трубопроводов через естественные и искусственные препятствия

7.1. Надземная прокладка трубопроводов или их отдельных участков допускается в пустынных и горных районах, болотистых местностях, районах горных выработок, оползней и районах распространения вечномерзлых грунтов, на неустойчивых грунтах, а также на переходах через естественные и искусственные препятствия с учетом требований п. 1.1.

В каждом конкретном случае надземная прокладка трубопроводов должна быть обоснована технико-экономическими расчетами, подтверждающими экономическую эффективность, техническую целесообразность и надежность трубопровода.

7.2. При надземной прокладке трубопроводов или их отдельных участков следует предусматривать проектные решения по компенсации продольных перемещений. При любых способах компенсации продольных перемещений трубопроводов следует применять отводы, допускающие проход поршня для очистки полости трубопровода и разделительной головки (для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов). Прямолинейные балочные переходы допускается проектировать без компенсации продольных перемещений трубопроводов с учетом требований разд. 8.

7.3. При прокладке трубопроводов и их переходов через естественные и искусственные препятствия следует использовать несущую способность самого трубопровода. В отдельных случаях при соответствующем обосновании в проекте допускается предусматривать для прокладки трубопроводов специальные мосты.

Величины пролетов трубопровода следует назначать в зависимости от принятой схемы и конструкции перехода в соответствии с требованиями разд. 8.

7.4. В местах установки на трубопроводе арматуры необходимо предусматривать стационарные площадки для ее обслуживания. Площадки должны быть несгораемыми и иметь конструкцию, исключающую скопление на них мусора и снега.

На начальном и конечном участках перехода трубопровода от подземной к надземной прокладке необходимо предусматривать постоянные ограждения из металлической сетки высотой не менее 2,2 м.

7.5. При проектировании надземных переходов необходимо учитывать продольные перемещения трубопроводов в местах их выхода из грунта. Для уменьшения величины продольных перемещений в местах выхода трубопроводов из грунта допускается применение подземных компенсирующих устройств или устройство поворотов вблизи перехода (компенсатора-упора) с целью восприятия продольных перемещений подземного трубопровода на участке, примыкающем к переходу.

В балочных системах трубопроводов в местах их выхода из грунта опоры допускается не предусматривать. В местах выхода трубопровода из слабосвязанных грунтов следует предусматривать мероприятия по обеспечению проектного положения (искусственное упрочнение грунта, укладку железобетонных плит и др.).

7.6. Опоры балочных систем трубопроводов следует проектировать из несгораемых материалов. При проектировании надземных трубопроводов следует предусматривать электроизоляцию трубопровода от опор.

7.7. Высоту от уровня земли или верха покрытия дорог до низа трубы следует принимать в соответствии с требованиями СНиП II-89-80*, но не менее 0,5 м.

Высота прокладки трубопроводов над землей на участках, где предусматривается использование вечномерзлых грунтов в качестве основания, должна назначаться из условия обеспечения вечномерзлого состояния грунтов под опорами и трубопроводом.

При проектировании трубопроводов для районов массового перегона животных или их естественной миграции минимальные расстояния от уровня земли до трубопроводов следует принимать по согласованию с заинтересованными организациями.

7.8. При прокладке трубопроводов через препятствия, в том числе овраги и балки, расстояние от низа трубы или пролетного строения следует принимать при пересечении:

оврагов и балок — не менее 0,5 м до уровня воды при 5 %-ной обеспеченности;

несудоходных, несплавных рек и больших оврагов, где возможен ледоход, — не менее 0,2 м до уровня воды при 1%-ной обеспеченности и от наивысшего горизонта ледохода;

судоходных и сплавных рек — не менее величины, установленной нормами проектирования подмостовых габаритов на судоходных реках и основными требованиями к расположению мостов.

Возвышение низа трубы или пролетных строений при наличии на несудоходных и несплавных реках заломов или корчехода устанавливается особо в каждом конкретном случае, но должно быть не менее 1 м над горизонтом высоких вод (по году 1%-ной обеспеченности).

7.9. При прокладке трубопроводов через железные дороги общей сети расстояние от низа трубы или пролетного строения до головки рельсов следует принимать в соответствии с требованиями габарита «С» по ГОСТ 9238—83.

Расстояние в плане от крайней опоры надземного трубопровода должно быть, м, не менее:

до подошвы откоса насыпи ………………………………….. 5

» бровки откоса выемки ……………………………………. 3

» крайнего рельса железной дороги…………………….. 10

7.10. В местах надземных переходов .трубопроводов через ручьи, овраги и другие препятствия следует предусматривать конструктивные решения, обеспечивающие надежную защиту от тепловых и механических воздействий соседних трубопроводов при возможном разрыве на одном из них.

Расчет трубопроводов на прочность и устойчивость
Охрана окружающей среды
Защита трубопроводов от коррозии
Линии технологической связи трубопроводов
Проектирование трубопроводов сжиженных углеводородных газов
Материалы и изделия
Приложение. Рекомендуемое

ПУЭ 7. Правила устройства электроустановок. Издание 7

2.5.279. Угол пересечения ВЛ с надземными и наземными газопроводами, нефтепроводами, нефтепродуктопроводами, трубопроводами сжиженных углеводородных газов, аммиакопроводами*, а также с пассажирскими канатными дорогами рекомендуется принимать близким к 90°.

* Газопроводы, нефтепроводы, нефтепродуктопроводы, трубопроводы сжиженных углеводородных газов, аммиакопроводы в дальнейшем именуются трубопроводы для транспорта горючих жидкостей и газов.

Угол пересечения ВЛ с надземными и наземными трубопроводами для транспорта негорючих жидкостей и газов, а также с промышленными канатными дорогами не нормируется.

2.5.280. Пересечение ВЛ 110 кВ и выше с надземными и наземными магистральными и промысловыми трубопроводами* для транспорта горючих жидкостей и газов, как правило, не допускается.

* Магистральные и промысловые трубопроводы в дальнейшем именуются магистральные трубопроводы.

Допускается пересечение этих ВЛ с действующими однониточными наземными магистральными трубопроводами для транспорта горючих жидкостей и газов, а также с действующими техническими коридорами этих трубопроводов при прокладке трубопроводов в насыпи.

В районах с вечномерзлыми грунтами допускается пересечение ВЛ 110 кВ и выше с надземными и наземными магистральными нефтепроводами, а также с их техническими коридорами без прокладки нефтепроводов в насыпи. При этом нефтепроводы на расстоянии 1000 м в обе стороны от пересечения с ВЛ должны отвечать требованиям, предъявляемым к участкам трубопроводов категории I, а в пределах охранной зоны ВЛ 500 кВ и выше — категории В по строительным нормам и правилам магистральные трубопроводы.

В пролетах пересечения с ВЛ надземные и наземные трубопроводы для транспорта горючих жидкостей и газов, кроме проложенных в насыпи, следует защищать ограждениями, исключающими попадание проводов на трубопровод как при их обрыве, так и необорванных проводов при падении опор, ограничивающих пролет пересечения.

Ограждения должны быть рассчитаны на нагрузки от воздействия проводов при их обрыве или при падении опор ВЛ, ограничивающих пролет пересечения, и на термическую стойкость при протекании токов КЗ.

Ограждение должно выступать по обе стороны пересечения на расстояние, равное высоте опоры.

2.5.281. Опоры ВЛ, ограничивающие пролет пересечения с надземными и наземными трубопроводами, а также с канатными дорогами, должны быть анкерными нормальной конструкции. Для ВЛ со сталеалюминиевыми проводами площадью сечения по алюминию 120 мм2 и более или со стальными канатами площадью сечения 50 мм2 и более, кроме пересечений с пассажирскими канатными дорогами, допускаются анкерные опоры облегченной конструкции или промежуточные опоры. Поддерживающие зажимы на промежуточных опорах должны быть глухими.

При сооружении новых трубопроводов и канатных дорог под действующими ВЛ 500 кВ и выше переустройство ВЛ не требуется, если выдерживается наименьшее расстояние в соответствии с табл.2.5.39.

Таблица 2.5.39. Наименьшее расстояние от проводов ВЛ до наземных, надземных трубопроводов, канатных дорог.

Пересечение, сближение и параллельное следование

Наименьшее расстояние, м, при напряжении ВЛ, кВ

До 20

35

110

150

220

330

500

750

Расстояние по вертикали (в свету) при пересечении:

– от неотклоненных проводов ВЛ до любой части трубопроводов (насыпи), защитных устройств, трубопровода или канатной дороги в нормальном режиме

3*

4

4

4,5

5

6

8

12

– то же, при обрыве провода в смежном пролете

2*

2*

2*

2,5

3

4

Расстояния по горизонтали:

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

– магистрального нефтепровода и нефтепродуктопровода

50 м, но не менее высоты опоры

– газопровода с избыточным давлением свыше 1,2 МПа (магистрального газопровода)

Не менее удвоенной высоты опоры, но не менее 50 м

– трубопровода сжиженных углеводородных газов

Не менее 1000 м

– аммиакопровода

3-кратная высота опоры, но не менее 50 м

– немагистральных нефтепровода и нефтепродуктопровода, газопровода с избыточным давлением газа 1,2 МПа и менее, водопровода, канализации (напорной и самотечной), водостока, тепловой сети

Не менее высоты опоры**

Помещений со взрывоопасными зонами и наружных взрывоопасных установок:

компрессорных (КС) и газораспределительных (ГРС) станций:

– на газопроводах с давлением свыше 1,2 МПа

80

80

100

120

140

160

180

200

– на газопроводах с давлением газа 1,2 МПа и менее

Не менее высоты опоры плюс 3 м

– нефтеперекачивающих станций (НПС)

40

40

60

80

100

120

150

150

2) при пересечении от основания опоры ВЛ до любой части:

– трубопровода, защитных устройств трубопровода или канатной дороги

Не менее высоты опоры

– то же, на участках трассы в стесненных условиях

3

4

4

4,5

5

6

6,5

15

* При прокладке трубопровода в насыпи расстояние до насыпи увеличивается на 1 м.

**Если высота надземного сооружения превышает высоту опоры ВЛ, расстояние между этим сооружением и ВЛ следует принимать не менее высоты этого сооружения.

Примечание. Приведенные в таблице расстояния принимаются до границы насыпи или защитного устройства.

В пролетах пересечения ВЛ с трубопроводами для транспорта горючих жидкостей и газов провода и тросы не должны иметь соединений.

2.5.282. Провода ВЛ должны располагаться над надземными трубопроводами и канатными дорогами. В исключительных случаях допускается прохождение ВЛ до 220 кВ под канатными дорогами, которые должны иметь мостики или сетки для ограждения проводов ВЛ. Крепление мостиков и сеток на опорах ВЛ не допускается.

Расстояния по вертикали от ВЛ до мостиков, сеток и ограждений (2.5.280) должны быть такими же, как до надземных и наземных трубопроводов и канатных дорог (см. табл.2.5.39).

2.5.283. В пролетах пересечения с ВЛ металлические трубопроводы, кроме проложенных в насыпи, канатные дороги, а также ограждения, мостики и сетки должны быть заземлены. Сопротивление, обеспечиваемое применением искусственных заземлителей, должно быть не более 10 Ом.

2.5.284. Расстояния при пересечении, сближении и параллельном следовании с надземными и наземными трубопроводами и канатными дорогами должны быть не менее приведенных в табл.2.5.39*.

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

Расстояния по вертикали в нормальном режиме работы ВЛ должны приниматься не менее значений, приведенных в табл.2.5.39:

  • при высшей температуре воздуха без учета нагрева проводов электрическим током расстояния должны приниматься как для ВЛ 500 кВ и ниже;
  • при температуре воздуха по 2.5.17 без учета нагрева провода электрическим током при предельно допустимых значениях интенсивности электрической и магнитной составляющих электромагнитного поля — для ВЛ 750 кВ;
  • при расчетной линейной гололедной нагрузке по 2.5.55 и температуре воздуха при гололеде — согласно 2.5.51.

В аварийном режиме расстояния проверяются для ВЛ с проводами площадью сечения алюминиевой части менее 185 мм2 при среднегодовой температуре, без гололеда и ветра; для ВЛ с проводами площадью сечения алюминиевой части 185 мм2 и более проверка при обрыве провода не требуется.

Трасса ВЛ напряжением 110 кВ и выше при параллельном следовании с техническими коридорами надземных и наземных магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов должна проходить, как правило, на местности с отметками рельефа выше отметок технических коридоров магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов. В районах Западной Сибири и Крайнего Севера* при параллельном следовании ВЛ 110 кВ и выше с техническими коридорами надземных и наземных магистральных газопроводов, нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и аммиакопроводов расстояние от оси ВЛ до крайнего трубопровода должно быть не менее 1000 м.

* Здесь и далее к районам Западной Сибири относятся нефтегазодобывающие районы Тюменской и Томской областей и Ямало-Ненецкого и Ханты-Мансийского округов и к районам Крайнего Севера — территория, включенная в это понятие Постановлением Совета Министров СССР от 10.10.67.

2.5.285. Расстояние от крайних неотклоненных проводов ВЛ до продувочных свечей, устанавливаемых на магистральных газопроводах, следует принимать не менее 300 м.

На участках стесненной трассы ВЛ это расстояние может быть уменьшено до 150 м, кроме многоцепных ВЛ, расположенных как на общих, так и на раздельных опорах.

2.5.286. На участках пересечения ВЛ с вновь сооружаемыми надземными и наземными магистральными трубопроводами последние на расстоянии по 50 м в обе стороны от проекции крайнего неотклоненного провода должны иметь для ВЛ до 20 кВ категорию, отвечающую требованиям строительных норм и правил, а для ВЛ 35 кВ и выше — на одну категорию выше.

Охранная зона газопровода низкого давления

В настоящей статье мы расскажем, что такое газораспределительная сеть (далее также ГРС)  низкого давления, проанализируем, каким образом она учитывается в реестре недвижимого имущества, как для нее определяются и ставятся на кадастровый учет охранные зоны.

Охранная зона для газопровода низкого давления, нормативный акт

Газопровод низкого давления является одним из видов  газораспределительной сети.  В такие  сети могут входить газопроводы низкого, среднего и высокого давления.

Охранная зона газопровода низкого давления По газораспределительной сети осуществляется доставка газа от магистральных газопроводов  до конечного потребителя, т.е. до жилых домов и предприятий. Газораспределительная сеть, как правило, признается объектом недвижного имущества и, соответственно, проходит реестровый учет.

Таким образом,   ГРС   проходит технический (кадастровый)  учет и государственную регистрацию прав на него. Технический учет газопровода проводится посредством определения  координат и протяженности  нитки трубопровода. После этого осуществляется  его постановка  на кадастровый учет как линейного объекта. Права  на сеть заявляются либо эксплуатирующей организацией, либо предприятием, являющимся собственником  газопровода — ввода.

 

 

Для лучшего понимания данного вопроса приведем основные термины, используемые в действующем законодательстве:

 1)  Распределительные газопроводы   –   газопроводы, обеспечивающие подачу газа от газораспределительных станций магистральных газопроводов или других источников газоснабжения до газопроводов-вводов или организаций, потребляющих газ;

2) Межпоселковый газопровод   –   распределительный газопровод, проложенный между поселениями;

3) Газопровод-ввод      –   газопровод от места присоединения к распределительному газопроводу до отключающего устройства или наружной конструкции здания либо сооружения потребителя газа.

 

Охранная зона газопровода низкого давленияОхранная зона газопровода низкого давления  –  сколько метров?

Охранная зона наружного газопровода низкого давления составляет  по 2 метра от оси нитки, также как и для ГРС среднего и высокого давления.

Охранная зона подземного газопровода низкого давления составляет  по 3 метра от оси нитки, также как и для ГРС среднего и высокого давления.

Охранная зона газопровода низкого давленияПоскольку даже ГРС   низкого давления является опасным объектом, любые работы, проводящиеся вблизи нее, должны осуществляться только под строгим надзором   и контролем специалистов эксплуатирующей организации. Любое повреждение сети может  привести    к несчастному случаю  или же оставить в зимнее время  без отопления целый населенный пункт. Именно   это вызывает необходимость устанавливать охранные зоны газопроводов низкого давления, среднего и высокого давления.

В границах охранных  зон газа запрещаются строительство жилых строений, земляные работы, ограничение доступа к сетям для сотрудников газовых организаций, разведение огня и т.д.

Так как газопровод является источником повышенной опасности на указанных охранных территориях необходимо соблюдать режим ограниченной хозяйственной деятельности. Это означает, что любые действия, которые могут привести к выходу из строя газопровода, запрещены. Например, земляные работы в зоне отчуждения ГРС могут привести к взрыву и несчастному случаю.

Следует иметь в виду! Охранная зона газопровода низкого давления для строительства может оказаться серьезным препятствием.

Установление охранной зоны газопровода

На местности территория отчуждения  обозначается специальными знаками. Мероприятия по информированию  должны проводиться  предприятием – собственником ГРС. Кроме того,   собственнику сети надлежит обеспечить внесение   сведений о границах охранных зон в Государственный реестр недвижимости.

Установление охранной зоны газовой сети, ее координирование обеспечивает кадастровый инженер. Постановка ГРС на учет начинается с подготовки в отношении нее технического плана, в котором будут отражены уникальные характеристики объекта: протяженность, координаты и т.д. По нормам действующего законодательства регистрация прав на объект и кадастровый учет происходят одновременно.

После того как сведения вносят в госреестр недвижимости,  кадастровый инженер готовит карту (план). Карта (план) – это специальный документ, на основании которого  сведения о территории отчуждения объекта вносятся  в госреестр недвижимости.

Охранная зона газопровода низкого давления

Следует также учесть, что постановка ГРС  низкого давления на государственный кадастровый учет – это обязанность собственника нитки.  Если  владелец сети не обеспечил установления охранной территории, он лишается возможности требовать возмещения убытков  в случае несанкционированных работ и повреждения ГРС.  Также при отсутствии охранной территории  собственник ГРС в случае  аварии  не сможет требовать беспрепятственного прохода, проезда к месту поломки.

Самая главная причина, по которой важно внести охранную зону надземных газопроводов низкого давления и высокого давления  в Государственный реестр недвижимости, это предупреждение несчастных случаев и аварий.  При отсутствии соответствующих сведений огневые или земляные работы вблизи ниток ГРС могут привести к взрыву.

 

Серия знаний о природном газе: Прокладка газопровода Содержание

ОТДЕЛЕНИЕ 4300 ШТОРМОВЫЙ ДРЕНАЖ

DIVISION 4300 STORM DRAINAGE
ОТДЕЛЕНИЕ 4300 ДРЕНАЖНАЯ ЧАСТЬ 4305 КАНАЛИЗАЦИЯ ЧАСТЬ 1 — ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ 1.01 ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ В этом разделе рассматривается строительство ливневой канализации для сбора и транспортировки ливневых стоков. 1.02 ССЫЛКИ

Дополнительная информация

ИНФОРМАЦИОННЫЙ ЛИСТ о расширении OSU

OSU Extension FACT SHEET
РАСШИРЕНИЕ ГОСУДАРСТВЕННОГО УНИВЕРСИТЕТА ОГАЙО! ИНФОРМАЦИОННЫЙ ЛИСТ о расширении OSU Расширение государственного университета штата Огайо, 2120 Fyffe Road, Columbus, OH 43210 Серия информационных бюллетеней по разработке сланцевой нефти и газа Руководство для землевладельца по вопросам

Дополнительная информация

NW Natural & Pipeline Safety

NW Natural & Pipeline Safety
NW Natural и безопасность трубопроводов, которые мы выросли здесь NW Natural — коммунальная компания из Орегона, основанная в 1859 году.Компания покупает природный газ для своего основного рынка в западном Орегоне и юго-западном Вашингтоне,

.

Дополнительная информация

Глава 7 Сантехнические соединения

Chapter 7 Plumbing Connections
Глава 7 Сантехнические соединения 7-1 Общие положения Все сантехническое оборудование и установки должны быть спроектированы, сконструированы и установлены в соответствии с этим кодексом, а если не указано иное, применимыми положениями

Дополнительная информация

РАЗДЕЛ 1 ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ

SECTION 1 GENERAL REQUIREMENTS
Страница 1 из 6 РАЗДЕЛ 1 ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ 1.ОБЪЕМ РАБОТ: ​​Работы, которые должны быть выполнены в соответствии с положениями этих документов и контракта, основанного на них, включают предоставление всех рабочих, оборудования, материалов,

Дополнительная информация

Указания по раскопкам

Guidelines for Excavations
О к т о б е р 2 0 0 1 Руководство по земляным работам вблизи газопроводов Технические стандарты и органы безопасности, ставящие общественную безопасность на первое место Руководство по земляным работам в окрестностях газопроводов

Дополнительная информация

hs2 Ground Нетехническое руководство

hs2 Ground A non-technical guide
hs2 Наземные исследования Нетехническое руководство Содержание Наземные исследования HS2 1 Основные вопросы и ответы 2 2 Методы наземного расследования 9 2.1 Скважина ударного действия кабеля 10 2,2 Скважина вращающегося стержня 12

Дополнительная информация

Конструкция стабилизации выхода

Outlet stabilization structure
Обзор методов борьбы с отложениями и эрозией Практика № 6.41 Конструкция стабилизации на выходе Эрозия на выходе из каналов, водопропускных труб и других конструкций является обычным явлением и может вызвать конструкцию

Дополнительная информация

Обнаружение утечек с помощью PLUMBOAT

Leakage Detection Using PLUMBOAT
Международный научно-исследовательский журнал публикаций, том 4, выпуск 10, октябрь 2014 1 Обнаружение утечек с помощью PLUMBOAT Pratiksha Kulkarni Отдел электроники и телекоммуникаций, Р.A.I.T

Дополнительная информация

брифинг по окружающей среде02

environment briefing02
ПРОИЗВОДИТ ГРУППА ПО БЕЗОПАСНОСТИ, ЗДОРОВЬЮ И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЕ АССОЦИАЦИИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СЕТЕЙ — Брифинг по окружающей среде ИЮЛЬ 2006 г. 02 Транспортировка электроэнергии по воздушным линиям или подземным кабелям? Введение

Дополнительная информация

Инженерные решения

Engineered Solutions
Инженерные решения Давно установившиеся партнерские отношения объединяют ведущие мировые компании по производству приборов в рамках BKW.Наши производственные мощности позволяют нам быстро адаптировать стандартные инструменты к

Дополнительная информация

ГЛАВА 8 ГРАЖДАНСКИЙ ДИЗАЙН

CHAPTER 8 CIVIL DESIGN
ГЛАВА 8 ГРАЖДАНСКОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ A. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ В этой главе содержатся стандарты и соображения по проектированию других строительных конструкций в области строительства, дренажа и коммунальных услуг. Рекомендации по проектированию электрического оборудования

Дополнительная информация

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ САНТЕХНИКИ

SANITARY SEWER SPECIFICATIONS
ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ САНИТАРНО-КАНАЛИЗАЦИОННОЙ СИСТЕМЫ ОКТЯБРЬ 2003 ГОДА УРОЖАЙ — ВОДОСНАБЖЕНИЕ, КАНАЛИЗАЦИЯ И ПОЖАРНАЯ ЗАЩИТА МОНРОВИИ РАЗДЕЛ 1.00 1.10 Цель Цель этого документа состоит в том, чтобы собрать спецификации, правила канализации,

Дополнительная информация

Как безопасно копать природный газ

How To Safely Dig For Natural Gas
PNG DIAL B4-U-DIG book_final_nu 5/1/05 15:24 Page 2 Phoenix Natural Gas, 197 Airport Road West, Белфаст BT3 9ED. Тел. 08454 55 55 55. www.phoenix-natural-gas.com НАБОР PNG B4-U-DIG book_final_nu 5/1/05

Дополнительная информация

Как Сохраняя Руководство по стене

How To Retaining Wall Guide
Как Сохраняя руководство стены Перед тем, как начать: согласия и инженерно-строительное Согласие Подпорных стенок свыше 1.Высота 5 м потребует разрешения на строительство от Совета местного органа власти. Стены, несущие лишние

Дополнительная информация

Содержание информации о природном газе

Natural Gas Information Contents
Информация о природном газе Содержание Что такое природный газ Компоненты природного газа Физические свойства природного газа Различные формы природного газа Использование системы когенерации природного газа Природный газ и

Дополнительная информация

РАЗДЕЛ 3 ПРОЕКТИРОВАНИЕ САНИТАРНОЙ КАНАЛИЗАЦИИ

SECTION 3 SANITARY SEWER DESIGN
РАЗДЕЛ 3 ПРОЕКТИРОВАНИЕ САНИТАРНОЙ КАНАЛИЗАЦИИ 3.1 ОБЩИЕ КРИТЕРИИ ПРОЕКТИРОВАНИЯ 3.1.1 Требования к санитарной канализации 3.1.2 Утверждение проекта 3.1.3 Требуется разрешение IEPA 3.1.4 Различие между государственной и частной канализацией

Дополнительная информация

РАЗДЕЛ 02845 ОГРАЖДЕНИЯ

SECTION 02845 GUARDRAILS
РАЗДЕЛ 02845 ОГРАЖДЕНИЯ ЧАСТЬ 1 — ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ 1.01 ОБЪЕМ РАБОТ A. Предоставить всю необходимую рабочую силу, материалы, оборудование и вспомогательные средства, а также отремонтировать, заменить или установить все типы ограждений, как указано в настоящем документе

Дополнительная информация

Ремонт канализации

Sewer Line Rehabilitation
1.0 ОБЩЕЕ 1.1 ОПИСАНИЕ: Эта спецификация должна охватывать восстановление существующих санитарных коллекторов с использованием СИСТЕМЫ ПРОРЫВА ТРУБ GRUNDOCRACK. Разрыв трубы — это система, с помощью которой происходит пневматический разрыв

Дополнительная информация

Глава 5 — Сварка самолетов

Chapter 5 - Aircraft Welding
Глава 5 — Сварка самолетов Глава 5 Раздел A Вспомогательные вопросы Заполните пропуски 1. Существует 3 типа сварки: и, сварка. 2.Вырабатывается кислородно-ацетиленовое пламя с температурой Фаренгейта

Дополнительная информация

.

Безопасность газопровода | Балтиморская газовая и электрическая компания

Наивысшим приоритетом BGE является безопасность, и мы стремимся поддерживать безопасную и надежную систему природного газа. Это включает в себя реализацию Программы управления целостностью передачи, которая соответствует федеральным нормам. Мы эксплуатируем около 165 миль транспортных трубопроводов, по которым природный газ доставляется в сеть газовых магистралей, обслуживающих более 653 000 клиентов в центре Мэриленда.

Комплексная программа управления целостностью BGE выявляет области с высокими последствиями (HCA), обеспечивает анализ рисков в этих областях, включает базовую оценку целостности каждого сегмента газопровода и определяет график инспекций трубопровода.Выявленные места могут включать в себя места собраний и места, где люди, находящиеся в учреждении, ограничены в передвижении.

Текущий мониторинг, техническое обслуживание и меры безопасности для трубопроводной сети BGE включают:

  • Мониторинг давления в реальном времени из нашей круглосуточной диспетчерской, которая поддерживает текущее давление в нашей системе в соответствии с инструкциями по безопасной эксплуатации. Станции регулятора давления и устройства защиты от избыточного давления обслуживаются по всей системе.

  • Исследование утечек магистральных и распределительных трубопроводов через:

    • Воздушный осмотр коридоров магистральных трубопроводов отслеживает явные признаки утечек.

    • Наземные патрули с использованием

      автомобильные и переносные детекторы измеряют уровень природного газа в воздухе вблизи трубопроводов.

  • Контроль коррозии Группы измеряют и испытывают катодную защиту стальных трубопроводов. Катодная защита позволяет стальным трубопроводам противостоять коррозионному воздействию окружающей почвы.

  • Проводятся раскопки для прямой оценки внешней коррозии . BGE анализирует собранные данные и периодически выкапывает участки трубопровода для непосредственной оценки целостности трубопровода и проведения технического обслуживания или ремонта.

  • Добавление меркаптана для обнаружения газа по запаху, что позволяет быстро обнаруживать утечки.

  • Участие в системе единого звонка Мэриленда для повышения осведомленности о предотвращении ущерба.

    Узнайте больше о Miss Utility и 811.

  • Включение в процесс оповещения BGE о раскопках , который требует, чтобы инспектор по предотвращению повреждений BGE контролировал работу вблизи трубопроводов и оставался на тех участках, где работа ведется в пределах 10 футов от трубопровода.

  • Маркеры трубопроводов размещаются там, где необходимо, для обозначения местоположения трубопроводов. Однако никогда не полагайтесь на наличие или отсутствие маркеров для определения точного местоположения подземных коммуникаций. Для получения дополнительной информации посетите веб-сайт Национальной системы картирования трубопроводов.

  • Управление растительностью проводится в коридорах магистральных трубопроводов, чтобы трубопроводы были видны с воздуха и открыты для обычного и аварийного доступа.

  • Испытания гидростатическим давлением. Испытания новых трубопроводов во время строительства. Перед вводом в эксплуатацию трубопровод заполняется водой и создается давление, превышающее рабочее давление в трубе.

Если у вас есть дополнительные вопросы или вы хотите узнать больше о нашей программе управления целостностью трубопроводов, напишите нам.
[email protected]

Если вы чувствуете запах природного газа , немедленно покиньте это место и позвоните в BGE по телефону 1-877-778-7798 или 1-800-685-0123.

Если линии электропередач вышли из строя, держитесь подальше от этого района и звоните в BGE по телефону 1-877-778-2222 или 1-800-685-0123.

Представители доступны 24 часа в сутки, 7 дней в неделю.

.

0 0 vote
Article Rating
Подписаться
Уведомление о
guest
0 Комментарий
Inline Feedbacks
View all comments