Заглавная страница Избранные статьи Случайная статья Познавательные статьи Новые добавления Обратная связь КАТЕГОРИИ: Археология Биология Генетика География Информатика История Логика Маркетинг Математика Менеджмент Механика Педагогика Религия Социология Технологии Физика Философия Финансы Химия Экология ТОП 10 на сайте Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрации Техника нижней прямой подачи мяча. Франко-прусская война (причины и последствия) Организация работы процедурного кабинета Смысловое и механическое запоминание, их место и роль в усвоении знаний Коммуникативные барьеры и пути их преодоления Обработка изделий медицинского назначения многократного применения Образцы текста публицистического стиля Четыре типа изменения баланса Задачи с ответами для Всероссийской олимпиады по праву Мы поможем в написании ваших работ! ЗНАЕТЕ ЛИ ВЫ? Влияние общества на человека Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрации Практические работы по географии для 6 класса Организация работы процедурного кабинета Изменения в неживой природе осенью Уборка процедурного кабинета Сольфеджио. Все правила по сольфеджио Балочные системы. Определение реакций опор и моментов защемления

Главная Избранные Случайная статья Познавательные Новые добавления Обратная связь FAQ Направление: транспортировка Стр 1 из 23Следующая ⇒ НАПРАВЛЕНИЕ: Транспортировка Газа C борник лекций по теме «Линейная часть как объект магистрального газопровода» СНО 04.12.03.405.16                 г.Ухта 2019 АННОТАЦИЯ _____________________________________________________________________________________________________________________ Сборник лекций является учебным пособием при реализации основных профессиональных программ профессионального обучения – программам профессиональной подготовки, переподготовки и повышения квалификации рабочих ООО «Газпром трансгаз Ухта» по профессии 19238 «Трубопроводчик линейный» 2 – 5 разрядов. Материал лекций ориентирован на комплексное изучение сведений о транспортировке газа, теоретические основы устройства линейной части, технологического оборудования и сооружений, эксплуатации, технического обслуживания и ремонта магистральных газопроводов, требований по обучению трубопроводчиков линейных безопасным методам и приемам труда. Сборник лекций предназначен для преподавателей и специалистов, занимающихся обучением рабочих по данной профессии. СВЕДЕНИЯ О ДОКУМЕНТЕ 1 РАЗРАБОТАН   Образовательным подразделением «Учебно-производственный центр» ООО «Газпром трансгаз Ухта»       2 ЗАКЛЮЧЕНИЕ МЕТОДИЧЕСКОЙ КОМИССИИ     № ____от «__» __________2019г.       3 ВВЕДЕНА В ДЕЙСТВИЕ «____»______________ 2019г. 4 ВЗАМЕН   Впервые                                                                   Список исполнителей: Методическое обеспечение разработки и составление сборника лекций:   Методист Образовательного подразделения «Учебно-производственный» центр                                       Н.В. Дамулевич                            Преподаватель Образовательного подразделения «Учебно-производственный центр»                            В.А. Смирнов Рецензенты: Начальник линейно-эксплуатационной службы Грязовецкого ЛПУМГ ООО «Газпром трансгаз Ухта»                                                    С.Н. Зубарев     Содержание 1 Введение…………………………………………………………………… 7   1.1 Газовая промышленность………………………………………….. 7   1.2 Природный газ и его свойства…………………………………….. 7   1.3 Основы транспорта природного газа……………………………... 10 2 Лекция 1 Состав магистрального газопровода………………………….. 13   2.1 Магистральный газопровод и его состав…………………………. 13   2.2 Классы и категории магистрального газопровода……………….. 15   2.3 Минимальные расстояния магистрального газопровода………... 19   2.4 Охранные зоны магистрального газопровода……………………. 23   2.5 Организация и производство работ в охранных зонах магистрального газопровода……………………………………….   25   2.6 Вопросы для контроля (самоконтроля) к лекции 1………………. 29 3 Лекция 2 Линейная часть магистрального газопровода………………... 30   3.1 Линейная часть магистрального газопровода и ее состав……….. 30   3.2 Прокладка магистрального газопровода………………………….. 36   3.3 Размещение трубопроводной арматуры на магистральном газопроводе………………………………………………………….   39   3.4 Подводные переходы магистрального газопровода……………... 40   3.5 Переходы магистрального газопровода через автомобильные и железные дороги…………………………………………………….   45   3.6 Камеры приема и запуска внутритрубных устройств…………… 48   3.7 Оформление линейной части магистрального газопровода…….. 55   3.8 Балластировка магистрального газопровода……………………... 56   3.9 Защита магистрального газопровода от коррозии……………….. 63   3.10 Гидратообразование. Условия образования гидратов и борьба с ними…………………………………………………………………. 70   3.11 Вопросы для контроля (самоконтроля) к лекции 2………………. 72 4 Лекция 3 Эксплуатация и техническое обслуживание магистрального газопровода………………………………………………………………...   74   4.1 Эксплуатация линейной части магистрального газопровода…… 74   4.2 Техническое обслуживание линейной части магистрального газопровода………………………………………………………….   75   4.3 Вопросы для контроля (самоконтроля) к лекции 3………………. 78 5 Лекция 4 Трубопроводная арматура…………………………………….. 79   5.1 Классификация трубопроводной арматуры……………………… 79   5.2 Параметры трубопроводной арматуры…………………………… 81   5.3 Условное обозначение и маркировка трубопроводной арматуры 82   5.4 Запорная арматура…………………………………………………. 86   5.5 Требования при эксплуатации трубопроводной арматуры……… 95   5.6 Вопросы для контроля (самоконтроля) к лекции 4………………. 98 6 Лекция 5 Техническое обслуживание трубопроводной арматуры……. 100   6.1 Входной контроль трубопроводной арматуры…………………… 101   6.2 Хранение трубопроводной арматуры…………………………….. 102   6.3 Предмонтажная подготовка трубопроводной арматуры………… 102   6.4 Пусконаладочные работы…………………………………………. 103   6.5 Организация эксплуатации трубопроводной арматуры…………. 106   6.6 Техническое обслуживание и ремонт трубопроводной арматуры 106   6.7 ТО-1, ТО-2 и текущий ремонт…………………………………….. 107   6.8 Техническое диагностирование трубопроводной арматуры……. 107   6.9 Средний и капитальный ремонт трубопроводной арматуры……. 108   6.10 Вопросы для контроля (самоконтроля) к лекции 5………………. 108 7 Список рекомендуемых нормативных документов и учебной литературы ………………………………………………………………...   110       Газовая промышленность Россия обладает одними из самых больших запасов природного газа в мире. Богатейшие газовые месторождения расположены в основном в заболоченных районах Западной Сибири, северных районах и на прибрежном шельфе. В России сосредоточено около 30% доказанных и свыше 40% прогнозных мировых запасов газа. Для того чтобы все это богатство могло служить на благо страны нужно доставить газ в промышленные и жилые районы. Газовая промышленность – наиболее молодая отрасль топливного комплекса. Газ в больших количествах используется в качестве топлива в металлургической, стекольной, цементной, керамической, легкой и пищевой промышленности, полностью или частично заменяя такие виды топлива, как уголь, кокс, мазут, или является сырьем в химической промышленности. Для доставки этого газа в различные регионы страны и за рубеж была создана и постоянно развивается транспортная сеть – сеть магистральных газопроводов (МГ). Единая система газоснабжения России – это широко разветвленная сеть магистральных газопроводов, обеспечивающих потребителей газом с газовых месторождений Тюменской области, Республики Коми, Оренбургской и Астраханской областей. Протяженность газопроводов ЕСГ составляет более 150 тыс. км. Решением этих вопросов и занимается компания «Газпром». Добыча Природный газ из подземного месторождения поднимается на поверхность за счет большого давления пласта по пробуренным скважинам, далее через промысловые газосборные сети попадает на УКПГ (установку комплексной подготовки газа). Где происходит его подготовка к транспорту, а именно очистка от механических примесей, вредных веществ, осушка с целью предупреждения гидратообразования. Механические примеси приводят к износу трубопровода и технологического оборудования. Влага находящаяся в газе будет скапливаться в низких местах, что приведет к уменьшению площади проходного сечения, а при определенных температуре и давлении к образованию кристаллогидратов. Что приведет к полной или частичной закупорке трубопровода и отказу технологического оборудования. Удаляются вредные примеси такие как сероводород, углекислый газ и т.д. Наличие вредных примесей, особенно сероводорода приводит к преждевременной внутренней коррозии трубопроводов. Таким образом, на УКПГ мы подготавливаем добытый природный газ к дальнейшему использованию, придаем ему товарный вид. Транспорт газа Трубопроводный транспорт является одним из наиболее экономичных, а в случае транспорта газообразных веществ – единственным видом транспорта. Транспорт газа осуществляется по магистральным газопроводам (МГ). Совершенствование транспорта газа, а соответственно и магистральных газопроводов шло по следующим направлениям: - увеличение диаметра газопровода; - повышение давления в газопроводе; - снижение гидравлического сопротивления газопровода; - снижение температуры транспортируемого газа; - увеличение единичной мощности, КПД и надежности ГПА; Увеличение объемов транспорта газа происходит двумя путями, увеличением диаметра газопровода и повышения давления в нем. Диаметр изменялся следующим образом, от первых газопроводов диаметром 300мм, до основного, применяемого в настоящее время размера 1420мм. Следующим логичным увеличением диаметра газопровода можно предположить диаметр 1620мм. Но повышение диаметра газопровода до величины 1620мм признано нецелесообразным по следующим причинам: - снижается надежность МГ проложенных в обводненных грунтах из-за повышения плавучести трубопровода до 40% по сравнению с диаметром 1420мм; - переход на диаметр 1620мм требует практически полностью пересмотра технологии строительства; Повышение рабочего давления приводит практически к пропорциональному повышению пропускной способности магистрального газопровода. Повышение рабочего давления рассматривается как перспективное при условии улучшения прочности металла трубы. Существующие системы давления газопроводов выглядят в настоящее время таким образом: 5,5 МПа (55кгс/см²) – Ухта-Торжок I; Ухта-Торжок II; Грязовец-КГМО; Грязовец-Ленинград I; Грязовец-Ленинград II; Грязовец-Торжок и т.д; 7,4 МПа (75кгс/см²) – Ухта-Торжок III; Пунга-Ухта-Грязовец; СРТО-Торжок; Починки-Грязовец; 9,8 МПа (100кгс/см²) - Ухта – Торжок I (Ухта – Грязовец);Ухта – Торжок II (Ямал); СЕГ I; СЕГ II; 11,8 МПа (120кгс/см²) – Бованенково-Ухта I; Бованенково-Ухта II; Нанесение покрытий на внутреннюю поверхность труб позволяет снизить удельную шероховатость в 2 – 3 раза, что приводит к увеличению пропускной способности магистрального газопровода на 7 – 12%. Пропускная способность магистрального газопровода в значительной степени зависит от температуры транспортируемого газа. Чем больше мы повышаем давление, тем больше повышается и температура газа. Газ охлаждается на компрессорных станциях (КС) в аппаратах воздушного охлаждения, что позволяет повысить пропускную способность и сохранить изоляционное покрытие газопровода. От температуры транспортируемого газа зависит и надежность работы газопровода. В данное время ввод в работу КС без аппаратов воздушного охлаждения запрещен. А в некоторых случаях, там где давление повышается на значительную величину требуется еще и строительство станций охлаждения газа (СОГ). Изменение мощности ГПА происходило следующим образом: 6,3 МВт – ГПА Ц – 6,3; 10 МВт – ГТК 10-4; ГТК 10И; ГПА Ц-10Б; 12 МВт – ГПА 12 Урал; 16 МВТ – ГПА 16 Урал, ГПА Ц1-16С, ГПА Ц1-16Л, ГПА-16У; 25 МВт – ГПА 25 Урал, ГПА 25 Балтика, ГПА Нева-25НК; 32 МВт – ГПА 32 Ладога; Одновременно с увеличением единичной мощности происходило и увеличение КПД ГПА путем совершенствования термодинамического цикла ГТУ, применения принципа рекуперации, использования полнонапорных нагнетателей, сменных проточных частей. Одновременно большие работы ведутся и в области повышения надежности ГПА.     Примечания 1 До утверждения соответствующего нормативного документа по проектированию магистральных газопроводов в статусе Национального стандарта (Свода правил) проектирование магистральных газопроводов давлением свыше 1,18 МПа (12 кГс/см2) до 9,8 МПа (100 кГс/см2) следует осуществлять в соответствии с требованиями СП 36.13320.2012 «Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*» Таким образом в диапазоне давлений 1,18 МПа (12 кГс/см2) до 9,8 МПа (100 кГс/см2) действуетСП 36.13320.2012 «Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*», а в диапазоне давлений свыше 9,8 МПа (100 кГс/см2) до 24,52 МПа (250 кгс/см2) - СТО Газпром 2-2.1-249-2008. Все участки МГ по СТО Газпром 2-2.1-249-2008 подразделяются на три категории: - Н (Нормальная); - С (Средняя); - В (Высокая). Т а б л и ц а 5 - Соответствие между категориями участков МГ по СП 36.13320.2012 «Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*» и СТО Газпром 2-2.1-249-2008.   СП 36.13320.2012 III-IV I-II В СТО Газпром 2-2.1-249-2008 Н С В Выборочные данные по категории участков магистральных газопроводов в соответствии со СТО Газпром 2-2.1-249-2008 «Магистральные газопроводы» приведены в таблице 6. Т а б л и ц а 6 - Категории участков магистральных газопроводов в зависимости от их назначения.   Назначение участков газопроводов Категория газопровода при прокладке подземной наземной надземной 1 Переходы через водные преграды: а) шириной зеркала воды в межень 75 м и более б) шириной зеркала воды в межень до 75 м и прибрежные участки длиной не менее 25 м   В С   - -   В С 2 Переходы через болота типа:  II  III   С С   Н С   Н С 3 Переходы через железные и автомобильные дороги: а) участки газопроводов на переходах через железные дороги обшей сети, автомобильные дороги I, II и III категории; б) участки газопроводов на переходах через подъездные железные дороги промышленных предприятий, автомобильные дороги IV, V,   В   С   -   -   В   С 4 Трубопроводы, расположенные внутри зданий и в пределах территорий КС, ПРГ, СПХГ, ДКС, ГРС, ГИС, включая конденсатосборники, а также трубопроводы импульсного, топливного и пускового газа. Трубопроводы узлов подключения к КС, располагаемых на территории КС В В В 5 Узлы установки линейной арматуры (за исключением участков категории В) и примыкающие участки газопровода С С С 6 Узлы пуска и приема ВТУ С С С 7 Узлы подключения в газопровод, располагаемые вне КС, участки между охранными кранами С С С Примечания Расстояния, указанные над чертой в поз.1-5 настоящей таблицы, относятся к КС, под чертой - к ГРС

Минимальные расстояния от МГ согласно СТО Газпром 2-2.1-249-2008.

Все объекты, здания и сооружения, располагаемые вблизи трассы МГ следует разделить на группы (А-Д) по следующему принципу:

- к группе А относятся объекты с постоянным значительным скоплением людей;

- группе Б относятся территориальные образования, включающие производственные или муниципальные объекты, здания и сооружения, для которых наиболее значимым фактором является гибель людей;

- группам В-Д относятся объекты, для которых наиболее значимым является фактор вероятности их серьезного повреждения от возможных аварий на МГ.

Минимальные расстояния от оси газопровода приведены в таблице:

- до объектов групп А-Д (позиции 1-5) при рабочем давлении р ≤ 9,81 МПа;

- объектов, указанных в позициях 6-15, - независимо от уровня рабочего давления.

Минимальные расстояния L, м, от оси участков МГ при рабочих давлениях свыше 9,81 МПа до объектов групп А-Д вычисляют по формуле (1):

где Р – рабочее давление в газопроводе, МПа;

Lбаз - базисное значение минимального расстояния, принимаемое по таблице, в зависимости от диаметра МГ для рабочего давления р ≤ 9,81 МПа.

Выборочные данные по минимальным расстояниям от оси магистральных газопроводов в соответствии с СТО Газпром 2-2.1-249-2008 «Магистральные газопроводы» приведены в таблице 9.

Т а б л и ц а 9 - Минимальные расстояния от оси газопровода, м (расстояния до объектов групп А-Д даны для рабочего давления р ≤ 9,81 МПа.)

Минимальные расстояния L _CS от КС, СОГ и ГРС до населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий, зданий и сооружений, указанных в позициях 1-7 таблицы, вычисляют по формуле (2):

где D _у - диаметр газопровода условный, выбирается максимальное значение из условных диаметров газопроводов-шлейфов от узла подключения производственной площадки и коллекторов на производственной площадке, мм;

р - рабочее давление в газопроводе, МПа;

L _{CS_bas} - базисное значение минимального расстояния, принимаемое по таблице для диаметра МГ D _y = 1400 мм и рабочего давления; p = 9,81 МПа.

Выборочные данные по минимальным расстояниям от границ КС, СОГ и ГРС в соответствии с СТО Газпром 2-2.1-249-2008 «Магистральные газопроводы» приведены в таблице 10.

Т а б л и ц а 10 - Базисные значения минимальных расстояний от КС, СОГ и ГРС (м) для газопровода с условным диаметром D _у = 1400 мм при рабочем давлении р = 9,81 МПа.

Вопросы для контроля (самоконтроля) к лекции 1

1. Перечислите состав магистрального газопровода.

2. Дайте определение термину «магистральный газопровод.

3. Укажите назначение линейной части магистрального газопровода.

4. Перечислите основные технологические операции, выполняемые на линейной части магистрального газопровода.

5. Укажите назначение компрессорной станции.

6. Перечислите основные технологические операции, выполняемые на компрессорной станции.

7. Укажите назначение газораспределительной станции.

8. Перечислите основные технологические операции, выполняемые на газораспределительной станции.

9. Укажите назначение газоизмерительной станции.

10. Перечислите основные технологические операции, выполняемые на газоизмерительной станции.

11. Укажите назначение станции охлаждения газа.

12. Перечислите основные технологические операции выполняемые станции охлаждения газа.

13. Укажите назначение подземного хранилища газа.

14. Перечислите основные технологические операции, выполняемые на подземных хранилищах газа.

15. Укажите на сколько классов подразделяется магистральный газопровод.

16. Назовите категории участков МГ по СП 36.13320.2012 «Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*» и СТО Газпром 2-2.1-249–2008.

17. Перечислите объекты магистрального газопровода, относящиеся к категории В.

18. Укажите минимальные расстояния от территории КС и ГРС.

19. Укажите минимальные расстояния от линейной части магистрального газопровода при диаметре МГ от 1200 мм. до 1400 мм.

20. Укажите размер охранных зон на подводных переходах магистрального газопровода.

21. Укажите размер охранных зон от территории КС и ГРС.

22. Укажите размер охранных зон вдоль линейной части магистрального газопровода.

23. Укажите документ на основании которого разрешается выполнять работы в охранных зонах магистрального газопровода.

24. На какой срок выдается разрешение на производство работ в охранных зонах магистрального газопровода?

Структура линейной части

    Наиболее распространенными диаметрами магистрального газопровода являются диаметры 1220 и 1420мм.

Магистральные газопроводы имеют давление 5,5МПа, 7,4МПа, 9,8МПа и 11,8МПа.

Магистральный газопровод сооружают постоянного или переменного диаметра в одну или несколько ниток.

Многониточные газопроводы, как правило укладываются в одном технологическом коридоре. Расстояние между нитками выбирается по СТО Газпром 2-2.1-249–2008 с учетом рельефа местности. Нитки газопровода, для повышения надежности и возможности отключения отдельных участков для производства ремонтных работ, соединяются перемычками.

Структура линейной части представлена на рисунке 3 и 4.

Рисунок 3 - Структура линейной части МГ

Обозначение ТПА приведено согласно СТО Газпром 2-3.5-454-2010 «Правила эксплуатации магистральных газопроводов».

Рисунок 4 - Структура линейной части МГ

Обозначение ТПА приведено согласно Приказа 611 «О наименовании газопроводов, газораспределительных станций (ГРС), компрессорных станций, цехов и единой нумерации запорной арматуры в ООО «Газпром трансгаз Ухта».

Перемычка – газопровод, соединяющий между собой магистральные газопроводы или системы и предназначенный для их межсистемных перетоков. Перемычки бывают внутрисистемные и межсистемные. Первые соединяют газопроводы с одинаковыми рабочими давлениями, вторые с разными. Во втором случае обязательным элементом ТПА размещаемым на перемычке является регулятор давления.

Лупинг

Для увеличения пропускной способности отдельных участков параллельно основному газопроводу укладывается лупинг.

Лупинг – газопровод, проложенный параллельно основному газопроводу на отдельных его участках, соединенный с ним перемычками и предназначенный для увеличения пропускной способности и (или) для повышения надежности работы газопровода. Лупинг сооружается на участке между двумя КС, в первой половине (первой трети) участка либо второй половине (третьей трети) участка.

Рисунок 5 - Лупинг

Линейный крановый узел

Линейный крановый узел предназначен для отключения участка газопровода, освобождения его от газа, заполнения газом и включения в работу после выполнения ремонтных работ. Включает в себя, линейный кран, обводной трубопровод с двумя последовательно установленными кранами, выпускной трубопровод с краном.

Обвязка линейных крановых узлов и кранов перемычек должна выполняться с устройством линии дополнительного байпаса DN = 50-150 мм с двумя кранами. Запорная арматура на линейной части МГ, должна быть оснащена системами дистанционного и местного управления, резервирования импульсного газа, техническими манометрами для измерения давления газа до и после арматуры, трубопроводной обвязкой.При отсутствии системы дистанционного управления линейную запорную арматуру оснащают автоматом аварийного закрытия. Отбор импульсного газа в систему резервирования следует предусматривать как до крана, так и после него, в ресивер с обратным клапаном на входе и внешних фильтров-осушителей. Минимальная высота прокладки импульсных трубопроводов в местах прохода персонала рекомендуется не менее 2,2 м. Трубки отборов импульсного газа имеют изолирующие вставки перед узлами управления. Объем газа в резервуаре должен обеспечивать двухразовое переключение запорной арматуры. Территорию крановых площадок защищают от поверхностных вод, планируют и покрывают неткаными материалами (в случае необходимости), засыпают твердым сыпучим материалом (гравий, щебень и т.п.). Территорию вокруг крановых площадок на расстоянии 5 м от ограждения освобождают от растительности. Надземную часть ЛЧ ограждают. Ограждение выполняют высотой не менее 2,2 м и поддерживают в исправном состоянии.

Схема линейного кранового узла представлена на рисунке 6.

Рисунок 6 – Схема кранового узла

Т а б л и ц а 11 - Нумерация технологической арматуры на линейной части магистральных трубопроводов

Узел подключения КС

Узел подключения КС предназначен для подключения КС к магистральному газопроводу.

Кран №20 (секущий) разделяет газопровод на зоны с различными давлениями. Нормальное положение (при работающей КС) – закрытое.

Краны № 19 и 21 называются охранными, предназначены для отключения в случае аварии участка непосредственно примыкающего к КС от магистрального газопровода. Охранные краны располагаются от границ узла подключения на расстоянии:

при DN 1400 мм – 1000 м;

DN 1000 – 1400 мм – 750 м;

DN менее 1000 мм – 500 м.

Краны №7 и 8 установлены на входном и выходном трубопроводе (шлейфе) соответственно и служат для отключения КС от магистрального газопровода.

Краны №17 и 18 выпускные (свечные). Они служат для сброса в атмосферу газа из всех трубопроводов КС при остановках КС и при продувках коммуникаций КС при заполнении их газом.

Вся трубопроводная арматура на узлах подключения монтируется в подземном исполнении.

Схема узла подключения компрессорного станции представлена на

рисунке 7.

Рисунок 7 – Схема узла подключения КС

Т а б л и ц а  12 - Нумерация трубопроводной арматуры узла подключения компрессорной станции к магистральному газопроводу

Траншейный способ прокладки

Траншейный (открытый) способ прокладки состоит в укладке газопровода в подводные и береговые траншеи, разработанные землеройной техникой.

Створы переходов газопровода через реки следует выбирать на прямолинейных устойчивых плесовых участках с пологими неразмываемыми берегами при минимальной ширине заливаемой поймы. Створы подводного перехода следует предусматривать перпендикулярно динамической оси потока.

Прокладка подводных переходов должна предусматриваться с заглублением в дно пересекаемых водных преград. Величина заглубления устанавливается с учетом возможных деформаций русла и перспективных дноуглубительных работ.

Проектная отметка верха забалластированного газопровода при проектировании подводных переходов должна назначаться на 0,5 м ниже прогнозируемого предельного профиля размыва русла реки, определяемого на основании инженерных изысканий, с учетом возможных деформаций русла в течение 25 лет после окончания строительства перехода, но не менее 1 м от естественных отметок дна водоема.

При пересечении водных преград, дно которых сложено скальными породами, заглубление газопровода принимается не менее 0,5 м, считая от верха забалластированного газопровода до дна водоема.

Минимальные расстояния между осями газопроводов, заглубляемых в дно водоема с зеркалом воды в межень шириной свыше 25 м, должны быть:

не менее 30 м для газопроводов диаметром до 1000 мм включительно;

50 м для газопроводов диаметром свыше 1000 мм.

Подводные газопроводы на переходах в границах ГВВ не ниже 1 %-ной обеспеченности должны рассчитываться против всплытия.

Если результаты расчета подтверждают возможность всплытия газопровода, то следует предусматривать:

на русловом участке перехода - сплошные (бетонные) покрытия или специальные грузы, конструкция которых должна обеспечить надежное их крепление к трубопроводу для укладки газопровода способом протаскивания по дну;

пойменных участках - одиночные грузы или закрепление газопроводов анкерными устройствами.

Профиль трассы газопровода следует принимать с учетом допустимого радиуса изгиба газопровода, рельефа русла реки и расчетной деформации (предельного профиля размыва), геологического строения дна и берегов, необходимой балластировки и способа укладки подводного газопровода.

Кривые искусственного гнутья в русловой части подводных переходов допускается предусматривать в особо сложных топографических и геологических условиях.

Запорную арматуру, устанавливаемую на подводных переходах газопроводов, следует размешать на обоих берегах на отметках не ниже отметок ГВВ 10 %-ной обеспеченности и выше отметок ледохода.

Проектом должны предусматриваться решения по укреплению берегов в местах прокладки подводного перехода и предотвращению стока воды вдоль газопровода (устройство нагорных канав, глиняных перемычек, струенаправляющих дамб и т.д.).