ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ
НАЦИОНАЛЬНЫЙ f 1 СТАНДАРТ 1 J РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ	ГОСТ Р 55989 — 2014

МАГИСТРАЛЬНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ

Нормы проектирования на давление свыше 10 МПа

Основные требования

Издание официальное

Москва

Стандартинформ

2015

Предисловие

1    РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий» (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

2    ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 23 «Техника и технологии добычи и переработки нефти и газа»

3    УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 1 апреля 2014 г. № 277-ст

4    ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Правила применения настоящего стандарта установлены в ГОСТ Р 1.0-2012 (раздел 8). Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе «Национальные стандарты». а официальный текст изменений и поправок— в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (gost.nj)

© Стандартинформ ,2015

Настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

ГОСТ P 55989—2014

5.7    Для проектирования вдольтрассовых проездов и подъездных дорог к крановым узлам газопроводов предусматривается оформление аренды необходимых земельных участков или права ограниченного пользования чужими земельными участками (сервитут) в соответствии со статьями 22 и 23 Земельного кодекса (3).

5.8    Температура газа, поступающего в газопровод, должна устанавливаться исходя из возможности транспортирования продукта и требований, предъявляемых к сохранности изоляционных покрытий, прочности, устойчивости и надежности газопровода. Необходимость и степень охлаждения транспортируемого продукта решается при проектировании.

5.9    Расчетные схемы и методы расчета газопроводов на прочность и устойчивость необходимо выбирать с учетом использования автоматизированных способов расчета.

5.10    Газопроводы и их сооружения следует проектировать с учетом максимальной индустриализации СМР за счет применения труб и сборных конструкций в блочно-комплектном исполнении из стандартных и типовых элементов и деталей с наружным защитным покрытием, изготовленных на заводах или в стационарных условиях, обеспечивающих качественное их изготовление. Трубы с ВГП могут применяться только на вновь проектируемых газопроводах при соответствующем обосновании на стадии инвестиционного проекта. При этом принятые в проекте решения должны обеспечивать бесперебойную и безопасную эксплуатацию газопроводов.

5.11    При проектировании газопроводов следует использовать материалы, изделия и оборудование, прошедшие процедуру эксплуатационных испытаний и разрешенные к применению в установленном порядке.

5.12    Срок безопасной эксплуатации газопровода следует назначать в соответствии с требованиями отдельных нормативных документов.

5.13    Геодезическое позиционирование объектов МГ должно быть отражено в исполнительной документации в системе информации «как построено».

6 Классификация участков газопроводов по безопасности

6.1    Все участки МГ подразделяются по ответственности на три категории:

–    Н (Нормальная):

–    С (Средняя);

–    В (Высокая).

6.2    Категории участков МГ устанавливаются в зависимости от их назначения в соответствии с требованиями. изложенными в таблице 1. в которой учитываются особенности природных и антропогенных условий эксплуатации участка, а также сложность его конструктивного исполнения и трудности выполнения ремонтных работ.

Таблица 1 — Категории участков МГ в зависимости от их назначения

Назначение участков газопроводов Категории участков при прокладке подземной наземной надземной 1 Переходы через водные преграды: – шириной зеркала воды о межень 75 м и более и прибрежные В В участки длиной не менее 25 м (от среднемеженного горизонта воды) каждый; – шириной зеркала воды в межень от 25 м до 75 м и прибрежные С С участки длиной не менее 25 м (от среднемеженного горизонта воды) каждый; – несудоходные шириной зеркала воды в межень от 10 м до 25 м — С С в русловой части и глубиной свыше 1.5 м и прибрежные участки длиной не менее 25 м каждый (от среднемеженного горизонта воды), оросительные и деривационные каналы; – горные потоки (реки); С С – поймы рек по ГВВ 10 % обеспеченности С — С

7

Продолжение таблицы 1

Категории участков при прокладке Назначение участков газопроводов подземной наземной надземной 2 Переходы через болота типа: -II; С Н Н -III С С С 3 Переходы через железные и автомобильные дороги (на перегонах): – участки газопроводов на переходах через железные дороги общей сети, автомобильные дороги 1. II и III категории, включая участки на расстоянии 50 м по обе стороны от подошвы земляного полотна или от края водоотводного сооружения дороги; В — В – участки газопроводов на переходах через подьездиые железные С — С дороги промышленных предприятий, автомобильные дороги IV. V. Ш-л и IV-n категории, а также участки на расстоянии согласно 7.2.2 по обе стороны от подошвы земляного полотна или от края водоотводного сооружения всех железных и категорированных автомобильных дорог 4 Трубопроводы технологические основного назначения, расположенные втгутри 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 Пересечения (в обе стороны, в пределах расстояний R. определяемых по 6.4) с ВЛ электропередачи напряжением: – 500 кВ и более; в — — – от 330 до 500 кВ с — — 6 Газопроводы в торной местности при укладке в тоннелях — с с 7 Участки газопроводов в зонах активных тектонических разломов и прилегающие участки на расстоянии 100 м от границ разлома с с с 8 Газопроводы, прокладываемые по поливным и орошаемым землям хлопковых и рисовых плантаций с — — 9 Газопроводы, прокладываемые по территории распространения ММГ. имеющих при оттаивании относительную осадку свыше 0.1, а также газопроводы, прокладываемые в сильнозасоленных грунтах с с с 10 Переходы через селевые потоки, конуса выносов и солончако- с _ с вые грунты 11 Газопроводы на узлах установки линейной арматуры и примыкающие к узлам участки газопровода (за исключением участков категории В) на длине R, определяемой по 6.4 с с с 12 Газопроводы на длине R. определяемой по 6.4. от гребенок подводных переходов (за исключением участков категории В) с с с 13 Газопроводы на подходе к площадкам КС ПХГ, УКПГ, ГКС, КС. ДКС о пределах расстояний, указанных в 6.4 с — с 14 Трубопроводы на узлах пуска и приема ВТУ и примыкающие к узлам участки газопровода (за исключением участков категории В) на длине R, определяемой по 6.4 с с с

ГОСТ P 55989—2014

Продолжение таблицы 1

Назначение участков газопроводов Категории участков при прокладке подземной наземной надземной 15 Газопроводы на узлах подключения КС. располагаемых вне КС. участки между территорией КС. ДКС. ГРС. УКПГ и охранными кранами. всасывающие и нагнетательные газопроводы КС. а также трубопроводы топливного и импульсного газа (от узла подключения до ограждения) С С С 16 Газопроводы, примыкающие к ГРС в пределах расстояний, указанных в 7.2.2. а также участки за охранными кранами на длине R. определяемой по 6.4 С С С 17 Газопроводы, примыкающие к секущему крану ГИС и ПРГ. на длине R, определяемой по 6.4, в обе стороны С С С 18 Пересечения с коммуникациями (канализационными коллекторами. нефтепроводами, нефтепродуктопроводами, газопроводами, силовыми кабелями и кабелями связи, оросительными системами и т. п.) на длине 100 м по обе стороны от пересекаемой коммуникации с с С 19 Газопроводы, прокладываемые по подрабатываемым территориям и территориям, подверженным карстовым явлениям с с с 20 Участки газопроводов, прокладываемые методом ГНБ с — — 21 Газопроводы, прокладываемые в одном техническом коридоре. в местах расположения ГИС. УКПГ. КС ПХГ. ДКС. ГКС, ПРГ. узлов с с с установки линейной запорной арматуры, узлов пуска и приема ВТУ. Если они не относятся к категории В узлов подключения КС в пределах расстояний, указанных в поз. 13.14, 15. 16. 17 по виду прокладки и другим параметрам

Примечания

1    Участки трубопроводов, не указанные в таблице 1, относят к категории Н.

2    Участкам газопроводов, аварийное повреждение которых может вызвать перебои в подаче газа городам и другим крупным потребителям, имеющим большое народнохозяйственное значение, а также загрязнение окружающей среды или гибель людей, при соответствующем обосновании допускается назначать более высокие категории.

3    В категориях автодорог могут быть внесены изменения, связанные с вводом в действие Постановления Правительства Российской Федерации (4). Под индексом «п» в категориях автомобильных дорог (см. позицию 3) следует понимать индексы «в», «к», «л».

4    Типы болот принимают в соответствии с 6.3.

5    При пересечении газопроводом массива болот различных типов при соответствующем обосновании допускается принимать категорию всего участка как для наиболее высокой категории на данном массиве болот.

6    Категорию участков газопроводов, прокладываемых в поймах рек. подлежащих затоплению под водохранилище. принимают как для переходов через судоходные водные преграды.

7    При небольшой продолжительности подтопления паводковыми водами (менее 20 дней) и незначительной глубине этого подтопления, позволяющей оперативное проведение в данной местности аварийно-восстановительных работ на газопроводах в случае их повреждения, выполнение требований позиции 1, пятое перечисление, необязательно.

8    Категории участков газопроводов на переходах через водохранилища, пруды, озера принимают по позиции 1, второе перечисление.

9    Знак «—» в таблице означает, что данный способ прокладки не предусматривается.

10    Участкам газопроводов (позиция 20) допускается назначать категорию В в случае скученности в расположении крановых узлов и перемычек.

9

Окончание таблицы 1

11    При пересечении МГ строящимися коммуникациями, перечисленными в позиции 18. определяют необходимость реконструкции МГ. При траншейном способе производства работ при пересечении МГ коммуникациями заказчик строящейся коммуникации проводит техническое обследование действующего газопровода на предмет необходимости его ремонта. В этом случае эксплуатирующая организация обязана представить результаты последней внутритрубной диагностики участка пересекаемого МГ. При пересечении способом ГНБ или проколом, выполняемыми на достаточной глубине по отношению к нижней образующей МГ, реконструкция МГ не требуется. В этом случае заказчик строящейся коммуникации производит сьемку пространственного положения оси участка МГ для его учета при прокладке коммуникации.

12    При устатювке кранового узла на газопроводе-ответвлении для его подключения к действующему МГ требование позиции 10 распространяется на прилегающие участки данного ответвления. На прилегающие участки действующего МГ. в который врезается газопровод-ответвление, указанное требование не распространяется.

6.3    Болота по характеру передвижения по ним строительной техники делятся на следующие типы:

–    первый тип — болота, целиком заполненные торфом, допускающие работу и неоднократное передвижение болотной техники с удельным давлениемот 0.02 до 0,03 МПа или работу обычной техники с помощью щитов, еланей или дорог, обеспечивающих снижение удельного давления на поверхность залежи до 0.02 МПа:

–    второй тип — болота, целиком заполненные торфом, допускающие работу и передвижение строительной техники только по щитам, еланям или дорогам, обеспечивающим снижение удельного давления на поверхность залежи до 0,01 МПа:

–    третий тип — болота, заполненные растекающимся торфом и водой с плавающей торфяной коркой, допускающие работу только специальной техники на понтонах или обычной техники с плавучих средств.

6.4    Расстояния и длины R, м, указанные в таблице 1, определяют по формуле

(6.1)

где р — рабочее давление в газопроводе. МПа. Значение R округляется в большую сторону с точностью до 5 м.

Примечания

1    Термин «расстояние)* в таблице 1 и в данном пункте означает:

–    при пересечениях железных и автомобильных дорог — расстояние от точки оси газопровода до подошвы земляного полотна или до края водоотводного сооружения пересекаемой дороги (коммуникации и др.) по перпендикуляру к ней.

–    при расстояниях от площадок — расстояние по радиусу от ближайшей точки границы площадки до оси газопровода.

2    Термин «длина» в таблице 1 и в данном пункте означает протяженность, отмеряемую по оси газопровода независимо от его конфигурации.

7 Основные требования к трассам газопроводов

7.1    Требования к выбору трасс

7.1.1    Выбор трассы газопровода должен выполняться проектной организацией совместно с заказчиком на основе утвержденного задания на проектирование.

7.1.2    Выбор трассы газопровода проводится с учетом возможной минимизации затрат при сооружении. эксплуатации, консервации и ликвидации газопровода.

7.1.3    Для обоснования выбора трассы газопровода должны быть учтены следующие факторы:

-диаметр и протяженность газопровода:

–    расположение и количество площадок КС;

–    конструктивные схемы укладки газопровода:

–    безопасность населения и персонала, работающего вблизи газопровода;

–    наличие полезных ископаемых:

–    инженерно-геологические и климатические условия;

–    инженерно-геодезические условия;

ГОСТ P 55989—2014

–    инженерно-экологические условия:

–    требования к строительству и эксплуатации газопровода:

–    перспективы развития территории;

–    наличие крупных и средних рек. болот, озер:

–    наличие автомобильных и железных дорог, оврагов, действующих трубопроводов. ЛЭП и связи и других сооружений;

–    наличие сельскохозяйственных угодий и лесных массивов:

–    археологические памятники (курганы, городища);

–    наличие факторов коррозионной опасности.

7.1.4    При выборе трассы газопровода должны быть исследованы все характерные для района размещения явления, процессы и факторы природного и техногенного происхождения, которые могут оказывать влияние на безопасность газопровода и вызвать негативное воздействие на население и окружающую среду, в том числе закономерности распространения промышленных выбросов в атмосферу.

7.1.5    При выборе оптимального варианта трассы газопровода в районах со сложным рельефом, значительно залесенных, заболоченных, с большим количеством оврагов, речек, озер, солончаков, наличием карста, термокарста, в застроенных районах применение космической съемки, аэрофотосъемки или лазерного сканирования принимается заказчиком.

7.1.6    Выбор трассы газопровода должен осуществляться в соответствии с требованиями, предусмотренными действующими Федеральным законом [5], Земельным кодексом (3), Водным кодексом (6), и Градостроительным кодексом [7). а также с учетом необходимости защиты населения и территории от чрезвычайных ситуаций техногенного характера.

7.1.7    Не допускается размещать трассы газопроводов на рекреационных территориях (водных, лесных, ландшафтных), в зонах санитарной охраны источников водоснабжения, водоохранных зонах рек, морей, охранных зонах курортов.

7.1.8    Трассу газопровода следует выбирать с учетом затрат на возмещение:

–    убытков землепользователям;

–    потерь сельхозпроизводства при отводе земель под строительство:

–    ущерба рыбному хозяйству;

–    ущерба лесному хозяйству;

-других потерь от негативного воздействия на окружающую среду при строительстве и эксплуатации газопровода;

–    расходов на археологические раскопки.

7.1.9    При выборе трассы газопровода необходимо учитывать возможность развития процессов КРН. т. е. следует учитывать природные и техноприродные факторы, определяющие предрасположенность газопровода на отдельных участках к развитию КРН.

7.1.10    При выборе трассы газопровода следует учитывать условия строительства, чтобы обеспечить применение наиболее экономичных и высокопроизводительных методов СМР.

7.1.11    Камеральную проработку вариантов трассы газопровода следует производить в пределах области поиска, определяемую эллипсом, в фокусах которого находятся начальный и конечный пункты трассы.

7.1.12    При выборе трассы газопровода необходимо учитывать транспортные коммуникации района будущего строительства с целью максимального использования их для доставки труб от станций разгрузки до трубосварочных пунктов и развозки плетей к трассе.

7.1.13    При выборе трассы газопровода необходимо учитывать перспективное развитие городов и других населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных, автомобильных дорог, других объектов и проектируемого газопровода на ближайшие 25 лет, а также условия строительства и обслуживания газопровода в период его эксплуатации (существующие, строящиеся, проектируемые и реконструируемые здания и сооружения, мелиорация заболоченных земель, ирригация пустынных и степных районов, использование водных объектов и т. д.), выполнять прогнозирование изменений природных условий в процессе строительства и эксплуатации магистральных трубопроводов.

7.1.14    МГ должны прокладываться вне застроенных территорий или территорий с частой человеческой деятельностью.

При выборе трассы следует учитывать, что не допускается прохождение газопровода:

–    в тоннелях автомобильных и железных дорог;

–    в тоннелях совместно с электрическим кабелем и кабелями связи и трубопроводами иного назначения;

11

–    в одной траншее с электрическими кабелями и кабелями связи и трубопроводами иного назначения, принадлежащими другим министерствам и ведомствам за исключением случаев прокладки кабеля технологической связи и КИП данного газопровода на переходах через железные и автомобильные дороги (в одном кожухе);

–    ближе 500 м от боковой границы второго пояса зоны санитарной охраны источников хозяйственного питьевого водоснабжения.

7.1.15    На оползневых участках при их значительных протяженностях трассу следует выбирать выше оползневого участка.

7.1.16    В районах с сильно пересеченным рельефом местности и в горных условиях трассу газопровода следует выбирать в долинах рек вне зоны затопления или по водоразделам.

7.1.17    При выборе трассы следует по возможности избегать пересечений лесов следующих категорий:

–    расположенных в пределах водоохранных зон, выполняющих функцию защиты водных объектов;

–    выполняющих функции защиты источников питьевого водоснабжения;

–    противоэрозионных лесопарковых частей зеленых зон поселений и лесов санитарно-защитных зон хозяйственных объектов;

–    первой, второй и третьей зон округов санитарной охраны курортов;

–    ценных лесов, включающих особо ценные лесные массивы;

-лесов на пустынных, полупустынных, степных, лесостепных и малолесных горных территориях;

–    лесов, имеющих научное или историческое значение;

–    орехово-промысловых зон и кедровых лесов;

-лесоплодовых насаждений;

–    лритундровых лесов;

-ленточных боров;

–    лесов особо охраняемых природных территорий, в том числе заповедных лесных участков;

–    лесов и защитных участков лесов, необходимых для осуществления жизненных циклов объектов животного мира.

7.1.18    Выбор трассы на ММГ должен производиться на основе;

–    мерзлотно-инженерно-геологических карт и карт ландшафтного микрорайонирования оценки благоприятности освоения территорий масштаба не более 1:100 ООО;

–    схематической прогнозной карты восстановления растительного покрова;

–    карт относительной осадки грунтов при оттаивании;

–    карт коэффициентов удорожания относительной стоимости освоения.

7.1.19    На участках трассы, где возможно развитие криогенных процессов, должны проводиться предварительные инженерно-геологические изыскания для прогноза этих процессов.

7.1.20    При выборе трассы на ММГ следует по возможности избегать участки с подземными льдами, наледями, морозобойным растрескиванием, буграми пучения, проявлениями термокарста, солифлюкции и термоэрозии, косогоров с льдонасыщенными глинистыми и переувлажненными пылеватыми грунтами.

Бугры пучения следует проходить с низовой стороны.

7.1.21    Трасса газопровода на подрабатываемой территории должна быть увязана с планами производства горных работ с учетом изменения инженерно-геологических условий подработанной территории (провалы, мульды сдвижения, суффозионные воронки и оседания земной поверхности) и предусматриваться преимущественно по территориям, на которых уже закончились процессы деформации поверхности.

7.1.22    Пересечение шахтных полей газопроводом следует предусматривать:

–    на пологопадающих пластах — вкрест простирания;

–    на крутопадающих пластах — по простиранию.

7.1.23    При выборе трасс газопроводов в сейсмически опасных районах необходимо избегать косогорные участки, участки с неустойчивыми и просадочными грунтами, территории горных выработок и активных тектонических разломов, а также участки, сейсмичность которых превышает девять баллов.

Выбор трассы газопровода в перечисленных условиях может осуществляться только в случае особой необходимости при соответствующем технико-экономическом обосновании.

7.1.24    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. Участки русла, сложенные скальными грунтами, желательно избегать. Устройство переходов на перекатах не допускается.

ГОСТ P 55989—2014

Содержание

1    Область применения………………………………… 1

2    Нормативные ссылки………………………………… 1

3    Термины и определения……………………………….. 2

4    Сокращения……………………………………. 5

5    Общие положения…………………………………. 6

6    Классификация участков газопроводов по безопасности………………… 7

7    Основные требования к трассам газопроводов…………………….. 10

7.1    Требования к выбору трасс…………………………….. 10

7.2    Минимальные расстояния до газопроводов…………………….. 13

7.3    Расстояния для трубопроводов топливного и импульсного газа…………….. 23

7.4    Охранные зоны………………………………….. 23

8    Конструктивные требования к газопроводам………………………. 24

8.1    Общие требования………………………………… 24

8.2    Размещение трубопроводной арматуры………………………. 24

8.3    Узлы пуска и приема внутритрубных устройств……………………. 26

8.4    Требования к допустимым радиусам упругого изгиба и установке компенсаторов…….. 26

9    Подземная прокладка газопроводов…………………………. 27

9.1    Общие требования………………………………… 27

9.2    Прокладка в горной местности…………………………… 28

9.3    Прокладка на подрабатываемых территориях…………………….. 30

9.4    Прокладка в сейсмических районах………………………… 31

9.5    Прокладка в районах распространения многолетнемерзлых грунтов………….. 32

10    Переходы газопроводов через естественные и искусственные препятствия………… 33

10.1    Общие положения……………………………….. 33

10.2    Подводные переходы через водные преграды…………………… 33

10.3    Переходы через болота…………………………….. 37

10.4    Подземные переходы газопроводов через автомобильные и железные дороги…….. 38

10.5    Пересечения и параллельная прокладка газопроводов с другими трубопроводами и инженерными коммуникациями……………………………. 40

11    Надземная прокладка газопроводов…………………………. 40

12    Нагрузки и воздействия………………………………. 42

13    Расчет газопроводов на прочность и устойчивость…………………… 46

13.1 Нормативные и расчетные сопротивления материала труб и соединительных деталей ….    46

13.2    Определение толщины стенки труб и соединительных деталей…………… 47

13.3    Проверка условий прочности………………………….. 49

13.4    Прочность и жесткость отводов и тройниковых соединений…………….. 52

13.5    Проверка общей устойчивости подземных газопроводов……………… 54

13.6    Проверка овальности сечений подземного газопровода после укладки и засыпки…… 56

13.7    Устойчивость формы поперечных сечений газопровода………………. 57

13.8    Устойчивость положения газопровода………………………. 58

13.9    Расчет надземных участков газопроводов……………………. 60

13.10    Проверка расчетом прочности и работоспособности газопроводов при сейсмических воздействиях ………………………………….. 63

14    Требования к испытаниям газопроводов внутренним давлением…………….. 66

15    Материалы и изделия……………………………….. 71

15.1    Трубы и соединительные детали газопроводов………………….. 71

15.2    Сварные соединения и сварочные материалы при строительстве………….. 72

15.3    Средства балластировки и закрепления газопроводов на проектных отметках…….. 74

15.4    Теплоизоляционные покрытия………………………….. 74

15.5    Внутренние гладкостные покрытия труб……………………… 74

15.6    Геотекстильные материалы…………………………… 75

15.7    Термостабилизаторы……………………………… 76

16    Защита газопроводов от коррозии…………………………..

16.1    Защитные покрытия подземных газопроводов……………………

16.2    Электрохимическая защита подземных газопроводов………………..

16.3    Защита надземных газопроводов от атмосферной коррозии……………..

17    Технологическая связь газопроводов…………………………

18    Охрана окружающей среды……………………………..

19    Вывод из эксплуатации……………………………….

Приложение А (рекомендуемое) Методика определения толщин стенок штампованных и штампосварных тройников ……………………………

Приложение Б (рекомендуемое) Определение толщин стенок сварных тройников без усиливающих

элементов………………………………..

Приложение В (рекомендуемое) Определение расчетного радиуса кривизны участка подземного

газопровода ……………………………….

Приложение Г (обязательное) Критерии сейсмостойкого проектирования газопроводов…….

Приложение Д (рекомендуемое) Классификация сварочных материалов различного назначения в

зависимости от класса прочности металла труб……………….

Библиография……………………………………..

IV

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

МАГИСТРАЛЬНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ

Нормы проектирования на давление свыше 10 МПа Основные требования

Trunk gas pipelines. Design standard for pressure over 10 MPa. Basic requirements

Дата введения — 2014—12—01

1 Область применения

1.1    Настоящий стандарт распространяется на проектируемые и реконструируемые магистральные газопроводы и ответвления от них номинальным диаметром до DN 1400 включительно с избыточным давлением среды свыше 10 до 25 МПа включительно (при одиночной прокладке и прокладке в технических коридорах) для транспортирования:

–    природного газа из районов добычи (от промыслов) или хранения (от подземных хранилищ газа) до мест потребления (газораспределительных станций, отдельных промышленных и сельскохозяйственных предприятий):

–    природного газа в пределах компрессорных станций, станций подземного хранения газа, дожимных компрессорных станций, газораспределительных станций и газоизмерительных станций и станций охлаждения газа;

–    импульсного, топливного и пускового газа для компрессорных станций, станций подземного хранения газа, дожимных компрессорных станций, газораспределительных станций и газоизмерительных станций и пунктов редуцирования газа.

Примечания

1    Проектирование газопроводов давлением 1,20 МПа и менее, предусматриваемых для прокладки на территории населенных пунктов или отдельных предприятий, осуществляют в соответствии с требованиями свода правил, утвержденного Минрегиомом России (1).

2    Проектирование магистральных газопроводов давлением свыше 1,20 до 10 МПа включительно осуществляют в соответствии с требованиями строительных норм и правил, утвержденных Госстроем СССР (2].

1.2    Настоящий стандарт не распространяется на проектирование конденсатопроводов. трубопроводов сжиженных углеводородных газов, газопроводов, прокладываемых на территории городов и других населенных пунктов, в морских акваториях и промыслах; трубопроводов, предназначенных для транспортирования газа, оказывающего коррозионное воздействие на металл труб, а также на капитальный ремонт объектов (при капитальном ремонте необходимо руководствоваться нормами и правилами, разработанными для капитального ремонта, в случае их отсутствия — нормами и правилами, действующими на момент строительства объектов).

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ Р 8.637-2013 Стандартные образцы для метрологического обеспечения средств неразрушающего контроля трубопроводов. Общие требования

ГОСТ Р 51164-98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии

Издание официальное

ГОСТ Р 53672-2009 Арматура трубопроводная. Общие требования безопасности ГОСТ Р 54257-2010 Надежность строительных конструкций и оснований. Основные положения и требования

ГОСТ 2246-70 Проволока стальная сварочная. Технические условия ГОСТ 2999-75 Металлы и сплавы. Метод измерения твердости по Виккерсу ГОСТ 4650-80 Пластмассы. Методы определения водопоглощения ГОСТ 6996-66 Сварные соединения. Методы определения механических свойств ГОСТ 9238-2013 Габариты приближения строений и подвижного состава железных дорог колеи 1520 (1524) мм

ГОСТ 9454-78 Металлы. Метод испытания на ударный изгиб при пониженных, комнатной и повышенных температурах

ГОСТ 9467-75 Электроды покрытые металлические для ручной дуговой сварки конструкционных и теплоустойчивых сталей. Типы

ГОСТ 11262-80 Пластмассы. Метод испытания на растяжение

ГОСТ 14249-89 Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность

ГОСТ 14760-69 Клеи. Метод определения прочности при отрыве

ГОСТ 17380-2001 (ИСО 3419—81) Детали трубопроводов бесшовные приварные из углеродистой и низколегированной стали. Общие технические условия

ГОСТ 23120-78 Лестницы маршевые, площадки и ограждения стальные. Технические условия ГОСТ 26271 —84 Проволока порошковая для дуговой сварки углеродистых и низколегированных сталей. Общие технические условия

ГОСТ 31448-2012 Трубы стальные с защитными наружными покрытиями для магистральных газо-нефтепроводов. Технические условия

ГОСТ 31565-2012 Кабельные изделия. Требования пожарной безопасности

Примечание — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты» за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

3.1    байпас: Обводная линия в обвязке кранового узла.

3.2    внутреннее гладкостное покрытие: ВГП: Антифрикционное покрытие, наносимое с целью снижения гидравлического сопротивления при транспортировании газа.

3.3    воздействие: Явление, вызывающее внутренние силы в элементе газопровода (изменение температуры стенки трубы, деформация основания, усадка и ползучесть материала, сейсмические и др. явления).

3.4    газопровод: Трубопровод, предназначенный для транспортирования газа.

3.5    гибкость отвода: Способность отвода изменять центральный угол при изгибе (величина, обратная изгибной жесткости отвода).

3.6    диаметр номинальный; DN: Параметр, применяемый для трубопроводных систем в качестве характеристики присоединяемых частей, например, соединений трубопроводов, фитингов и арматуры.

Примечание — Номинальный диаметр не имеет единицы измерения и приблизительно равен внутреннему диаметру присоединяемого трубопровода, выраженному в миллиметрах. Номинальный диаметр обозначается DN с числовым значением. Например. DN 1200 соответствует фактическому наружному диаметру трубы 1220 мм.

ГОСТ Р 55989-2014

3.7    длинный отвод: Отвод, гибкость и напряженное состояние которого не зависят от условий сопряжения его концов с прямыми участками трубопровода.

3.8    естественные и искусственные препятствия: Реки, ручьи, озера, пруды, протоки и болота, овраги, балки; водохранилища, каналы, железные и автомобильные дороги, пересекаемые газопроводом.

3.9    заводское испытательное давление: Давление гидравлического испытания труб и соединительных деталей трубопроводов на заводе-изготовителе.

3.10    зона термического влияния: Участок основного металла трубы или соединительных деталей трубопроводов, не подвергшийся расплавлению, структура и свойства которого изменились в результате нагрева при сварке.

3.11    изоляция газопровода противокоррозионная: Совокупность изоляционных материалов, наносимых на поверхность трубы и оборудования для защиты от коррозии.

3.12    импульсный газ: Сжатый природный газ. используемый для пневматического привода запор-но-регулирующей арматуры.

3.13    категория участка магистрального газопровода: Характеристика опасности участка магистрального газопровода, классифицируемая в зависимости от показателей опасности транспортируемого продукта, технических характеристик газопровода, плотности населения, антропогенной активности вблизи газопровода и иных факторов риска.

Примечание — Данная характеристика учитывает возможность внешнего повреждения магистрального газопровода и последствия возможных аварий на магистральном газопроводе.

3.14    компенсатор: Участок трубопровода специальной конструкции, предназначенный для восприятия температурных деформаций трубопровода за счет своей податливости.

3.15    компрессорная станция; КС: Комплекс сооружений магистрального газопровода, предназначенный для компримирования газа.

3.16    компрессорный цех; КЦ: Составная часть компрессорной станции, выполняющая основные технологические функции (очистку, компримирование и охлаждение газа).

3.17    линейная часть газопровода; ЛЧ: Часть магистрального газопровода, объединяющая компрессорные станции в единую газотранспортную систему для передачи газа потребителям.

3.18    лупинг: Трубопровод, проложенный на отдельных участках газопровода параллельно основному газопроводу для увеличения производительности и (или) давления, а также надежности работы основного газопровода.

3.19    магистральный газопровод; МГ: Технологически неделимый, централизованно управляемый имущественный производственный комплекс, состоящий из взаимосвязанных объектов, являющихся его неотъемлемой технологической частью, предназначенных для транспортирования подготовленной в соответствии с требованиями национальных стандартов продукции (природного газа) от объектов добычи и (или) пунктов приема до пунктов сдачи потребителям и передачи в распределительные газопроводы или иной вид транспорта и (или) хранения.

3.20    нагрузка: Силовое воздействие, вызывающее изменение напряженно-деформированного состояния конструкции (трубопровода).

3.21    нормативный предел прочности (нормативное временное сопротивление) материала труб: Минимальное гарантированное значение предела прочности (временного сопротивления) материала, определенное в стандартах, технических условиях и спецификациях на трубы.

3.22    нормативный предел текучести материала труб: Минимальное гарантированное значение предела текучести материала, определенное в стандартах, технических условиях и спецификациях на трубы.

3.23    овальность: Нарушение формы поперечного сечения трубы, характеризующееся ее отклонением от идеально кольцевой.

Примечание — Овальность определяется как разность максимального и минимального наружных диаметров трубы в одном сечении, отнесенная к номинальному наружному диаметру трубы.

3.24    отсасывающий кабель: Кабельная линия, соединяющая дроссель-трансформатор и тяговую подстанцию электрифицированной железной дороги.

3.25    охранная зона магистрального газопровода: Территория или акватория с особыми условиями использования, установленная вдоль и (или) вокруг объектов магистрального газопровода для обеспечения безопасности магистрального газопровода.

3

3.26    охранный кран: Кран, устанавливаемый на газопроводе до и (или) после компрессорной станции для экстренного перекрытия потока газа.

3.27    переход газопровода: Участок ЛЧ МГ на пересечении с искусственным или естественным препятствием, отличный по конструктивному исполнению от прилегающих участков ЛЧ.

3.28    переход газопровода подводный: Участок газопровода, проложенный через водную преграду шириной в межень по зеркалу воды более 10 м и глубиной свыше 1.5 м.

3.29    площадь поперечного сечения трубопровода «в свету»: Площадь полости поперечного сечения трубопровода (ограниченная внутренним диаметром трубы).

3.30    полка: Строительная полоса на косогорах, устраиваемая путем срезки грунта или возведения насыпи.

3.31    предел прочности (временное сопротивление) материала: Напряжение, соответствующее наибольшему растягивающему усилию, предшествующему разрыву образца.

3.32    предел текучести материала: Напряжение, при котором материал образца деформируется без заметного увеличения усилия.

3.33    предельное состояние: Состояние трубопровода, за пределами которого он перестает удовлетворять заданным эксплуатационным требованиям.

3.34    приемлемый риск: Риск, уровень которого допустим и обоснован исходя из экономических, экологических и социальных соображений.

3.35    противокоррозионное покрытие (изоляционное покрытие): Органическое (полимерное) покрытие, защищающее металлические поверхности сооружений от различных видов коррозии.

3.36    пусковой газ: Сжатый природный газ. используемый для пусковых устройств газоперекачивающих агрегатов и электростанций, для собственных нужд компрессорных станций.

3.37    рабочее давление: Установленное проектом наибольшее внутреннее избыточное давление, при котором обеспечивается заданный режим эксплуатации газопровода (нормальное протекание рабочего процесса).

Примечание — Рабочее давление определяется по сечению на выходном трубопроводе газового компрессора.

3.38    расчетная схема: Условное изображение конструкции газопровода, принимаемое для выполнения расчетов на прочность и устойчивость.

3.39    расчетный коэффициент: Число (меньше единицы), определяющее безопасный уровень напряжений в трубопроводе по отношению к предельному состоянию по текучести или по прочности.

3.40    репер: Геодезический знак, закрепляющий пункт нивелирной сети.

Примечание — В Российской Федерации высоты реперов вычисляются относительно нуля Кронштадтского футштока.

3.41    система электрохимической защиты; ЭХЗ: Составная часть линейной части газопровода, выполняющая следующие основные технологические функции:

–    обеспечение эффективной защиты газопровода от подземной коррозии;

–    контроль эффективности противокоррозионной защиты.

3.42    случайные нагрузки: Нагрузки, возникающие с частотой менее 10″* в годна километр газопровода.

3.43    соединительные детали трубопроводов; СДТ: Элементы трубопровода, предназначенные для изменения направления его оси. ответвления от него, изменения его диаметра и др. (отводы, тройники, переходники и др.).

3.44    строительные нагрузки: Нагрузки, возникающие при строительно-монтажных работах и испытаниях трубопроводной системы, в т. ч. собственный вес испытательной среды; к строительным следует относить также нагрузки при хранении и транспортировании труб и трубных плетей.

Примечание — К строительным нагрузкам также относят возможное образование вакуума при вакуумной осушке газопровода.

3.45    термореактивное покрытие: Покрытие на основе синтетических материалов, которое в результате отверждения переходит в неплавкие и нерастворимые структуры.

3.46    технический коридор: Система параллельно прокладываемых по одной трассе магистральных газопроводов.

3.47    товарный газ: Природный газ. отпущенный потребителю.

4

ГОСТ P 55989—2014

3.48    толщина стенки номинальная: Толщина стенки трубы или соединительной детали, указанная в стандартах или технических условиях.

3.49    топливный газ: Сжатый природный газ. используемый для работы тепловых двигателей и электростанций, для собственных нужд компрессорных станций.

3.50    транспорт газа: Подача газа из пункта его добычи, получения или хранения в пункт доставки.

3.51    трасса: Положение оси газопровода, отвечающее ее положению на местности и определяемое ее проекциями в горизонтальной и вертикальной плоскостях.

3.52    трубопроводы технологические основного назначения (трубопроводы технологические): Трубопроводы, предназначенные для транспортирования газа в пределах промплощадки объекта (компрессорная станция, станция охлаждения газа, газоизмерительная станция, газораспределительная станция) для выполнения основных технологических процессов (очистки, компримирования, охлаждения, измерения, редуцирования и т. д.).

3.53    тупиковая газораспределительная сеть: Схема доставки газа конечным потребителям, при которой они получают газ из системы магистральных газопроводов через единственную газораспределительную станцию и лишены возможности получения газа через другие газораспределительные станции.

Примечание — Надежность газоснабжения при тупиковой схеме существенно ниже, чем при кольцевой схеме с дублированием отдельных элементов газораслредел и тельной сети.

3.54    устойчивость газопровода: Свойство конструкции газопровода поддерживать первоначальную форму оси или форму его поперечного сечения.

3.55    функциональные нагрузки: Нагрузки, обусловленные процессом эксплуатации газопровода.

4 Сокращения

В настоящем стандарте применены следующие сокращения.

АЗ — анодное заземление;

АИП — автономный источник электроэнергии;

АРМ — автоматизированное рабочее место:

ВЛ — воздушная линия;

ВТУ — внутритрубные устройства;

ВЭИ — вставки электроизолирующие;

ГВВ — горизонт высоких вод;

ГИС — газоизмерительная станция;

ГНБ — горизонтально-направленное бурение;

ГРС — газораспределительная станция;

ГС — головные сооружения;

ГФУ — горизонтальное факельное устройство:

ДКС — дожимная компрессорная станция;

ДЛО — дом линейного обходчика;

ЗРА —запорно-регулирующая арматура;

ЗТВ — зона термического влияния (сварного шва);

ИПГ — испытание падающим грузом;

КИП — контрольно-измерительный пункт;

КРН — коррозионное растрескивание под напряжением;

ЛЭП —линия электропередачи;

ММГ — многолетнемерзлые грунты;

MP3 — максимальное расчетное землетрясение;

МСЭ — медно-сульфатный электрод сравнения (Cu/CuS0₄);

НДС — напряженно-деформированное состояние;

НПС — нефтеперекачивающая станция;

НСМ — нетканый синтетический материал:

НУП —необслуживаемый усилительный пункт;

НУЭ — нормальные условия эксплуатации;

ОВОС — оценка воздействия на окружающую среду;

ПЗ — проектное землетрясение;

ПЗРГ — пункт замера расхода газа;

5

пункт редуцирования газа;

подземное хранилище газа:

производственный экологический мониторинг;

производственный экологический мониторинг (контроль):

радиорелейная линия (связи):

радиорелейная станция;

строительно-монтажные работы;

станция подземного хранения газа;

станция охлаждения газа;

точка коррозионного мониторинга;

тройник сварной:

тройник штампосварной;

установка дренажной защиты;

узел замера расхода газа;

установка катодной защиты;

установка комплексной подготовки газа;

установка протекторной защиты;

система электрохимической защиты.

5 Общие положения

5.1    В состав МГ входят:

–    газопровод (от места выхода с промысла подготовленной к дальнему транспорту товарной продукции) с ответвлениями и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами подключения КС, ГИС. ПРГ. узлами пуска и приема ВТУ, конденсатосборниками и устройствами для ввода метанола:

–    система ЭХЗ;

-линии и сооружения технологической связи, средства телемеханики газопроводов;

–    ЛЭП, предназначенные для обслуживания газопроводов, и устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установками ЭХЗ;

–    противопожарные средства:

–    противоэрозионные и защитные сооружения газопроводов:

–    системы сбора и утилизации конденсата;

–    здания и сооружения линейной службы эксплуатации газопроводов;

–    постоянные дороги и вертолетные площадки, расположенные вдоль трассы газопровода, и подъезды к ним, опознавательные и сигнальные знаки местонахождения газопроводов;

–    головные и промежуточные (линейные) КС;

–    ГИС и СОГ;

-ГРС;

-СПХГ;

–    указатели и предупредительные знаки.

5.2    МГ следует прокладывать подземно (подземная прокладка). Прокладка газопроводов по поверхности земли в насыпи (наземная прокладка) или на опорах (надземная прокладка) допускается только как исключение при соответствующем обосновании в случаях, приведенных в 11.1. При этом должны предусматриваться специальные мероприятия, обеспечивающие надежную и безопасную эксплуатацию газопроводов.

5.3    Прокладка газопроводов может осуществляться одиночно или параллельно другим действующим или проектируемым МГ — в техническом коридоре.

5.4    В отдельных случаях при технико-экономическом обосновании и условии обеспечения надежности работы трубопроводов допускается совместная прокладка в одном техническом коридоре газопроводов и нефтепроводов (нефтепродуктопроводов). В этом случае проектирование газопровода должно быть согласовано с владельцем нефтепроводов (нефтепродуктопроводов).

5.5    Перечень территорий, по которым не допускается прокладка газопроводов, приведен в 7.1.14.

5.6    Для обеспечения НУЭ и исключения возможности повреждения газопроводов и их объектов вокруг них устанавливаются охранные зоны, размеры которых и порядок производства в этих зонах сельскохозяйственных и других работ регламентируются требованиями 7.4.