Снип газопроводы: СП 62.13330.2011* Газораспределительные системы. Актуализированная редакция СНиП 42-01-2002 (с Изменениями N 1, 2, 3), СП (Свод правил) от 27 декабря *2010 года №62.13330.2011

Содержание

СнИП магистральные газопроводы \ Акты, образцы, формы, договоры \ Консультант Плюс

]]>

Подборка наиболее важных документов по запросу СнИП магистральные газопроводы (нормативно–правовые акты, формы, статьи, консультации экспертов и многое другое).

Судебная практика: СнИП магистральные газопроводы Открыть документ в вашей системе КонсультантПлюс:
Подборка судебных решений за 2019 год: Статья 90 «Земли транспорта» ЗК РФ»Разрешая заявленные требования, руководствуясь положениями статьи 222 Гражданского кодекса Российской Федерации, статьи 90 Земельного кодекса Российской Федерации, статьями 28, 32 ФЗ «О газоснабжении в Российской Федерации», СНиП 2.05.06-85 «Магистральные газопроводы», суд пришел к выводу о том, что строения, находящиеся на земельном участке, принадлежащем ответчику, находятся в 150-метровой зоне минимальных расстояний от оси газопровода, который является источником повышенной опасности, что создает угрозу жизни и здоровью как самого ответчика, так и иных лиц, а также препятствует осуществлению истцом мер по безопасной эксплуатации опасного производственного объекта, в связи с чем подлежат сносу.»

Статьи, комментарии, ответы на вопросы: СнИП магистральные газопроводы Открыть документ в вашей системе КонсультантПлюс:
Статья: Обзор правовых позиций Верховного Суда Российской Федерации по вопросам частного права за сентябрь 2016 г.
(Карапетов А.Г., Фетисова Е.М., Матвиенко С.В., Бондаревская М.В.)
(«Вестник экономического правосудия Российской Федерации», 2016, N 11)Суд первой инстанции, правомерно применив при рассмотрении настоящего спора приведенные выше нормы права, Правила охраны магистральных трубопроводов, а также СНиП 2.05.06-85* «Магистральные газопроводы», установил, что спорный объект возведен на расстоянии 71,75 м от оси эксплуатируемых обществом газопроводов, т.е. в пределах зоны минимального расстояния, более чем в два раза меньше безопасно допустимого строительными нормами и правилами. Указанные обстоятельства ответчиком по существу не оспариваются.

Нормативные акты: СнИП магистральные газопроводы

Территория Нефтегаз | РАБОТОСПОСОБНОСТЬ ГАЗОПРОВОДОВ С БОЛЬШИМИ СРОКАМИ ЭКСПЛУАТАЦИИ

В статье рассмотрена работоспособность газопроводов с большими сроками эксплуатации с позиций прочности, анализа механических свойств металла труб и возможности продления срока безопасной эксплуатации исходя из технико-экономических оценок. Введен уточненный критерий прочности, опирающийся на сравнение фактических максимальных напряжений в опасном сечении с реальными характеристиками пределов прочности и текучести. Его применение позволяет в полном объеме использовать результаты диагностических работ по анализу технического состояния. Показаны результаты исследования механических свойств металла труб и отмечено, что стандартные характеристики не меняются в процессе эксплуатации, а возможен рост трещин. Дана методология характерных сроков эксплуатации и приведены технико-экономические оценки работоспособности по показателям надежности, риска и эксплуатационных расходов.

Ключевые слова: МАГИСТРАЛЬНЫЙ ГАЗОПРОВОД, СРОКИ ЭКСПЛУАТАЦИИ, РАБОТОСПОСОБНОСТЬ, КРИТЕРИЙ ПРОЧНОСТИ.

Авторы:

УДК 622.691.4
В.В. Харионовский, д.т.н., проф. ООО «Газпром ВНИИГАЗ (Москва, РФ), [email protected]

Литература:

  1. Харионовский В.В. Надежность и ресурс конструкций газопроводов. М.: Недра, 2000. 467 с.

  2. Салюков В.В., Харионовский В.В. Магистральные газопроводы. Диагностика и управление техническим состоянием. М.: Недра, 2016. 213 с.

  3. Строительные нормы и правила (СНиП) 2.05.06–85*. Магистральные трубопроводы.

  4. Иванцов О.М., Харионовский В.В., Черний В.П. Сопоставление метода расчета магистральных газопроводов по нормам России, США, Канады и европейских стран. М.: ИРЦ «Газпром», 1996. 56 с.

  5. Филиппов Г.А., Ливанова О.В. Деградационные процессы и их влияние на трещиностойкость трубных сталей после длительной эксплуатации // Сб. трудов науч.-практ. семинара «Проблемы старения сталей магистральных трубопроводов». Н. Новгород: Университетская книга, 2006. С. 196–209.

Футляры защитные для газопроводов

С 2007 года мы разработали, изготавливаем и поставляем разъемные стеклопластиковые защитные футляры нашим Заказчикам.

На 1 января 2020 года более 3300 защитных футляров САФИТ установлены на газопроводах России, Белоруссии и Казахстана, что подтверждает их надежность и высокое качество!

Футляры изготавливаются по ТУ 22.21.10-010-71653326-2017 (полностью идентичному ТУ 2296-010-71653326-2011).

Делаем футляры любой конфигурации и длины (кратно 0,1 метра) согласно проекту Заказчика!

Группа компаний САФИТ является патентообладателем на производство защитных композитных футляров для трубопроводов, нефте- и газопроводов, кабельных и оптоволоконных линий.

Защитный футляр газовой трубы (ЗФГТ) предназначен для защиты трубопроводов, нефте- и газопроводов и кабельных линий от внешних нагрузок и механических повреждений в местах пересечения с подземными сооружениями, а так же для возможного обнаружения и отвода газа в случае повреждения газопровода в пределах защитного футляра.

Материал футляра – стеклопластик. Футляры САФИТ выпускаются двух типов. Первый — стандарт, представляющий собой разъемный вдоль оси моноблок с двумя горловинами под определенный диаметр трубы. Второй — разъемный вдоль оси составной секционный футляр любой согласованной Заказчиком длины. Секции футляров, в этом случае, стыкуются друг к другу при помощи фланцевого соединения.

Все защитные футляры проходят полный цикл испытаний на прочность и герметичность и обладает 4-х кратным запасом прочности.

Футляры изготавливаются по ТУ 22.21.10-010-71653326-2017 (полностью идентичному ТУ 2296-010-71653326-2011), в соответствии с требованиями СП 62.13330.2011* Газораспределительные системы. Актуализированная редакция СНиП 42-01-2002, прошли сертификацию «ГАЗСЕРТ» и экспертизу промышленной безопасности Федеральной службы по Экологическому, Технологическому и Атомному надзору.

Разрешительная документация

Сравнительная таблица преимуществ футляра защитного стеклопластикового САФИТ относительно металлического

Конструкция футляра защитного

ТУ и Руководство по монтажу и эксплуатации футляров защитных САФИТ

Руководство по эксплуатации и монтажу ТУ 22.21.10-010-71653326-2017 Инструкция по монтажу ЗФГТ-НР

Варианты изготовления защитных футляров

Разъемный футляр фиксированной длины 6 метров

Футляр фиксированной длины — 6 метров. Предназначен для установки на существующих газопроводах при пересечении с инженерными коммуникациями в ограниченном пространстве и не имеет возможности для увеличения или уменьшения длины.

Разъемный футляр составной секционный на торцевых фланцах

Собирается из секций длиной от 2 до 6 метров, угловых элементов и законцовок. Между фланцами устанавливается специальный резиновый уплотнитель. Фланцевое соединение крепится на болтах М10 из нержавеющей стали и позволяет производить защитные футляры любой длины и конфигурации под размеры заказчика.

Неразъемный по оси футляр ЗФГТ-НР на базе стеклопластиковых труб САФИТ

Неразъемный по оси футляр ЗФГТ-НР собирается на базе стеклопластиковых труб САФИТ длиной до 6 метров и дополнительных угловых элементов и законцовок. Фланцевое соединение угловых элементов и законцовок крепится на болтах М10 из нержавеющей стали.

Угловые элементы
для линейных футляров

ЗФГТ 150…350 с углом поворота
от 90° до 170° для защиты газопроводов сложной геометрии.

Номенклатура защитных футляров

Маркировка футляров защитных САФИТ: ЗФГТ-ХХХХ «Защитный Футляр Газовой Трубы с условным типоразмером ХХХХ» (например ЗФГТ-300, 300 — условный типоразмер футляра, обозначающий его однозначное сопряжение с диаметром защищаемого отрезка трубопровода). Маркировка нанесена по центру на верхнем кожухе футляра.

Длина и конфигурация сборного футляра защитного может быть любой и выполняется в соответствии с проектом Заказчика с шагом длины, равным 0,1 метра.

В таблице приведены значения основных характеристик футляров защитных САФИТ.

Варианты установки защитных футляров для газопровода при пересечении инженерных коммуникаций

Расположение защитного чехла под автомагистралью

СНиП 42-01-2002 «Газораспределительные системы»

п.5.2.1 В местах, где предусматривается движение транспорта и сельскохозяйственных машин, прокладка газопроводов осуществляется на глубине не менее 0,8 м до верха газопровода или футляра.

п.5.5.2 Прокладку подземного газопровода в местах пересечений с автомобильными дорогами I-IV категорий, а также магистральными улицами общегородского значения, следует производить в футлярах. В других случаях вопрос о необходимости устройства футляров решается проектной организацией.

Защитный кожух под трамвайными путями

СП 42-101-2003 «Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб»

п.4.53 Футляры для газопроводов следует предусматривать для защиты газопровода от внешних нагрузок, от повреждений в местах пересечения с подземными сооружениями и коммуникациями, а также для возможности ремонта и замены, обнаружения и отвода газа в случае утечки. При этом в местах пересечения газопровода с каналами тепловых сетей, а также на переходах через железные дороги общей сети, рекомендуется предусматривать футляры.

Защита газопровода под железной дорогой

СНиП 32-01-95 «Железные дороги колеи 1520 мм»

п.8.12 При подземной прокладке в месте пересечения трубопроводы заключают в защитную трубу (канал, тоннель), концы которых на пересечениях с трубопроводами, транспортирующими взрыво- и огнеопасные продукты (нефть, газ и т.п.), располагаются с каждой стороны не менее чем в 50 м от подошвы откоса насыпи или бровки откоса выемки, а при наличии водоотводных сооружений — от крайнего; на пересечениях с водопроводами, линиями канализации, тепловыми сетями — не менее 10 м.

Монтаж защитного футляра на трубу газопровода

Защитный футляр для газопровода собирается из двух стеклопластиковых кожухов — нижнего и верхнего, стянутых между собой болтами из нержавеющей стали с применением резинового уплотнителя. Внутри защитного футляра на трубу газопровода устанавливаются стеклопластиковые центраторы с шагом 980 мм. На расстоянии 500 мм от торца в верхней части заформован стальной штуцер D=32мм с дюймовой наружной резьбой для подсоединения трубки контроля утечки газа.

Испытания футляров на механическую прочность и герметичность

Прочность. Опытный образец нагружается через стальные ложементы вертикальной нагрузкой 5.8, 8.7, 11.6 тс. На каждом этапе выполняется визуальный контроль поверхности на наличие повреждений. При нагружении фиксируют величину нагрузки в момент контакта футляра защитного с центраторами.

Герметичность. Производим полную сборку опытного образца. После установки контрольной трубки производится опрессовка футляра на герметичность давлением 5 кПа. Падение давления в течении 5 минут не должно превышать 0.2 кПа.

Внешний вид и комплектовка защитных футляров для газопроводов и трубопроводов

В комплект поставки входит: болты из нержавеющей стали, центраторы разборные, уплотнители резиновые.

Ковер газовый защитный для контрольной трубки с индикатором

Ковер малый h=210 мм, d=172 мм.

Фото вариантов монтажа футляров защитных

Видео сборки футляра защитного

При сборке для удобства рекомендуем использовать струбцины. Затяжка болтов производится равномерно от центра к концам футляра.

Еще больше информации смотрите на нашем сайте gazcase.ru »

Испытание газопроводов на прочность и герметичность, СП, СНИП

Подробности
Категория: Проектировщикам

 

В соответствии с «СП 62.13330.2011* Газораспределительные системы. Актуализированная редакция СНиП 42-01-2002» законченные строительством или реконструкцией наружные и внутренние газопроводы следует испытывать на герметичность воздухом.

Испытания газопроводов должна проводить строительная организация в присутствии представителя эксплуатационной организации.

Испытания газопроводов на герметичность проводят подачей в газопровод сжатого воздуха и созданием в газопроводе испытательного давления.

Результаты испытаний оформляют записью в строительном паспорте.

Таблица. Испытание газопроводов на прочность и герметичность. Полиэтиленовые и стальные газопроводы. Надземные газопроводы.

 

Рабочее давление газа, МПа Испытательное давление, МПа Продолжительность испытаний, ч
Полиэтиленовые газопроводы
До 0,005 включ. 0,3 24
Св. 0,005 до 0,3 « 0,6  
» 0,3 » 0,6 « 0,75  
» 0,6 » 1,2 « 1,5  
Надземные газопроводы
До 0,005 включ. 0,3 1
Св. 0,005 до 0,3 « 0,45  
» 0,3 » 0,6 « 0,75  
» 0,6 » 1,2 « 1,5  
» 1,2 » 1,6 » (для СУГ) 2,0  
Газопроводы и технические устройства ГРП
До 0,005 включ. 0,3 12
Св. 0,005 до 0,3 « 0,45  
» 0,3 » 0,6 « 0,75  
» 0,6 » 1,2 « 1,5  
Газопроводы внутри зданий, газопроводы и технические устройства ГРУ
Газопроводы жилых зданий давлением до 0,003 включ. 0,01 5 мин
Газопроводы котельных, общественных, административных, бытовых и производственных зданий давлением:    
до 0,005 включ. 0,01  
св. 0,005 до 0,1 « 0,1  
» 0,1 » 0,3 « 1,25 рабочего, но не более 0,3  
» 0,3 » 0,6 « 1,25 рабочего, но не более 0,6  
» 0,6 » 1,2 « 1,25 рабочего, но не более 1,2  
» 1,2 » 1,6 » (для СУГ) 1,25 рабочего, но не более 1,6 1

Испытания подземных газопроводов, прокладываемых в футлярах на участках переходов через искусственные и естественные преграды, проводят в три стадии:

  1. после сварки перехода до укладки на место;
  2. после укладки и полной засыпки перехода;
  3. вместе с основным газопроводом.


Испытания после полного монтажа и засыпки перехода по согласованию с эксплуатационной организацией допускается не проводить.

Испытания внутренних газопроводов из многослойных труб проводят в два этапа:

  1. испытание на прочность давлением 0,1 МПа в течение 10 мин;
  2. испытание на герметичность давлением 0,015 МПа в течение 10 мин.


Испытания участков переходов допускается проводить в одну стадию вместе с основным газопроводом в случаях:

  • отсутствия сварных соединений в пределах перехода;
  • использования метода наклонно-направленного бурения;

 

Таблица. Испытание газопроводов на прочность и герметичность. Полиэтиленовые и стальные газопроводы. Подземные газопроводы.

 

Рабочее давление газа, МПа Вид изоляционного покрытия Испытательное давление, МПа Продолжительность испытаний, ч
До 0,005 включ. Независимо от вида изоляционного покрытия 0,6 24
Св. 0,005 до 0,3 « Битумная мастика, полимерная липкая лента 0,6 24
Экструдированный полиэтилен, стеклоэмаль 1,5 24
» 0,3 » 0,6 « Битумная мастика, полимерная липкая лента 0,75 24
Экструдированный полиэтилен, стеклоэмаль 1,5 24
» 0,6 » 1,2 « Независимо от вида изоляционного покрытия 1,5 24
» 0,6 » 1,6 » (для СУГ) То же 2,0 24
Газовые вводы до 0,005 включ. при их раздельном строительстве с распределительным газопроводом « 0,3 2


При переходе подземного участка полиэтиленового газопровода на стальной газопровод испытания этих газопроводов проводят раздельно:

  • участок подземного полиэтиленового газопровода, включая неразъемное соединение, испытывают по нормам испытания полиэтиленовых газопроводов;
  • участок стального газопровода испытывают по нормам испытания стальных газопроводов.


Тэги:
испытание газопроводов давлением таблица, испытание газопроводов на прочность и герметичность, испытание надземных газопроводов на прочность и герметичность, испытание подземных газопроводов на прочность и герметичность, испытание стальных газопроводов на прочность и герметичность, испытание полиэтиленовых газопроводов на прочность и герметичность

Классификация газопроводов природного газа. СНиП 42-01-2002, Газораспределительные системы:





Адрес этой страницы (вложенность) в справочнике dpva.ru:  главная страница  / / Техническая информация / / Технологии и чертежи / / Газоснабжение, газораспределение  / / Классификация газопроводов природного газа. СНиП 42-01-2002, Газораспределительные системы:

Поделиться:   

Классификация газопроводов природного газа. СНиП 42-01-2002, Низкое, среднее, высокое давление газа. Газораспределительные системы:

  • Наружный газопровод – подземный, надземный и (или) надземный газопровод, проложенный вне зданий до наружной конструкции здания.
  • Внутренний газопровод – газопровод, проложенный от наружной конструкции здания до места подключения расположенного внутри зданий газоиспользующего оборудования.
  • Газоиспользующее оборудование – оборудование, использующее газ в качестве топлива.
  • Газовое оборудование – технические изделия полной заводской готовности (компенсаторы, конденсатосборники, арматура трубопроводная запорная и т.д.), используемые в качестве составных элементов газопроводов.
  • Классификация газопроводов (природный газ) по приборному давлению (МПа)
    • — высокого давления 1 кат. – Св.0,6 до 1,2 включительно, МПа;
    • — высокого давления 2 кат. – Св.0,3 до 0,6 включительно, МПа;
    • — среднего давления – Св.0,005 до 0,3 включительно, МПа;
    • — низкого давления – До 0,005 включительно, МПа — обычный «бытовой» газопровод. Абсолютное давление практически не отличается от 1 атм.
Поиск в инженерном справочнике DPVA. Введите свой запрос:
Поиск в инженерном справочнике DPVA. Введите свой запрос:
Если Вы не обнаружили себя в списке поставщиков, заметили ошибку, или у Вас есть дополнительные численные данные для коллег по теме, сообщите , пожалуйста.
Вложите в письмо ссылку на страницу с ошибкой, пожалуйста.
Коды баннеров проекта DPVA.ru
Начинка: KJR Publisiers

Консультации и техническая
поддержка сайта: Zavarka Team

Проект является некоммерческим. Информация, представленная на сайте, не является официальной и предоставлена только в целях ознакомления. Владельцы сайта www.dpva.ru не несут никакой ответственности за риски, связанные с использованием информации, полученной с этого интернет-ресурса. Free xml sitemap generator

Газовые трубы в частном доме нормативы

Чтобы газифицировать загородный дом, необходимо собрать соответствующие документы и разрешения. К тому же, есть разница между подключением к централизованному газопроводу и работой газового оборудования от баллонного газа. Если подключать газовый баллон или группу баллонов, то пакет документов будет другим. В любом случае, для проведения газа в доме необходимы не только документы, но и сложные и небезопасные работы, поэтому все процессы, начиная с оформления разрешений и заканчивая операциями по физической газификации частного дома, рекомендуется доверить профессионалам. Стандартами и нормативами СНиП 2.04.08-87 СНиП 31-02 утвержден пошаговый регламент газификации и нормы газификации своего дома, отступление от которого грозит административным наказанием. Автономная газификация загородного дома

 

 

Газификация дома поэтапно

  1. Начинают газифицировать дом с оформления соответствующих ТУ, которые выписываются региональным управлением газовой службы. Согласно закона, вам предоставят эту документацию в течение 10 рабочих дней, бесплатно, в порядке очередности;
  2. Далее необходимо составить проект газифицируемых помещений и зданий, и эту работу следует оставить профессионалам – проектным бюро с соответствующей спецификой;
  3. Получив на руки ТУ от службы газа, хозяин дома заключает с ней договор на составление проекта по газообеспечению;
  4. Готовая проектная документация согласовывается с техническим отделом региональной службы газа, затем заключается договор на проведение трубопровода и газоснабжение дома.
Состав сооружений магистрального газопровода

 

Как выбрать тип газопровода

Типов индивидуального газопровода два: надземная и подземная трасса. В каждом варианте газопровод подключается своим способом, распределение газа по дому, помещениям и этажам проводится одинаково: необходимо только соблюдать требования и нормы снип. Стоимость работ зависит от выбранного подключения газа: подземные газовые трубы в частном доме нормативы монтажа которых описаны в вышеуказанных снип, укладывать намного дороже из-за больших объемов земляных работ – примерно на 50-60%. Однако это решение считается более надежным из-за следующих моментов:

  1. Подземная трасса газа больше защищена от окружающей среды – температурных перепадов, влаги и ветра, а механически повредить такой трубопровод почти невозможно, что по совокупности условий делает срок эксплуатации труб газа намного больше, чем при наземной укладке.
Прокладка подземного газопровода

  1. Достоинство наземного газопровода – низкая стоимость. Кроме того, состав грунта на участке газопровода может быть таким, что металл в земле начнет быстро ржаветь и разрушаться, чего не будет при прокладке труб на поверхности. И последнее преимущество: при большой протяженности труб газа их дешевле протянуть все-таки по воздуху, а не рыть для них траншеи, утеплять и защищать от агрессивных влияний.
Надземная транспортировка газа по трубам

 

Правила ввода газа в дом при подключении к центральному газопроводу

  1. Трубы газа, проходящие над поверхностью земли, монтируются на высоте ≥ 35 см от грунта до нижней части трубы. Эти требования касаются прокладки надземных трасс на приусадебном участке в отдаленности от подъездных транспортных путей и пешеходных дорожек;
  2. Основная труба газовой магистрали низкого давления оснащается запорной арматурой рядом с придомовым патрубком ввода на высоте ≤ 1,8 м от поверхности грунта;
  3. Между трубами газа и другими трубными коммуникациями расстояние выдерживается с учетом возможности проведения будущих работ по монтажу/демонтажу, ремонту и профилактике;
  4. За пределами дома баллоны с газом хранятся только в металлическом шкафу, установленном около стены здания. Шкаф устанавливается на бетонный, металлический, асбоцементный или другой негорючий фундамент, поверхность основания должна возвышаться над грунтом на 100 или более миллиметров. От газового шкафа до оконных и дверных проемов, расположенных на первом этаже дома, соблюдается расстояние ≥ 0,5 м, от оконных и дверных проемов подвала или цокольного этажа, от дверей погреба, от скважины или колодца, от септика или выгребной ямы – ≥ 3 метра. Основной ввод труб газа в здание от группы газовых баллонов в дом располагается в стене того помещения, где будет смонтировано газовое оборудование;
  5. При монтаже индивидуальной резервной установки со сжиженным газом глубина ее погружения в грунт должна быть ≥ 0,6 м для участков с сезонным промерзанием почвы, и ≥ 0,2 м для регионов без промерзания грунта. Расстояние берется от земли до верхней части установки. Если грунтовые воды на участке подходят близко к поверхности, то установку гидроизолируют, а фундамент делают более заглубленным и возвышенным. От установок с сжиженным газом трубы к дому необходимо прокладывать подземным способом.
Проект подключения и ввода газовой магистрали в дом

Требования к газовым трубам

И для наземного, и для подземного трубопроводов газифицированного участка правила разрешают применение металлических или полимерных труб:

  1. Полимерные изделия абсолютно устойчивы к контактам с всевозможными химическими соединениями и агрессивными средами. Материал эластичен, прочен и надежен, ПВХ и другие полимеры для газовых трасс в 7-8 раз меньше весят, чем металлические изделия, не проводят ток, поэтому их не нужно дополнительно защищать от электрохимической коррозии. Укладываются и состыковываются полимерные трубы просто, гарантийный срок эксплуатации изделий – составляет 50 лет и более. Полимерные трубы рекомендуются к эксплуатации в северных регионах страны;
  2. Соблюдая правила и нормы строительства газопроводов, трубы для ввода газа в дом и для газопровода внутри дома используют только металлические, из стали. ПВХ и другие полимерные изделия запрещено эксплуатировать при температуре на улице ниже -500С, а также в сейсмоопасных регионах. Кроме того, запрещено прокладывать полимерные трубы по воздуху.
Требования к газораспределительным сетям

 

Нормы и правила прокладки газовых магистралей

Технические и эксплуатационные требования, которые обязаны соблюдать работники службы газ при проведении и подключении централизованного или баллонного газа к жилому зданию:

  1. Подземная прокладка газового трубопровод на приусадебном участке проводится на глубине 1,25-1,75 м от поверхности;
  2. На месте ввода газовой трубы в здание глубина укладки уменьшается до 0,75-1,25 м;
  3. Ввод магистрали в дом производится через отверстие в стене или в фундаменте, защищенное отрезком металлической трубы;
  4. Высота потолка в помещении с газовым оборудованием должна ≥ 2,2 м;
  5. Помещение, отведенное под газовое оборудование, должно иметь естественную и принудительную вентиляцию;
Схема газоснабжения жилого дома с использованием надземного резервуара

 

Требования к автономному газопроводу

Если провести газ в загородный дом от центрального газопровода нет возможности, то газификация дома проводится подключением баллонного газа – одного баллона или группы, по соответствующей схеме, через редукторы для понижения давления в газопроводе. Баллоны заряжаются сжиженным пропан-бутаном, стандартный объем одного баллона – 50 или 80 л.

Обычно при среднем расходе одного баллона газа на семью из 4-х человек его хватает на один месяц (не считая отопительного сезона). Хранятся газовые баллоны в отведенном за домом месте, в металлическом шкафу, чтобы соблюсти максимальную безопасность эксплуатации и противопожарную безопасность.

Через редуктор баллон подключается к газовой плите или котлу и остальным газовым приборам в доме. Если эксплуатируется группа баллонов, то через специальный регулятор давления, преобразующий высокое давление в низкое, и коммутирующий газ со всех баллонов в один газопровод, газ поступает в дом по металлической трубе, закрепленной снаружи дома, и через отверстие в стене подается в помещение с газовым оборудованием. Подключение баллонного газа к жилому дому

 

Места ввода газовой магистрали в дом рассчитываются при составлении проекта, металлический шкаф для хранения газовых баллонов крепится на фундаменте и к стене дома. Прокладывая газовую трубу от шкафа к зданию, необходимо соблюдать следующие правила:

  1. Металлический газопровод прокладывается на высоте ≥ 2,5 м;
  2. Трубы крепятся к стенам дома хомутами и анкерами;
  3. Трубы не должны проходить по окнам и дверным проемам.

Обычно баллонный газ подключают только для работы газовой плиты, так как отопление на сжиженном газе будет стоит очень дорого. Но проблема с газовым отоплением от баллонного газа решается установкой специальной системы автономной газификации. Проект газоснабжения частного дома согласно СНиП

Нормативная документация

Правила и нормативы газификации загородных домов регламентируются СП 42-101-2003, СНиП 2.04.08-87 снип 31-02, СНиП 2.07.01-89, согласно которым газовые магистрали подразделяются на внутренние и внешние.

Газификацию жилых домов разрешено проводить специализирующимся на этих работах компаниям и организациям, имеющим разрешение на проведение опасных работ с газовым оборудованием. Такие организации обязаны строго следить за соблюдением нормативов и требований снип, и выполнять правила регламентной документации МЧС и энергетических служб.

К внутренним газовым сетям относятся магистрали, находящиеся в непосредственной близости от газового оборудования, установленного в доме. Проект подвода газа к дому согласно СНиП

 

Проводя газификацию загородного дома, следует опираться на следующие нормативные требования:

  1. Если устанавливается газовый котле мощностью ≤ 60 kW, то высота потолка в помещении должна быть ≥ 2,4 м;
  2. Окна в помещении котельной должны занимать не меньше 0,8 м2, или 0,03 м2 на 1 м3;
  3. При предположительной работе одного котла (без аварийного дублирования) площадь котельной должна быть ≥ 7,5 м2, при установке двух котлов – 15 м2;
  4. Если в подвальном помещении дома устанавливается котле мощностью ≥ 60 kW, то в помещении необходимо смонтировать сигнализатор загазованности;
  5. При работе на кухне двухкомфорочных газовых плит объем кухонного помещения должен быть ≥ 8 м3, при работе четырехкомфорочных плит – 15 м3;

При проведении газификации загородного дома обязательно необходимо исследовать состояние дымоходных путей и вентиляционных ходов, чтобы предотвратить скопление дыма и газа при работе газовых агрегатов.

Газификация загородного дома решает проблемы отопления, приготовления пищи, пользования горячей водой в бытовых и технических целях. Использование газа в быту – это практично, дешево и удобно, тем более, что газоснабжение – это экологически чистое мероприятие.

Знакомство с нашим газовым бизнесом

Добро пожаловать на сайт газовых предприятий Mutual Energy; Premier Transmission Limited (PTL), Belfast Gas Transmission Limited (BGTL) и West Transmission Limited (WTL) являются ключевыми игроками в энергетической отрасли Северной Ирландии, владея и управляя подводным газопроводом Шотландия / Северная Ирландия (SNIP), через который газ, потребляемый в Северной Ирландии, течет так же, как и по магистральному газотранспортному трубопроводу, по которому газ идет из Айлендмаги в район Большого Белфаста и на запад Северной Ирландии.

Как совместная компания, вся наша деятельность сосредоточена на наилучших интересах потребителей энергии в Северной Ирландии, и эта публикация важна для демонстрации способности газовой сети удовлетворять постоянно растущие потребности этих потребителей, предоставляя перспективы для газа в Северная Ирландия в предстоящем периоде.

Система передачи Северной Ирландии

Газотранспортная система Северной Ирландии состоит из следующих трубопроводов:

1.трубопровод из Шотландии в Северную Ирландию (SNIP) — принадлежит Premier Transmission Limited, входящей в Mutual Energy Limited;

2. Белфастский газопровод (BGTP) — принадлежит компании Belfast Gas Transmission Limited, входящей в Mutual Energy Limited;

3. Северо-западный трубопровод (СЗП) — от Каррикфергуса до Кулкирага, принадлежащий компании GNI (UK) Limited, Ирландия; и

4. Южно-северный трубопровод (SNP) — от графства Антрим до Горманстауна, графство Мит, принадлежит GNI (UK) Limited

5.Западный трубопровод (WTP), принадлежащий West Transmission Limited, входящей в Mutual Energy Limited, соединяется с Северо-Западным трубопроводом в Мэйдауне.

Premier Transmission Limited

Premier Transmission Limited (PTL) является владельцем и оператором газопровода из Шотландии в Северную Ирландию (SNIP).

PTL также управляет Белфастским газопроводом (BGTP) от имени Belfast Gas Transmission Limited. SNIP и BGTP совместно образуют Первоклассную трубопроводную систему передачи.

Полный акционерный капитал PTL был приобретен 18 марта 2005 года у владельцев совместного предприятия 50/50, BG Group plc и Keyspan Energy Development Corporation, компанией Mutual Energy Ltd. Mutual Energy — это совместная компания, которая управляет энергетическими активами в долгосрочной перспективе. интересы потребителей энергии Северной Ирландии. При отсутствии акционеров любые финансовые излишки идут на пользу потребителям энергии. Это в сочетании с долгосрочным надежным финансированием позволило компании управлять основными энергетическими активами с очень низкими затратами для потребителей.

Трубопровод диаметром 24 дюйма имеет длину 135 километров и проходит от Твинхолма в Шотландии до Баллилумфорда в Северной Ирландии.

Трубопровод, построенный в течение трех лет с 1994 по 1996 год, был завершен в соответствии с графиком и в рамках бюджета. Трубопровод работает в рамках недискриминационной коммерческой системы «открытого доступа».

Он транспортирует газ на электростанцию ​​Баллилумфорд, которая вырабатывает более половины потребностей Северной Ирландии в электроэнергии и снабжает газораспределительную систему Большого Белфаста по газопроводу Белфаста.

Belfast Gas Transmission Limited

Belfast Gas Transmission Limited (BGTL) является владельцем газотранспортной системы Белфаста.

Полный акционерный капитал Phoenix Natural Gas Limited был приобретен у Phoenix Energy Holding 31 марта 2008 г., название было изменено на BGTL.

BGTL владеет системой трубопроводов для транспортировки газа в Белфасте, которая состоит из 26 км 600-миллиметрового газопровода, подключенного к трубопроводу SNIP в Баллилумфорде, над наземными сооружениями в Торитауне, где давление снижается перед выходом из системы, и в среднем отделении, где Северо-Западный трубопровод соединяется.

Кроме того, есть два подводных трубопровода: 9-километровый 600-миллиметровый трубопровод через Белфаст-Лох и 3-километровый 200-миллиметровый трубопровод через Ларн-Лох, оба снабжают газовые рынки ниже по течению.

Построенный в течение трех лет с 1995 по 1998 год, трубопровод был завершен в соответствии с графиком и в рамках бюджета. Трубопровод также работает в рамках недискриминационной коммерческой системы «открытого доступа».

West Transmission Limited

В результате открытого конкурса Mutual Energy Limited и SGN получили от регулирующего органа по коммунальному хозяйству Северной Ирландии лицензии на строительство и эксплуатацию газопроводов высокого и низкого давления, которые будут расширять сеть природного газа на запад Северной Ирландии.Это значительное расширение газовой сети принесет очень значительные выгоды от использования природного газа в городах Коалисленд, Кукстаун, Деррилин, Дунганнон, Эннискиллен, Магерафельт, Ома и Страбейн в ближайшие годы.

На первом этапе проекта был построен новый газопровод, который соединит район Страбейн с существующей газотранспортной сетью в Мэйдауне, Дерри / Лондондерри, где была размещена новая станция понижения давления. Первый промышленный заказчик (LacPatrick в Артигарване) теперь подключен, и новая распределительная сеть продолжает разворачиваться в Страбане, при этом первые внутренние потребители теперь используют газ в своих домах.

Получив в середине 2017 года полное разрешение на строительство, был назначен главный подрядчик по строительству газа на запад (Murphy GMC и Roadbridge), и в октябре 2017 года в округах Тайрон начался основной этап строительства этого инфраструктурного проекта стоимостью 250 миллионов фунтов стерлингов. , Дерри и Фермана. Murphy GMC и Roadbridge будут отвечать за специализированное проектирование и строительство 200 км газопроводов в районах Кукстауна, Коалисленда, Деррилина, Данганнона, Эннискиллена, Магерафельта и Ома.SGN Natural Gas планирует поставлять магистральный газ и счетчики 40 000 потребителей в течение следующих 40 лет в восьми крупных городах на западе. Инвестиции в газ для Запада поддержат около 200 рабочих мест на этапе строительства, и ожидается, что новая газовая инфраструктура поддержит значительное количество текущих рабочих мест для субподрядчиков по установке и других связанных функций.

Дополнительную информацию см. На сайте www.GastotheWest.com.

Газ на Запад | Партнеры по проекту

ПРЕСС-РЕЛИЗ — Прибытие природного газа на запад отмечается на официальном мероприятии по запуску
16 января 2020 года

——————————

Газ на Запад Construction Film
16 января 2020

——————————

Опубликован 11-й выпуск информационного бюллетеня «Газ для Запада»
6 сентября 2018 г.

——————————

ПРЕСС-РЕЛИЗ: Инвестиции в газовую сеть в размере 200 миллионов фунтов стерлингов в пользу клиентов
3 августа 2018 г.

——————————

Опубликован 10-й выпуск информационного бюллетеня «Газ для Запада»
9 апреля 2018 г.

——————————

Объявлены даты общественных информационных сессий по газу на Запад
12 февраля 2018 г.

——————————

2017: напряженный год для газа на Запад
20 декабря 2017

——————————

Опубликован 9-й выпуск информационного бюллетеня «Газ — Запад»
18 декабря 2017 г.

——————————

Опубликован 8-й выпуск информационного бюллетеня «Газ — Запад»
3 октября 2017 г.

——————————

Встреча заинтересованных сторон «Газ для Запада» Дунганнон — видео
20 июня 2017 г.

——————————

Газ на запад — дальнейшие шаги
15 июня 2017 г.

——————————

Презентация при запуске фазы строительства «Газ — Запад», 14 июня 2017 г.
15 июня 2017 г.

——————————

Опубликован 7-й выпуск информационного бюллетеня «Газ — Запад»
14 июня 2017 г.

——————————

Опубликован 6-й выпуск информационного бюллетеня «Газ для Запада»
16 февраля 2017 г.

——————————

Проект «Газ на Запад» достиг первой важной вехи
6 февраля 2017 г.

——————————

Опубликован 5-й выпуск информационного бюллетеня «Газ для Запада»
25 октября 2016 г.

——————————

ПРЕСС-РЕЛИЗ: Проект «Газ на Запад» достиг важного рубежа
21 октября 2016

——————————

Опубликован 4-й выпуск информационного бюллетеня «Газ для Запада»
6 июня 2016 г.

——————————

Опубликован 3-й выпуск информационного бюллетеня проекта «Газ для Запада»
24 марта 2016 г.

——————————

Объявлены даты 2-го этапа предварительной консультации с сообществом (PACC)
7 марта 2016 г.

——————————

Опубликован 2-й выпуск информационного бюллетеня GTTW
23 декабря 2015 г.

——————————

Доставка в Страбане
12 ноября 2015

——————————

Опубликован 1-й выпуск информационного бюллетеня GTTW
19 октября 2015 г.

——————————

ВИДЕО — В Эннискиллене проходит мероприятие по общественной информации — пойдемте и познакомьтесь с командой!
8 октября 2015

——————————

Объявлены даты общественных информационных мероприятий
24 сентября 2015 г.

——————————

Министр официально «запускает» GTTW на публичном мероприятии в Эннискиллене
4 марта 2015 г.

——————————

Регулирующий орган коммунального предприятия публикует документ об окончательном решении GTTW и лицензирует
11 февраля 2015 г.

——————————

Регулирующий орган коммунального хозяйства принимает решение о предпочтительном заявителе на GTTW
18 декабря 2014 г.

——————————

MEL и SGN объявлены предпочтительными кандидатами в конкурсе GTTW
12 августа 2014 г.

——————————

Опубликован операционный бизнес-план высокого давления
12 августа 2014 г.

——————————

Опубликован операционный бизнес-план по низкому давлению
12 августа 2014 г.

——————————

Начался процесс подачи заявки на лицензию «Газ для Запада»
6 февраля 2014 г.

Xodus выигрывает контракт на геологоразведку на 100 миль Шотландии — Н.Газопровод Ирландия

Международная консалтинговая компания в области энергетики Xodus Group выиграла четырехлетнюю сделку по управлению закупкой подрядчика по геодезическим изысканиям для выполнения изыскательских работ на кабелях питания и сетях трубопроводов, соединяющих Шотландию и Северную Ирландию.

Рамочное соглашение о консультационной поддержке предназначено для предоставления морских услуг Interconnector Services Limited (ISL), дочерней компании Mutual Energy, находящейся в полной собственности.

Цель состоит в том, чтобы оценить и максимизировать целостность активов двух систем, а также усовершенствовать методы проверки и процедуры реагирования на чрезвычайные ситуации в зависимости от результатов обследования.

Moyle Interconnector — это двухкабельная система высокого напряжения 250 кВ (500 МВт), соединяющая электрические сети Северной Ирландии и Шотландии. Подводный участок кабельной системы состоит из двух коридоров, каждый длиной 55 км, общей протяженностью 63 км.

Трубопровод Шотландия — Северная Ирландия (SNIP) — это 135-километровый газопровод от Твинхолма в Шотландии до Баллилумфорда, Северная Ирландия, и его подводный участок простирается на 40 км и соединяется с Белфастским газотранспортным трубопроводом (BGTP), который включает переходы газопровода в Ларне. и Белфаст-Лоус .

Объем работ заключается в предоставлении морских услуг, охватывающих основные аспекты деятельности по техническому обслуживанию этих активов. Это будет включать закупку обследований и управление операциями обследования, анализ результатов и разработку стратегии ЭиТО, включая управление и оценку требований к реагированию на чрезвычайные ситуации. Xodus также будет предоставлять услуги экстренного реагирования по вызову и морских консультаций.

Джеймс Хант, глобальный директор по низкоуглеродному производству в Xodus, сказал, что проект улучшит управление целостностью активов подводных энергетических и газовых активов ISL между Шотландией и Северной Ирландией: Он добавил:

«Кабельные и трубопроводные системы, соединяющие две страны, являются стратегически важными энергетическими активами, и для обеспечения бесперебойного энергоснабжения необходимо поддерживать максимальную целостность сейчас и в будущем».

«Эта работа требует наших глубоких и широких знаний в области морской инфраструктуры, кабелей, трубопроводов и наших отточенных навыков в предоставлении решений по обеспечению целостности активов, будь то закупка подрядчиков по изысканиям, тестирование аварийных процедур или предоставление подробных рекомендаций по морской инженерии. Xodus может предоставить высококвалифицированную команду, которую можно мобилизовать в кратчайшие сроки для удовлетворения потребностей клиента ».

Стивен Хемфилл, операционный менеджер группы Mutual Energy, сказал: «Xodus выиграл чрезвычайно конкурентный процесс закупок.Их морская специализация, высококвалифицированный персонал и новаторские идеи помогли им привлечь на этот пост другие очень компетентные стороны. Вся наша команда здесь, в Mutual Energy, надеется на сотрудничество с Ксодусом в течение следующих нескольких лет; применяя их новаторское мышление, повышаем ценность наших процессов и проверяем целостность наших подводных активов ».

Как газ поставляется потребителям

Если представить, что магистральные газопроводы — это артерии газотранспортной системы, то газораспределительные трубопроводы и бытовые трубопроводы — ее капилляры.

Газораспределение

Если представить, что магистральные газопроводы — это артерии газотранспортной системы, то газораспределительные трубопроводы и бытовые трубопроводы — ее капилляры.

11,8 МПа — уровень давления в магистральных газопроводах, идущих на суше.

Давление газа снижено до 1,2 МПа на газораспределительных станциях (ГРС) по пути к потребителям.

0.003 МПа — максимально допустимое давление газа в домах. На газорегулирующих станциях (ГРС) давление снижается до необходимого для потребителей уровня.

Помимо снижения давления газа, ГРС и ГРС поддерживают необходимое давление на выходе. Кроме того, на ГРС газ также подвергается очистке, обезвоживанию и одоризации (к газу добавляется специфический запах).

В зависимости от категории потребителей различают типы газораспределительных магистралей: газопроводы низкого давления — для подачи газа в дом, газопроводы среднего и высокого давления (I и II категории) — для транспортировки газа промышленным предприятиям.

Промышленные предприятия Домохозяйства
Трубопроводное давление,
Категория
Высокая
Категория I

Категория II
Средний Низкий
Рабочее давление 1.6 1,2 0,6 0,3 0,003 МПа
Тип поставляемого газа СНГ Природный газ и сжиженный углеводородный газ (LPG)

Внутренний газопровод

Внутренний газовый трубопровод используется для подачи газа непосредственно в газовую плиту.Внутренний газопровод прокладывают снаружи здания до точки подключения газового оборудования, расположенной внутри.

СНиП

Все требования, предъявляемые к газотранспортной системе, жестко регламентированы и прописаны в Строительных нормах и нормах (так называемых СНиПах).

Например, Стандарт СНиП на газораспределительные системы предусматривает использование ПВХ и стальных труб при прокладке подземных газопроводов.Для наземных и надземных газопроводов — стальные трубы, для внутренних газопроводов низкого давления — допускается использование стальных и медных труб.

Газ номер экстренной службы телефон — 04 (по России)

Газовое оборудование бытовое

Цепочка поставок газа от месторождения к домохозяйствам не прекращается в момент, когда газ подается по внутреннему трубопроводу. Бытовое газовое оборудование — важное звено в этой цепочке.

Бытовое газовое оборудование охватывает все газовые приборы, расположенные в жилом доме, включая газовые плиты, плиты, духовки, водонагреватели, бойлеры, газовые счетчики и газовые трубопроводы многоквартирного дома или жилого дома.

Любой желающий может приобрести любое газовое оборудование для использования в доме — главное, чтобы оно соответствовало техническим характеристикам. Только представитель специализированной компании, имеющей право работать с таким оборудованием, может установить и подключить его. Обслуживание бытового газового оборудования должно осуществляться газораспределительной организацией, в которой есть подразделение аварийной службы (или имеется договор об оказании аварийной службы).

Обязательная проверка бытового газового оборудования проводится один раз в год.Газовщики уведомляют об этом за неделю до проверки. Лучше их дождаться; в противном случае поставщики газа могут прекратить поставки газа. Специалисты Горгаза (городского поставщика газа) и региональной газовой компании также проверят показания газового счетчика и убедятся, что пломба на нем не сломана.

Оплата за газ должна производиться один раз в месяц, не позднее 10 числа с начала каждого месяца, следующего за месяцем поставки. В случае отсрочки платежа на три месяца поставки газа могут быть прекращены.Подача газа также может быть прекращена из-за неисправности газового оборудования или отсутствия сертификата на оборудование.

Каждый новый бытовой потребитель платит за газ по показаниям газового счетчика. Существует и другая основа для оплаты — по расходу газа: по количеству проживающих в доме, типу газового оборудования и отапливаемой площади помещения. Стоимость услуг слесаря ​​«Горгаз» устанавливается в прейскурантах, утверждаемых соответствующими органами власти субъекта Российской Федерации.

Производство бытового газового оборудования производит Газмаш (входит в Группу Газпром), в который входят шесть предприятий в России (бренды Дарина, Лада, Нева, Терра, Флама) и Брестгазаппарат (торговая марка Гефест).

В отличие от смеси пропан-бутан, метан может конденсироваться только при низких температурах, примерно минус 162 градуса Цельсия.

Автономная газификация

Ежегодно «Газпром» направляет на газификацию регионов России несколько десятков миллиардов рублей.Но снабжать населенный пункт трубопроводным газом не всегда экономически выгодно. Иногда целесообразнее проводить автономную газификацию отдаленных и малонаселенных территорий.

Для автономной газификации можно использовать сжиженный природный газ (СПГ) или сжиженный нефтяной газ (СУГ).

Исторически сложилось так, что сжиженный нефтяной газ (смесь пропан-бутана) стал распространяться первым. Одним из преимуществ сжиженного нефтяного газа является то, что он может конденсироваться при обычных температурах, всего от 10 до 15 ат.Кроме того, для транспортировки достаточно использовать стальной баллон с толщиной стенки от 4 до 5 миллиметров.

Во время газификации сжиженного нефтяного газа топливо доставляется автоцистернами для сжиженного нефтяного газа, а затем перекачивается в специальные резервуары для хранения, называемые газгольдерами. Их мощность может варьироваться в зависимости от объема и количества отапливаемых помещений (как жилых, так и производственных). Есть два типа резервуаров для хранения: подземные и надземные.

Российский климат требует заглубления подземных резервуаров на морозостойкую глубину — не менее 0,6 метра от кровли резервуара.

При автономной газификации СПГ газ сжижается на небольшом заводе СПГ, а затем доставляется потребителям специальными автоцистернами для газа (метана).Сжиженный газ хранится в криогенных изотермических резервуарах и после регазификации по газопроводам транспортируется в газообразном состоянии на промышленные объекты и в домохозяйства.

  • Как природный газ используется в качестве автомобильного топлива

    Природный газ нужен не только для приготовления пищи, отопления и выработки электроэнергии. Также можно заправлять им автомобили. Природный газ в качестве автомобильного топлива намного дешевле и экологически чище, чем нефтепродукты.

  • Как классифицируются месторождения газа

    Природные ресурсы, которые способствовали быстрому развитию современной цивилизации, сформировались в меловой период мезозойской эры.Процесс начался между 145 и 146 миллионами лет назад и закончился 65 миллионов лет назад. В глобальном масштабе это очень короткий период времени, потому что согласно современным научным данным возраст Земли составляет от 4,5 до 4,6 миллиарда лет.

Контроль качества сварных соединений.

(рис. 63.1 — Операционный контроль
сварных соединений)

Операционный контроль — контроль качества во время технологической операции и после ее завершения.При подготовке к работе и сварке стальных газопроводов на соответствие стандартам необходимо доработать следующие моменты: расположение труб, повторная подгонка концов труб, зачистка, форма и размер швов, количество и положение прихваток, порядок прихватывания. слои.

После дуговой или газовой сварки необходимо визуально осмотреть соединения. Требуется выполнение следующих условий:

  • Сварной шов и участок с обеих сторон от шва (≥ 20 мм) не должны иметь брызг металла, окалины, шлака и других загрязнений.
  • Отсутствие прожога, трещин, поверхностных пор, кратеров и глубоких подрезов.
  • Легкая выпуклость металла шва по шву, плавный переход к металлу труб;
  • Соблюдение норм СНиП относительно смещения стыков, ширины шва и размеров зазора.

Сварные соединения проверяют выборочно механическими испытаниями и физическими методами.
Проведены механические испытания сварных соединений отрезков труб.Механические испытания позволяют контролировать квалификацию сварщиков стыков, стыков внутренних, наземных газопроводов и стыков подземных газопроводов (соединенных газовой сваркой).

Стыки, соединенные дуговой или газовой сваркой, испытывают статическим выравниванием, изгибом или растяжением. Недостаточными считаются следующие результаты:

  • Степень предела текучести (среднее арифметическое значение испытаний для одного типа соединений) ниже нижнего предела предела прочности основного металла трубопровода.
  • Угол изгиба (среднее арифметическое): для дуговой сварки — менее 120º, для газовой сварки — менее 100º.
  • Предел прочности на разрыв или угол изгиба минимум одного из трех выбранных образцов на 10% меньше требуемого значения.

Трубы диаметром ≤ 50 мм подвергаются механическим испытаниям на выравнивание (50% испытуемого образца) и растяжение (остальные 50%).

Сварное соединение не считается испытанным на растяжение, если предел текучести ниже низкого предела прочности основного металла трубопровода.При испытании на леску трубу сжимают до появления первой трещины на шве. Затем измеряется величина зазора между рабочими поверхностями пресса. Он не должен превышать показатель стенки трубы, умноженный на 5 (5S).

К физическим относятся следующие методы: рентгенографический и ультразвуковой. Первый метод используется для проверки квалификации сварщика стыка. Оба метода используются для проверки стыков внутренних и внешних газопроводов.

(рис.63.2 — Ультразвуковой контроль
сварных швов)

Ультразвуковой метод обязательно должен быть дважды проверен радиографическим методом: ≥ 10% выбранных для проверки соединений проходят гарантированный контроль. В случае если только один стык, проверенный рентгенологическим методом, дает неудовлетворительный результат, объем рентгенологического исследования увеличивается до 50%. При обнаружении дефектов полностью все стыки, сваренные сварщиком за последний месяц, должны быть проверены радиографическим методом и пройти ультразвуковой контроль.

Проверяемые сварные соединения выбираются из числа с наихудшим внешним видом.
После рентгенологического исследования сортируются стыки со следующими дефектами:

  • Трещины, кратеры, прожог
  • Включение шлака и газовые пустоты
  • Отсутствие сплавления при разрезании
  • Отсутствие сплавления между валиками и неправильное сращение корня.

Ультразвуковой метод применяется во избежание эксплуатации трубок со сварными швами, имеющими дефекты длиной> 25 мм при размере шва 300 мм (при длине шва <300 мм размер дефект не должен превышать 10% периметра).

Результаты обследования рентгенографическим и ультразвуковым методами должны быть подтверждены протоколом.

Швы, выполненные газовой сваркой, в которых обнаружен дефект, ремонту не подлежат!

Швы, выполненные дуговой сваркой, имеющие дефекты, можно отремонтировать сваркой снятой части (менее 30% шва), не прошедшей испытания. После устранения дефекта все стыки необходимо проверить рентгенографическим методом. Подрезы удаляются приваркой валиков.Превышение высоты сварного шва снимается механической обработкой.

Запрещается: производить повторный ремонт и исправлять дефекты стыков путем повторного обсуждения.

В случае, если проверка механическими испытаниями и физическим методом дала неудовлетворительный результат, проводится проверка двойного количества стыков.

В случае выявления хотя бы одного дефекта после повторного физического осмотра, все стыки, выполненные сварщиком за последний месяц на объекте, должны пройти радиографический контроль.

В случае обнаружения хотя бы одного дефектного стыка после механического осмотра, все стыки, выполненные сварщиком за последний месяц на объекте, следует удалить (в случае газовой сварки) или проверить радиографическим методом. (при дуговой сварке).

Подобные статьи:

  1. СНиП 3.05.02-88 Газоснабжение
  2. ГОСТ 16037-80 Соединение стальных труб сварное.
  3. СНиП III-42-80 Трубопроводы магистральные.
  4. СНиП 42-01-2002 Газораспределительные системы
  5. Сварка стальных газопроводов: методы и общие условия
  6. Сварка стальных газопроводов: подготовительные работы и монтаж
  7. Сварка стальных газопроводов: контроль качества сварных соединений

Важность газовой инфраструктуры в энергосистемах с высокой степенью проникновения ветровой энергии

Основные моменты

Выполнен первый многовекторный анализ газовой и энергетической системы для Ирландии.

Безопасность энергосистемы уязвима из-за сбоев в газовой сети.

На экономическую работу энергосистемы негативно влияют перебои в работе газовых сетей.

Чрезмерное выделение системного резерва мощности может произойти из-за ограничения передачи.

Ошибка прогноза ветра приводит к большим колебаниям загрузки импортируемых газопроводов.

Реферат

Газовая генерация в настоящее время играет важную вспомогательную роль, обеспечивая безопасность энергоснабжения в энергосистемах с высокой степенью проникновения ветровой энергии благодаря своим техническим и экономическим характеристикам.Однако увеличение мощности переменного ветра повлияло на профиль выработки газа и раздвинуло границы проектирования и эксплуатации газовой инфраструктуры. В данной статье исследуется взаимозависимость и взаимодействие между системами производства электроэнергии и газа с помощью первого комплексного анализа многовекторной системы энергоснабжения Ирландии. Основные выводы показывают высокую уязвимость ирландской энергосистемы к отключениям ирландской газовой системы. Было показано, что на экономическое функционирование энергосистемы могут серьезно повлиять перебои в газовой инфраструктуре, что приводит к средней предельной цене системы до 167 евро / МВт · ч по сравнению с 67 евро / МВт · ч в базовом сценарии.Также было показано, что перебои в работе газовой инфраструктуры создают проблемы для размещения резервов энергосистемы с увеличением на 150% через узкое место передачи энергосистемы. Было показано, что ошибка прогноза ветра является серьезным поводом для беспокойства, что приводит к резким колебаниям спроса на газ, из-за чего ключевая газовая инфраструктура должна работать почти на 100%. Считается, что эти результаты будут приобретать все большее значение по мере увеличения количества ветроэнергетических установок к 2020 году, что создает дополнительную нагрузку как на энергетические, так и на газовые системы для обеспечения безопасности поставок.

Ключевые слова

Газовая инфраструктура

Производство газа

Работа энергосистемы

Безопасность энергосистемы

Интегрированные энергетические системы

Ошибка прогноза ветра

Рекомендуемые статьиЦитирующие статьи (0)

Просмотреть аннотацию

Copyright © 2015 Авторы. Опубликовано Elsevier Ltd.

Рекомендуемые статьи

Цитирующие статьи

Влияние коленчатой ​​конструкции газопровода на конденсацию водяного пара

[1] López J., Пинеда Х. и др. (2016). Исследование двухфазного потока жидкость – газ в горизонтальных трубах с использованием высокоскоростной видеосъемки и вычислительной гидродинамики, Experimental Thermal and Fluid Science, Vol. 76, No. 9, pp. 126-134. DOI: 10.1016 / j.expthermflusci.2016.02.013

[2] Свенд Т.М., Мортен Х. (2015). Сброс давления смесей, богатых CO2 в трубах: моделирование двухфазного потока и сравнение с экспериментами, Международный журнал по контролю за парниковыми газами, Vol. 37, No. 6, pp. 398-411. DOI: 10.1016 / j.ijggc.2015.03.029

[3] Суонанд М.Б., Афшин Ю.Г. (2014). Модель потока, независимая от структуры потока, основанная на корреляции паросодержания для широкого диапазона двухфазных потоков газ-жидкость, International Journal of Multiphase Flow, Vol. 59, No. 2, pp. 186-205. DOI: 10.1016 / j.ijmultiphaseflow.2013.11.001

[4] Guan X.R., et al. (2015). Численный анализ квазистационарных характеристик потока в трубах большого диаметра с низким содержанием жидкости под высоким давлением, Journal of Natural Gas Science and Engineering, Vol.26, с. 907-920. DOI: 10.1016 / j.jngse.2015.07.039

[5] Van’t Westende, et al. (2007). Влияние вторичного потока на распределение и осаждение капель в потоке в горизонтальной кольцевой трубе, International Journal of Multiphase Flow, Vol. 33, с. 67-85. DOI: 10.1016 / j.ijmultiphaseflow.2006.07.004

[6] Li W.D., Li R.X., Wang Y.S. и др. (2001). Модель для прогнозирования окружного распределения толщины пленки в горизонтальном кольцевом потоке газ-жидкость, Химическая промышленность и машиностроение, Vol.52, No. 3, pp. 204-208.

[7] Лян Ф.С., Цао Х.В., Ван Д. и др. (2008). Упрощенная модель для прогнозирования распределения толщины пленки по окружности при горизонтальном кольцевом потоке газа и жидкости, Журнал Университета Янцзы (издание естественных наук), том 5, № 3, стр. 37–39 384.

[8] Хоу Х., Би К.С., Ма Х. (2011). Метод измерения с помощью зонда проводимости для определения толщины пленки, падающей вокруг горизонтальной трубы, Журнал Технологического университета Шэньяна, Vol. 33, No. 4, pp. 476-480.

[9] Андреа К., Джон Р.Т. (2013). Прогнозирование окружной асимметрии жидкой пленки в горизонтальном кольцевом двухфазном потоке, International Journal of Multiphase Flow, Vol. 51, стр. 44-54. DOI: 10.1016 / j.ijmultiphaseflow.2012.12.003

[10] Li Y.X., Feng S.C. (2000). Исследование механизма образования пленки жидкости в кольцевом потоке и преобразования режима течения, Natural Gas Industry, Vol. 20, No. 1, pp. 78-82.

[11] Банафи А., Талаеи М.Р., Гафури М.Дж. (2014). Всестороннее сравнение характеристик нескольких популярных моделей для прогнозирования падения давления в стратифицированном потоке газ-жидкость при низкой загрузке жидкости, Journal of Natural Gas Science and Engineering, Vol.21, No. 11, pp. 433-441. DOI: 10.1016 / j.jngse.2014.09.009

[12] Банафи А., Талаи М.Р. (2015). Новая механистическая модель для прогнозирования формы границы раздела газ-жидкость потока газа-жидкости по трубам с низким содержанием жидкости, Американский институт инженеров-химиков, Vol. 21, No. 3, pp. 1043-1053. DOI: 10.1002 / aic.14696

[13] Андреа К., Лоренцо С. (2016). Прогнозирование двухфазного падения давления в парогенераторах со спиральной спиральной спиралью для ядерной энергетики, International Journal of Heat and Mass Transfer, Vol.100, No. 9, pp. 825-834. DOI: 10.1016 / j.ijheatmasstransfer.2016.05.027

[14] Витковски А., Майкут М. (2015) Анализ транспортных систем для связывания CO2, достижения в области сжатия диоксида углерода и процессов транспортировки по трубопроводам. Спрингер, Чам, стр. 73-93.

[15] Блазек Дж. (2015). Граничные условия, Вычислительная гидродинамика: принципы и приложения, Баттерворт-Хайнеманн, стр. 253-282

[16] Джозеф Д.Д., Ренарди Ю. (2013). Асимптотический анализ для длинных волн, Основы двухжидкостной динамики: Часть I: Математическая теория и приложения, Springer Science, Business Media, стр.279-290.

[17] Чанг П.К. (2013). Современное развитие теории разделения потока, Разделение потока, Elsevier, стр. 27-35.

[18] Такаре Х. Р., Монд А., Парех А. Д. (2015). Экспериментальные, вычислительные и оптимизационные исследования температурного разделения и физики потока в вихревой трубе: обзор, Renewable and Sustainable Energy Reviews, Vol. 52, No. 7, pp. 1043-1071. DOI: 10.1016 / j.rser.2015.07.198

[19] Wei L., Yong Li., Et al. (2016). Экспериментальное исследование газожидкостного двухфазного потока при высокой скорости в наклонной трубе среднего размера и проверка методов расчета давления, International Journal of Heat and Technology, Vol.34, No. 3, pp. 455-464. DOI: 10.18280 / IJHT.340315

[20] Рафи С.Е., Садегиазад М.М. (2016). Тепло- и массообмен между холодными и горячими ядрами вихря внутри вихревой трубы Ранка-Хилша — оптимизация длины горячей трубы, Международный журнал тепла и технологий, Vol.

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *

*