Глубина прокладки газопровода низкого давления: Глубина прокладки газопроводов, газовых труб

Глубина прокладки газопроводов, газовых труб

Требования нормативных документов по глубине укладки газопроводов

Требования к глубине прокладки газопроводов указаны в следующих документах:

• СП 62.13330.2011 Газораспределительные системы;
• СНиП 42-01-2002.

Минимальная глубина прокладки газопроводов 0,8 метров установлена для следующих покрытий:

• асфальтобетонное,
• бетонное,
• асфальтовое.

На участках без усовершенствованных дорожных покрытий — установлена глубина прокладки не менее 0,9 м от верха дорожного покрытия до верха трубы.

В местах, где не предусматривается движение транспорта, глубину заложения газопроводов допускается уменьшать до 0,6 метра.

При прокладке газовых трубопроводов под орошаемыми или пахотными землями, глубина должна быть не менее 1,2 метров от верхнего края трубы. Если поверхность земли имеет трещины, расколы, то требуется отдельный расчет в зависимости от глубины трещин.

При прокладке газопроводов под железнодорожными путями требуется отдельный расчет. Норматив глубины залегания газовых труб в этом случает находится в диапазоне от 1 до 2 метров.

Глубина траншеи для проведения газопровода

Глубина траншеи для проведения газопровода зависит от нескольких причин:

• материала изготовления самой трубы;
• типа грунта;
• наличия твердого дорожного покрытия;
• возможность движения транспорта над трубой;
• наличие защитного футляра.

СНиП 42-01-2002 «Газораспределительн­ые системы» разрешает прокладку газопровода на глубине от поверхности земли до верха трубы или футляра, в котором труба проходит, на глубине 0,8 м. К этой глубине необходимо добавить диаметр трубы. В результате мы получим что глубина траншеи для укладки газопровода диаметром 0,2 метра должна быть примерно 1 метр.

Приведем таблицу глубины траншеи для прокладки газопровода при различных диаметрах трубы:

• при диаметре трубы 100 мм глубина траншеи — 0,9 метра;
• при диаметре трубы 200 мм глубина траншеи — 1 метр;
• при диаметре трубы 400 мм глубина траншеи — 1,2 метра;
• при диаметре трубы 600 мм глубина траншеи — 1,4 метра;
• при диаметре трубы 1000 мм глубина траншеи — 1,8 метра.

Глубина прокладки полиэтиленовых газопроводов

Если используются пластиковые трубы для прокладки газопроводов, то действуют отдельные правила для обеспечения надежности и безопасности.

Губина залегания труб газопровода полиэтиленового с давлением 0,3 до 0,6 МПа — не менее 0,9 метра.

Губина залегания труб газопровода полиэтиленового с давлением 0,6 до 1,2 МПа — не менее 1 метра.

 

Заглубление газопроводов для различных грунтов

Норматив глубины прокладки газопроводов зависит от следующих параметров:

1. типа грунта;
2. пучинистости грунта,
3. глубины промерзания грунта,
4. наличия трещин и эрозии грунта.

Установлены следующие нормативы глубины проведения газопроводов:

• для грунта равномерной пучинистости 0,7 метра от глубины промерзания,
• для среднепучинистых грунтов не менее 0,9 метра от глубины промерзания,
• для грунтов с большой пучинистости  менее 1 метра от глубины промерзания.

 

Как правильно определить глубину прокладки газопроводных труб

Для точного определения глубины на которую нужно углубить газопровод необходимо изучить всю нормативную документацию и выполнить исследования грунтов данной местности. Документы определяют и толщину слоя подушки из песка, и множество других нюансов.

Лучшим решением данной задачи будет обратится в специализированную организацию. Без рабочего проекта нельзя производить работы по прокладке газопроводов. Необходимо заказать проект и выполнять работы согласно проекта. Проектировщик несет юридическую ответственность за соответствие всем действующим строительным нормативам.

Наша статья носит исключительно информационный характер, мы рекомендуем обращаться для определения требований по глубине закладки газовых коммуникаций к специалистам.

 

Вернуться на Главную

Требования к проектированию и строительству

Главная / Справочник / Соединительные детали и элементы полиэтиленовых трубопроводов / Требования к проектированию и строительству

Выбор толщины стенки полиэтиленовой трубы принимается в зависимости от конкретных условий прокладки, давления в газопроводе, значения коэффициента запаса прочности. Сварочные работы на полиэтиленовом газопроводе могут производиться в температурном режиме наружного воздуха от минус 15 °С до плюс 45 °С. Контроль качества сварных соединений полиэтиленового футляра выполняется внешним осмотром в соответствии с рекомендациями СП 62.13330.2011.

Температура стенки полиэтиленовых газопроводов в условиях эксплуатации не должна быть ниже минус 20 °С. Минимальная глубина заложения полиэтиленового газопровода — 0,8 м. При проведении реконструкции изношенных стальных газопроводов методом протяжки внутри них полиэтиленовых газопроводов допускается сохранять их фактическую глубину заложения.

Трубы с SDR 21 и 26 рекомендуется применять при реконструкции газопроводов высокого давления методом протяжки внутри стальных изношенных газопроводов. Качество сварных соединений полиэтиленовых труб и соединительных деталей должно соответствовать требованиям СП 62.13330.2011.

Соединение полиэтиленовых труб с полиэтиленовыми кранами осуществляется при помощи деталей с закладными нагревателями. Сварка встык нагретым инструментом применяется для соединения мерных полиэтиленовых труб с толщиной стенки более 5 мм между собой или с соединительными деталями при прокладке линейной части газопровода; с переходом «сталь–полиэтилен» в месте входа или выхода газопровода, выполняемого из стальных труб; при устройстве полиэтиленового футляра длиной более 12 м.

Не допускается применять сварку встык нагретым инструментом для соединения длинномерных полиэтиленовых труб, труб и деталей, имеющих разную толщину стенки или изготовленных из разных марок полиэтилена (ПЭ 80 или ПЭ 100). Стыковое сварное соединение труб подземного газопровода рекомендуется располагать не ближе 1,0 м от фундамента здания для газопроводов низкого давления и не ближе 2,0 м для газопроводов среднего давления во избежание исключения попадания газа в подвал здания в случае возникновения протечки.

При устройстве цокольных вводов и на участках трассы газопровода, проходящих по территории с особыми условиями, рекомендуется применять переходы «сталь–полиэтилен», при изготовлении которых проводились испытания на стойкость к осевой нагрузке. В настоящее время промышленностью изготавливается большое количество цокольных вводов и неразъемных соединений полной заводской готовности, некоторые из которых приведены в этом справочнике.

Неразъемные соединения «полиэтилен–сталь» на горизонтальном участке трассы газопровода должны укладываться на песчаном основании высотой не менее 0,1 м и присыпаться слоем песка на высоту не менее 0,2 м. Стальная часть перехода «полиэтилен–сталь» и стальной патрубок в футляре должны быть защищены изоляционными материалами.

При использовании полиэтиленовых кранов преимущество следует отдавать безколодезной установке. Установку кранов в колодце рекомендуется применять только в тех случаях, когда глубина укладки газопровода не позволяет использовать телескопическую приводную штангу или условия прокладки газопровода требуют сохранения существующего колодца или устройства нового.

Рекомендуется применение типовых решений по установке запорной арматуры на проезжей части городских парков на внутриквартальных проездах.

При установке стального крана или задвижки в колодце соединение «полиэтилен–сталь» следует располагать в футляре, проходящем через стенки колодца, чтобы исключить воздействие механических нагрузок на соединение, при этом футляр со стороны стальной части соединения заделывается герметично, а со стороны полиэтиленовой уплотняется, не препятствуя возможному перемещению полиэтиленовой трубы под воздействием температурных изменений.

Полиэтиленовые краны рекомендуется устанавливать в соответствии с рекомендациями производителей, как правило, на опорную подушку. Толщина песчаного основания под опорную подушку, на которую устанавливается полиэтиленовый кран, должна быть не менее 0,1 м. Допускается устанавливать полиэтиленовый кран без опорной подушки на песчаное основание высотой не менее 0,2 м и длиной по 1,0 м в каждую сторону от оси крана. При установке стального крана или задвижки в колодце следует предусматривать опоры под трубы, исключающие передачу недопустимых напряжений отвеса крана и труб в монтажные узлы соединений перехода «полиэтилен–сталь» со стальными трубами.

Полиэтиленовые трубы, соединительные детали и краны, расположенные в колодцах, для защиты от случайных механических повреждений в зимний период рекомендуется обернуть синтетическими канатами или войлоком. Допускается засыпка песком на высоту не менее 0,2 м от верха газопровода при условии установки телескопической приводной штанги.

Длина футляра, устанавливаемого на цокольных вводах и выходах газопровода из земли, определяется исходя из условия полной защиты от возможных механических воздействий на муфту с ЗН в месте сварки перехода «полиэтилен–сталь» с полиэтиленовой трубой. При переходе газопровода с надземного вида прокладки на подземное, соединение «полиэтилен–сталь» рекомендуется располагать на горизонтальном участке для исключения возможного охлаждения транспортируемым газом стенок полиэтиленовых труб ниже температуры – 20 °С.

Сигнальную ленту желтого цвета шириной не менее 0,2 м с надписью «Огнеопасно — газ» следует укладывать на расстоянии 0,2 м от верха присыпанного полиэтиленового газопровода. Рекомендуемая толщина сигнальной ленты для обозначения полиэтиленового газопровода не менее 200 мкм.

Требования к прокладке траншей для газопровода — подключение газа

Требования к прокладке траншей для газопровода для подрядчиков из Колорадо. Следование этим рекомендациям в вашем следующем проекте рытья траншей не только сделает его «дружественным к газопроводу», но и сэкономит время, деньги и обеспечит соответствие правилам установки газопровода. Наличие надлежащей траншеи устранит дорогостоящие обратные поездки, потраченные впустую человеко-часы, задержки в работе и неудобства для ваших клиентов.

Мы включили изображения, чтобы помочь прояснить рекомендации по этим требованиям к траншее для газопровода, которые позволят правильно завершить траншею с первого раза.

1). Позвоните по номеру 811, чтобы узнать местонахождение — это закон. Помните, они определяют местонахождение только служебных линий. Все частные линии должны быть расположены через частный локатор. Службы 811 требуют 3 дня, не считая дня, когда вы связываетесь с ними, прежде чем начать копать.

• Все траншеи должны иметь глубину 24 дюйма по всей длине и быть ровными во всех местах стояка без камней или мусора, которые могут каким-либо образом повредить трубу. При обратной засыпке обязательно используйте чистый материал для обратной засыпки.
• При определенных условиях газопровод должен быть установлен в рукаве для дополнительной защиты. Мы просим вас сообщить вашему оценщику о любом бетоне, который будет залит, или о любом месте, где линия метрополитена может подвергаться дополнительному весу, например, подъездная дорожка.
• При обратной засыпке стояка уделите дополнительное время тому, чтобы убедиться, что стояк прямой и ровный.

2). Давайте начнем у газового счетчика (см. рисунок 1а)

Это стандартный бытовой газовый счетчик. Обратите внимание, что газовая линия выходит из-под земли слева, а домашняя линия входит в жилой дом справа. Есть несколько ограниченных случаев, когда это происходит наоборот. Если вы заметите, где находится регулятор над стояком, выходящим из земли, вы сможете найти правильное место для вашей траншеи. Траншея всегда идет с противоположной стороны от того места, где будет идти газовая служба.

Xcel не допускает обрубки газопровода перед счетчиком или в пределах 12 дюймов от выходящего из-под земли газопровода высокого давления, который идет к регулятору, а затем к счетчику. Имейте в виду, что линия рабочего газа Xcel может иметь давление 150 # или более, поэтому держитесь от нее подальше. Всегда прокладывайте траншею к противоположной стороне газового счетчика, где поднимается сервисная линия Xcel, что означает, что в 99% случаев траншея должна быть с правой стороны. Помните, что чем ближе траншея подходит к дому, тем ближе к дому может подойти стояк, что означает гораздо более красивое соединение трубопровода на счетчике.

Это пример неправильного расположения траншеи, правильное место выделено красным. Выше НЕПРАВИЛЬНО, МЫ НЕ МОЖЕМ проложить трубопровод к стороне высокого давления, где линия Xcel выходит из-под земли. Tie In должен выглядеть как на картинке ниже.

Правильное расположение траншеи для врезки на уровне метра

3). подметание повороты являются лучшими и уменьшают количество подземных фитингов. Когда Углы 90 градусов неизбежны там, где будет установлен стояк, поэтому убедитесь, траншея имеет длину не менее 4 футов, поэтому 4 фута стояк можно уложить в траншею и потом сделать 90-градусный поворот. (См. рисунок 1В). Наличие тройника в подземной линии для дополнительных газовых патрубков не должно быть Устанавливается там, где будет заливаться бетон. Дополнительная заглушка места должны находиться не менее чем в 4 футах от основной траншеи, поэтому 4-футовая горизонтальная часть стояка может лежать ровно и не создавать чрезмерной нагрузки на какие-либо фитинги.

Если дополнительный заглушка должна быть на одной линии с основной траншеей, тогда траншея должна быть расширена не менее одного фута не менее 6 футов с учетом горизонтального тройника, 90 градусов локоть и стояк для установки.

Ответственность за определение местоположения и конечной высоты райзера лежит на подрядчике, занимающемся земляными работами. Требуется, чтобы веха, определяющая конечное положение стояка, а также четкая маркировка на вехе, показывала законченный или окончательный уклон в этом месте. Неправильная отметка местоположения может привести к оплате обратной поездки, если нас попросят вернуться, чтобы переместить место стояка. Эти требования к прокладке траншей для газопровода должны помочь предотвратить это.

При прокладке трубопровода к нагревателю бассейна на этапах планирования необходимо сделать все возможное, чтобы расположить стояк как можно ближе к входу нагревателя, чтобы мы могли сократить длину стальной трубы, ведущей к входу. Мы не можем прокладывать трубы перед любой дверцей доступа, поэтому важно расположение впускного отверстия по отношению к стояку. Избыточное количество надземных стальных труб может потребовать дополнительных затрат времени и материалов.

Примеры Правильные траншеи

Правильная сторона счетчика с газопроводом, огибающим задний двор

Тройник In-Line должен находиться в горизонтальном положении: требуется траншея шириной не менее 12 дюймов

Правильно: траншея находится на противоположной стороне линии высокого давления Xcel. Траншея имеет минимум 4 фута для установки стояка, а затем уходит на задний двор без поворотов на 90 градусов.

Трубопроводы: часто задаваемые вопросы – Часто задаваемые вопросы

Какой глубины должны быть газопроводы и услуги будут заложены?

Введение

Управление по охране труда и технике безопасности [HSE] получает ряд запросов каждый год о минимальной глубине, на которой должны быть проложены газовые магистрали и коммуникации. Часто вопросы возникают, когда члены общественных организаций повреждают трубы на дома (например, при работе в саду) или подрядчики повреждают трубы при переноске вне работы в бытовых помещениях (например, при перекладке подъездных путей).

Этот информационный документ обобщает правовые требования, касающиеся как глубоко должны быть проложены газовые магистрали и коммуникации и необходимые меры предосторожности минимизировать риск повреждения труб в результате деятельности третьих лиц. руководство следует рассматривать как минимальные стандарты передовой практики.

Требования к минимальной глубине

Магистральные и сервисные газопроводы должны быть спроектированы и в соответствии с требованиями Правил безопасности трубопроводов 1996 (ПСР). PSR не указывает, насколько глубоко должны быть проложены сети и коммуникации.

Тем не менее, Правила поддерживаются руководством по ОТОСБ «Руководство по Правила безопасности трубопроводов 1996 года», а также Утвержденный Комиссией [HSC] Кодекс практики и руководство «Дизайн, строительство и монтаж газопроводов».

Эти публикации относятся к руководству IGE/TD/3 Института инженеров-газовиков. Распределительные сети» и «IGE/TD/4: Услуги по газоснабжению», в которых указаны минимальные глубина покрытия, какие газовые магистрали и коммуникации должны быть проложены, чтобы свести к минимуму риск случайного повреждения третьими лицами.

HSE предполагает прокладку магистралей и коммуникаций на глубинах, указанных в этих публикаций, если не будут приняты другие эффективные меры предосторожности для сведения к минимуму риск причинения ущерба третьим лицам.

• Газопровод обычно должен прокладываться с минимальной глубиной покрытия 750 мм на дороге или обочине и 600 мм на пешеходной дорожке.
• Газопровод обычно должен прокладываться на минимальную глубину покрытие 375 мм на частной территории и 450 мм на пешеходных дорожках и автомагистралях.

Однако эти глубины являются ориентировочными, и на них не следует полагаться при выполнение работ вблизи газовых коммуникаций или магистралей. Например, выравнивание дорог. озеленение и другие изменения состояния грунта после газопровода или обслуживание было проложено (часто десятилетия назад) может привести к глубине почвенный покров меняется со временем. Также газовые трубы могут иметь выступы, выходящие из них, например клапанов, которые на планах не показаны и могут иметь меньше глубина покрытия, чем труба.

Как свести к минимуму риск повреждения газовые сети и услуги?

Газопроводы и коммуникации могут быть повреждены третьей стороной вмешательство во время строительных работ. PSR, правило 15 требует что никто не должен причинять ущерб трубопроводу и направлен на третье стороны, выполняющие работы вокруг трубопроводов.

Публикация HSE HSG47 «Как избежать опасности, связанной с подземными службами» [2001] дает подробные рекомендации подрядчикам по предотвращению повреждения магистральных газопроводов и услуг, включая информацию по обнаружению подземных коммуникаций и безопасному приемы копания. Дальнейшие указания приведены в информационном листе по теме HSE. «Предотвращение повреждения подземных коммуникаций.

Ключевые меры предосторожности включают:

• Получить планы газовых труб от оператора трубопровода;
• Найдите линию труб, используя подходящие локационные устройства;
• Если указаны трубы, работающие при давлении 2 бар и выше, связаться с оператором трубопровода до начала работ;
• Убедитесь, что рабочие на площадке проинструктированы о расположении труб и необходимые меры предосторожности;
• Принять безопасные методы копания. Например, механические экскаваторы. не следует использовать ближе 500 мм от газовой трубы, а земляные работы должны производить с помощью ручных инструментов.

Что делать, если я повредил газопровод или услуга?

В случае повреждения газопровода или газопровода очень важно, Об этом сообщили в газораспределительной компании.

С ними можно связаться по номеру службы экстренной помощи 0800 111 999.

Какова политика HSE по правоприменению?

• HSE удовлетворено выполнением вышеуказанных стандартов, тогда риск повреждения газопроводов и коммуникаций низкий.
• HSE продолжает работать с операторами трубопроводов, чтобы гарантировать, что магистральные и услуги проложены на указанных выше глубинах.
• HSE ожидает от подрядчиков выполнения своих обязательств по предотвращению ущерба газопроводов и услуг, что включает в себя соблюдение требований в ГСГ47.

Замена магистралей – Все ли газовые конвейеры нуждаются в утвержденных программах замены железных магистралей?

В соответствии с Положением о безопасности трубопроводов [PSR] 1996 г., положение 13, газ конвейеры обязаны поддерживать свои сети в безопасном состоянии.

Что касается железных газопроводов, то в настоящее время нет реальной альтернативы для обслуживания сети, кроме вывода из эксплуатации и замены ее на более подходящий материал, обычно полиэтилен. Это основа НИУ ВШЭ. политика правоприменения, которая требует железных газопроводов в пределах 30 м от собственности должны быть выведены из эксплуатации и заменены не позднее марта 2032 г.

В поддержку этой политики в 2003 г. были внесены поправки в PSR, позволяющие HSE утверждать программу, представленную оператором трубопровода для демонтаж железных труб. Сюда входят трубы из литья и ковкого чугуна, но не сталь или трубы из других материалов. Намерение PSR правило 13A должно было дать юридическую основу Политике правоприменения НИУ ВШЭ. и был в основном нацелен на крупные распределительные сети, которые из-за их размер, имеют практические ограничения на то, сколько основных может быть заменено каждый год.

Законодательство не требует, чтобы операторы трубопроводов имели утвержденную программа замены. Однако, если они представят программу, подходящую и достаточно, HSE должна одобрить это. HSE также может подготовить и утвердить программа, для которой не подготовлена ​​подходящая и достаточная программа оператором трубопровода.

Если у операторов трубопроводов есть утвержденная программа, у них есть защита от судебного преследования, если они соблюдают его, и нарушение произошло на труба, которая еще не подлежала замене по программе. Однако защита не применялась бы, если бы оператор знал, что указывало бы на что конкретная труба, скорее всего, выйдет из строя.

Важно отметить, что защита, предусмотренная правилом 13А, не не дают операторам полный иммунитет от судебного преследования. У них все еще есть всеобъемлющая обязанность в соответствии с Законом о здоровье и безопасности на рабочем месте 1974 г. все разумно осуществимое для обеспечения здоровья и безопасности обоих их сотрудники и лица, не являющиеся сотрудниками (включая население в целом), и защита, предусмотренная новым правилом 13А, не отменяет эту обязанность. Это только в обстоятельствах, изложенных в параграфе 13A(6) PSR, что оператор обеспечен защитой.

Подробную информацию об утвержденных программах можно найти в Информационном страница.

Трубопровод Милфорд-Хейвен – общие вопросы

Введение

Ответы на эти часто задаваемые вопросы касаются некоторых из общие запросы, которые были сделаны об аспектах безопасности нового Газопровод высокого давления, который строит компания National Grid Gas. для подключения новых терминалов сжиженного природного газа (СПГ) в Милфорд-Хейвен к Национальная газотранспортная система (НТС). Часто задаваемые вопросы охватывают роль HSE имеет в обеспечении соблюдения закона об охране здоровья и безопасности в отношении трубопровода и в предоставлении консультаций планирующим органам.

Какова роль HSE в обеспечении безопасности трубопровод Милфорд-Хейвен?

Оператор трубопровода, National Grid Gas, обязан обеспечить что трубопровод спроектирован, построен и эксплуатируется безопасно. Роль HSE заключается в обеспечении соблюдения законов об охране здоровья и безопасности, а также в обеспечении того, чтобы риски должным образом контролируются. Мы делаем это, устанавливая землепользование зоны планирования вокруг трубопровода и связанных с ним наземных сооружений (AGI), оценка конструкции трубопровода и проведение инспекций во время строительство и эксплуатация.

В соответствии с Правилами безопасности трубопроводов 1996 года оператор трубопровода должен уведомить HSE о любом новом межстрановом трубопроводе, который должен быть построен как часть Национальной газотранспортной системы (НТС) – это известно как предварительное уведомление о строительстве. Оператор должен отправить еще уведомление за 14 дней до ввода газа в трубопровод – уведомление перед операцией.

Когда НИУ ВШЭ получил предварительный проект строительства трубопровода Милфорд-Хейвен уведомление мы сообщили местным органам власти о надлежащем планировании землепользования контроль вдоль маршрута трубопровода и специализированного трубопровода НИУ ВШЭ инспекторы оценили проект. Они определили, является ли конструкция трубопровод, установки регулирования давления и другие сопутствующие АГИ соответствовали требуемым кодам и стандартам и, насколько это разумно практические, защищенные люди от рисков для здоровья и безопасности.

Специалисты-инспекторы трубопроводов HSE проверяют трубопровод и AGI на этапе строительства, чтобы убедиться, что материалы и методы используются в соответствии с проектом. Они также будут проводить проверки во время ввода в эксплуатацию, чтобы подтвердить, что процедуры испытаний преследуется.

HSE также проверит трубопровод во время его эксплуатации в рамках Существующий план вмешательства НТС НИУ ВШЭ. Этот план вмешательства охватывает все аспекты работы национальной системы передачи и является основе проверок HSE для всех 6 800 км газопроводов высокого давления в НТС.

Как HSE проводит оценку земли Использовать для целей планирования?

HSE предоставляет каждому местному плановому органу (LPA) вдоль маршрута трубопровода с 3 зонами расстояний, которые используются для планирования землепользования НИУ ВШЭ консультации вблизи трубопровода. 3 расстояния основаны на результаты количественной оценки рисков (QRA) каждого заявленного трубопровода. QRA использует информацию в уведомлении, а именно: диаметр трубопровода, толщина стенки, максимальное рабочее давление, тип стали и ее глубина захоронение. Для трубопроводов природного газа рассчитаны 3 зоны: расстояния, на которых имеется 0,3, 1 и 10 шансов на миллион в год (cpm) получения опасной для НИУ ВШЭ дозы теплового излучения. Где риск получение 10 cpm не достигается на трубопроводе, близость к зданию Расстояние рассчитано по коду IGE/TD/1 Института инженеров-газовиков. вместо этого используется для расстояния внутренней зоны.

Методология QRA HSE учитывает инциденты на трубопроводе, в результате которых как при полном разрыве, так и при двух проколах разного размера их воспламенение и тепловое излучение от образовавшихся траншей и реактивных пожаров. Вероятность таких событий определяется как опытом эксплуатации, так и методологии прогнозирования частоты отказов.

Вдоль трассы трубопровода могут быть места, которые были с дополнительной защитой, например, при прохождении через Площадь застройки. Эта защита обычно обеспечивается прокладкой трубопровода в секции с более толстыми стенками по мере необходимости. При применении землепользования НИУ ВШЭ PADHI+ методологии планирования, если получен ответ «рекомендую против» особенного развития, LPA рекомендуется обратиться к оператору трубопровода существует ли такая защита в рассматриваемом месте. Если LPA отправляет соответствующую информацию HSE, проводится дополнительная КОР, чтобы убедиться, что дополнительная защита изменит рекомендацию HSE.

Рекомендации, изложенные выше, относятся к процессу планирования землепользования и не является основным средством обеспечения безопасности, когда трубопровод начинает работать. Это достигается за счет Правил безопасности трубопроводов. 1996.

Будет ли трубопровод безопасным?

Мы знаем, что если трубопровод правильно спроектирован и построен, то вероятность отказа при вводе в эксплуатацию будет минимальной. При наличии надлежащих стандартов осмотра, мониторинга и технического обслуживания в течение всего срока эксплуатации риски, связанные с трубопроводом, будут поддерживаться на очень низком уровне. Инспекторы трубопроводов HSE оценят адекватность проекта оператора и проконтролируют этап строительства проекта. Дальнейшие проверки будут проводиться в течение срока эксплуатации трубопровода.

Риски трубопровода будут очень низкими и сравнимыми со многими другими рисками, с которыми мы сталкиваемся в повседневной жизни. Нет никакой гарантии абсолютной безопасности во всем, что мы делаем, даже переход через дорогу и повседневная деятельность по дому несут в себе элементы риска. По сравнению с другими рисками, с которыми мы сталкиваемся в обычной жизни, трубопровод будет безопасным.

Трубопровод Милфорд-Хейвен относится к категории трубопроводов протяженностью около 22 000 км, обозначенных как «опасные для крупных аварий». Планирование землепользования (LUP) требует, чтобы территория, окружающая эти трубопроводы, была зонирована для более четкого указания уровня риска. Внутренняя зона обычно совпадает с прилегающей территорией, в которой существует 10 шансов на миллион (имп/мин) в год для типичного домохозяина подвергнуться воздействию «опасной дозы». Уровень «опасной дозы» принимается равным 1% вероятности летального исхода при получении дозы здоровым человеком.

Однако для трубопровода Милфорд-Хейвен, по которому транспортируется природный газ, риск значительно ниже, приблизительно 2 ц/мин непосредственно над самим трубопроводом. В таких случаях HSE прагматично устанавливает внутреннюю зону, используя расстояние до здания, как определено в кодексе проектирования Института инженеров и менеджеров газовой промышленности «Рекомендации по практике передачи и распределения» (IGE / TD / 1). Это расстояние близости является минимальным рекомендуемым расстоянием между трубопроводом и любым обычно населенным зданием.

В следующей таблице представлены зоны планирования землепользования для трубопровода Милфорд-Хейвен.

Зоны планирования землепользования
Годовой риск облучения опасной дозой*	Годовой риск	Годовой риск на миллион
Внутренняя зона трубопровода (в пределах 135 м)	Менее 1 из 500 000	Менее 2
Средняя зона трубопровода (в пределах 370 м)	1 из 1 000 000	1
Внешняя зона трубопровода (в пределах 440 м)	1 из 3 000 000	0,33
* Уровень «опасной дозы» принимается равным 1% вероятности летального исхода при получении дозы здоровым человеком. Обычно во внутренней зоне риск составляет 1 к 100 000 (10 циклов в минуту), но риск во внутренней зоне для этого трубопровода значительно меньше, поскольку расстояние зоны определяется расстоянием близости здания, указанным в нормах проектирования.

В следующей таблице сравниваются расчетные риски от трубопровода с рисками, которые возникают в обычной жизни.

Риски в «нормальной жизни» для сравнения с рисками из трубопровода
Ежегодный риск смерти	Годовой риск	Годовой риск на миллион
Все причины, в возрасте 45–64 лет (Англия и Уэльс, 2003 г.) (1)	1 из 190	5230
Все причины, в возрасте 30–44 лет (Англия и Уэльс, 2003 г.) (1)	1 из 940	1060
Несчастные случаи в семье, в любом возрасте (Англия и Уэльс, 2004 г. ) (3)	1 из 17 000	60
Дорожно-транспортные происшествия (Великобритания, 2005 г.) (2)	1 из 18 000	55
Несчастные случаи в семье в возрасте 15–64 лет (Англия и Уэльс, 2004 г.) (3)	1 из 25 000	40
Травмы всех занятых в различных отраслях (Великобритания, в среднем 2001/02-2005/06) (4)	1 из 140 000	7
Травмы работников сферы услуг (Великобритания, в среднем за 2001/02-2005/06 гг.) (4)	1 из 330 000	3
Обычный домохозяин, проживающий примерно в 150 метрах от трубопровода (5)	1 из 1 000 000	1
Обычный домохозяин, проживающий примерно в 300 метрах от трубопровода (5)	1 из 3 300 000	0,3
Молния (6)	1 из 19 000 000	0,05
Источники : Управление национальной статистики Фокус на здоровье: Департамент дорожно-транспортных происшествий Великобритании: 2005 г. (таблица 31) Управление национальной статистики Статистика смертности – Травмы и отравления Комиссия по охране здоровья и безопасности Статистика смертельных травм 2005/06 Критерии риска для планирования землепользования вблизи крупных промышленных опасностей, HSE, 1989, ISBN 0 11 885491 7. (Эти же критерии используются для легковоспламеняющихся веществ в трубопроводах.) Смерти и травмы, вызванные молнией в Соединенном Королевстве: анализ двух баз данных, DM Elsom, Tornado and Storm Research Organisation, 2000 Примечание : Ежегодные риски даны с двумя значащими цифрами.

Какие проверки будет проводить HSE на трубопровод?

В соответствии с Правилами безопасности трубопроводов 1996 года оператор трубопровода имеет обязанность уведомлять HSE о любом новом межстрановом трубопроводе, который должен быть построен в составе Национальной газотранспортной системы (НТС). Оператор должен отправить дополнительное уведомление за 14 дней до подачи газа. вводится в трубопровод.

Специалисты-инспекторы HSE по трубопроводам проведут осмотр трубопровода и надземные установки (AGI) на этапе строительства, чтобы убедиться, что используемые материалы и технологии соответствуют дизайн. Они также будут проводить проверки во время ввода в эксплуатацию, чтобы подтвердить, что процедуры тестирования соблюдаются.

HSE также проверит трубопровод во время его эксплуатации в рамках Существующий план вмешательства НТС НИУ ВШЭ. Этот план вмешательства охватывает все аспекты работы национальной системы передачи и является основе проверок HSE для всех 6 800 км НТС.

Есть ли другие британские трубопроводы работает при высоком давлении, например, 94 бар?

Трубопровод Milford Haven будет работать при давлении 70–94 бар. Национальная газотранспортная система (НТС) в настоящее время эксплуатирует трубопроводы на 85 бар в других частях Великобритании. NTS состоит примерно из 6800 км газопроводов высокого давления. Работа над этой системой началась в 1966 после открытия природного газа в южной части Северного моря. Рано сеть была в основном построена из трубы диаметром 36 дюймов, проходящей под углом 70 бар.

В 1970-х годах в северной части Северного моря были обнаружены крупные месторождения газа. Это привело к строительству берегового газового терминала в Сент-Фергусе, к северу от Абердина и два газопровода для подачи газа на юг. По мере поступления газа из на севере были построены дополнительные фидеры: еще один 36-дюймовый трубопровод, за которым следует 42-дюймовый трубопровод. В 1999 существующие линии и эти новые линии были повышены до 85 бар. Наконец, был добавлен 48-дюймовый фидер, работающий до упора. юг, как Монтроуз. Он рассчитан на работу под давлением 94 бар, но в настоящее время работает при 85 бар из-за ограничений подачи.

Существуют и другие наземные британские трубопроводы, по которым транспортируются легковоспламеняющиеся вещества при давлении выше 94 бар.

Трубопроводы, связанные с газовыми терминалами, работают при давлении до 148 бар.

В Шотландии и северной Англии сеть этиленовых трубопроводов протяженностью 1200 км работает в 95 -100 бар. А морские трубопроводы могут работать при значительном более высокие давления – некоторые более 300 бар.

Разрешат ли другие европейские страны строительство трубопровода работать при 94 бар?

Европейский стандарт газопроводов EN 1594-2000 «Газоснабжение системы – Трубопроводы для максимального рабочего давления более 16 бар – Функциональные требованиям». Этот стандарт применяется на всей территории ЕС и в некоторых других европейские страны, такие как Швейцария; он может быть дополнен национальным стандарты.

Другие европейские страны либо разрешают, либо уже используют высокое давление трубопроводы. Например:

• В Германии Ruhrgas эксплуатирует около 250 км трубопровода с давлением 100 бар с тех пор. 1993
• В Ирландии трубопроводы строятся в в соответствии с И.С. 328: 2003 Свод правил для газа Трубопроводы и трубопроводные сооружения. Это позволяет трубопроводы для работы при давлении до 100 бар, хотя в настоящее время ни один из них не работает при это давление.
• Голландский стандарт для трубопроводов — NEN 3650 (2003). Стандарт делает не указывает ограничения рабочего давления, но указывает, что трубопроводы должны быть спроектированы таким образом, чтобы дополнительные риски были допустимыми. В настоящее время проектируется береговой газопровод на 100 бар.

Какие стандарты и нормы трубопроводов используются для трубопровода Милфорд-Хейвен и его надземных сооружений?

Европейский стандарт для газопроводов внедрен в Великобритании как BS ЕН 1594-2000 «Системы газоснабжения. давление свыше 16 бар — функциональные требования». Настоящий стандарт применяется по всему ЕС и некоторым другим европейским странам, таким как Швейцария.

Однако код, обычно используемый в Великобритании, — это код Института газа. Инженерный документ IGE/TD/1 – «Стальные трубопроводы для газа высокого давления». Передача», который охватывает трубопроводы, работающие под давлением до 100 бар. Этот код соответствует требованиям BS EN 159.4, но строже в некоторые районы, такие как населенные пункты или на пересечениях дорог, где требуется более толстая труба, чем европейский стандарт.

Установки регулирования давления (PRI) считаются частью трубопровода Правилами безопасности трубопроводов 1996 года. Они спроектированы, построены и эксплуатируются Институтом инженеров-газовиков технического документ IGE/TD/13 – «Установки регулирования давления для передачи и распределительные системы».

Рекомендации, содержащиеся в документах МГЭ, разработаны за многолетний опыт эксплуатации и представляют собой передовой опыт. Использование коды помогают оператору трубопровода продемонстрировать, что риски, связанные с трубопровод и регулирующие установки давления будут ниже разумно практически.

Проект трубопровода Милфорд-Хейвен и надземного участка установок (AGI) соответствует отраслевым стандартам.

Как будет проходить проверка трубопровода для сборки качество и износ?

Перед испытанием трубопровода все сварные швы должны быть проверены на дефекты ультразвуковыми или рентгенографическими методами.

Правила безопасности трубопроводов 1996 г. требуют, чтобы компания National Grid поддерживала трубопровод в хорошем состоянии. Оператор проведет он-лайн инспекция с использованием инспекционного инструмента, известного как поршень, который приводится в движение внутри трубопровода потоком газа. Первый осмотр пройдёт размещать в начале срока службы трубопровода и через запланированные интервалы после. Инспекционные скребки размером с трубопровод Милфорд-Хейвен (48 ins) используются на существующих конвейерах NTS.

Кто отвечает за аварийное планирование вокруг трубопровода?

Оператор трубопровода обязан подготовить и проверить аварийные процедуры для ликвидации последствий крупной аварии на трубопроводе.

Местные органы власти должны подготовить план действий в чрезвычайных ситуациях, в котором подробно описывается, как чрезвычайная ситуация, связанная с возможной крупной аварией в его районе, будет рассмотрена с. Законодательство не требует предоставления информации о крупных аварийно-опасный трубопровод, который будет предоставлен населению местными властями или оператора трубопровода. Однако местные органы власти и/или операторы трубопроводов может решить предоставить информацию в некоторых случаях – например, тем, кто ответственность за уязвимые группы, такие как школы, больницы и дома для пожилых людей.