ОНТП 51-1-85, часть 6

• часть 1
• часть 2
• часть 3
• часть 4
• часть 5
• часть 6
• часть 7
• часть 8
• часть 9

9.3. Вдоль трассы газопровода, а также вокруг компрессорных и газораспределительных станций, пунктов измерения расхода газа и узлов редуцирования газа следует предусматривать охранные зоны в соответствии с требованиями “Правил охраны магистральных газопроводов”.

9.4. Противошумовая и тепловая изоляция на объектах магистральных газопроводов должна выполняться из несгораемых материалов.

9.5. Противопожарное водоснабжение и канализацию предприятий, зданий и сооружений магистральных газопроводов следует проектировать в соответствии с главами СНиП II-31-74, II-32-74, II-30-76, II-106-79, СН-433-79.

9.6. Расход воды на наружное пожаротушение определяется расчетом по СНиП II-31-74. Суммарный расход воды на внутреннее и наружное пожаротушение на компрессорных станциях следует принимать не менее 25 л/с.

ЛИНЕЙНЫЕ СООРУЖЕНИЯ

9.7. При проектировании пересечения и сближения газопроводов с воздушными линиями электропередач следует руководствоваться требованиями главы II-5 “Правил устройства электроустановок” (ПУЭ).

9.8. Минимальное расстояние от продувочных свечей газопровода до воздушных линий электропередач, входящих в состав сооружений магистральных газопроводов, следует принимать равными высоте наиболее высокой опоры плюс 3 м.

9.9. Расстояние от амбаров для слива продуктов очистки газопровода следует принимать, не менее:

узла очистки газопровода - 200 м;

до компрессорной станции при благоприятном направлении господствующих ветров - 500 м;

до компрессорной станции при неблагоприятном направлении господствующих ветров - 1000 м.

Примечание.

Амбар не допускается размещать между узлом подключения компрессорной станции и ее оградой.

ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ ЗДАНИЯ И СООРУЖЕНИЯ

9.10. Генеральный план компрессорных станций, пунктов измерения расхода газа следует проектировать в соответствии с требованиями глав СНиП II-89-80, II-106-79, 2.05.06-85, СН-433-79, правил устройства электроустановок.

9.11. В помещениях, где устанавливаются газоперекачивающие агрегаты, не допускается размещать аппаратуру и оборудование, технологически или конструктивно не связанное с газоперекачивающими агрегатами.

9.12. Масляное хозяйство компрессорного цеха допускается размещать в отдельном помещении в соответствии с требованиями СНиП II-106-79.

9.13. Выходы из производственных помещений в сторону наружных взрыво- и пожароопасных установок следует считать эвакуационными, если расстояние от выхода до оборудования и сооружений наружной установки, кроме эстакад для трубопроводов, не менее 10 м.

9.14. Не допускается размещать помещения душевых, санитарных узлов, ванн и помещения с мокрыми технологическими процессами над помещениями диспетчерских пунктов и аппаратными.

9.15. На вводах импульсных трубопроводов с горючими и взрывоопасными средами в помещения двигателей газоперекачивающих агрегатов, операторные газораспределительных станций и другие помещения категории “Г” следует устанавливать, вне этих помещений, разделительные сосуды.

Импульсные трубопроводы от разделительных сосудов к приборам и аппаратам КИП следует заполнять незамерзающей жидкостью, не растворяющей измеряемый продукт и не смешивающейся с ним.

9.16. Во взрывоопасных помещениях компрессорных цехов и насосных легковоспламеняющихся жидкостей и горючих газов следует предусматривать установку газоанализаторов и сигнализаторов довзрывоопасных концентраций, срабатывающих при содержании взрывоопасных газов или паров в воздухе помещений, достигающем 20 % нижнего предела воспламенения. При срабатывании газоанализаторы должны автоматически включать аварийную вентиляцию, световую и звуковую сигнализацию, извещающую о повышенной концентрации взрывоопасных паров и газов в воздухе помещений.

9.17. Газоанализаторы следует размещать в помещении в соответствии с “Требованиями к установке стационарных газоанализаторов и сигнализаторов в производственных помещениях предприятий нефтяной промышленности” (ТУ-газнефть), утвержденными Миннефтепромом.

9.18. Продувочные свечи обвязки центробежных нагнетателей следует размещать на расстоянии не менее 25 м за ограждением компрессорной станции.

Высоту продувочной свечи следует предусматривать не менее 5 м от планировочной отметки земли.

9.19. Продувочные свечи газоперекачивающих агрегатов с газомоторным приводом следует принимать на 2 м выше конька крыши здания компрессорного цеха и на 1 м выше наибольшего дефлектора.

9.20. Выхлопные стояки от предохранительных клапанов или продувочные свечи наружных установок должны выступать не менее, чем на 3 м над самой высокой точкой здания или самой высокой обслуживающей площадкой (считая в радиусе 15 м от выхлопных стояков или продувочных свечей). Высота стояков или продувочных свечей должна составлять не менее 6 м от уровня земли.

9.21. Высоту выхлопных труб газоперекачивающих агрегатов следует принимать не менее, чем на 2 м выше конька крыши здания компрессорного цеха ( индивидуальных зданий газоперекачивающих агрегатов) и на 1 м выше наибольшего дефлектора.

9.22. Аварийный слив масла для всех типов газоперекачивающих агрегатов предусматривать не следует.

9.23. Систему перелива масла в специальный подземный резервуар следует предусматривать для газоперекачивающих агрегатов, оборудованных устройством для перелива масла.

Резервуар следует располагать снаружи здания на расстоянии не менее 1 м от стены здания без проемов и не менее 3 м от стены здания с проемами.

9.24. Расстояния от факела сбросных газов станций искусственного охлаждения газа и компрессорных станций попутного нефтяного газа следует принимать не менее:

до зданий и сооружений, а также до газопроводов - 60 м;

до компрессорных станций и газораспределительных станций - 100м.

9.25. Площадку вокруг факела в радиусе не менее 50 м следует спланировать и оградить забором из несгораемых конструкций высотой не менее 1 м.

Высоту факела следует принимать в соответствии с требованиями п.4.45 настоящих норм.

9.26. В пределах ограждения факела не допускается размещать колодцы, приямки и другие заглубления, а также резервуары с легковоспламеняющимися и горючими жидкостями.

9.27. Здания пунктов измерения расхода газа без обслуживающего персонала следует размещать на расстоянии, не менее:

от газопровода - 20 м;

ближайшей замерной нитки -3 м.

9.28. В компрессорных цехах с агрегатами с газотурбинным и газомоторным приводами воздухозаборные блоки, как правило, следует располагать на расстоянии не менее 16 м от выхлопных труб или на 6 м ниже выхлопных труб при горизонтальном расстоянии между ними менее 16 м.

9.29. Противопожарный водопровод в помещениях операторной и диспетчерской прокладывать не допускается.

9.30. Здания и помещения, подлежащие оборудованию автоматическими средствами пожаротушения и пожарной сигнализации следует определять по соответствующим перечням, утвержденным Мингазпромом и согласованным Госстроем СССР и ГУПО МВД СССР 24 сентября 1975 г. и 9 июля 1974 г.

Необходимость оборудования автоматическими средствами пожаротушения и пожарной сигнализации зданий и помещений, не вошедших в указанные выше перечни, определяется требованиями соответствующих СНиП, СН, ПУЭ и перечнями других министерств и ведомств, а также настоящими нормами.

9.31. В подпольях помещений операторных следует предусматривать устройство пожаротушения с ручным управлением из операторной или противопожарные перегородки с пределом огнестойкости в 0,75 часа, делящие подполье на отсеки объемом не более 100 м³ каждый с устройством автоматической пожарной сигнализации.

9.32. Маслоблоки в машинных залах электродвигателей на компрессорных станциях с электроприводными газоперекачивающими агрегатами подлежат оборудованию автоматическими средствами пожаротушения.

9.33. Предел огнестойкости ограждающих конструкций комплектных трансформаторных подстанций должен быть не менее 0,75 часа при наличии масла в единице электрооборудования более 60 килограмм.

9.34. Приемную станцию автоматической пожарной сигнализации следует размещать в здании (помещении) диспетчерского пункта с выводом сигнала в помещение проходной.

9.35. В зданиях и сооружениях магистральных газопроводов следует предусматривать первичные средства пожаротушения в соответствии с “Нормами положенности пожарной техники, оборудования и первичных средств пожаротушения на объектах Министерства газовой промышленности”, согласованных ГУПО МВД СССР 12 мая 1984 года.

9.36. На компрессорных станциях следует предусматривать:

бокс для размещения пожарного автомобиля - 55 м² ;

помещение дежурного персонала - 12 м² ;

помещение для противопожарного инвентаря и оборудования - 6 м² ;

в штатах - четыре водителя для пожарного автомобиля;

при размещении на одной площадке пяти и более компрессорных цехов - пожарное депо на 2 автомобиля.

9.37. Из помещения дежурного персонала следует предусматривать телефонную связь от АТС компрессорной станции.

9.38. На каждой компрессорной станции необходимо предусматривать зарядную станцию для заправки углекислотных огнетушителей.

9.39. Проектирование складов горючесмазочных материалов на компрессорных станциях следует выполнять в соответствии с требованиями главы СНиП II-106-79, СН-433-79.

9.40. Для мойки и обезжиривания деталей, в том числе и для регенерации фильтров, необходимо применять пожаробезопасные щелочные растворы и препараты. Не допускается применять для этих целей бензин, керосин, дизельное топливо, уайт-спирит и другие пожароопасные вещества.

10. ОХРАНА ТРУДА, ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ, ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

ОХРАНА ТРУДА

10.1. В проекте следует предусматривать мероприятия, обеспечивающие санитарно-гигиенические условия труда обслуживающего персонала, безопасность обслуживания оборудования, безопасность выполнения ремонтных работ.

10.2. Проекты магистральных газопроводов должны включать разделы устройства санитарно-защитной зоны узлов очистки газопроводов, складов метанола, складов горюче-смазочных масел и др. сооружений, требующих устройства санитарно-защитных зон.

10.3. Основными средствами для выполнения необходимых условий труда должны быть:

герметизация всех трубопроводов и оборудования технологического процесса транспорта газа;

размещение технологического оборудования на открытых площадках согласно “Перечню технологического оборудования, рекомендуемого для установки на открытых площадках”;

размещение электрооборудования в соответствии с правилами ПУЭ;

блокировка оборудования и сигнализации при отклонении от нормальных условий эксплуатации объектов;

широкое внедрение телемеханизации и диспетчеризации в производственные процессы;

устройство противопожарной автоматики и сигнализации для контроля и сигнализации о возникновении пожара и автоматического включения стационарных систем пожаротушения;

широкое внедрение централизованного ремонта;

применение надежного блочного оборудования заводского изготовления.

ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ

10.4. Проекты магистральных газопроводов следует выполнять с учетом действующих норм и правил техники безопасности и производственной санитарии, инструкций и правил устройства безопасной эксплуатации сооружений, зданий, установок и грузоподъемных механизмов.

В проектах должны быть учтены требования “Правил технической эксплуатации магистральных газопроводов”, “Правил технической эксплуатации электроустановок” и других нормативных документов.

10.5. В разделе проекта следует приводить характеристики производственных помещений по классу взрыво- и пожароопасных зон по ПУЭ, определять категорию и группу взрывоопасной смеси по ГОСТ 12.1.011-78, категорию производственных процессов по главе СНиП II-90-81.

10.6. В машинных залах компрессорных цехов следует предусматривать:

проходы по основному фронту обслуживания газоперекачивающих агрегатов при постоянном обслуживании (пребывание работающих 2 ч и более в смену) не менее 1,5 м;

проходы по основному фронту обслуживания газоперекачивающих агрегатов при периодическом обслуживании (пребывание работающих менее 2 ч в смену) не менее 0,7 м;

расстояние от выступающих частей оборудования до стен здания не менее 1,0 м.

10.7. Надземные и наземные технологические трубопроводы следует прокладывать на опорах из несгораемых конструкций на расстоянии, не менее:

от сооружений и стен зданий с проемами	3 м;
от стен зданий без проемов	1 м.

Расстояния между подземными технологическими трубопроводами, зданиями и сооружениями определяются из условий удобства монтажа, эксплуатации и ремонта трубопроводов.

10.8. Расстояния от технологических надземных трубопроводов, транспортирующих легковоспламеняющиеся и горючие жидкости и горючие газы, до зданий и сооружений следует принимать, не менее м):

до фундаментов зданий и сооружений	3
до фундаментов зданий со стороны стен без проемов	1
до фундаментов ограждения, опор, прожекторных мачт	1

до автомобильных дорог:

бортового камня, кромки проезжей части	1,5
наружной бровки кювета или подошвы насыпи	1
водопровода и канализации	1,5
тепловых сетей	1

10.9. Уровни звукового давления в помещениях и на территории объектов магистральных газопроводов не должны превышать предельно допустимых по ГОСТ 12.1.003-75 и СНиП II-12-77.

ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

10.10. В проекты магистральных газопроводов следует включать комплекс мероприятий, исключающий нанесение ущерба окружающей среде в процессе строительства и эксплуатации. В них необходимо предусматривать технические решения, обеспечивающие:

нейтрализацию опасных свойств газовых выбросов;

снижение теплового загрязнения атмосферы;

сбор продуктов очистки газопроводов и дренажей оборудования;

защиту почвы и подземных вод;

рекультивацию верхнего растительного слоя;

обеспечение естественного экологического равновесия;

сохранение ландшафтов;

сохранение чистоты почвы, водоемов, водоносных горизонтов;

охрану рыбных запасов;

обеспечение прохода животных при миграции.

10.11. С целью нейтрализации опасных свойств газовых выбросов следует предусматривать продувочные и сбросные свечи для рассеивания газа от предохранительных клапанов и сброса газа из технологического оборудования при ремонтах.

Расчет высоты, диаметра и месторасположение свечей следует выполнять в соответствии с требованиями СН “Указания по расчету рассеивания в атмосфере вредных веществ, содержащихся в выбросах предприятий”, а также требованиями раздела 9 настоящих норм.

10.12. Сбросы газа на компрессорных станциях, компримирующих попутный нефтяной газ, а также сбросы паров хладоагента на станциях охлаждения газа следует предусматривать на факел для сжигания.

10.13. Для снижения теплового загрязнения атмосферы следует предусматривать утилизацию тепла выхлопных газов газотурбинных установок.

10.14. Сбор продуктов очистки газопровода, дренаж из аппаратов и технологических трубопроводов следует осуществлять в закрытые резервуары.

10.15. Мероприятия по защите почвы, водоемов и водоносных горизонтов от загрязнения и сохранению их чистоты следует предусматривать в соответствии с требованиями “Руководства по проектированию сооружений для забора подземных вод” ВНИИводгео Госстроя СССР, СНиП II-31-74, II-32-74, а также “Положения о порядке проектирования и эксплуатации зон санитарной охраны источников водоснабжения и водопровода хозяйственно-питьевого назначения”, “Руководством по рекультивации земель при строительстве магистральных трубопроводов”, ”Основными положениями о рекультивации земель, нарушенных при разработке месторождений полезных ископаемых и торфа, проведения геологоразведочных, строительных и других работ”, утвержденных Госстроем СССР, ГКНТ СССР, Министерством сельского хозяйства СССР и Государственным комитетом лесного хозяйства Совета Министров СССР.

10.16. Отвод земель следует предусматривать в соответствии с требованиями строительных норм по отводу земель для строительства линейных сооружений.

10.17. Мероприятия по охране рыбных запасов следует предусматривать в соответствии с требованиями “Правил охраны поверхностных вод от загрязнения сточными водами”.

11. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ВТОРИЧНЫХ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЕСУРСОВ

11.1. На стадии разработки схем развития и размещения магистральных газопроводов следует определять реальных и потенциальных потребителей утилизируемого тепла компрессорных станций (объектов жилищно-культурного строительства, сельскохозяйственного производства и т.п.) и выполнять технико-экономическое обоснование использования вторичных энергетических ресурсов компрессорных станций внешними потребителями, расположенными вблизи компрессорных станций.

11.2. В проектах компрессорных станций необходимо предусматривать использование вторичных топливно-энергетических ресурсов и тепла попутных и отходящих продуктов технологических процессов для собственных нужд, отопления, вентиляции и горячего водоснабжения компрессорной станции, сельскохозяйственных и других возможных внешних потребителей.

11.3. В установках утилизации тепла выхлопных газов приводных газотурбинных двигателей в качестве теплоносителя следует использовать следует использовать воду или воздух.

В макроклиматическом районе с холодным климатом, как правило, следует применять в качестве теплоносителя воздух. Допускается применять воду с добавками, предотвращающими ее замерзание.

11.4. При размещении утилизационного теплообменника в выхлопном газоходе газотурбинного двигателя полное сопротивление выхлопного тракта не должно превышать допустимого по техническим условиям на газоперекачивающие агрегаты.

Размещение утилизационного теплообменника следует согласовывать с заводом-изготовителем газоперекачивающего агрегата.

11.5. Утилизационная установка с теплоносителем “вода” должна включать в себя следующие основные элементы:

утилизационные теплообменники;

насосную;

установку водоподготовки.

11.6. Утилизационные установки, предназначенные для теплоснабжения и горячего водоснабжения внестанционного потребителя, следует проектировать индивидуально для конкретных условий потребления с учетом особенностей потребителя. Система теплоснабжения внестанционного потребителя должна быть независимой от системы теплоснабжения компрессорной станции.

11.7. В проектах следует предусматривать мероприятия по обеспечению безотходного производства:

дренаж пылеуловителей в закрытую систему;

сбор и вывоз масла, не подлежащего регенерации на компрессорных станциях, на централизованную установку регенерации масел;

охлаждение газа, масла, воды (антифриза), как правило, в аппаратах воздушного охлаждения.

12. ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

Общие положения

12.1. Настоящий раздел устанавливает требования к методике гидравлического расчета магистральных газопроводов и включает в себя:

- определение пропускной способности и производительности магистральных газопроводов;

- расчет стационарных гидравлических режимов работы линейных участков;

- расчет стационарных тепловых режимов работы линейных участков;

- расчет режимов работы компрессорных станций.

12.2. Основой для проектирования магистральных газопроводов является Схема развития и размещения газовой промышленности, определяющая направления и объемы транспорта газа.

12.3. Производительностью магистрального газопровода называется количество газа, поступающего в газопровод за год (млрд. м³ /год, при 293,15 К и 0,1013 МПа).

12.4. Следует различать заданную и проектную производительность магистрального газопровода.

Заданной производительностью магистрального газопровода называется значение производительности, оговоренное в задании на проектирование.

При проектировании магистрального газопровода должно производиться технико-экономическое сопоставление различных технологических вариантов транспорта газа с целью выбора оптимального варианта.

Производительность магистрального газопровода, соответствующая оптимальному технологическому варианту, называется проектной.

12.5. При выполнении гидравлических расчетов в зависимости от назначения магистральных газопроводов и степени неравномерности транспорта газа они подразделяются на:

- базовые,

- распределительные,

- маневренные,

- отводы.

Базовыми называются магистральные газопроводы, предназначенные для транспорта газа из района его добычи в районы потребления или передачи в другие газопроводы.

Распределительными газопроводами называются газопроводы для подачи газа из базовых газопроводов в отводы или отдельным крупным потребителям.

Маневренными газопроводами называются магистральные газопроводы с повышенной неравномерностью или реверсивным характером транспорта газа (газопроводы-перемычки, пиковые газопроводы, подводящие газопроводы ПХГ и т.п.).

Отводами называются магистральные газопроводы, предназначенные для подачи газа от распределительных или базовых газопроводов к городам, населенным пунктам и отдельным крупным потребителям, работающие в режиме часовой неравномерности, вызванной неравномерностью отбора газа потребителями.

Определение пропускной способности и производительности магистральных газопроводов

12.6. Пропускной способностью магистрального газопровода называется количество газа, которое может быть передано по газопроводу в сутки при стационарном режиме, максимально возможном использовании располагаемой мощности газоперекачивающих агрегатов и принятых расчетных параметрах (рабочее давление, коэффициент гидравлической эффективности, температура окружающего воздуха и грунта, температура охлаждения газа и т.п.)

12.7. Следует различать оценочную и проектную пропускную способность магистральных газопроводов.

Оценочной пропускной способностью магистрального газопровода называется ориентировочное значение пропускной способности, определяемое в начальной стадии проектирования газопровода для последующего расчета возможных технологических вариантов транспорта газа.

Проектной пропускной способностью магистрального газопровода называется пропускная способность, соответствующая оптимальному технологическому варианту.

12.8. Оценочную пропускную способность базовых магистральных газопроводов следует находить по формуле:

(млн. м/сут. при 293,15 К и 0,1013 МПа) (12.1)

где - заданная производительность магистрального газопровода (млрд. м/год при 293,15 К и 0,1013 МПа)

- оценочный коэффициент использования пропускной способности, определенный по формуле:

(12.2)

в которой: - коэффициент расчетной обеспеченности газоснабжения потребителей, отражающий необходимость увеличения пропускной способности газопровода для обеспечения газоснабжения потребителей в периоды повышенного спроса на газ. Повышенный спрос на газ может быть обусловлен похолоданиями в течение отопительного сезона (понижением температуры наружного воздуха относительно среднемесячных многолетних значений), а также возможным опережением потребности народного хозяйства в газе по сравнению с прогнозом.

Следует принимать =0,95;

- коэффициент экстремальных температур, учитывающий необходимость компенсации снижения пропускной способности газопровода, связанного с влиянием экстремально высоких температур наружного воздуха (превышающих среднемесячные многолетние значения) на располагаемую мощность газоперекачивающих агрегатов и глубину охлаждения транспортируемого газа аппаратами воздушного охлаждения.

Следует принимать =0,98;

- оценочный коэффициент надежности газопровода, учитывающий необходимость компенсации снижения пропускной способности газопровода при отказах линейных участков и оборудования компрессорных станций.

Значения коэффициента следует принимать по табл. 19.

Таблица 19

Оценочные коэффициенты магистральных газопроводов

12.9. Оценочную пропускную способность распределительных и маневренных магистральных газопроводов следует определять для периода максимальной подачи газа

(млн. м/сут при 293,15 К и 0,1013 МПа) (12.3)

где - среднее суточное количество газа, поступающего в газопровод за период максимальной подачи газа.

Коэффициент должен определяться согласно требованиям п.12.8 настоящих норм.

12.10. Оценочную пропускную способность отводов следует определять по формуле

, (млн. м/сут при 293,15 К и 0,1013 МПа) (12.4)

где - максимальное часовое потребление газа (м/ч), определяемое по совмещенному графику газопотребления всеми потребителями, расположенными за рассчитываемым линейным участком.

Коэффициент использования пропускной способности для отводов должен определяться по формуле

. (12.5)

При этом необходимо принимать =0,95, =0,99.

12.11. Расчет технологических вариантов транспорта газа должен производиться:

- для базовых газопроводов - по оценочной пропускной способности, найденной по формуле 12.1, при среднегодовой температуре окружающей среды (наружный воздух и грунт);

-для распределительных и маневренных газопроводов и отводов - по оценочной пропускной способности для периода максимальной подачи газа, найденной по формулам 12.3 и 12.4, при средней для указанного периода температуре окружающего воздуха и грунта.

12.12. Проектную производительность базовых и распределительных магистральных газопроводов следует определять по формуле:

(млрд. м/год при 293,15 К и 0,1013 МПа), (12.6)

где - пропускная способность газопровода в -том расчетном периоде; - число дней в -том расчетном периоде.

- коэффициент использования пропускной способности магистрального газопровода.

Для базовых, распределительных и маневренных газопроводов в качестве расчетного периода следует принимать месяц ( =12). Для распределительных и маневренных газопроводов допускается в качестве расчетного периода принимать квартал ( =4).

Для отводов проектная производительность не определяется. Коэффициент использования пропускной способности должен определяться по формуле

(12.7)

Для базовых, распределительных и маневренных газопроводов значения коэффициента надежности должны определяться по "Методике расчета магистральных газопроводов", М., 1980 г. с использованием программы для ЭВМ, разработанной ВНИИГАЗом. При определении необходимо учитывать полную протяженность газопровода даже в том случае, если проектируется его отдельный участок.

Значения остальных коэффициентов, входящих в формулу 12.7 должны приниматься следующими:

= 0,95 - для всех газопроводов,

= 0,98 - для базовых, распределительных и маневренных газопроводов.

12.13. Соотношение количества рабочих и резервных ГПА на КС однониточных газопроводов следует выбирать согласно табл.20.

Таблица 20

Для вариантов оснащения КС, отмеченных звездочкой, допускается сокращать число резервных ГПА на единицу, прежде всего в компрессорных цехах второй и последующих очередей многоточечных газопроводов, если вариант сокращенного резервирования обоснован технико-экономически.

Расчет стационарных гидравлических режимов работы линейных участков

12.14. Гидравлический расчет участка газопровода, на протяжении которого отсутствуют точки с разницей вертикальных отметок, более чем 100 м, следует выполнять без учета рельефа трассы.

• часть 1
• часть 2
• часть 3
• часть 4
• часть 5
• часть 6
• часть 7
• часть 8
• часть 9