Добавить ЗаконПрост! в закладки
|
Помощь
Четверг, 28 марта 2024 год

все документы
федеральное законодательство
региональное законодательство
рекомендации
информация ФНС
формы документов
все документы

Бесплатная консультация

.

Навигация по разделу

Содержание


Действует
Редакция от 2003-07-08
размер шрифта

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ И СТРОИТЕЛЬСТВУ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ ИЗ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ И ПОЛИЭТИЛЕНОВЫХ ТРУБ- СП... Актуально в 2018 году

СВОД ПРАВИЛ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ И СТРОИТЕЛЬСТВУ

СВОД ПРАВИЛ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ И СТРОИТЕЛЬСТВУ

1 РАЗРАБОТАН коллективом ведущих специалистов ОАО "ГипроНИИгаз", АО "ВНИИСТ", ОАО МосгазНИИпроект", ОИ "Омскгазтехнология", ЗАО "Надежность", Госгортехнадзора России, Госстроя России и ряда газораспределительных хозяйств России при координации ЗАО "Полимергаз"

2 СОГЛАСОВАН

Госгортехнадзором России, письмо от 16.06.2000 г. N 03-35/240

ГУГПС МЧС России, письмо от 20.06.2000 г. N 20/2.2/2229

3 ОДОБРЕН постановлением Госстроя России от 26.06.2003 г. N 112

ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

4 ПРИНЯТ И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ решением Межведомственного координационного совета по вопросам технического совершенствования газораспределительных систем и других инженерных коммуникаций, протокол от 8 июля 2003 г. N 32

СП 42-101-2003 "Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб" разработан в соответствии с требованиями СНиП 10-01 в развитие основополагающего СНиП 42-01-2002 "Газораспределительные системы".

В положениях СП 42-101 приведены подтвержденные научными исследованиями, опробованные на практике и рекомендуемые в качестве официально признанных технические решения, средства и способы реализации обязательных требований по проектированию и строительству систем газораспределения, установленных СНиП 42-01.

Настоящий Свод правил содержит раздел 7 "Запорная арматура" взамен СП 42-104-97 "Свод правил по применению запорной арматуры для строительства систем газоснабжения".

В разработке настоящего Свода правил приняли участие:

Волков B.C., Вольное Ю.Н., Габелая Р.Д., Голик В.Г., Гусева Н.Б., Зубаилов Г.И., Китайцева Е.Х., Красников М.А., Маевский М.А., Нечаев А. С., Пальчиков С.А., Сафронова И.П., Платонов О.В., Удовенко В.Е., Чирчинская Т.П., Шишов Н.А., Шурайц А.Л.

1.1 Положения настоящего СП распространяются на вновь сооружаемые и реконструируемые газораспределительные системы, нормы и правила на проектирование и строительство которых регламентированы СНиП 42-01.

1.2 В настоящем СП приведены общие положения в части применения стальных и полиэтиленовых труб. Особенности проектирования, строительства новых и реконструкции изношенных газопроводов приведены соответственно в СП 42-102 "Проектирование и строительство газопроводов из металлических труб" и СП 42-103 "Проектирование и строительство газопроводов из полиэтиленовых труб и реконструкция изношенных газопроводов".

2.1 В настоящем СП использованы ссылки на следующие документы:

СНиП 2.02.01-83*. Основания зданий и сооружений;

СНиП 2.03.11-85. Защита строительных конструкций от коррозии;

СНиП 2.03.13-88. Полы;

СНиП 2.04.01-85*. Внутренний водопровод и канализация зданий;

СНиП 2.04.05-91*. Отопление, вентиляция и кондиционирование;

СНиП 2.04.07-86*. Тепловые сети;

СНиП 2.05.02-85. Автомобильные дороги;

СНиП 2.05.03-84*. Мосты и трубы;

СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы;

СНиП 2.05.07-91*. Промышленный транспорт;

СНиП 2.06.09-84. Туннели гидротехнические;

СНиП 2.07.01-89*. Градостроительство. Планировка и застройка городских и сельских поселений;

СНиП 2.08.02-89*. Общественные здания и сооружения;

: В связи с утратой силы СНиП 2.08.02-89, следует руководствоваться принятым взамен СНиП 31-06-2009

СНиП 2.09.03-85. Сооружения промышленных предприятий;

СНиП 3.01.01-85*. Организация строительного производства;

: В связи с утратой силы Строительных норм и правил СНиП 3.01.01-85*, следует руководствоваться принятыми взамен СНиП 12-01-2004

СНиП 3.05.07-85 Системы автоматизации;

СНиП 10-01-94. Система нормативных документов в строительстве. Основные положения;

СНиП 11-01-2003. Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения и составе проектной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений;

СНиП 11-02-96. Инженерные изыскания для строительства. Основные положения;

СНиП 21-01-97*. Пожарная безопасность зданий и сооружений;

СНиП 23-01-99*. Строительная климатология;

СНиП II-22-81. Каменные и армокаменные конструкции;

СНиП II-35-76. Котельные установки;

СНиП II-89-80*. Генеральные планы промышленных предприятий;

СНиП III-42-80*. Магистральные трубопроводы;

СНиП 42-01-2002. Газораспределительные системы;

ГОСТ 9.602-89. ЕСЗКС. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии;

ГОСТ 356-80*. Арматура и детали трубопроводов. Давления условные, пробные и рабочие. Ряды;

ГОСТ 380-94*. Сталь углеродистая обыкновенного качества. Марки;

ГОСТ 495-92. Листы и полосы медные. Технические условия;

ГОСТ 481-80*. Паронит и прокладки из него. Технические условия;

ГОСТ 613-79. Бронзы оловянные литейные. Марки;

ГОСТ 1050-88*. Прокат сортовой, калиброванный со специальной отделкой поверхности из углеродистой качественной конструкционной стали. Общие технические условия;

ГОСТ 1215-79. Отливки из ковкого чугуна. Общие технические условия;

ГОСТ 1412- 85. Чугун с пластинчатым графитом для отливок. Марки;

ГОСТ 1583-93. Сплавы алюминиевые литейные. Технические условия;

ГОСТ 4543-71. Прокат из легированной конструкционной стали. Технические условия;

ГОСТ 4666-75. Арматура трубопроводная. Маркировка и отличительная окраска;

ГОСТ 5520-79. Прокат листовой из углеродистой низколегированной и легированной стали для котлов и сосудов, работающих под давлением. Технические условия;

ГОСТ 6787-2001. Плитки керамические для полов. Технические условия

ГОСТ 7293-85. Чугун с шаровидным графитом для отливок. Марки;

ГОСТ 7338-90. Пластины резиновые и резинотканевые. Технические условия;

ГОСТ 7931-76. Олифа натуральная. Технические условия;

ГОСТ 8568-77. Листы стальные с ромбическим и чечевичным рифлением. Технические условия;

ГОСТ 8832-76. Материалы лакокрасочные. Методы получения лакокрасочного покрытия для испытаний;

ГОСТ 9238-83. Габариты приближения строений и подвижного состава железных дорог колеи 1520 (1524) мм;

ГОСТ 9544-93. Арматура трубопроводная запорная. Нормы герметичности затворов;

ГОСТ 10007-80Е. Фторопласт-4. Технические условия;

ГОСТ 10330-76. Лен трепаный. Технические условия;

ГОСТ 11262-80. Пластмассы. Метод испытания на растяжение;

ГОСТ 13726-97. Ленты из алюминия и алюминиевых сплавов. Технические условия;

ГОСТ 14202-69. Трубопроводы промышленных предприятий. Опознавательная окраска, предупреждающие знаки и маркировочные щитки;

ГОСТ 14254-96. Степени защиты, обеспечиваемые оболочками. Межгосударственный стандарт. (Код GP)

ГОСТ 15150-69. Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды;

ГОСТ 15180-86. Прокладки плоские эластичные. Основные параметры и размеры;

ГОСТ 15527-70. Сплавы медно-цинковые (латуни), обрабатываемые давлением. Марки;

ГОСТ 16337-77 Е. Полиэтилен высокого давления. Технические условия;

ГОСТ 16338-85 Е. Полиэтилен низкого давления. Технические условия;

ГОСТ 16350-80. Климат СССР. Районирование и статистические параметры климатических факторов для технических целей;

ГОСТ 16569-86. Устройства газогорелочные для отопительных бытовых печей. Технические условия;

ГОСТ 17494-87. Машины электрические вращающиеся. Классификация степеней защиты, обеспечиваемых оболочками вращающихся электрических машин;

ГОСТ 17711-93. Сплавы медно-цинковые (латуни) литейные. Марки;

ГОСТ 19151-73. Сурик свинцовый. Технические условия;

ГОСТ 19281-89. Прокат из стали повышенной прочности. Общие технические условия;

ГОСТ 20448-90. Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления. Технические условия;

ГОСТ 21204-97. Горелки газовые промышленные. Общие технические требования;

ГОСТ 21488-97 Е. Прутки прессованные из алюминия и алюминиевых сплавов. Технические условия;

ГОСТ 21552-84Е. Средства вычислительной техники. Общие технические требования, приемка, методы испытаний, маркировка, упаковка, транспортирование и хранение;

ГОСТ 21631-76 Е. Листы из алюминия и алюминиевых сплавов. Технические условия;

ГОСТ 25100-95. Грунты. Классификация;

ГОСТ 25696-83. Горелки газовые инфракрасного излучения. Общие технические требования и приемка;

ГОСТ 28394-89. Чугун с вермикулярным графитом для отливок. Марки;

ГОСТ 2.601-95. ЕСКД. Эксплуатационные документы;

ГОСТ 8.143-75. ГСИ Государственный первичный эталон и общесоюзная проверочная схема для средств измерений объемного расхода газа в диапазоне 1 x 10(-6) / 1 x 10(2) м3/с;

ГОСТ 8.563.1-97 ГСИ. Измерение расхода и количества жидкостей и газов методом переменного перепада давления. Диафрагмы, сопла ИСА 1932 и трубы Вентури, установленные в заполненных трубопроводах круглого сечения. Технические условия;

ГОСТ 8.563.2-97 ГСИ. Измерение расхода и количества жидкостей и газов методом переменного перепада давления. Методика выполнения измерений с помощью сужающих устройств;

ГОСТ 12.1.005-88 ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны;

ГОСТ 12.1.007-76 ССБТ. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности;

ГОСТ 12.1.011-78* ССБТ. Смеси взрывоопасные. Классификация и методы испытаний;

ГОСТ 12.2.085-85 ССБТ. Сосуды, работающие под давлением. Клапаны предохранительные. Требования безопасности;

ГОСТ Р 12.3.048-2002 ССБТ. Строительство. Производство земляных работ способом гидромеханизации. Требования безопасности;

ГОСТ 12.4.059-89 ССБТ. Строительство. Ограждения предохранительные инвентарные. Общие технические условия;

ГОСТ 21.610-85. СПДС. Газоснабжение. Наружные газопроводы. Рабочие чертежи;

ГОСТ 34.003-90. Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Термины и определения;

ГОСТ 34.201-89. Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Виды, комплектность и обозначение документов при создании автоматизированных систем;

ГОСТ 34.601-90. Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания;

ГОСТ 34.602-89. Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Техническое задание на создание автоматизированной системы;

ГОСТ Р 50571.3-94. Электроустановки зданий. Часть 4. Требования по обеспечению безопасности. Защита от поражений электрическим током;

ГОСТ Р 50670-94. Оборудование промышленное газоиспользующее. Воздухонагреватели. Общие технические требования;

ГОСТ Р 50838-95. Трубы из полиэтилена для газопроводов. Технические условия;

ГОСТ Р 51617-2000. Жилищно-коммунальные услуги. Общие технические условия;

МДС 41-2.2000. Инструкция по размещению тепловых агрегатов, предназначенных для отопления и горячего водоснабжения одноквартирных или блокированных жилых домов;

РД 34.21.122-90. Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений;

РД 50-34.698-90. Методические указания. Информационная технология. Комплекс стандартов и руководящих документов на автоматизированные системы. Требования к содержанию документов;

РД 50-680-88. Методические указания. Автоматизированные системы. Основные положения;

РД 50-682-89. Методические указания. Информационная технология. Комплекс стандартов и руководящих документов на автоматизированные системы. Общие положения.

ПБ 03-576-03. Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением;

ПБ 12-529-03. Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления;

ПБ 12-609-03. Правила безопасности для объектов, использующих сжиженные углеводородные газы;

Правила плавания по внутренним судоходным путям;

Правила речного регистра;

Правила технической эксплуатации речного транспорта.

ПБ 13-407-01. Единые правила безопасности при взрывных работах;

ПУЭ. Правила устройства электроустановок;

Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых котлов с давлением пара не более 0,07 МПа (0,7 кгс/см2), водогрейных котлов и водонагревателей с температурой нагрева воды не выше 388 К (115 °С);

ПБ 10-574-03. Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов.

3.1 Разработку проектов газораспределительных систем следует вести на основании технических условий на присоединение объекта газового хозяйства к источникам газораспределения, выдаваемых владельцем газовых сетей, и наличия согласования с организацией - разработчиком схемы газоснабжения объекта.

3.2 Порядок разработки, согласования, утверждения и состав проектной документации следует предусматривать в соответствии со СНиП 11-01.

3.3 Газораспределительные системы подразделяются по:

- виду газа (природный, СУГ);

- числу ступеней регулирования давления газа (одно- и многоступенчатые);

- принципу построения (кольцевые, тупиковые, смешанные).

3.4 Выбор системы распределения газа рекомендуется производить в зависимости от объема, структуры и плотности газопотребления поселений, размещения жилых и производственных зон, а также источников газоснабжения (местоположение и мощность существующих и проектируемых магистральных газопроводов, газораспределительных станций (ГРС), газонаполнительных станций (ГНС) и т.д.).

Выбор той или иной газораспределительной системы в проекте должен быть технико-экономически обоснован.

3.5 При использовании одно- или многоступенчатой системы распределения газ потребителям подается соответственно по распределительным газопроводам одной или нескольких категорий давления.

Для крупных и средних поселений, как правило, предусматривают многоступенчатые газораспределительные системы.

Для малых городов или отдельных жилых микрорайонов, а также для сельских поселений в качестве наиболее рациональной газораспределительной системы рекомендуется система распределения среднего давления с ШРП у потребителя или группы потребителей.

Одноступенчатые газораспределительные системы низкого давления из-за значительных материаловложений являются целесообразными лишь в малых поселениях с компактной застройкой, расположенных вблизи источника газоснабжения.

В зависимости от величины давления газа в распределительных газопроводах и климатических условий рекомендуется применение ГРП, ГРПБ, как правило, с местными приборами отопления.

3.6 Между газопроводами различных категорий давления, входящих в систему газораспределения, как правило, следует предусматривать газорегуляторные пункты (установки).

3.7 Принцип построения газораспределительных систем выбирается в зависимости от характера планировки и плотности застройки поселения. Предпочтительными являются смешанные или кольцевые газораспределительные системы, обеспечивающие наиболее равномерный режим давления во всех точках отбора газа из распределительных газопроводов, а также повышающие надежность систем газоснабжения.

3.8 При газоснабжении СУГ рекомендуются газораспределительные системы на базе резервуарных установок или станций регазификации.

Газораспределительные системы с использованием групповых или индивидуальных баллонных установок СУГ рекомендуется применять только при технической невозможности или экономической нецелесообразности использования резервуарных установок.

3.9 При решении вопросов газоснабжения поселений использование газа предусматривается на:

- индивидуально-бытовые нужды населения: приготовление пищи и горячей воды, а для сельских поселений также для приготовления кормов и подогрева воды для животных в домашних условиях;.

- отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение жилых и общественных зданий;

- отопление и нужды производственных и коммунально-бытовых потребителей.

3.10 Годовые расходы газа для каждой категории потребителей следует определять на конец расчетного периода с учетом перспективы развития объектов - потребителей газа.

Продолжительность расчетного периода устанавливается на основании плана перспективного развития объектов - потребителей газа.

3.11 Годовые расходы газа для населения (без учета отопления), предприятий бытового обслуживания населения, общественного питания, предприятий по производству хлеба и кондитерских изделий, а также для учреждений здравоохранения рекомендуется определять по нормам расхода теплоты, приведенным в ГОСТ Р 51617 (приложение А).

Нормы расхода газа для потребителей, не перечисленные в приложении А, следует принимать по нормам расхода других видов топлива или по данным фактического расхода используемого топлива с учетом КПД при переводе на газовое топливо.

3.12 При составлении проектов генеральных планов городов и других поселений допускается принимать укрупненные показатели потребления газа, м3/год на 1 чел., при теплоте сгорания газа 34 МДж/м3 (8000 ккал/м3):

- при наличии централизованного горячего водоснабжения - 120;

- при горячем водоснабжении от газовых водонагревателей - 300;

- при отсутствии всяких видов горячего водоснабжения - 180 (220 в сельской местности).

3.13 Годовые расходы газа на нужды предприятий торговли, бытового обслуживания непроизводственного характера и т.п. можно принимать в размере до 5 % суммарного расхода теплоты на жилые дома.

3.14 Годовые расходы газа на нужды промышленных и сельскохозяйственных предприятий следует определять по данным топливопотребления (с учетом изменения КПД при переходе на газовое топливо) этих предприятий с перспективой их развития или на основе технологических норм расхода топлива (теплоты).

3.15 Годовые и расчетные часовые расходы теплоты на нужды отопления, вентиляции и горячего водоснабжения определяют в соответствии с указаниями СНиП 2.04.01, СНиП 2.04.05 и СНиП 2.04.07.

3.16 Годовые расходы теплоты на приготовление кормов и подогрев воды для животных рекомендуется принимать по таблице 1.

Таблица 1

Назначение расходуемого газа Показатель Нормы расхода теплоты на нужды одного животного, МДж (тыс. ккал)
Приготовление кормов для животных с учетом запаривания грубых кормов и корне-, клубнеплодов Лошадь 1700 (400)
Корова 4200 (1000)
Свинья 8400 (2000)
Подогрев воды для питья и санитарных целей На одно животное 420 (100)

3.17 Система газоснабжения городов и других населенных пунктов должна рассчитываться на максимальный часовой расход газа.

3.18 Максимальный расчетный часовой расход газа , м3/ч, при 0 °С и давлении газа 0,1 МПа (760 мм рт. ст.) на хозяйственно-бытовые и производственные нужды следует определять как долю годового расхода по формуле

= Qy, (1)

где - коэффициент часового максимума (коэффициент перехода от годового расхода к максимальному часовому расходу газа);

Qy - годовой расход газа, м3/год.

Коэффициент часового максимума расхода газа следует принимать дифференцированно по каждой обособленной зоне газоснабжения, снабжаемой от одного источника.

Значения коэффициента часового максимума расхода газа на хозяйственно-бытовые нужды в зависимости от численности населения, снабжаемого газом, приведены в таблице 2; для бань, прачечных, предприятий общественного питания и предприятий по производству хлеба и кондитерских изделий - в таблице 3.

Таблица 2

Число жителей, снабжаемых газом, тыс. чел. Коэффициент часового максимума расхода газа (без отопления)
1 1/1800
2 1/2000
3 1/2050
5 1/2100
10 1/2200
20 1/2300
30 1/2400
40 1/2500
50 1/2600
100 1/2800
300 1/3000
500 1/3300
750 1/3500
1000 1/3700
2000 и более 1/4700

Таблица 3

Предприятия Коэффициент часового максимума расходов газа
Бани 1/2700
Прачечные 1/2900
Общественного питания 1/2000
По производству хлеба, кондитерских изделий 1/6000

Примечание. Для бань и прачечных значения коэффициента часового максимума расхода газа приведены с учетом расхода газа на нужды отопления и вентиляции.

3.19 Расчетный часовой расход газа для предприятий различных отраслей промышленности и предприятий бытового обслуживания производственного характера (за исключением предприятий, приведенных в таблице 4) следует определять по данным топливопотребления (с учетом изменения КПД при переходе на газовое топливо) или по формуле (1) исходя из годового расхода газа с учетом коэффициентов часового максимума по отрасли промышленности, приведенных в таблице 4.

Таблица 4

Отрасль промышленности Коэффициент часового максимума расхода газа
В целом по предприятию По котельным По промышленным печам
Черная металлургия 1/6100 1/5200 1/7500
Судостроительная 1/3200 1/3100 1/3400
Резиноасбестовая 1/5200 1/5200 -
Химическая 1/5900 1/5600 1/7300
Строительных материалов 1/5900 1/5500 1/6200
Радиопромышленность 1/3600 1/3300 1/5500
Электротехническая 1/3800 1/3600 1/5500
Цветная металлургия 1/3800 1/3100 1/5400
Станкостроительная и инструментальная 1/2700 1/2900 1/2600
Машиностроение 1/2700 1/2600 1/3200
Текстильная 1/4500 1/4500 -
Целлюлозно-бумажная 1/6100 1/6100 -
Деревообрабатывающая 1/5400 1/5400 -
Пищевая 1/5700 1/5900 1/4500
Пивоваренная 1/5400 1/5200 1/6900
Винодельческая 1/5700 1/5700 -
Обувная 1/3500 1/3500 -
Фарфоро-фаянсовая 1/5200 1/3900 1/6500
Кожевенно-галантерейная 1/4800 1/4800 -
Полиграфическая 1/4000 1/3900 1/4200
Швейная 1/4900 1/4900 -
Мукомольно-крупяная 1/3500 1/3600 1/3200
Табачная 1/3850 1/3500 -

3.20 Для отдельных жилых домов и общественных зданий расчетный часовой расход газа , м3/ч, следует определять по сумме номинальных расходов газа газовыми приборами с учетом коэффициента одновременности их действия по формуле

, (2)

где - сумма произведений величин Ksim, q_nom и ni от i до m;

Ksim - коэффициент одновременности, принимаемый для жилых домов по таблице 5;

q_nom - номинальный расход газа прибором или группой приборов, м3/ч, принимаемый по паспортным данным или техническим характеристикам приборов;

ni - число однотипных приборов или групп приборов;

m - число типов приборов или групп приборов.

Таблица 5

Число квартир Коэффициент одновременности Ksim в зависимости от установки в жилых домах газового оборудования
Плита 4-конфорочная Плита 2-конфорочная Плита 4-конфорочная и газовый проточный водонагреватель Плита 2-конфорочная и газовый проточный водонагреватель
1 1 1 0,700 0,750
2 0,650 0,840 0,560 0,640
3 0,450 0,730 0,480 0,520
4 0,350 0,590 0,430 0,390
5 0,290 0,480 0,400 0,375
6 0,280 0,410 0,392 0,360
7 0,280 0,360 0,370 0,345
8 0,265 0,320 0,360 0,335
9 0,258 0,289 0,345 0,320
10 0,254 0,263 0,340 0,315
15 0,240 0,242 0,300 0,275
20 0,235 0,230 0,280 0,260
30 0,231 0,218 0,250 0,235
40 0,227 0,213 0,230 0,205
50 0,223 0,210 0,215 0,193
60 0,220 0,207 0,203 0,186
70 0,217 0,205 0,195 0,180
80 0,214 0,204 0,192 0,175
90 0,212 0,203 0,187 0,171
100 0,210 0,202 0,185 0,163
400 0,180 0,170 0,150 0,135

Примечания: 1. Для квартир, в которых устанавливается несколько однотипных газовых приборов, коэффициент одновременности следует принимать как для такого же числа квартир с этими газовыми приборами.

2. Значение коэффициента одновременности для емкостных водонагревателей, отопительных котлов или отопительных печей рекомендуется принимать равным 0,85 независимо от количества квартир.

3.21 Пропускная способность газопроводов может приниматься из условий создания при максимально допустимых потерях давления газа наиболее экономичной и надежной в эксплуатации системы, обеспечивающей устойчивость работы ГРП и газорегуляторных установок (ГРУ), а также работы горелок потребителей в допустимых диапазонах давления газа.

3.22 Расчетные внутренние диаметры газопроводов определяются исходя из условия обеспечения бесперебойного газоснабжения всех потребителей в часы максимального потребления газа.

3.23 Расчет диаметра газопровода следует выполнять, как правило, на компьютере с оптимальным распределением расчетной потери давления между участками сети.

При невозможности или нецелесообразности выполнения расчета на компьютере (отсутствие соответствующей программы, отдельные участки газопроводов и т.п.) гидравлический расчет допускается производить по приведенным ниже формулам или по номограммам (приложение Б), составленным по этим формулам.

3.24 Расчетные потери давления в газопроводах высокого и среднего давления принимаются в пределах категории давления, принятой для газопровода.

3.25 Расчетные суммарные потери давления газа в газопроводах низкого давления (от источника газоснабжения до наиболее удаленного прибора) принимаются не более 180 даПа, в том числе в распределительных газопроводах 200 даПа, в газопроводах-вводах и внутренних газопроводах - 60 даПа.

3.26 Значения расчетной потери давления газа при проектировании газопроводов всех давлений для промышленных, сельскохозяйственных и бытовых предприятий и организаций коммунально-бытового обслуживания принимаются в зависимости от давления газа в месте подключения с учетом технических характеристик принимаемого к установке газового оборудования, устройств автоматики безопасности и автоматики регулирования технологического режима тепловых агрегатов.

3.27 Падение давления на участке газовой сети можно определять:

- для сетей среднего и высокого давлений по формуле

, (3)

где Рн - абсолютное давление в начале газопровода, МПа;

Рк - абсолютное давление в конце газопровода, МПа;

Ро = 0,101325 МПа;

ламбда - коэффициент гидравлического трения;

I - расчетная длина газопровода постоянного диаметра, м;

d - внутренний диаметр газопровода, см;

ро - плотность газа при нормальных условиях, кг/м3;

- расход газа, м3/ч, при нормальных условиях;

- для сетей низкого давления по формуле

, (4)

где Рн - давление в начале газопровода, Па;

Рк - давление в конце газопровода, Па;

ламбда, I, d, ро, Qо - обозначения те же, что и в формуле (3).

3.28 Коэффициент гидравлического трения l определяется в зависимости от режима движения газа по газопроводу, характеризуемого числом Рейнольдса,

, (5)

где v - коэффициент кинематической вязкости газа, м2/с, при нормальных условиях;

Qо, d - обозначения те же, что и в формуле (3), и гидравлической гладкости внутренней стенки газопровода, определяемой по условию (6),

Re = ( n ) < 23 , (6)
d

где Re - число Рейнольдса;

n - эквивалентная абсолютная шероховатость внутренней поверхности стенки трубы, принимаемая равной для новых стальных - 0,01 см, для бывших в эксплуатации стальных - 0,1 см, для полиэтиленовых независимо от времени эксплуатации - 0,0007 см;

d - обозначение то же, что и в формуле (3).

В зависимости от значения Re коэффициент гидравлического трения l определяется:

- для ламинарного режима движения газа Re =< 2000

ламбда = 64 ; (7)
Re

- для критического режима движения газа Re = 2000 - 4000

ламбда = 0,0025Re(0,333) ; (8)

- при Re > 4000 - в зависимости от выполнения условия (6);

- для гидравлически гладкой стенки (неравенство (6) справедливо):

- при 4000 < Re < 100 000 по формуле

ламбда = 0,3164 ; (9)
Re(0,25)

- при Re > 100 000

ламбда = 1 ; (10)
(1,821gRe - 1,64)2

- для шероховатых стенок (неравенство (6) несправедливо) при Re > 4000

ламбда = 0,11 ( n + 68 ) 0,25 ; (11)
d Re

где n - обозначение то же, что и в формуле (6);

d - обозначение то же, что и в формуле (3).

3.29 Расчетный расход газа на участках распределительных наружных газопроводов низкого давления, имеющих путевые расходы газа, следует определять как сумму транзитного и 0,5 путевого расходов газа на данном участке.

3.30 Падение давления в местных сопротивлениях (колена, тройники, запорная арматура и др.) допускается учитывать путем увеличения фактической длины газопровода на 5-10 %.

3.31 Для наружных надземных и внутренних газопроводов расчетную длину газопроводов определяют по формуле (12)

, (12)

где l1 - действительная длина газопровода, м;

- сумма коэффициентов местных сопротивлений участка газопровода;

d - обозначение то же, что и в формуле (3);

ламбда - коэффициент гидравлического трения, определяемый в зависимости от режима течения и гидравлической гладкости стенок газопровода по формулам (7) - (11).

3.32 В тех случаях когда газоснабжение СУГ является временным (с последующим переводом на снабжение природным газом), газопроводы проектируются из условий возможности их использования в будущем на природном газе.

При этом количество газа определяется как эквивалентное (по теплоте сгорания) расчетному расходу СУГ.

3.33 Падение давления в трубопроводах жидкой фазы СУГ определяется по формуле (13)

Н = 50 ламбда / V2р , (13)
d

где ламбда - коэффициент гидравлического трения;

V - средняя скорость движения сжиженных газов, м/с.

С учетом противокавитационного запаса средние скорости движения жидкой фазы принимаются: во всасывающих трубопроводах - не более 1,2 м/с; в напорных трубопроводах - не более 3 м/с.

Коэффициент гидравлического трения ламбда определяется по формуле (11).

3.34 Расчет диаметра газопровода паровой фазы СУГ выполняется в соответствии с указаниями по расчету газопроводов природного газа соответствующего давления.

3.35 При расчете внутренних газопроводов низкого давления для жилых домов допускается определять потери давления газа на местные сопротивления в размере, %:

- на газопроводах от вводов в здание:

до стояка - 25 линейных потерь

на стояках - 20 » »

- на внутриквартирной разводке:

при длине разводки 1-2 м - 450 линейных потерь

»» » 3-4 - 300 » »

»» » 5-7 - 120 » »

»» » 8-12 - 50 » »

3.36 При расчете газопроводов низкого давления учитывается гидростатический напор Hg, даПа, определяемый по формуле (14)

Hg = +- lgh (р_а - р_0) , (14)

где g - ускорение свободного падения, 9,81 м/с2;

h - разность абсолютных отметок начальных и конечных участков газопровода, м;

р_а - плотность воздуха, кг/м3, при температуре 0 °С и давлении 0,10132 МПа;

р_0 - обозначение то же, что в формуле (3).

3.37 Расчет кольцевых сетей газопроводов следует выполнять с увязкой давлений газа в узловых точках расчетных колец. Неувязка потерь давления в кольце допускается до 10 %.

3.38 При выполнении гидравлического расчета надземных и внутренних газопроводов с учетом степени шума, создаваемого движением газа, следует принимать скорости движения газа не более 7 м/с для газопроводов низкого давления, 15 м/с для газопроводов среднего давления, 25 м/с для газопроводов высокого давления.

3.39 При выполнении гидравлического расчета газопроводов, проведенного по формулам (5) - (14), а также по различным методикам и программам для электронно-вычислительных машин, составленным на основе этих формул, расчетный внутренний диаметр газопровода следует предварительно определять по формуле (15)

, (15)

где d_p - расчетный диаметр, см;

А, В, m, m1 - коэффициенты, определяемые по таблицам 6 и 7 в зависимости от категории сети (по давлению) и материала газопровода;

Q_0 - расчетный расход газа, м3/ч, при нормальных условиях;

Р_уд - удельные потери давления (Па/м - для сетей низкого давления, МПа/м - для сетей среднего и высокого давления), определяемые по формуле (16)

Р_уд Р_доп , (16)
1,1L

Р_доп - допустимые потери давления (Па - для сетей низкого давления, МПа/м - для сетей среднего и высокого давления);

L - расстояние до самой удаленной точки, м.

Таблица 6

Категория сети А
Сети низкого давления 10(6) / (162 п2) = 626
Сети среднего и высокого давления P_0 / (Р_m162п2)
P_0 = 0,101325 МПа,
P_m - усредненное давление газа (абсолютное) в сети, МПа.

Таблица 7

Материал В m m1
Сталь 0,022 2 5
Полиэтилен 0,25 1,75 4,75
0,3164 (9пv) = 0,0446
v - кинематическая вязкость газа при нормальных условиях, м2/с.

3.40 Внутренний диаметр газопровода принимается из стандартного ряда внутренних диаметров трубопроводов: ближайший больший - для стальных газопроводов и ближайший меньший - для полиэтиленовых.

3.41 Автоматизированные системы управления технологическими процессами распределения газа (АСУ ТП РГ) имеют централизованную структуру, основными элементами которой являются контролируемые пункты (КП) на наружных сетях и сооружениях системы распределения газа (нижний уровень АСУ ТП РГ) и центральный диспетчерский пункт (ЦДП) (верхний уровень АСУ ТП РГ).

Верхний уровень АСУ ТП РГ реализуется в ЦДП в виде одного или нескольких автоматизированных рабочих мест (АРМ), связанных между собой локальной вычислительной сетью (ЛВС).

При необходимости создания многоуровневых АСУ ТП РГ предусматриваются промежуточные пункты управления (ППУ), координирующие работу КП. Работа ППУ координируется ЦДП. Допускается совмещение ППУ с одним из КП.

3.42 АСУ ТП РГ охватывают следующие газорегулирующие сооружения (ГС):

ГРС - связывающие магистральные газопроводы с городской (региональной) системой газораспределения (при соответствующем согласовании с организацией, эксплуатирующей данные магистральные газопроводы);

ГРП - обеспечивающие редуцирование давления газа в сетях высокого и среднего давления;

ГРП - питающие тупиковые сети низкого давления с часовым потреблением газа свыше 1000 м3/ч (при нормальных условиях);

ГРП потребителей с расчетным расходом газа свыше 1000 м3/ч (при нормальных условиях) - имеющие особые режимы газоснабжения или резервное топливное хозяйство;

ГРП - питающие кольцевые сети низкого давления;

ГРП - расположенные в удаленных населенных пунктах.

Количество потребителей, охваченных АСУ ТП РГ, должно, как правило, обеспечивать контроль потребления не менее 80 % объема газа, потребляемого городом (регионом) с учетом сезонных колебаний потребления.

3.43 АСУ ТП РГ содержат информационные функциональные подсистемы, реализующие комплексы задач (КЗ) в соответствии с таблицей 8.

3.44 Система газораспределения, содержащая более 50 газовых объектов и обслуживающая город (регион) с населением свыше 500 тыс. человек, может быть оснащена АСУ ТП РГ, включающими в себя помимо функциональных подсистем информационного характера, указанных в таблице 8, функциональные подсистемы, реализующие комплексы задач (задачи) в соответствии с таблицей 9.

Таблица 8

Наименование функциональной подсистемы АСУ ТП РГ Комплекс задач, задачи Периодичность решения
1. Оперативный контроль технологического процесса распределения газа 1. Измерение, контроль и обработка технологических параметров по инициативе КП. При возникновении аварийной или предаварийной ситуации.
2. Периодическое измерение и контроль технологических параметров КП. Устанавливается диспетчерским персоналом, но не реже одного раза в 2 ч.
3. Измерение и контроль технологических параметров КП (выборочно) по инициативе диспетчерского персонала По инициативе диспетчерского персонала в любой момент времени
2. Оперативный контроль состояния технологического оборудования 1. Передача в ЦДП информации об аварийных и нештатных ситуациях. При возникновении за время не более 30 с.
2. Периодический контроль состояния технологического оборудования КП. Один раз в час.
3. Контроль и обработка показателей состояния технологического оборудования по инициативе диспетчерского персонала По инициативе диспетчерского персонала

Таблица 9

Наименование функциональной подсистемы АСУ ТП РГ Комплекс задач, задачи Периодичность решения
1. Оперативный учет поступления и реализации газа 1. Оперативный учет поступления газа в город (регион). Не реже, чем один раз в сутки.
2. Оперативный учет расхода газа потребителями. То же
3. Оперативный контроль за соответствием плану поставок газа поставщиком. »
4. Оперативный контроль за соответствием плану расходов газа потребителями. »
5. Оперативный баланс поступления газа в город (регион) и расхода газа потребителями Не реже, чем один раз в месяц, а в условиях дефицита подачи газа - не реже, чем один раз в сутки
2. Прогнозирование технологического процесса газораспределения 1. Прогнозирование потребности подачи газа в город (регион). Не реже, чем один раз в месяц, а в условиях дефицита подачи газа - не реже, чем один раз в сутки.
2. Прогнозирование расхода газа крупными предприятиями (ТЭЦ, крупные котельные и промпредприятия). То же
3. Прогнозирование суточного баланса поступления газа в город (регион) и расхода газа потребителями Один раз в сутки в условиях дефицита подачи газа
3. Анализ технологического процесса распределения газа в сетях низкого, среднего и высокого давлений Анализ функционирования газовых сетей на основе гидравлической модели процесса распределения газа и электронной схемы газовых сетей, привязанной к карте (схеме) города (региона) При изменении конфигурации газовой сети, подключении или отключении потребителей газа, локализации аварийных ситуаций и в других случаях при необходимости
4. Формирование и передача управляющих воздействий 1. Выдача команд-инструкций на сокращение или увеличение потребления газа. При необходимости.
2. Выдача команд на принудительное сокращение подачи газа потребителям, превышающим договорные объемы поставки газа. То же
3. Телерегулирование давления газа на выходах ГС, кроме ГРП потребителей. »
4. Телеуправление отключающими устройствами »
5. Автоматизированный контроль функционирования комплекса технических средств АСУ ТП РГ 1. Передача в ЦДП информации о состоянии датчикового оборудования. При возникновении неисправности или по вызову диспетчерского персонала за время не более 30 с.
2. Передача в ЦДП информации о состоянии функциональных блоков КП, ППУ. То же
3. Передача в ЦДП информации о состоянии линии связи »
6. Связь АСУ ТП РГ с организационно-экономическими АСУ различного назначения 1. Обеспечение обмена информацией между АСУ ТП РГ и организационно-экономической АСУ. По мере подготовки информации.
2. Обеспечение передачи и приема информации между АСУ ТП РГ и общегородской (региональной) АСУ То же

3.45 Для реализации функциональных подсистем АСУ ТП РГ, приведенных в таблицах 8 и 9, комплекс средств автоматизации (КСА) нижнего уровня АСУ ТП РГ должен, как правило, обеспечивать выполнение следующих функций:

а) измерение с периодичностью не более 5 с физических значений следующих параметров функционирования ГС:

- давление газа на каждом входе ГС (измеряется, если замерный узел расхода газа установлен после узла редуцирования давления газа);

- давление газа перед каждым замерным узлом расхода газа;

- перепад давления газа на каждом сужающем устройстве замерного узла расхода газа или объем газа по каждому замерному узлу расхода газа (при применении счетчиков расхода газа);

- температура газа по каждому замерному узлу;

- давление газа на каждом выходе ГС;

- положение регулирующего устройства;

б) сравнение измеренных значений параметров функционирования ГС с заданными минимальными и максимальными их значениями, фиксация и запоминание значений отклонений;

в) контроль с периодичностью не более 5 с следующих параметров состояния технологического оборудования ГС:

- положение запорного устройства;

- засоренность фильтра (норма/выше нормы/авария);

- состояние предохранительно-запорного клапана ("закрыт/открыт");

- загазованность помещения (норма/выше нормы);

- температура воздуха в помещении (норма/выше нормы/ниже нормы, пределы), устанавливается в соответствии с паспортными данными на приборы и оборудование;

- состояние дверей в технологическом и приборном помещении (открыты/закрыты);

- признак санкционированного доступа в помещение (свой/чужой);

г) контроль отклонений параметров состояния технологического оборудования от установленных значений в соответствии с паспортными данными на технологическое оборудование, фиксация и запоминание отклонений;

д) расчет расхода и количества газа через каждый замерный узел ГС, основанный на методе переменного перепада давления, в соответствии с ГОСТ 8.563.1, ГОСТ 8.563.2 при применении счетчиков;

е) расчет объемов газа по каждому замерному узлу за следующие периоды:

- 5 с (значение мгновенного расхода газа);

- 1ч;

- 1 сут;

- 1 мес;

ж) ввод и хранение следующих нормативно-справочных данных:

- текущее время;

- дата (год, месяц, число);

- код (номер) замерного узла, название и код автоматизированного ГС;

- плотность газа в нормальных условиях;

- диаметр измерительного трубопровода;

- диаметр отверстия диафрагмы;

- тип устройства отбора давления;

- тип счетчика расхода газа;

- барометрическое давление;

- диапазоны измерения датчиков давления;

- диапазоны измерения датчиков температуры;

- диапазоны измерения перепада давления дифманометром (при применении сужающих устройств) или диапазон измерения расхода газа счетчиками;

- величины наименьшего перепада давления, при которых погрешность измерения расхода газа превосходит допустимую по ГОСТ 8.143 (при применении сужающих устройств);

- величины максимальных перепадов давления, при которых должны происходить переключения дифманометров (при применении сужающих устройств);

з) автоматическое фиксирование во времени и запоминание технологических параметров функционирования ГС при следующих нештатных ситуациях:

- изменение введенных в функциональный блок данных, влияющих на результаты вычисления расхода газа;

- поочередное переключение датчиков перепада давления, давления и температуры на режим калибровки;

- переключение датчиков перепада давления, давления и температуры в рабочий режим;

- отклонение значений перепада давления за пределы рабочего диапазона дифманометров (при применении сужающего устройства);

- отклонение давления газа за пределы значений, установленных договором с потребителем газа;

- отказ датчиков контроля состояния технологического оборудования;

- отказ датчиков перепада давления, датчиков давления и температуры газа, счетчиков расхода газа;

- замена текущих показаний датчиков перепада давления, давления и температуры константами;

- отклонение напряжения электропитания за допускаемые значения;

- отсутствие сетевого электропитания;

и) комплекс средств автоматизации ГС должен запоминать и передавать в ЦДП по каждому замерному узлу ГС информацию, необходимую для составления на верхнем уровне системы следующих видов отчетов: месячный, суточный, часовой, оперативный (по вызову). Каждый вид отчета должен содержать:

- название (код) КП;

- код (номер) замерного узла КП;

- дату и время составления отчета;

- значение всех введенных оператором констант и время их введения.

В месячном отчете представляются значения параметров потока газа за каждые сутки за последний контрактный месяц. Отчет должен, как правило, содержать следующие данные:

- дату (число, месяц, год);

- объем газа при нормальных условиях за каждые сутки, м3;

- суммарный объем газа при нормальных условиях за отчетный период, м3;

- средний суточный расход, м3/ч;

- среднесуточное значение перепада давления, МПа (для диафрагм);

- среднесуточное значение давления на входе замерного узла, МПа;

- среднесуточное значение атмосферного давления;

- среднесуточное значение температуры газа;

- изменение данных, которые могут повлиять на результаты расчета, и время их введения;

- нештатные ситуации и время их возникновения.

В суточном отчете должны быть представлены параметры потока газа за каждый час прошедших суток. Отчет содержит следующие данные:

- дату (число, месяц, год);

- время (часы, минуты);

- объем газа при нормальных условиях за каждый час, м3;

- суммарный объем газа при нормальных условиях за суточный период, м3;

- среднее часовое значение перепада давления (для сужающих устройств), среднее часовое значение давления на входе замерного узла, среднее часовое значение температуры газа;

- изменение данных, которые могут повлиять на результаты расчета, и время их введения;

- нештатные ситуации и время их возникновения.

Часовой отчет содержит:

- время (начало часа);

- средний расход газа за час, м3/ч;

- средний перепад давления за час (для сужающих устройств);

- среднее давление на входе замерного узла за час;

- среднюю температуру газа за час;

- записи о вмешательстве оператора и нештатных ситуациях.

Оперативный отчет содержит полученные в результате последнего расчета, предшествующего сигналу запроса (опроса), следующие данные:

- текущее время (время опроса);

- давление газа на каждом ЗУ, МПа;

- температура газа на каждом ЗУ;

- мгновенный расход газа на каждом ЗУ, м3/ч;

- интегральный расход газа на каждом ЗУ, м3/ч;

- изменение данных, которые могут повлиять на результаты расчета, и время их введения;

- нештатные ситуации и время их возникновения;

- давление газа на каждом входе ГС, МПа;

- давление газа на каждом выходе ГС (для сетевых ГРС, ГРП), МПа;

- данные о состоянии технологического оборудования;

- перепады давления на фильтрах.

3.46 Информация о расходе газа объектами газопотребления, контролируемыми АСУ ТП РГ, и информация об объеме газа, поступающем в систему газораспределения города (региона) через сетевую (сетевые) ГРС из магистральных газопроводов, должна быть пригодна для взаимных расчетов за поставленный газ по действующим нормативным документам.

Допускается не устанавливать регистрирующие приборы давления и расхода газа в ГС, охваченных АСУ ТП РГ.

3.47 Регулирование параметров технологического процесса газораспределения в АСУ ТП РГ производится по командным сигналам с ЦДП путем воздействия на управляющие и исполнительные устройства, установленные на газовых объектах газораспределительной системы.

Для управления отключающими устройствами применяются дистанционно управляемые задвижки или предохранительные клапаны, а для управления настройкой регуляторов давления газа - переключаемые или плавно настраиваемые регуляторы управления, при этом на ГРП низкого давления настройка должна осуществляться с установкой не менее трех уровней выходного давления.

3.48 Проектирование АСУ ТП РГ осуществляется в соответствии с ПУЭ, ГОСТ 34.003, ГОСТ 34.201, ГОСТ 34.601, ГОСТ 34.602, РД 50-34.698, РД 50-680, РД 50-682 и положениями настоящего раздела.

3.49 Проектирование и строительство АСУ ТП РГ рекомендуется производить по очередям.

Первая очередь внедрения АСУ ТП РГ должна предусматривать функционирование системы в информационном режиме централизованного контроля при ограниченном числе контролируемых объектов.

3.50 Параметры выходных электрических сигналов датчиков должны соответствовать параметрам входных электрических сигналов средств вычислительной техники по ГОСТ 21552.

3.51 КСА, устанавливаемые на ГС, должны иметь степень защиты от воздействия окружающей среды 1Р54 по ГОСТ 14254.

3.52 СА, устанавливаемые на ГС, должны быть рассчитаны на эксплуатацию во взрывоопасных зонах помещений классов В-la, В-1г (ПУЭ), где возможно образование взрывоопасных смесей категорий 11А, 11В групп 1-ТЗ согласно ГОСТ 12.1.011.

3.53 По устойчивости к воздействию климатических факторов КСА, устанавливаемые на ЦДП, должны соответствовать второй группе, а КСА, устанавливаемые на ГС, третьей группе по ГОСТ 21552 для средств вычислительной техники.

3.54 ЦДП следует размещать в помещениях, обеспечивающих оптимальные условия эксплуатации аппаратуры и комфортные условия работы диспетчерского персонала.

3.55 КП, оборудуемые на ГРС, ГРП (ГРУ) и замерных пунктах систем газораспределения, должны иметь:

а) контур заземления;

б) отопительную систему, поддерживающую температуру в помещениях не ниже 5 °С;

в) телефонный ввод или каналообразующую аппаратуру радиоканала.

Для размещения аппаратуры АСУ ТП РГ на КП допускается устройство отдельного (аппаратного) помещения, которое, кроме указанных выше требований к обустройству КП, должно:

1) примыкать к технологическому помещению КП;

2) иметь отдельный вход;

3) иметь площадь не менее 4 м2.

4.1 Требования настоящего раздела распространяются на проектирование газопроводов от источников газораспределения до потребителей газа.

При прокладке наружных газопроводов в особых условиях дополнительно следует руководствоваться положениями подраздела "Требования к сооружению газопроводов в особых природных и климатических условиях" (СП 42-102, СП 42-103).

4.2 При проектировании подземных газопроводов рекомендуется предусматривать полиэтиленовые трубы, за исключением случаев, когда по условиям прокладки, давлению и виду транспортируемого газа эти трубы применить нельзя.

При проектировании газораспределительных систем следует учитывать планировку поселений, плотность и этажность застройки, объемы потребляемого газа, наличие и характеристики газопотребляющих установок, стоимость труб, оборудования, строительства и эксплуатации.

4.3 Выбор трассы газопроводов производится из условий обеспечения экономичного строительства, надежной и безопасной эксплуатации газопроводов с учетом перспективного развития поселений, предприятий и других объектов, а также прогнозируемого изменения природных условий.

4.4 Согласование и представление (отвод, передача в аренду) земельных участков для строительства газопроводов производятся органами местного самоуправления в пределах своих полномочий, руководствуясь при этом основными положениями Земельного кодекса России, земельного законодательства субъектов Российской Федерации, законами об основах градостроительства, охраны окружающей среды, а также нормативно-правовыми актами, регулирующими землеприродопользование, проектирование и строительство.

4.5 Проекты наружных газопроводов следует выполнять на топографических планах в масштабах, предусмотренных ГОСТ 21.610. Разрешается выполнение проектов газопроводов, прокладываемых между поселениями, на планах в масштабе 1:5000 при закреплении оси трассы в натуре.

Продольные профили составляются для газопроводов, прокладываемых на местности со сложным рельефом, а также для технически сложных объектов при применении новых технологий, для подземных газопроводов на территории поселений и т.д.

Для участков газопровода, прокладываемого на местности со спокойным рельефом и однородными грунтовыми условиями, за исключением участков пересечений газопровода с естественными и искусственными преградами, различными сооружениями и коммуникациями, продольные профили можно не составлять. Для таких участков в местах пересечения с коммуникациями рекомендуется составлять эскизы.

4.6 Возможность использования материалов топографических, гидрологических и геологических изысканий, срок давности которых превышает 2 года, должна быть подтверждена территориальными органами архитектуры.

4.7 На территории поселений прокладка газопроводов предусматривается преимущественно подземной, в соответствии с требованиями СНиП 2.07.01.

Прокладка надземного газопровода осуществляется при техническом обосновании, которое составляется проектной организацией исходя из сложившихся архитектурно-планировочных, грунтовых и других условий района строительства. Прокладку распределительных газопроводов по улицам рекомендуется предусматривать на разделительных полосах, избегая по возможности прокладки газопроводов под усовершенствованными дорожными покрытиями.

На территории производственных предприятий предусматривается подземный или надземный способ прокладки в соответствии с требованиями СНиП II-89.

Транзитную прокладку распределительных газопроводов через территории предприятий, организаций и т.п. (при отсутствии возможности иной прокладки) можно предусматривать для газопроводов давлением до 0,6 МПа при условии обеспечения постоянного доступа на эти территории представителей предприятия, эксплуатирующего данный газопровод.

4.8 Проектирование вводов газопроводов в здания рекомендуется вести с учетом обеспечения свободного перемещения газопровода в случаях деформаций зданий и (или) газопровода за счет компенсатора (как правило, П-, Г- или Z-образного, сильфонного и т.д.) на наружном газопроводе или размеров и конструкции заделки футляра в местах прохода через наружные стены здания и фундаменты.

Конструкция вводов должна предусматривать защиту труб от механических повреждений (футляр, защитная оболочка и т.д.).

4.9 Минимальные расстояния по горизонтали от подземных газопроводов до зданий и сооружений принимаются в соответствии с требованиями СНиП 2.07.01, СНиП II-89, приведенными в приложении В.

Расстояние от газопровода до наружных стенок колодцев и камер других подземных инженерных сетей следует принимать не менее 0,3 м (в свету) при условии соблюдения требований, предъявляемых к прокладке газопроводов в стесненных условиях на участках, где расстояние в свету от газопровода до колодцев и камер других подземных инженерных сетей менее нормативного расстояния для данной коммуникации.

4.10 Допускается укладка двух и более, в том числе стальных и полиэтиленовых газопроводов в одной траншее на одном или разных уровнях (ступенями). В этих случаях и также при прокладке проектируемого газопровода вдоль действующего газопровода высокого давления (св. 0,6 МПа до 1,2 МПа) расстояние между газопроводами следует принимать исходя из условий возможности производства строительно-монтажных и ремонтных работ для стальных газопроводов диаметром до 300 мм не менее 0,4 м, диаметром более 300 мм - не менее 0,5 м и не менее 0,1 м для полиэтиленовых газопроводов. При параллельной прокладке газопроводов расстояние между ними следует принимать как для газопровода большего диаметра.

При разнице в глубине заложений смежных газопроводов свыше 0,4 м указанные расстояния следует увеличивать с учетом крутизны откосов траншей, но принимать не менее разницы заложения газопроводов.

4.11 При прокладке газопровода неосушенного газа следует предусматривать установку конденсатосборников.

Прокладка газопроводов, транспортирующих неосушенный газ, должна предусматриваться ниже зоны сезонного промерзания грунта с уклоном к конденсатосборникам не менее 2 ‰.

Вводы газопроводов неосушенного газа в здания и сооружения должны предусматриваться с уклоном в сторону распределительного газопровода. Если по условиям рельефа местности не может быть создан необходимый уклон к распределительному газопроводу, допускается предусматривать прокладку газопровода с изломом в профиле с установкой конденсатосборника в низшей точке.

4.12 При прокладке газопроводов паровой фазы СУГ следует, как правило, дополнительно учитывать положения раздела 8.

4.13 Газопроводы, прокладываемые в футлярах, должны иметь минимальное количество стыковых соединений.

4.14 В местах пересечения газопроводов с дренажными трубами на последних предусматривают герметизацию отверстий и стыков на расстоянии по 2 м в обе стороны (в свету).

4.15 Глубину прокладки подземного газопровода следует принимать в соответствии с требованиями СНиП 42-01.

При прокладке газопроводов на пахотных и орошаемых землях глубину заложения рекомендуется принимать не менее 1,0 м до верха газопровода.

На оползневых и подверженных эрозии участках прокладка газопроводов предусматривается на глубину не менее 0,5 м ниже:

- для оползневых участков - зеркала скольжения;

- для участков, подверженных эрозии, - границы прогнозируемого размыва.

4.16 При прокладке газопроводов в скальных, гравийно-галечниковых, щебенистых и других грунтах с включениями вышеуказанных грунтов (свыше 15 %) по всей ширине траншеи предусматривают устройство основания под газопровод толщиной не менее 10 см из непучинистых, непросадочных, ненабухающих глинистых грунтов или песков (кроме пылеватых) и засыпку таким же грунтом на высоту не менее 20 см над верхней образующей трубы.

4.17 В грунтах с несущей способностью менее 0,025 МПа (неслежавшиеся насыпные или илистые грунты и т.п.), а также в грунтах с включением строительного мусора и перегноя (содержание больше 10-15 %) дно траншеи рекомендуется усиливать путем прокладки бетонных, антисептированных деревянных брусьев, устройства свайного основания, втрамбовыванием щебня или гравия или другими способами.

4.18 При прокладке газопроводов по местности с уклоном свыше 200 ‰ в проекте предусматриваются мероприятия по предотвращению размыва засыпки траншеи: устройство противоэрозионных экранов и перемычек как из естественного грунта (например, глинистого), так и из искусственных материалов (обетонирование, шпунтовое ограждение и т.п.), нагорных канав, обвалования или другие мероприятия для отвода поверхностных вод от трассы газопровода.

Выбор способа защиты определяется в каждом конкретном случае исходя из инженерно-геологических, топографических и гидрогеологических условий местности.

4.19 При наличии вблизи охранной зоны трассы газопровода растущих оврагов и провалов, карстов и т.п., которые могут повлиять на безопасную эксплуатацию газопроводов, рекомендуется предусматривать мероприятия по предотвращению их развития.

4.20 Для определения местонахождения газопровода на углах поворота трассы, местах изменения диаметра, установки арматуры и сооружений, принадлежащих газопроводу, а также на прямолинейных участках трассы (через 200 - 500 м) устанавливаются опознавательные знаки.

На опознавательный знак наносятся данные о диаметре, давлении, глубине заложения газопровода, материале труб, расстоянии до газопровода, сооружения или характерной точки и другие сведения.

Опознавательные знаки устанавливаются на железобетонные столбики или металлические реперы высотой не менее 1,5 м или другие постоянные ориентиры.

В местах перехода газопроводов через судоходные и лесосплавные водные преграды на обоих берегах предусматривается установка сигнальных знаков в соответствии с требованиями Устава внутреннего водного транспорта. На границе подводного перехода предусматривается установка постоянных реперов: при ширине преграды при меженном горизонте до 75 м - на одном берегу, при большей ширине - на обоих берегах.

4.21 Переходы газопроводов через водные преграды предусматривают на основании данных гидрологических, инженерно-геологических и топографических изысканий с учетом условий эксплуатации существующих и строительства проектируемых мостов, гидротехнических сооружений, перспективных работ в заданном районе и экологии водоема.

4.22 Место перехода через водные преграды следует согласовывать с бассейновыми управлениями речного флота, рыбоохраны, местными органами Минприроды России, местным комитетом по водному хозяйству и другими заинтересованными организациями.

4.23 Створы подводных переходов через реки выбираются на прямолинейных устойчивых плесовых участках с пологими неразмываемыми берегами русла при минимальной ширине заливаемой поймы. Створ подводного перехода следует предусматривать, как правило, перпендикулярным динамической оси потока, избегая участков, сложенных скальными грунтами. Устройство переходов на перекатах, как правило, не допускается.

4.24 Место перехода через реки и каналы следует выбирать, как правило, ниже (по течению) мостов, пристаней, речных вокзалов, гидротехнических сооружений и водозаборов.

4.25 При ширине водных преград при меженном горизонте 75 м и более подводные переходы следует предусматривать, как правило, в две нитки.

Вторая нитка не предусматривается при прокладке:

- закольцованных газопроводов, если при отключении подводного перехода обеспечивается бесперебойное снабжение газом потребителей;

- тупиковых газопроводов к потребителям, если потребители могут перейти на другой вид топлива на период ремонта подводного перехода;

- методом наклонно-направленного бурения или другом обосновании принятого решения.

Диаметр каждой нитки газопровода должен подбираться из условия обеспечения пропускной способности трубы по 0,75 расчетного расхода газа.

4.26 Для подводных газопроводов, предназначенных для газоснабжения потребителей, не допускающих перерывов в подаче газа, или при ширине заливаемой поймы более 500 м по уровню ГВВ 10 % обеспеченности и продолжительности подтопления паводковыми водами более 20 дней, а также для горных рек и водных преград с неустойчивым дном и берегами рекомендуется прокладка второй нитки.

4.27 При пересечении водных преград расстояние между нитками подводных газопроводов назначается исходя из инженерно-геологических и гидрологических изысканий, а также условий производства работ по устройству подводных траншей, возможности укладки в них газопроводов и сохранности газопровода при аварии на параллельно проложенном, но не менее расстояний, указанных в данном разделе.

На пойменных участках переходов на несудоходных реках с руслом и берегами, не подверженными размыву, а также при пересечении водных преград в пределах поселений разрешается предусматривать укладку ниток газопроводов в одну траншею.

Расстояние между газопроводами рекомендуется принимать не менее 30 м или не менее указанных в 4.10 данного СП при укладке в одну траншею.

4.28 Прокладка газопроводов на подводных переходах предусматривается с заглублением в дно пересекаемых водных преград. Величина заглубления принимается в соответствии с требованиями СНиП 42-01 с учетом возможных деформаций русла и перспективных дноуглубительных работ на русловых участках в течение 25 лет (углубление дна, расширения, срезки, переформирование русла, размыв берегов и т.п.).

На подводных переходах через несудоходные и несплавные водные преграды, а также в скальных грунтах разрешается уменьшение глубины укладки газопроводов, но верх газопровода (балласта, футеровки) во всех случаях должен быть не ниже отметки возможного размыва дна водоема на расчетный срок эксплуатации газопровода.

4.29 При проектировании подводных переходов и газопроводов, прокладываемых в водонасыщенных грунтах, производится расчет устойчивости положения (против всплытия) и необходимости балластировки газопровода в соответствии с разделом "Расчет газопроводов на прочность и устойчивость" (СП 42-102 и СП 42-103).

Газопроводы рассчитываются на всплытие в границах ГВВ 2 % обеспеченности (водные преграды) и максимального УГВ (водонасыщенные грунты).

Установка пригрузов на газопроводах, прокладываемых на сезонно подтопляемых участках, не требуется, если грунт засыпки траншеи обеспечивает проектное положение газопровода при воздействии на него выталкивающей силы воды.

При наличии напорных вод глубина траншеи под газопровод назначается с учетом недопущения разрушения дна траншеи напорными водами.

При проектировании газопровода на участках, сложенных грунтами, которые могут перейти в жидкопластичное состояние, при определении выталкивающей силы следует вместо объемного веса воды принимать объемный вес разжиженного грунта по данным инженерно-геологических изысканий.

4.30 Проектом предусматриваются необходимые решения по укреплению берегов русла в местах прокладки подводного перехода и по предотвращению размыва траншеи поверхностными водами (одерновка, каменная наброска, устройство канав и перемычек).

4.31 На обоих берегах судоходных и лесосплавных водных преград следует предусматривать опознавательные знаки установленных образцов. На границе подводного перехода необходимо предусматривать установку постоянных реперов: при ширине преграды при меженном горизонте до 75 м - на одном берегу, при большей ширине - на обоих берегах.

4.32 Выбор способа прокладки газопровода через болота основан на обеспечении надежности и безопасности, удобства обслуживания и экономических соображениях. Тип болот определяется в соответствии со СНиП III-42.

В болотах I типа (целиком заполненных торфом, допускающих работу и неоднократное передвижение болотной техники, с удельным давлением 0,02 - 0,03 МПа или работу обычной техники с помощью щитов, сланей или дорог, обеспечивающих снижение удельного давления на поверхность залежи до 0,02 МПа), а также в болотах II типа (допускающих работу и передвижение строительной техники только по щитам, сланям или дорогам, обеспечивающим снижение удельного давления на поверхность залежи до 0,01 МПа) можно применять любые способы прокладки газопровода (подземную, наземную или надземную).

В болотах III типа (заполненных растекающимся торфом и водой с плавающей торфяной коркой, допускающих работу только специальной техники на понтонах или обычной техники с плавучих средств) наиболее целесообразна надземная прокладка. Допускается подземная прокладка при условии заглубления газопровода на минеральный грунт и устройства балластировки, как для болот I - II типов.

Наземную прокладку рекомендуется предусматривать в следующих случаях:

- болота не примыкают к затопляемым поймам рек;

- продольный и поперечный уклон болот не превышает 10 %;

- болота не подлежат осушению;

- существует возможность укладки газопровода в горизонтальных и вертикальных плоскостях естественным изгибом.

При наземной прокладке обваловку газопровода следует выполнять торфом с откосами не менее 1:1,25 и устройством под газопроводом двухслойной хворостяной выстилки, уплотненной слоем торфа. Поверх торфяной присыпки допускается устраивать обвалование минеральным грунтом.

При подземной прокладке рекомендуется руководствоваться следующими положениями:

- откосы траншей принимаются для I типа болот не менее 1:0,75 (слаборазложившийся торф) и 1:1 (хорошо разложившийся торф), для II типа болот - соответственно 1:1 и 1:1,25;

- газопровод прокладывается в горизонтальной и вертикальной плоскостях с помощью естественного изгиба;

- балластировка газопровода осуществляется анкерами винтового типа или пригрузами, распределенными по всей длине газопровода.

4.33 Пересечения газопроводами железнодорожных и трамвайных путей и автомобильных дорог I - III категорий следует предусматривать под углом 90°. В стесненных условиях в обоснованных случаях разрешается уменьшать угол пересечения до 60°.

4.34 Пересечения газопроводом железных и автомобильных дорог, трамвайных путей предусматривают подземно (под земляным полотном) или надземно (на опорах или эстакадах). При этом необходимо учитывать перспективу развития дороги, оговоренную в технических условиях предприятия, в ведении которого находится пересекаемая дорога.

4.35 Прокладка газопровода в теле насыпи, а также под мостами и в искусственных сооружениях (водопропускных, водоотводных, дренажных трубах и т.д.) железной дороги не рекомендуется.

4.36 При подземном пересечении газопроводами железных дорог на участках насыпей высотой более 6 м, а также на косогорных участках (с уклоном более 200 ‰) в проекте предусматривают дополнительные мероприятия по обеспечению устойчивости земляного полотна.

4.37 Габариты приближения надземных переходов газопроводов через железные дороги общей сети, а также внутренние подъездные пути предприятий принимаются в соответствии с ГОСТ 9238 с учетом сохранения целостности земляного полотна при производстве работ.

4.38 Отключающие устройства на наружных газопроводах размещаются:

а) подземно - в грунте (бесколодезная установка) или в колодцах;

б) надземно - на специально обустроенных площадках (для подземных газопроводов), на стенах зданий, а также на надземных газопроводах, прокладываемых на опорах.

Полиэтиленовые краны устанавливаются подземно, с выводом узла управления под ковер или в колодцах.

4.39 Установку отключающих устройств предусматривают с учетом обеспечения возможности их монтажа и демонтажа. С этой целью при размещении отключающих устройств в колодце на газопроводах с условным диаметром менее 100 мм предусматривают преимущественно П-образные компенсаторы, при больших диаметрах - линзовые или сильфонные компенсаторы.

При установке в колодце стальной фланцевой арматуры на газопроводах допускается предусматривать вместо компенсирующего устройства косую фланцевую вставку.

При надземной установке арматуры и арматуры, изготовленной для неразъемного присоединения к газопроводу, компенсирующее устройство и косую вставку можно не предусматривать.

4.40 Отключающие устройства на ответвлениях от распределительных газопроводов следует предусматривать, как правило, вне территории потребителя на расстояниях не более 100 м от распределительного газопровода и не ближе чем на 2 м от линии застройки или ограждения территории потребителя.

4.41 Размещение отключающих устройств предусматривают в доступном для обслуживания месте.

Отключающие устройства, устанавливаемые на параллельных газопроводах, рекомендуется смещать относительно друг друга на расстояние, обеспечивающее удобство монтажа, обслуживания и демонтажа.

Для отключающих устройств (их управляющих органов), устанавливаемых на высоте более 2,2 м, в проекте предусматриваются решения, обеспечивающие удобство их обслуживания (лестницы, площадки из негорючих материалов и т.д.).

4.42 При надземной установке запорной арматуры с электроприводом рекомендуется предусматривать навес для защиты ее от атмосферных осадков.

4.43 В соответствии с требованиями СНиП 2.05.03 отключающие устройства, как правило, следует предусматривать на газопроводах давлением до 0,6 МПа при прокладке их по большим (длиной св. 100 м или с пролетами св. 60 м) и средним (длиной св. 25 м до 100 м) автомобильным, городским и пешеходным мостам с обеих сторон от моста. Длину моста определяют между концами береговых опор (закладных щитов), при этом длину переходных плит в длину моста не включают.

Размещение отключающих устройств следует предусматривать, как правило, на расстоянии в свету не менее 15 м от устоев моста.

4.44 На вводах и выходах газопроводов из здания ГРП установку отключающих устройств рекомендуется предусматривать на расстоянии не менее 5 м и не более 100 м от ГРП.

Отключающие устройства перед встроенными, пристроенными и шкафными ГРП допускается предусматривать на наружных надземных газопроводах на расстоянии менее 5 м от ГРП в удобном для обслуживания месте.

4.45 При пересечении газопроводами воздушных линий электропередачи отключающие устройства следует предусматривать вне охранной зоны ЛЭП, которым является участок земли и пространства, заключенный между вертикальными плоскостями, проходящими через параллельные прямые, отстоящие от крайних проводов (при неотклоненном их положении) на расстоянии, зависящем от величины напряжения ЛЭП, а именно: для линий напряжением до 1 кВ - 2 м; от 1 до 20 кВ включ. - 10 м; 35 кВ - 15 м; 110 кВ - 20 м; 150 кВ и 220 кВ - 25 м, 330 кВ, 400 кВ и 500 кВ - 50 м; 750 кВ - 40 м; 800 кВ (постоянный ток) - 30 м.

4.46 На закольцованных газопроводах установку отключающих устройств предусматривают на обоих берегах, а на тупиковых газопроводах - на одном берегу до перехода (по ходу газа).

4.47 В случаях необходимости размещения отключающих устройств на подтопляемых участках при небольшой продолжительности подтопления (до 20 дней) и незначительной глубине этого подтопления (до 0,5 м) высота их установки принимается на 0,5 м выше прогнозируемой отметки подтопления за счет устройства специальных площадок, насыпей и т.д. В этих случаях необходимо предусматривать мероприятия по обеспечению доступа обслуживающего персонала к отключающим устройствам во время подъема воды (отсыпка грунтовых подходов, плавсредства и т. д.).

4.48 Отключающие устройства, предусмотренные к установке на переходах через железные и автомобильные дороги, следует размещать:

- на тупиковых газопроводах - не далее 1000 м от перехода (по ходу газа);

- на кольцевых газопроводах - по обе стороны перехода на расстоянии не далее 1000 м от перехода.

4.49 Колодцы для размещения отключающих устройств на газопроводах предусматривают из несгораемых материалов (бетон, железобетон, кирпич, бутовый камень и т.д.).

Для защиты конструкций колодцев от возможного проникновения поверхностных или грунтовых вод необходимо предусматривать устройство гидроизоляции.

С целью обеспечения возможности спуска обслуживающего персонала в колодце предусматриваются металлические стремянки или скобы.

В местах прохода газопровода через стенки колодцев следует предусматривать футляры, выходящие не менее чем на 2 см за стенки. Диаметр футляра принимается исходя из условий обеспечения выполнения строительно-монтажных работ, в том числе его герметизация, и с учетом возможных смещений газопровода.

4.50 Для защиты от механических повреждений контрольных трубок, контактных выводов контрольно-измерительных пунктов, водоотводящих трубок конденсатосборников, гидрозатворов и арматуры следует предусматривать коверы, которые устанавливают на бетонные железобетонные подушки, располагаемые на основании, обеспечивающем их устойчивость.

4.51 При прокладке газопровода под проезжей частью дороги с усовершенствованным дорожным покрытием отметки крышек колодца и ковера должны соответствовать отметке дорожного покрытия, в местах отсутствия проезда транспорта и прохода людей - быть не менее чем на 0,5 м выше уровня земли.

При отсутствии усовершенствованного дорожного покрытия вокруг колодцев и коверов предусматривают устройство отмостки шириной не менее 0,7 м с уклоном 50 ‰, исключающим проникновение поверхностных вод в грунт близ колодца (ковера).

Диаметр контрольной трубки должен быть не менее 32 мм.

При выведении контрольной трубки выше уровня земли ее конец должен быть изогнут на 180°.

Варианты установки контрольных трубок приведены на рисунке 1.

а б

а - над поверхностью земли; б - под ковер

Рисунок 1 - Установка контрольных трубок

4.52 Для отбора проб из футляров предусматривают вытяжную свечу, изготовленную из стальных труб, с установкой на фундамент или иную опору.

Вариант установки вытяжной свечи приведен на рисунке 2.

1 - оголовник; 2 - вытяжная труба, 3 - отводная труба; 4 - фундамент

Рисунок 2 - Вытяжная свеча

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. Соединения составных частей футляра должны обеспечивать его герметичность и прямолинейность.

Футляры изготавливаются из материалов, отвечающих условиям прочности, долговечности и надежности (сталь, асбестоцемент, полиэтилен и т.д.). При этом в местах пересечения газопровода с каналами тепловых сетей, а также на переходах через железные дороги общей сети рекомендуется предусматривать металлические футляры.

Для газопровода, прокладываемого внутри футляра, можно предусматривать опоры (для стальных газопроводов - диэлектрические), которые должны обеспечивать сохранность газопровода и его изоляции при протаскивании плети в футляре. Шаг опор должен определяться расчетом в соответствии с разделом "Расчет газопроводов на прочность и устойчивость" (СП 42-102, СП 42-103).

Допускается размещение нескольких газопроводов внутри футляра при условии обеспечения свободного перемещения их относительно друг друга и сохранности их поверхности (изоляции), т.е. газопроводы не должны соприкасаться друг с другом.

Опоры могут быть скользящими, катковыми (роликовыми).

Катковые опоры рекомендуется применять при прокладке плети газопровода в футлярах длиной более 60 м.

Вариант конструкции опор приведен на рисунке 3.

Диаметр футляра выбирается исходя из условий производства строительно-монтажных работ, а также возможных перемещений под нагрзкой и при прокладке его в особых условиях.

Концы футляра должны иметь уплотнение (манжету) (рисунок 4) из диэлектрического водонепроницаемого эластичного материала (пенополимерные материалы, пенополиуретан, битум, термоусадочные пленки, просмоленная пакля или прядь и т. д.).

1 - газопровод; 2 - опорно-направляющее кольцо; 3 - футляр; 4 - прокладочный материал

Рисунок 3 - Прокладка газопровода в футляре

1 - трубная плеть; 2 - защитный футляр; 3 - резиновая манжета; 4 - малый хомут; 5 - большой хомут

Рисунок 4 - Эластичное уплотнение на конце футляра

Конструкция уплотнений должна обеспечивать устойчивость от воздействия грунта и проникновения грунтовых вод, а также свободные перемещения газопровода в футляре от изменения давления и температуры без нарушения целостности.

Применение пенополиуретана (типа "Макрофлекс", "Пенофлекс") рекомендуется для полиэтиленовых газопроводов.

4.54 На участках с высоким уровнем грунтовых вод (пойменных, заболоченных), а также участках подводных переходов трассы следует предусматривать пригрузы для балластировки (предотвращения всплытия) газопроводов.

На русловых и морских участках подводных переходов рекомендуется применение кольцевых (чугунных, железобетонных и т.п.) пригрузов или сплошного покрытия (монолитное, армированное бетонное и т.п.), на пойменных, заболоченных участках, а также участках с высоким уровнем грунтовых вод - седловых, поясных, шарнирных, контейнерных пригрузов (чугунных, железобетонных, из нетканых синтетических материалов и т.п.), а также анкерных устройств.

Для предохранения изоляции стального газопровода или поверхности трубы полиэтиленового газопровода от повреждения под чугунными, железобетонными и т.п. пригрузами рекомендуется предусматривать защитное покрытие (футеровка деревянными рейками, резиновые, бризольные, гидроизольные и т. п. коврики и т.д.).

4.55 Опоры, эстакады, висячие, вантовые, шпренгельные переходы газопроводов должны выполняться из несгораемых конструкций.

4.56 Установку конденсатосборника рекомендуется предусматривать в характерных низших точках трассы, ниже зоны сезонного промерзания грунта с уклоном трассы газопровода к конденсатосборникам не менее 3 ‰.

Необходимость установки конденсатосборников должна оговариваться в технических условиях на проектирование газораспределительных систем.

Диаметр конденсатосборника, мм, рекомендуется определять по формуле (17)

, (17)

где Q_р - расчетный расход газа в газопроводе, м3/ч.

4.57 Компенсаторы на газопроводах устанавливают для снижения напряжений, возникающих в газопроводе в результате температурных, грунтовых и т. п. воздействий, а также удобства монтажа и демонтажа арматуры.

Установка сальниковых компенсаторов на газопроводах не допускается.

При проектировании и строительстве газопроводов следует использовать естественную самокомпенсацию труб за счет изменения направления трассы как в вертикальном, так и в горизонтальном направлении и установки в обоснованных случаях неподвижных опор.

4.58 Конструкцию защиты газопровода от механических повреждений в зависимости от грунтовых условий, сезона строительства, особенностей местности (наличия карьеров, обеспеченности транспортной сетью и т.п.) указывают в проекте.

4.59 На участках трассы, где газопровод прокладывают в скальных, полускальных и мерзлых грунтах, дно траншеи следует выравнивать, устраивая подсыпку из песчаного или глинистого грунта толщиной не менее 10 см над выступающими частями основания.

4.60 В качестве подстилающего слоя вместо сплошной подсыпки из указанных грунтов могут применяться различные эластичные изделия (например, резинотканевые маты), рулонные материалы типа "скальный лист" или полотнища из геотекстильных материалов, сложенные в несколько слоев.

В этих случаях в рабочих чертежах должны быть указаны основные параметры подстилающих устройств, в частности их размеры.

4.61 Защиту от повреждений газопровода после его укладки обеспечивают, как правило, путем устройства присыпки из песчаного или глинистого грунтов на толщину не менее 20 см над верхней образующей трубы. Плюсовой допуск на толщину присыпки составляет 10 см; минусовой - равен нулю.

4.62 Грунт, используемый для создания постели и присыпки, не должен содержать мерзлые комья, щебень, гравий и другие включения размером более 50 мм в поперечнике.

4.63 Допускается в зимнее время применять для создания подсыпки и присыпки несмерзшийся грунт из отвала, разрабатывая и подавая его в траншею с помощью роторного траншеезасыпателя.

Возможно также для этих целей применять местный грунт (в частности, из отвала), если предварительно его просеять или подвергнуть сортировке с помощью грохота.

4.64 При формировании присыпки для исключения овализации труб диаметром более 500 мм желательно обеспечивать полное и плотное заполнение пазух между стенками траншеи и газопроводом. При необходимости для обеспечения этой цели следует применять трамбовку грунта, используя механические, электрические или пневматические трамбовки. В отдельных случаях можно проводить уплотнение грунта в пазухах за счет полива его водой.

4.65 На протяженных продольных уклонах во избежание выноса защитного слоя грунта потоками подземных вод необходимо устраивать поперек траншеи перемычки из слабодренирующих грунтов (например, глины).

4.66 Вместо присыпки из песчаного или глинистого грунтов в качестве средств механической защиты могут быть использованы рулонные материалы, обладающие высокими прочностными и защитными свойствами, в частности, эластичностью и долговечностью.

При использовании таких материалов пазухи между газопроводом и стенками траншеи заполняются (с послойным уплотнением) грунтом, не содержащим крупных обломочных включений.

4.67 Защита газопровода от повреждений в местах установки штучных балластирующих пригрузов или силовых поясов анкерных устройств должна производиться в соответствии с требованиями технических условий на применение указанных изделий.

4.68 Защиту изоляционного покрытия газопровода от механических повреждений можно также производить с применением пенополимерных материалов (ППМ), срок службы которых соответствует сроку службы газопровода.

Толщина слоя пенополимерного материала на дне траншеи при нанесении должна составлять 200 - 250 мм. После укладки на него газопровода ППМ уплотняется, и за счет этого толщина слоя уменьшается до 100 - 150 мм.

При формировании защитного слоя над уложенным газопроводом его толщина должна находиться в пределах 300 - 400 мм; под действием веса грунта засыпки эта величина уменьшается до 200 - 250 мм.

5.1 Для снижения давления газа и поддержания его на заданном уровне в системах газоснабжения должны предусматриваться газорегуляторные пункты (ГРП, ГРПБ, ШРП) или газорегуляторные установки (ГРУ).

5.2 По давлению газа ГРП, ГРПБ подразделяются на:

- с входным давлением до 0,6 МПа;

- с входным давлением св. 0,6 МПа до 1,2 МПа.

5.3 По давлению газа ШРП подразделяются на:

- с входным давлением газа до 0,3 МПа;

- с входным давлением газа св. 0,3 МПа до 0,6 МПа;

- с входным давлением газа св. 0,6 МПа до 1,2 МПа.

5.4 Отдельно стоящие ГРП, ГРПБ и ШРП размещают с учетом исключения их повреждения от наезда транспорта, стихийных бедствий, урагана и др. Рекомендуется в пределах охранной зоны ГРП, ГРПБ и ШРП устанавливать ограждения, например из металлической сетки, высотой 1,6 м.

5.5 При размещении отдельно стоящих, пристроенных и встроенных ГРП обеспечивают свободные подъездные пути с твердым покрытием для транспорта, в том числе аварийных и пожарных машин.

5.6 Для отдельно стоящих ГРП и ГРПБ, размещаемых вблизи зданий, особенно повышенной этажности, учитывают зону ветрового подпора при устройстве вентиляции.

5.7 Вентиляция помещений ГРУ должна соответствовать требованиям основного производства.

5.8 Размещение ШРП с входным давлением газа св. 0,6 до 1,2 МПа на наружных стенах здания не допускается.

ШРП с входным давлением газа до 0,6 МПа допускается устанавливать на наружных стенах газифицируемых производственных зданий не ниже III степени огнестойкости класса С0, зданий котельных, общественных и бытовых зданий производственного назначения, а также на наружных стенах действующих ГРП.

5.9 ГРУ размещают в свободных для доступа обслуживающего персонала местах с естественным и/или искусственным освещением. Основной проход между выступающими ограждениями и ГРУ должен быть не менее 1 м.

На промышленных предприятиях при наличии в них собственных газовых служб допускается подача газа одинакового давления от ГРУ, расположенного в одном здании, к другим отдельно стоящим зданиям.

При размещении ГРУ на площадках, расположенных выше уровня пола более 1,5 м, на площадку обеспечивают доступ с двух сторон по отдельным лестницам.

5.10 Оборудование, размещаемое в помещениях ГРП, должно быть доступно для ремонта и обслуживания, ширина основных проходов между оборудованием и другими предметами должна быть не менее 0,8 м, а между параллельными рядами оборудования - не менее 0,4 м.

5.11 В помещениях категории А полы должны быть безыскровыми, конструкции окон и дверей должны исключать образование искр.

Стены, разделяющие помещения ГРП, необходимо предусматривать противопожарными I типа, газонепроницаемыми, они должны опираться на фундамент. Швы сопряжения стен и фундаментов всех помещений ГРП перевязываются.

Вспомогательные помещения оборудуются самостоятельным выходом наружу из здания, не связанным с технологическим помещением.

Двери ГРП и ГРПБ предусматривают противопожарными и открывающимися наружу.

Устройство дымовых и вентиляционных каналов в разделяющих стенах, а также в стенах зданий, к которым пристраиваются ГРП (в пределах примыкания ГРП), не допускается.

Помещения, в которых расположены узлы редуцирования с регуляторами давления, отдельно стоящих, пристроенных и встроенных ГРП и ГРПБ должны отвечать требованиям СНиП 2.09.03 и СНиП 21-01 для помещений категории А.

5.12 При выносе из ГРП части оборудования наружу оно должно находиться в ограде ГРП высотой не менее 2 м.

5.13 Необходимость отопления помещений ГРП, ГРПБ и вид теплоносителя определяются в соответствии с требованиями СНиП 2.04.05 с учетом климатического исполнения и категорий применяемых изделий и оборудования по ГОСТ 15150.

При устройстве местного отопления ГРП и ГРПБ от газовых водонагревателей узел редуцирования на отопительную установку размещается в основном технологическом помещении.

5.14 При размещении в ГРП смежных с регуляторным залом помещений, где размещаются отопительные приборы, приборы КИП и др., отверстия для прохода коммуникаций из зала в смежные помещения при прокладке в них труб должны иметь уплотнения, исключающие возможность проникновения газовоздушной смеси из технологического помещения.

5.15 В состав оборудования ГРП, ГРУ, ГРПБ и ШРП входят:

- запорная арматура;

- регуляторы давления;

- предохранительно-запорные клапаны (далее - ПЗК);

- предохранительные сбросные клапаны (далее - ПСК);

- приборы замера расхода газа;

- приборы КИП.

5.16 Запорная арматура выбирается согласно требованиям раздела 7 "Запорная арматура" настоящего СП.

5.17 В качестве регулирующих устройств могут применяться:

- регуляторы давления газа с односедельным клапаном;

- клапаны регулирующие двухседельные;

- поворотные заслонки с электронным регулятором и исполнительным механизмом.

5.18 Для прекращения подачи газа к потребителям при недопустимом повышении или понижении давления газа за регулирующим устройством применяются ПЗК различных конструкций (рычажные, пружинные, с соляноидным приводом и др.), отвечающие приведенным ниже требованиям:

- ПЗК рассчитывают на входное рабочее давление, МПа, по ряду: 0,05; 0,3; 0,6; 1,2; 1,6 с диапазоном срабатывания при повышении давления, МПа, от 0,002 до 0,75, а также с диапазоном срабатывания при понижении давления, МПа, от 0,0003 до 0,03;

- конструкция ПЗК должна исключать самопроизвольное открытие запорного органа без вмешательства обслуживающего персонала;

- герметичность запорного органа ПЗК должна соответствовать классу "А" по ГОСТ 9544;

- точность срабатывания должна составлять, как правило, ±5 % заданных величин контролируемого давления для ПЗК, устанавливаемых в ГРП и ±10 % для ПЗК в ШРП и ГРУ.

5.19 Для сброса газа за регулятором в случае кратковременного повышения давления газа сверх установленного должны применяться предохранительные сбросные клапаны (ПСК), которые могут быть мембранными и пружинными.

5.20 Пружинные ПСК должны быть снабжены устройством для их принудительного открытия. ШРП пропускной способностью до 100 м3/ч, оснащенные регулятором с двухступенчатым регулированием, допускается не оснащать ПСК.

5.21 ПСК должны обеспечивать открытие при повышении установленного максимального рабочего давления не более чем на 15 %.

5.22 ПСК должны быть рассчитаны на входное рабочее давление, МПа, по ряду: от 0,001 до 1,6 с диапазоном срабатывания, МПа, от 0,001 до 1,6.

5.23 Трубопроводы, отводящие газ от ПСК в ШРП, устанавливаемые на опорах, следует выводить на высоту не менее 4 м от уровня земли, а при размещении ШРП на стене здания - на 1 м выше карниза или парапета здания.

5.24 Для ШРП пропускной способностью до 400 м3/ч допускается предусматривать вывод сбросного газопровода от ПСК за заднюю стенку шкафа.

5.25 При наличии телефонной связи установку телефонного аппарата предусматривают вне помещения регуляторов или снаружи здания в специальном ящике.

Допускается установка телефонного аппарата во взрывозащищенном исполнении непосредственно в помещении регуляторов.

5.26 Для очистки газа от механических примесей и пыли применяют фильтры заводского изготовления, в паспортах которых должны указываться их пропускная способность при различных входных рабочих давлениях и потери давления в фильтрах.

5.27 Фильтрующие материалы должны обеспечивать требуемую очистку газа, не образовывать с ним химических соединений и не разрушаться от постоянного воздействия газа.

5.28 Пропускную способность ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ (регулятора давления) следует производить с увеличением на 15-20 % максимального расчетного расхода газа потребителями с учетом требуемого перепада давления.

5.29 Газовое оборудование в газорегулирующих блоках ГРП, ГРПБ и ГРУ располагают в следующей последовательности:

- общий запорный орган с ручным управлением для полного отключения ГРП и ГРУ;

- фильтр или группа фильтров с байпасами или без них;

- расходомер (камерная диафрагма с дифманометрами, газовый счетчик). Газовый счетчик может быть установлен после регулятора давления на низкой стороне в зависимости от принятой схемы газоснабжения;

- предохранительный запорный клапан (ПЗК);

- регулятор давления газа;

- предохранительный сбросной клапан (ПСК) после регулятора.

5.30 При устройстве байпаса газорегуляторного блока ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ предусматривается установка последовательно двух отключающих устройств с установкой манометра между ними.

Диаметр байпаса должен быть не менее диаметра седла клапана регулятора давления газа.

В ШРП вместо байпаса рекомендуется устройство второй нитки редуцирования.

При отсутствии в ШРП расходомера установка регистрирующих приборов для измерения входного и выходного давления и температуры газа не обязательна.

Газопроводы ГРП, ГРПБ, ШРП, ГРУ следует окрашивать в цвет согласно ГОСТ 14202.

В ГРП, ГРПБ и ГРУ предусматривают продувочные газопроводы:

- на входном газопроводе - после первого отключающего устройства;

- на байпасе (обводном газопроводе) - между двумя отключающими устройствами;

- на участках газопровода - с оборудованием, отключаемым для производства профилактического осмотра и ремонта.

Условный диаметр таких газопроводов должен быть не менее 20 мм.

Условный диаметр сбросного газопровода, отводящего газ от ПСК, должен быть равен условному диаметру выходного патрубка клапана, но не менее 20 мм.

Продувочные и сбросные газопроводы должны иметь минимальное число поворотов. На концах продувочных и сбросных газопроводов предусматривают устройства, исключающие попадание атмосферных осадков в эти газопроводы.

5.32 При подборе регулятора следует руководствоваться номенклатурой ряда регуляторов, выпускаемых промышленностью.

5.33 При определении пропускной способности регулятора необходимо определить располагаемое давление газа перед ним и после него с учетом потерь давления и дополнительных потерь давления в арматуре, фильтре, расходомере и ПЗК, установленных до регулятора давления.

5.34 Пропускная способность регуляторов с односедельным клапаном определяется согласно паспортным данным, а при их отсутствии может быть определена по формуле (18)

, (18)

где Q - расход газа, м3/ч, при t = 0 °С и Р_атм = 0,1033 МПа;

f - площадь седла клапана, см2;

L - коэффициент расхода;

Р1 - абсолютное входное давление газа, равно сумме Р_изб и Р_атм, где Р_изб -рабочее избыточное давление, МПа, Р_атм = 0,1033 МПа;

ф - коэффициент, зависящий от отношения Р2 к P1, где Р2 - абсолютное выходное давление после регулятора, равно сумме Р_2раб и P_атм, МПа, определяется по рисунку 5;

Р_0 - плотность газа, кг/м3, при t = 0 °С и P_атм = 0,1033 МПа.

К - показатель адиабаты газа при давлении 750 мм вод. ст. и температуре 0 °С,
Ср - теплоемкость при постоянном давлении, ккал/(м3 °С),
Сv - теплоемкость при постоянном объеме, ккал/(м3 °С)

Рисунок 5 - График определения коэффициента j в зависимости от Р2/Р1 при
К = Cp / Cv = 1,32

Если в паспортных данных регулятора приведена величина расхода газа при максимальном давлении с соответствующей плотностью, то при других значениях Р - входного давления и р_0 - плотности пропускная способность регулятора может быть определена по формуле (19)

, (19)

где Q2 - расход газа, м3/ч, при t, °С, и Р_бар = 0,1033 МПа со значениями , отличными от приведенных в паспорте на регулятор;

Q1 - расход газа при P1, ф1, р0 согласно паспортным данным;

Р1 - входное абсолютное давление, МПа;

ф1 - коэффициент по отношению Р2 / Р1;

р0 - плотность газа, кг/м3, при t = 0 °С и Р_атм = 0,1033 МПа;

- принятые данные при использовании других параметров газа.

5.35 Пропускная способность двухседельных регулирующих клапанов может быть определена по формуле (20)

, (20)

где Q - расход газа, м3/ч, при температуре газа, равной t1 и Р_бар = 0,1033 МПа;

В - коэффициент, учитывающий расширение среды и зависящий от отношения Р2/ Р1;

Р1 и Р2 - входные и выходные давления, МПа;

Кvy - коэффициент пропускной способности;

Р - перепад давления на клапанах, Р = Р1 - Р2, МПа;

Р1 и Р2 - соответственно входные и выходные абсолютные давления, МПа;

р_0 - плотность газа при t;

t1 - температура газа.

Рисунок 6 - Зависимость коэффициента B от Р2 / Р1.

6.1 Для внутренних газопроводов применяются стальные и медные трубы. Прокладка газопроводов из указанных труб должна предусматриваться согласно требованиям СНиП 42-01 с учетом положений настоящего СП и СП 42-102.

В качестве гибких рукавов рекомендуется применять сильфонные металлорукава, стойкие к воздействию транспортируемого газа при заданных давлении и температуре.

6.2 Гибкие рукава рекомендуется применять со сроком службы, установленным техническими условиями или стандартами, но не менее 12 лет. Импортные гибкие рукава должны иметь техническое свидетельство, подтверждающее их пригодность.

6.3 Гибкие рукава, используемые для присоединения бытового газоиспользующего оборудования, должны иметь маркировку "газ", внутренний диаметр - не менее 10 мм.

Гибкие рукава для присоединения бытовых приборов и лабораторных горелок КИП, баллонов СУГ не должны иметь стыковых соединений.

Не допускаются скрытая прокладка гибких рукавов, пересечение гибкими рукавами строительных конструкций, в том числе оконных и дверных проемов.

6.4 При подключении электрифицированного бытового газоиспользующего оборудования в помещениях, не отвечающих требованиям ГОСТ Р 50571.3 по устройству системы выравнивания потенциалов, на газопроводе следует предусматривать изолирующие вставки (после крана на опуске к оборудованию) для исключения протекания через газопровод токов утечки, замыкания на корпус и уравнительных токов. Роль изолирующих вставок могут выполнять токонепроводящие гибкие рукава.

6.5 Открытая прокладка газопроводов предусматривается на несгораемых опорах, креплениях к конструкциям зданий, каркасам и площадкам газоиспользующих установок, котлов и т.п.

Крепление газопроводов предусматривают на расстоянии, обеспечивающем возможность осмотра, ремонта газопровода и установленной на нем арматуры.

6.6 Расстояние от газопровода до строительных конструкций, технологического оборудования и коммуникаций следует принимать из условия обеспечения возможности его монтажа и их эксплуатации, до кабелей электроснабжения - в соответствии с ПУЭ.

Пересечение газопроводами вентиляционных решеток, оконных и дверных проемов не допускается.

6.7 При прокладке газопроводов через конструкции зданий и сооружений газопроводы следует заключать в футляр. Пространство между газопроводом и футляром на всю его длину необходимо заделывать просмоленной паклей, резиновыми втулками или другим эластичными материалами. Пространство между стеной и футляром следует тщательно заделывать цементным или бетонным раствором на всю толщину пересекаемой конструкции.

Края футляров должны быть на одном уровне с поверхностями пересекаемых конструкций стен и не менее чем на 50 мм выше поверхности пола.

Диаметр футляра должен уточняться расчетом, но кольцевой зазор между газопроводом и футляром должен быть не менее 10 мм, а для газопроводов условным диаметром до 32 мм - не менее 5 мм.

6.8 Не допускается прокладывать газопроводы в местах, где они могут омываться горячими продуктами сгорания или соприкасаться с нагретым или расплавленным металлом, а также в местах возможного разлива или разбрызгивания коррозионно-активных жидкостей.

Газопроводы необходимо защищать от воздействия открытого теплового излучения (изоляция, устройство экранов и т.д.).

6.9 В обоснованных случаях (при отсутствии возможности другой прокладки) допускается транзитная прокладка газопроводов в коридорах общественных, административных и бытовых зданий на высоте не менее 2 м при отсутствии разъемных соединений и арматуры.

6.10 Скрытая прокладка газопроводов предусматривается в соответствии со следующими требованиями:

а) в штрабе стены:

- размер штрабы принимается из условия обеспечения возможности монтажа, эксплуатации и ремонта газопроводов;

- вентиляционные отверстия в щитах, закрывающих штрабу, размещаются исходя из условия обеспечения ее полного проветривания;

б) в полах монолитной конструкции:

- толщина подстилающего слоя пола под газопроводом, а также расстояние от металлических сеток (или других конструкций, расположенных в полу) принимается не менее 5 см;

- толщина подстилающего слоя над газопроводом принимается не менее 3 см;

- газопровод замоноличивается в конструкцию пола цементным или бетонным раствором, марка которого определяется проектом;

- отсутствие воздействия на полы в местах прокладки газопровода нагрузок в соответствии с требованиями СНиП 2.03.13 (от транспорта, оборудования и т.п.) и агрессивных сред;

- газопроводы в местах входа и выхода из полов следует заключать в футляр, выходящий не менее чем на 5 см из пола и заанкерованный в конструкцию пола;

в) в каналах полов:

- конструкция каналов должна исключать возможность распространения газа в конструкции полов и обеспечивать возможность осмотра и ремонта газопроводов (каналы засыпаются песком и перекрываются съемными несгораемыми плитами);

- не допускаются прокладка газопроводов в местах, где по условиям производства возможно попадание в каналы агрессивных сред, а также пересечения газопроводов каналами других коммуникаций.

6.11 При прокладке газопроводов в штрабе предусматривают крепления его к конструкциям здания. Прокладка газопроводов в канале предусматривается на несгораемых опорах.

6.12 Защиту газопроводов от коррозии следует предусматривать в соответствии с требованиями СНиП 2.03.11 и СНиП 42-01.

6.13 На газопроводах производственных зданий (в том числе котельных), а также общественных и бытовых зданий производственного назначения предусматривают продувочные трубопроводы от наиболее удаленных от места ввода участков газопровода, а также от отводов к каждой газоиспользующей установке перед последним по ходу газа отключающим устройством.

Диаметр продувочного газопровода следует принимать не менее 20 мм.

Расстояние от концевых участков продувочных трубопроводов до заборных устройств приточной вентиляции должно быть не менее 3 м по вертикали.

После отключающего устройства на продувочном трубопроводе предусматривают штуцер с краном для отбора пробы, если для этого не может быть использован штуцер для присоединения запальника.

Допускается объединение продувочных трубопроводов от газопроводов с одинаковым давлением газа, за исключением продувочных трубопроводов для газов, имеющих плотность больше плотности воздуха.

При расположении здания вне зоны молниезащиты необходимо предусматривать молниезащиту продувочных трубопроводов в соответствии с требованиями РД 34.21.122.

6.14 На подводящих газопроводах к газонепользующему оборудованию предусматривается установка отключающих устройств:

- к пищеварочным котлам, ресторанным плитам, отопительным печам и другому аналогичному оборудованию - последовательно два: одно для отключения прибора (оборудования в целом), другое - для отключения горелок;

- к оборудованию, у которого отключающее устройство перед горелками предусмотрено в конструкции, - одно.

6.15 Для отопления помещений без центрального отопления или, если центральная система не обеспечивает эффективного отопления, рекомендуется устанавливать, в том числе в жилых помещениях, отопительное газоиспользующее оборудование радиационного и конвективного действия (камины, калориферы, термоблоки, конвекторы и т.д.). Устанавливаемое оборудование должно быть заводского изготовления с отводом продуктов сгорания в атмосферу. Газогорелочные устройства данного оборудования должны быть оснащены автоматикой безопасности по отключению горелок при погасании пламени и нарушении тяги в дымоходе. Помещения для установки вышеуказанного оборудования должны иметь окно с форточкой (открывающейся фрамугой) или вытяжной вентиляционный канал. Для притока воздуха в помещение с вытяжным каналом следует предусматривать приточное устройство. Размер вытяжного канала и приточного устройства определяется расчетом.

При установке газоиспользующего оборудования конвективного действия в жилых помещениях забор воздуха на горение должен осуществляться снаружи помещения и отвод продуктов сгорания также через стену наружу или в дымоход.

6.16 Рекомендации по устройству дымовых и вентиляционных каналов приведены в приложении Г.

6.17 Помещения, предназначенные для установки газоиспользующего оборудования, должны отвечать требованиям СНиП 42-01 и других нормативных документов.

В помещении, где устанавливается отопительное газоиспользующее оборудование, в качестве легкосбрасываемых ограждающих конструкций допускается использование оконных проемов, остекление которых должно выполняться из условия: площадь отдельного стекла должна быть не менее 0,8 м2 при толщине стекла 3 мм, 1,0 м2при - 4 мм и 1,5 м2 при - 5 мм.

6.18 Рекомендуется для помещений, предназначенных для установки отопительного газоиспользующего оборудования, соблюдать следующие условия:

- высота не менее 2,5 м (2 м - при мощности оборудования менее 60 кВт);

- естественная вентиляция из расчета: вытяжка - в объеме 3-кратного воздухообмена в час; приток - в объеме вытяжки и дополнительного количества воздуха на горение газа. Для оборудования мощностью св. 60 кВт размеры вытяжных и приточных устройств определяются расчетом;

- оконные проемы с площадью остекления из расчета 0,03 м2 на 1 м3объема помещения и ограждающие от смежных помещений конструкции с пределом огнестойкости не менее REI 45 - при установке оборудования мощностью св. 60 кВт или размещении оборудования в подвальном этаже здания независимо от его мощности;

- выход непосредственно наружу - для помещений цокольных и подвальных этажей одноквартирных и блокированных жилых зданий при установке оборудования мощностью св. 150 кВт в соответствии с требованиями МДС 41-2.

6.19 В жилых зданиях рекомендуется установка бытовых газовых плит в помещениях кухонь, отвечающих требованиям инструкций заводов-изготовителей по монтажу газовых плит, в том числе и в кухнях с наклонными потолками, имеющих высоту помещения в средней части не менее 2 м, при этом установку плит следует предусматривать в той части кухни, где высота не менее 2,2 м.

6.20 Допускается установка газовых бытовых плит в летних кухнях или снаружи под навесом. При установке плиты под навесом горелки плиты должны защищаться от задувания ветром.

6.21 Допускается перевод на газовое топливо отопительного оборудования заводского изготовления, предназначенного для работы на твердом или жидком топливе. Газогорелочные устройства, устанавливаемые в оборудовании, должны соответствовать ГОСТ 21204 или ГОСТ 16569.

6.22 Расстояния от строительных конструкций помещений до бытовых газовых плит и отопительного газоиспользующего оборудования следует предусматривать в соответствии с паспортами или инструкциями по монтажу предприятий-изготовителей.

6.23 При отсутствии требований в паспортах или инструкциях заводов-изготовителей газоиспользующее оборудование устанавливают исходя из условия удобства монтажа, эксплуатации и ремонта, при этом рекомендуется предусматривать установку:

газовой плиты:

- у стены из несгораемых материалов на расстоянии не менее 6 см от стены (в том числе боковой стены). Допускается установка плиты у стен из трудносгораемых и сгораемых материалов, изолированных несгораемыми материалами (кровельной сталью по листу асбеста толщиной не менее 3 мм, штукатуркой и т.п.), на расстоянии не менее 7 см от стен. Изоляция стен предусматривается от пола и должна выступать за габариты плиты на 10 см с каждой стороны и не менее 80 см сверху;

настенного газоиспользующего оборудования для отопления и горячего водоснабжения:

- на стенах из несгораемых материалов на расстоянии не менее 2 см от стены (в том числе от боковой стены);

- на стенах из трудносгораемых и сгораемых материалов, изолированных несгораемыми материалами (кровельной сталью по листу асбеста толщиной не менее 3 мм, штукатуркой и т.д.), на расстоянии не менее 3 см от стены (в том числе от боковой стены).

Изоляция должна выступать за габариты корпуса оборудования на 10 см и 70 см сверху. Расстояние по горизонтали в свету от выступающих частей данного оборудования до бытовой плиты следует принимать не менее 10 см.

Оборудование для поквартирного отопления следует предусматривать на расстоянии не менее 10 см от стены из несгораемых материалов и от стен из трудносгораемых и горючих материалов.

Допускается установка данного оборудования у стен из трудносгораемых и сгораемых материалов без защиты на расстоянии более 25 см от стен.

При установке вышеуказанного оборудования на пол с деревянным покрытием последний должен быть изолирован несгораемыми материалами, обеспечивая предел огнестойкости конструкции не менее 0,75 ч. Изоляция пола должна выступать за габариты корпуса оборудования на 10 см.

6.24 Расстояние от выступающих частей газоиспользующего оборудования в местах прохода должно быть в свету не менее 1,0 м.

6.25 Газовые горелки, устанавливаемые в топках отопительных и отопительно-варочных печей, должны быть оснащены автоматикой безопасности по отключению горелок при погасании пламени и нарушении тяги в дымоходе (в соответствии с требованиями ГОСТ 16569).

Топки газифицируемых печей следует предусматривать, как правило, со стороны коридора или другого нежилого (неслужебного) помещения. Помещения, в которые выходят топки печей, должны иметь вытяжной вентиляционный канал, окно с форточкой (открывающейся фрамугой) и дверь, выходящую в нежилое помещение или тамбур. Перед печью должен быть предусмотрен проход шириной не менее 1 м.

В помещениях с печным газовым отоплением не допускается устройство вытяжной вентиляции с искусственным побуждением.

Топливники отопительных печей при переводе на газовое топливо следует футеровать тугоплавким и огнеупорным кирпичом.

6.26 Не допускается переводить на газ отопительно-варочные печи в помещениях, расположенных под спальными и групповыми комнатами детских учреждений, обеденными и торговыми залами кафе, столовых и ресторанов, больничными палатами, аудиториями, классами учебных заведений, фойе, зрительными залами зданий культурно-просветительных и зрелищных учреждений и других помещений с массовым пребыванием людей.

6.27 Допускается переводить на газовое топливо пищеварочные котлы и плиты, кипятильники и т.п., предназначенные для работы на твердом или жидком топливе. В пищеварочных плитах следует предусматривать замену съемных конфорочных колец сплошным настилом. Газогорелочные устройства, устанавливаемые в этом оборудовании, должны быть оснащены автоматикой безопасности по отключению горелок при погасании пламени и нарушении тяги в дымоходе.

6.28 Газоиспользующее оборудование для предприятий торговли, общественного питания и других аналогичных потребителей следует оснащать приборами автоматики безопасности, обеспечивающими отключение основных (рабочих) горелок в случае прекращения подачи газа, погасания пламени и прекращения подачи воздуха (для оборудования, оснащенного горелками с принудительной подачей воздуха). Для горелки или группы горелок, объединенных в блок, имеющих номинальную тепловую мощность менее 5,6 кВт, установка автоматики безопасности не обязательна.

6.29 Обвязка газовых горелок запорной арматурой и средствами автоматики безопасности должна отвечать требованиям ГОСТ 21204.

Для горелок котлов котельных с теплопроизводительностью единичного котлоагрегата 120 МВт и более перед каждой горелкой предусматривают два запорных устройства с электрическими приводами, а во вновь вводимых в эксплуатацию котельных - установку предохранительно-запорного клапана и запорного устройства с электроприводом.

Расстояние от выступающих частей газовых горелок или арматуры до стен или других частей здания, сооружения и оборудования должно быть не менее 1 м по горизонтали.

6.30 Газоиспользующее оборудование по комбинированной выработке электроэнергии и тепла размещают в изолируемом помещении с ограждающими конструкциями стен перекрытий не ниже II степени огнестойкости, с минимальными пределами огнестойкости 0,75 ч и пределом распространения огня по конструкциям, равным нулю.

Помещения установок по комбинированной выработке электроэнергии и тепла оборудуют:

- шумопоглощающими устройствами;

- постоянно действующей вентиляцией с механическим побуждением, сблокированной с автоматическим запорным органом, установленным непосредственно на вводе газопровода в помещение;

- системами по контролю загазованности и пожарной сигнализацией, сблокированной с автоматическим запорным органом на вводе в помещение, с выводом сигнала опасности на диспетчерский пульт.

При газоснабжении установок по комбинированной выработке электроэнергии и тепла обвязку отдельных двигателей предусматривают как для газовых горелок по ГОСТ 21204.

На газопроводах предусматривают систему продувочных трубопроводов.

6.31 Допускается размещение производственных газоиспользующих установок, а также газогорелочных устройств с обвязкой контрольно-измерительными приборами, арматурой, средствами автоматики, безопасности и регулирования на отметке ниже уровня пола первого этажа помещения (в техническом подполье), если это обусловлено технологическим процессом.

При этом автоматика безопасности должна прекращать подачу газа в случае прекращения энергоснабжения, нарушения вентиляции помещения, понижения или повышения давления газа сверх допустимого, понижения давления воздуха перед смесительными горелками.

Техническое подполье должно быть оборудовано системой контроля загазованности с автоматическим отключением подачи газа и должно быть открыто сверху. Допускается перекрывать подполье решетчатым настилом для обслуживания установки при условии полностью автоматизированного газового оборудования.

При размещении газоиспользующих установок с обвязкой в техническом подполье рекомендуется выполнить следующие требования:

- в техническом подполье следует предусматривать лестницу с поручнями, изготовленную из несгораемых материалов и устанавливаемую с уклоном не менее 45°;

- открытое сверху техническое подполье должно иметь защитное ограждение по периметру (перила), выполняемое по ГОСТ 12.4.059;

- для обслуживания газоиспользующих установок необходимо предусматривать свободные проходы шириной не менее 0,6 м, а перед газогорелочными устройствами - не менее 1,0 м. При полностью автоматизированном оборудовании ширина проходов принимается из расчета свободного доступа при техническом обслуживании.

Вентиляция технического подполья должна отвечать требованиям основного производства с учетом требований СНиП 2.04.05.

6.32 При переводе котлов на газовое топливо предусматривают устройство предохранительных взрывных клапанов на котлах и газоходах от них в соответствии с требованиями "Правил устройства и безопасной эксплуатации паровых котлов с давлением пара не более 0,07 МПа (0,7 кгс/см2), водогрейных котлов и водонагревателей с температурой нагрева воды не выше 388 К (115 °С)", утвержденных Минстроем России.

Для паровых котлов с давлением пара св. 0,07 МПа и водогрейных котлов с температурой воды выше 115 °С взрывные клапаны предусматривают в соответствии с требованиями ПБ 10-574 "Правил устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов", утвержденных Госгортехнадзором России.

Для вновь устанавливаемых котлов необходимость устройства взрывных клапанов определяется конструкцией котла, а на газоходах - решается проектной организацией.

Необходимость установки взрывных клапанов на печах и других газоиспользующих установках (за исключением котлов) и газоходах, места установки взрывных клапанов и их число определяются нормами технологического проектирования, а при отсутствии указанных норм - решаются проектной организацией.

При невозможности установки взрывных клапанов в местах, безопасных для обслуживающего персонала, предусматривают защитные устройства на случай срабатывания клапана.

6.33 При наличии в котельной нескольких котлов, работающих с топкой под наддувом и подключенных к общей дымовой трубе, предусматривают контроль разрежения у основания дымовой трубы с выводом сигнала от датчика на автоматику безопасности всех котлов. При нарушении работы дымовой трубы по разрежению подача газа на горелки всех работающих котлов должна прекращаться автоматически.

6.34 Печи и другие газоиспользующие установки оборудуют автоматикой безопасности, обеспечивающей отключение подачи газа при отклонении заданных параметров от нормы.

6.35 Аварийное отключение подачи газа в системе автоматики безопасности может быть заменено сигнализацией об изменении контролируемых параметров, если технологический процесс не допускает перерывов в подаче газа.

6.36 Размещение КИП предусматривают у места регулирования измеряемого параметра или на специальном приборном щите.

На отводах к КИП предусматривают отключающие устройства.

При установке КИП на приборном щите допускается использование одного прибора с переключателем для измерения параметров в нескольких точках.

Присоединение КИП и приборов автоматики к газопроводам предусматривают с помощью металлических труб, если иного не предусмотрено требованиями паспорта на прибор или оборудование.

При давлении газа до 0,1 МПа допускается предусматривать присоединение КИП с помощью гибких рукавов длиной не более 3 м.

6.37 Для обеспечения стабильного давления газа перед газовыми горелками газоиспользующего оборудования и котлов производственных зданий и котельных рекомендуется установка на газовых сетях регуляторов-стабилизаторов.

При установке регуляторов-стабилизаторов наличия перед ними ПЗК, а после них ПСК не требуется.

6.38 Вентиляция производственных помещений и котельных должна соответствовать требованиям строительных норм и правил по размещенному в них производству.

6.39 Горелки инфракрасного излучения (ГИИ) должны соответствовать требованиям ГОСТ 25696 (ГИИ со светлыми излучателями), ГОСТ Р 50670 (ГИИ с темными излучателями) и требованиям технических условий на конкретный тип горелок в соответствии с областью их применения.

При использовании систем обогрева с ГИИ помимо положений настоящего документа следует руководствоваться требованиями ГОСТ 12.1.005, СНиП 2.04.05 и других нормативных документов.

6.40 ГИИ допускается применять для обогрева в соответствии с требованиями паспортов и инструкций заводов-изготовителей:

- рабочих мест и зон производственных помещений;

- рабочих мест и зон на открытых площадках (в том числе перронов, спортивных сооружений);

- помещений, конструкций зданий и сооружений и грунта в процессе строительства зданий и сооружений;

- общественных помещений с временным пребыванием людей:

а) торговых залов, кроме торговых залов и помещений для обработки и хранения материалов, содержащих легковоспламеняющиеся и взрывоопасные вещества;

б) помещений общественного питания, кроме ресторанов;

- животноводческих зданий и помещений;

- для технологического обогрева материалов и оборудования, кроме содержащих легковоспламеняющиеся и взрывоопасные вещества;

- в системах снеготаяния на открытых и полуоткрытых площадках, на кровлях зданий и сооружений.

6.41 Не допускается устанавливать ГИИ в производственных помещениях категорий А, Б, В1 по взрывопожарной и пожарной опасности, в зданиях категорий ниже III степени огнестойкости класса С0, а также в цокольных и подвальных помещениях.

6.42 Отопительные установки с ГИИ, предназначенные для отопления помещений без постоянного обслуживающего персонала, предусматривают с автоматикой, обеспечивающей прекращение подачи газа в случае погасания пламени горелки.

Необходимость оборудования автоматикой ГИИ, устанавливаемых вне помещений, определяется проектной организацией исходя из конкретных условий размещения и эксплуатации горелок (технологическое размещение ГИИ, розжиг горелок, установленных на высоте более 2,2 м, наличие обслуживающего персонала и др.).

6.43 Расстояние от ГИИ до ограждающих конструкций помещения из горючих и трудно-горючих материалов (перекрытий, оконных и дверных коробок и т.п.) должно быть, как правило, не менее 0,5 м при температуре излучающей поверхности до 900 °С и не менее 1,25 м для температуры выше 900 °С при условии защиты или экранирования негорючими материалами (кровельной сталью по асбесту, асбестоцементным листом и т.п.).

Открытая электропроводка должна находиться на расстоянии не менее 1 м от ГИИ и поверхности облучения.

6.44 Расчет вентиляции помещений, где предусматривается установка ГИИ, следует выполнять, руководствуясь нормами предельно допустимых концентраций СО2 и NOхв воздухе рабочей зоны. Размещение вытяжных устройств следует предусматривать выше излучателей (горелок), а приточных устройств - вне зоны излучения горелок.

Системы обогрева с ГИИ должны быть сблокированы с системой местной или общеобменной вентиляции, исключая возможность пуска и работы системы обогрева при неработающей вентиляции.

6.45 Приборы (узлы) учета расхода газа рекомендуется устанавливать:

- в газифицируемом помещении;

- в нежилом помещении газифицируемого жилого здания, имеющем естественную вентиляцию;

- в смежном с газифицируемым помещением и соединенным с ним открытым проемом помещении производственного здания и котельной;

- в ГРП, ШРП, ГРПБ;

- вне здания.

6.46 В качестве приборов учета газа разрешается использовать бытовые газовые счетчики (далее - счетчики), размещение которых регламентируется данным подразделом.

6.47 Установка счетчиков предусматривается исходя из условий удобства их монтажа, обслуживания и ремонта. Высоту установки счетчиков, как правило, следует принимать 1,6 м от уровня пола помещения или земли.

6.48 С целью исключения коррозионного повреждения покрытия счетчика при его установке следует предусматривать зазор (2 - 5 см) между счетчиком и конструкцией здания (сооружения) или опоры.

6.49 Установку счетчика внутри помещения предусматривают вне зоны тепло- и влаговыделений (от плиты, раковины и т.п.) в естественно проветриваемых местах. Не рекомендуется устанавливать счетчики в застойных зонах помещения (участки помещения, отгороженные от вентиляционного канала или окна, ниши и т.п.).

Расстояние от мест установки счетчиков до газового оборудования принимают в соответствии с требованиями и рекомендациями предприятий-изготовителей, изложенными в паспортах счетчиков. При отсутствии в паспортах вышеуказанных требований размещение счетчиков следует предусматривать, как правило, на расстоянии (по радиусу) не менее:

- 0,8 м от бытовой газовой плиты и отопительного газоиспользующего оборудования (емкостного и проточного водонагревателя, котла, теплогенератора);

- 1,0 м от ресторанной плиты, варочного котла, отопительной и отопительно-варочной печи.

6.50 Наружная (вне здания) установка счетчика предусматривается под навесом, в шкафах или других конструкциях, обеспечивающих защиту счетчика от внешних воздействий. Разрешается открытая установка счетчика.

Размещение счетчика предусматривают:

- на отдельно стоящей опоре на территории потребителя газа;

- на стене газифицируемого здания на расстоянии по горизонтали не менее 0,5 м от дверных и оконных проемов.

Размещение счетчиков под проемами в стенах не рекомендуется.

6.51 Конструкция шкафа для размещения счетчика должна обеспечивать естественную вентиляцию. Дверцы шкафа должны иметь запоры.

7.1 При проектировании стальных и полиэтиленовых газопроводов рекомендуется предусматривать типы запорной арматуры, приведенные в таблице 11. Герметичность запорной арматуры должна соответствовать ГОСТ 9544.

Таблица 11

Тип арматуры Область применения
1. Краны конусные натяжные Наружные надземные и внутренние газопроводы природного газа и паровой фазы СУГ давлением до 0,005 МПа
2. Краны конусные сальниковые Наружные и внутренние газопроводы природного газа давлением до 1,2 МПа, паровой и жидкой фазы СУГ давлением до 1,6 МПа
3. Краны шаровые, задвижки, клапаны (вентили) Наружные и внутренние газопроводы природного газа давлением до 1,2 МПа, паровой и жидкой фазы СУГ давлением до 1,6 МПа

На подземных газопроводах низкого давления, кроме прокладываемых в районах с сейсмичностью св. 7 баллов, на подрабатываемых и карстовых территориях в качестве запорных устройств допускается применять гидрозатворы.

7.2 Запорная арматура, устанавливаемая на наружных газопроводах в районах с очень холодным и холодным климатом (районы I1 и I2 по ГОСТ 16350), должна быть в климатическом исполнении 5 по ГОСТ 15150 УХЛ1, УХЛ2, ХЛ1, ХЛ2; на внутренних газопроводах в отапливаемых помещениях - У1, У2, У3, У5, УХЛ4, УХЛ5, ХЛ.

Запорная арматура, устанавливаемая в районах с умеренно холодным климатом (районы I1и I2 по ГОСТ 16350) на наружных газопроводах и на внутренних газопроводах в неотапливаемых помещениях должна быть в климатическом исполнении по ГОСТ 15150 У1, У2, У3, УХЛ1, УХЛ2, УХЛ3.

7.3 Материал запорной арматуры, устанавливаемой на наружных газопроводах и на внутренних газопроводах в неотапливаемых помещениях, рекомендуется принимать с учетом температуры эксплуатации в зависимости от рабочего давления газа по таблице 12. За температуру эксплуатации принимается температура, до которой может охлаждаться газопровод при температуре наружного воздуха наиболее холодной пятидневки обеспеченностью 0,92 по СНиП 23-01.

На полиэтиленовых газопроводах преимущественно устанавливаются полиэтиленовые краны с выводом штока управления под ковер. Рабочее давление в полиэтиленовом кране не должно превышать допустимого давления, предусмотренного производителем для данной конструкции крана.

Таблица 12

Материал запорной арматуры Нормативный документ Давление в газопроводе, МПа Диаметр газопровода, мм Температура эксплуатации, °С Примечания
Серый чугун ГОСТ 1412 Паровая фаза СУГ до 0,05, природный газ до 0,6 Без ограничения Не ниже минус 35 Не ниже минус 60 °С при диаметре до 100 мм и давлении до 0,005 МПа
Ковкий чугун ГОСТ 1215, ГОСТ 28394 СУГ до 1,6, природный газ до 1,2
Высокопрочный чугун ГОСТ 7293
Углеродистая сталь ГОСТ 380, ГОСТ 1050 Не ниже минус 40 -
Легированная сталь ГОСТ 4543 ГОСТ 5520 ГОСТ 19281 Не ниже минус 60
Сплавы на основе меди ГОСТ 17711, ГОСТ 15527, ГОСТ 613
Сплавы на основе алюминия* ГОСТ 21488, ГОСТ 1583 До 100

* Корпусные детали должны изготавливаться:

- кованые и штампованные - из деформируемого сплава марки Д-16;

- литые - гарантированного качества с механическими свойствами не ниже марки АК-7ч (АЛ-9) по ГОСТ 1583.

7.4 В районах строительства с особыми грунтовыми условиями для подземных газопроводов всех давлений условным диаметром св. 80 мм рекомендуется предусматривать стальную арматуру. Для подземных газопроводов условным диаметром до 80 мм допускается применение запорной арматуры из ковкого чугуна.

Для подземных газопроводов давлением до 0,6 МПа, проектируемых для районов со среднепучинистыми, средненабухающими и I типа просадочности грунтами, допускается применять чугунную запорную арматуру, при этом арматуру из серого чугуна следует устанавливать с компенсирующим устройством, обеспечивающим вертикальное перемещение газопровода.

На подземных газопроводах, прокладываемых в районах с сейсмичностью 8 баллов и выше, следует применять только стальную запорную арматуру.

Полиэтиленовые краны на подземных газопроводах применяются вне зависимости от грунтовых условий.

7.5 Запорная арматура должна быть предназначена для природного (или сжиженного) газа и иметь соответствующую запись в паспорте.

При использовании запорной арматуры, предназначенной для жидких и газообразных нефтепродуктов, попутного нефтяного газа, а также для аммиака, пара и воды, уплотнительные материалы затвора и разъемов корпуса должны быть стойкими к транспортируемому газу (природному или СУГ).

7.6 Выбор рабочего давления запорной арматуры следует производить в соответствии с давлением газа в газопроводе в зависимости от величины нормативного условного давления арматуры по таблице 13.

Таблица 13

Рабочее давление газопровода, МПа Условное давление запорной арматуры, МПа, по ГОСТ 356, не менее
До 0,005 0,1
Св.0,005 до 0,3 0,4
» 0,3 » 0,6 0,6 (1,0 - для арматуры из серого чугуна)
» 0,6 » 1,2 1,6
Для жидкой фазы СУГ св. 0,6 до 1,6 1,6

Для газопроводов обвязки надземных резервуаров СУГ и средств транспортировки СУГ (железнодорожные и автомобильные цистерны) условное давление запорной арматуры следует принимать не менее 2,5 МПа.

7.7 Запорная арматура в соответствии с ГОСТ 4666 должна иметь маркировку на корпусе и отличительную окраску. Маркировка должна содержать товарный знак завода-изготовителя, условное или рабочее давление, условный проход и указатель направления потока, если это необходимо. Окраска корпуса и крышки запорной арматуры должна соответствовать таблице 14. Полиэтиленовые краны не окрашиваются, их цвет зависит от цвета полиэтилена, из которого они изготовлены.

7.8 Партия запорной арматуры, как правило, должна сопровождаться не менее чем двумя комплектами эксплуатационной документации, включающей в себя паспорт и техническое описание. Допускается объединение этих документов в один (паспорт). Для запорной арматуры с условным проходом св. 100 мм эксплуатационной документацией должно комплектоваться каждое изделие.

Таблица 14

Материал корпуса Цвет окраски
Чугун Черный
Сталь углеродистая Серый
Сталь коррозионностойкая (нержавеющая) Голубой
Сталь легированная Синий
Цветные металлы Не окрашивается

7.9 Паспорт на запорную арматуру должен соответствовать ГОСТ 2.601 и отражать, кроме того, следующие основные сведения:

- наименование и адрес завода-изготовителя;

- условное обозначение изделия;

- тип, марку, нормативный документ, по которому изготовлена арматура;

- номер и дату выдачи сертификата установленного образца;

- номер и дату выдачи лицензии Госгортехнадзора России на изготовление изделия;

- условный проход, условное и рабочее давление, вид привода, габариты и массу изделия;

- вид и температуру рабочей среды;

- класс герметичности в соответствии с ГОСТ 9544;

- материал основных деталей изделия и уплотнения.

7.10 Условное обозначение запорной арматуры должно соответствовать приложению Д.

7.11 Электропривод запорной арматуры выполняют во взрывозащищенном исполнении.

7.12 Для уплотнений фланцевых соединений применяют прокладки, стойкие к воздействию транспортируемого газа. Материалы для изготовления прокладок рекомендуется предусматривать по таблице 15.

Таблица 15

Уплотнительные листовые материалы для фланцевых соединений Толщина листа, мм Назначение
1. Паронит по ГОСТ 481 (марка ПМБ) 0,4-4,0 Для уплотнения соединений на газопроводах давлением до 1,6 МПа
2. Резина маслобензостойкая по ГОСТ 7338 3-5 Для уплотнения соединений на газопроводах давлением до 0,6 МПа
3. Алюминий по ГОСТ 21631 или ГОСТ 13726 1-4 Для уплотнения соединений на газопроводах всех давлений, в том числе транспортирующих сернистый газ
4. Медь по ГОСТ 495 (марки M1, М2) 1-4 Для уплотнения соединений на газопроводах всех давлений, кроме газопроводов, транспортирующих сернистый газ
5. Пластмассы: полиэтилен высокой плотности (ВД) по ГОСТ 16338, низкой плотности (НД) по ГОСТ 16337, фторопласт-4 по ГОСТ 10007 1-4 Для уплотнения соединений на газопроводах давлением до 0,6 МПа

Примечание. Прокладки из паронита должны соответствовать требованиям ГОСТ 15180.

7.13 Технические характеристики выпускаемой отечественными заводами-изготовителями запорной арматуры и перечень заводов-изготовителей приведены соответственно в приложениях Е и Ж.

8.1 Требования настоящего раздела распространяются на проектирование систем газоснабжения СУГ от резервуарных и баллонных установок, а также на проектирование испарительных установок и установок по смешению СУГ с воздухом.

Для резервуарных установок следует применять стальные резервуары цилиндрической формы, устанавливаемые подземно или надземно.

В резервуарах следует предусматривать уклон не менее 2 ‰ в сторону сборника конденсата, воды и неиспарившихся остатков. При этом сборник конденсата не должен иметь выступов над нижней образующей резервуара, препятствующих полному сбору и удалению конденсата воды и неиспарившихся остатков.

Для надземной установки разрешается предусматривать как стационарные, так и транспортабельные (съемные) резервуары, наполняемые СУГ на ГНС.

8.2 Производительность резервуаров вместимостью 2,5 и 5 м3 при подземном расположении и естественном испарении следует определять по рисунку 7.

I - резервуар 5 м3, заполнение 85 %; II - резервуар 5 м3, заполнение 50 %; III - резервуар 5 м3, заполнение 35 % и резервуар 2,5 м3, заполнение 50 %; IV - резервуар 2,5 м3, заполнение 85 %; V - резервуар 2,5 м3, заполнение 35 %

Рисунок 7 - Номограмма для определения производительности резервуара сжиженного газа вместимостью 2,5 и 5 м3 (подземного)

Пример. Дано: давление газа - 0,04 МПа (0,4 кгс/см2); содержание пропана - 60 %; температура грунта - 270 К; теплопроводность грунта - 2,33 Вт/(м·К); заполнение 35 %.

Находим производительность резервуаров - 2 м3/ч по линии А-Б-В-Г-Д-Е-Ж (рисунок 7).

Примечание. Для резервуаров большей вместимости их производительность следует определять опытным путем.

8.3 Для учета теплового воздействия подземных резервуаров, расположенных на расстоянии не более 1 м один от другого, полученную по номограмме производительность следует умножить на коэффициент теплового воздействия m в зависимости от числа резервуаров в установке:

Число резервуаров в установке Значение коэффициента теплового воздействия т
2 0,93
3 0,84
4 0,74
6 0,67
8 0,64

При числе резервуаров больше восьми значение коэффициента т определяется экстраполяцией.

8.4 Производительность резервуаров вместимостью 600, 1000, 1600 л при надземном расположении определяется теплотехническим расчетом исходя из условий теплообмена с воздухом или по таблице 16.

Таблица 16

Содержание пропана в сжиженных газах, % 600 л 1000 л 1600 л
Температура наружного воздуха, °С
-30 -20 -10 0 10 20 -30 -20 -10 0 10 20 -30 -20 -10 0 10 20
0 - - - - 0,7 2,3 - - - - 1,1 3,5 - - - - 1,5 4,7
10 - - - - 1,4 3,0 - - - - 2,3 4,7 - - - - 3,0 6,4
20 - - - 0,3 2,0 3,7 - - - 0,5 3,4 5,9 - - - 1,0 4,6 8,0
30 - - - 1,1 2,7 4,3 - - - 1,7 4,6 7,0 - - - 2,8 6,3 9,3
40 - - 0,2 1,8 3,4 5,0 - - 0,3 2,8 5,6 8,2 - - 0,4 4,3 7,8 11,4
50 - - 0,9 2,6 4,0 5,6 - - 1,4 4,0 6,8 9,3 - - 1,9 5,9 9,4 13,2
60 - - 1,7 3,2 4,8 6,3 - - 2,8 5,0 8,0 10,6 - - 3,8 7,5 11,1 14,8
70 - 0,7 2,4 4,0 5,4 7,0 - 2,5 5,3 7,3 10,2 13,0 - 3,5 7,3 10,8 14,3 16,5
80 - 1,5 3,3 4,7 6,1 7,6 - 2,5 5,3 7,3 10,2 13,0 - 3,5 7,3 10,8 14,3 18,2
90 0,5 2,2 4,0 5,4 6,8 8,2 0,8 3,6 6,4 8,6 11,5 14,2 1,1 5,0 8,9 12,4 15,8 19,8
100 1,2 2,9 4,7 6,1 7,5 9,0 1,9 4,7 7,5 9,6 12,5 15,1 2,7 6,6 10,4 14,0 17,5 21,8

Примечание. При температурах, отличающихся от приведенных в таблице 16, производительность следует определять экстраполяцией.

8.5 Расчетный часовой расход сжиженных газов , кг/ч, при газоснабжении жилых зданий следует определять по формуле (25)

, (25)

где n - число жителей, пользующихся газом, чел. При отсутствии данных n принимается по числу газифицируемых квартир и коэффициенту семейности, принятому по данным администрации газифицируемого района;

- коэффициент суточной неравномерности потребления газа в течение года (при наличии в квартирах газовых плит = 1,4; при наличии плит и проточных водонагревателей = 2,0);

Q_y - годовой расход газа на одного человека в тепловых единицах, кДж/год (ккал/год), принимается по ГОСТ 51617 (приложение А);

- показатель часового максимума суточного расхода - 0,12;

- теплота сгорания газа, кДж/год (ккал/год).

Расчетный часовой расход сжиженных газов для общественных, административных и производственных зданий определяется по тепловой мощности газоиспользующего оборудования.

8.6 На газопроводе паровой фазы, объединяющем подземные резервуары, предусматривают установку отключающего устройства между группами резервуаров на высоте не менее 0,5 м от земли. Арматуру и КИП резервуарных установок защищают от повреждений и атмосферных воздействий запирающимися кожухами.

8.7 Установку предохранительных сбросных клапанов (ПСК) предусматривают на каждом резервуаре, а при объединении резервуаров в группы (по жидкой и паровой фазам) - на одном из резервуаров каждой группы.

8.8 Пропускную способность ПСК следует определять расчетом в соответствии с ГОСТ 12.2.085.

8.9 Испарительные установки предусматривают в случаях, когда резервуарные установки с естественным испарением и резервуарные установки с грунтовыми испарителями не обеспечивают расчетную потребность в газе.

Испарительные установки необходимо оборудовать КИП, а также регулирующей и предохранительной арматурой, исключающей выход жидкой фазы из испарительной установки в газопровод паровой фазы и повышение давления паровой и жидкой фаз выше допустимого. Испарительные установки, для которых в качестве теплоносителя предусматривается горячая вода или водяной пар, должны быть оборудованы сигнализацией о недопустимом снижении температуры теплоносителя.

Температура паровой фазы не должна превышать температуру начала полимеризации непредельных углеводородов (70 °С) с отложением образовавшихся продуктов на поверхности испарителя, а жидкой фазы - минус 45 °С.

В элементах испарительной установки, включая регулятор давления, запорно-предохранительный клапан и трубопроводы, предусматривают мероприятия по предупреждению образования конденсата и кристаллогидратов.

8.10 Испарительные установки подразделяются на проточные, обеспечивающие получение паровой фазы постоянного состава в специальных теплообменных аппаратах (испарителях), и емкостные с испарением сжиженных газов непосредственно в расходных резервуарах с помощью специальных погружных нагревателей (регазификаторов).

Проточные и емкостные испарительные установки рекомендуется предусматривать с подземными резервуарами. Допускается использовать испарительные установки с надземными резервуарами при условии нанесения соответствующей тепловой изоляции на их наружную поверхность.

При испарении СУГ непосредственно в подземных резервуарах с помощью регазификаторов предусматривают систему автоматической защиты от снижения уровня жидкой фазы в резервуаре ниже минимально допустимой, а также от повышения температуры жидкой фазы в резервуаре по сравнению с температурой окружающего грунта сверх допустимой величины.

8.11 При использовании в испарительных установках электронагрева электрооборудование должно соответствовать требованиям ПУЭ в части взрывозащищенного исполнения. При этом система регулирования должна обеспечивать автоматическое включение электронагревателей после временных перебоев в подаче электроэнергии.

В электрических проточных испарительных установках с промежуточным теплоносителем (антифризом) должна предусматриваться система защиты от повышения температуры антифриза выше допустимого, предотвращения его вскипания и перегорания электронагревателей.

В районах особых грунтовых условий, а также в районах с сейсмичностью выше 6 баллов соединительную трубопроводную и электрическую обвязку рекомендуется устанавливать на крышках горловин подземных резервуаров с соблюдением соответствующих требований ПУЭ. Соединения подземных резервуаров с подземными распределительными газопроводами и линиями электропередачи в этих районах должны предусматривать компенсацию их взаимных, в том числе противоположно направленных, перемещений.

При использовании в испарительных установках в качестве теплоносителя горячей воды или пара из тепловых сетей следует предусматривать мероприятия (отстойники и т.д.), исключающие возможность попадания СУГ в тепловые сети.

8.12 Испарительные установки, для которых в качестве теплоносителя используются горячая вода или водяной пар, должны быть оборудованы сигнализацией о недопустимом снижении температуры теплоносителя.

Для испарителей, размещаемых вне помещений, следует предусматривать тепловую изоляцию корпуса и других элементов, теплопотери с наружных поверхностей которых могут нарушить их нормальный режим эксплуатации.

8.13 Испарительные установки в комплексе со смесительными установками (установки пропановоздушной смеси) следует предусматривать в следующих случаях:

- при газоснабжении районов или объектов, которые в перспективе будут снабжаться природным газом;

- для покрытия пиковых нагрузок в сетях природного газа в периоды часового, суточного или сезонного максимума;

- в качестве резервного топлива для объектов и установок, требующих бесперебойного газоснабжения;

- при использовании в системах газоснабжения технического бутана.

Таблица 17

Преобладающая этажность застройки Оптимальная плотность газопотребления, кг/(ч·га) Число квартир в зависимости от типа испарителей газа
электрических водяных и паровых
оптимальное допустимое оптимальное допустимое
При установке газовых плит
2 1,65 735 513-1100 975 688-1563
3 2,15 1071 725-1700 1553 1068-2500
4 2,30 1189 775-2013 1765 1188-2813
5 2,60 1444 913-2475 2243 1563-3850
9 3,45 2138 1325-3825 3639 2238-5750
При установке газовых плит и проточных водонагревателей
2 2,95 803 488-1338 956 588-1575
3 3,80 1355 788-2525 1580 975-2675
4 4,20 1570 900-2938 1818 1163-3200
5 4,60 2051 1075-4200 2349 1400-4225

8.14 Число квартир, которое целесообразно снабжать от одной резервуарной установки, допускается принимать при подаче паровой фазы СУГ по таблице 17.

8.15 Групповые баллонные установки размещают в запирающихся шкафах из негорючих материалов, при этом шкафы должны устанавливаться на опорах и иметь естественную вентиляцию.

8.16 Прокладку подземных газопроводов низкого давления от групповых баллонных и резервуарных установок с искусственным испарением газа следует предусматривать на глубине, где минимальная температура выше температуры конденсации газа.

8.17 Прокладку надземных газопроводов от групповых баллонных установок, размещаемых в отапливаемых помещениях, и от подземных резервуарных установок следует (при необходимости) предусматривать с тепловой изоляцией и обогревом газопроводов. Необходимость обогрева газопровода определяется проектной организацией. Тепловую изоляцию следует предусматривать из негорючих материалов.

8.18 Уклон газопроводов следует предусматривать не менее 5 ‰ в сторону конденсатосборников для подземных газопроводов. Вместимость конденсатосборников следует принимать не менее 4 л на 1 м3 расчетного часового расхода газа.

9.1 Раздел содержит положения по проектированию и реконструкции газонаполнительных станций (ГНС), газонаполнительных пунктов (ГНП), складов баллонов (СБ). Проектировать станции регазификации рекомендуется по нормам ГНС.

9.2 Территории ГНС, ГНП подразделяются на производственную и вспомогательную зоны, в пределах которых в зависимости от технологического процесса, транспортирования, хранения и поставки потребителям СУГ могут предусматриваться следующие основные здания, помещения и сооружения:

а) в производственной зоне:

- железнодорожный путь с эстакадой и сливными устройствами для слива СУГ из железнодорожных цистерн в резервуары базы хранения;

- база хранения с резервуарами для СУГ;

- насосно-компрессорное отделение;

- испарительное отделение;

- наполнительный цех;

- отделение технического освидетельствования баллонов;

- отделение окраски баллонов;

- колонки для наполнения автоцистерн, слива газа из автоцистерн при доставке газа на ГНС автомобильным транспортом, заправки газобаллонных автомобилей;

- теплообменные установки для подогрева газа;

- резервуары для слива из баллонов неиспарившегося газа и газа из переполненных и неисправных баллонов;

- прирельсовый склад баллонов и другие здания и сооружения, требуемые по технологии ГНС;

б) во вспомогательной зоне:

- цех вспомогательного назначения с размещением в нем административно-хозяйственных и бытовых помещений, лабораторий, насосной, механических мастерских по ремонту оборудования ГНС, баллонов и вентилей, аккумуляторной и других помещений;

- котельную (при невозможности подключения к существующим источникам теплоснабжения);

- трансформаторную подстанцию;

- резервуары для противопожарного запаса воды с насосной станцией;

- водонапорную башню;

- складские и другие помещения;

- очистные сооружения;

- мойку для автомобилей;

- здание для технического обслуживания автомобилей;

- пункт технического контроля;

- автовесы и другие здания и сооружения, связанные с функциональностью ГНС.

9.3 Во вспомогательной или производственной зоне допускается предусматривать:

- воздушную компрессорную;

- железнодорожные и автомобильные весы или заменяющие их весовые устройства.

9.4 В насосно-компрессорном и испарительном отделениях допускается предусматривать газорегуляторную установку для собственных нужд.

9.5 Подъездной железнодорожный путь к ГНС, как правило, не должен проходить через территорию других предприятий.

Допускается прохождение подъездного железнодорожного пути к ГНС через территорию не более одного предприятия (по согласованию с этим предприятием) с примыканием подъездного пути ГНС к существующей железнодорожной ветке предприятия.

9.6 Производственную и вспомогательную зоны и участок размещения автохозяйства следует разделять конструкциями облегченного типа из негорючих материалов, например металлической сеткой.

Территория ГНС и ГНП должна быть ограждена проветриваемой оградой из негорючих материалов.

9.7 На территории складов баллонов (СБ) в зависимости от технологического процесса могут размещаться:

- наполнительное отделение баллонов;

- резервуар (баллон) для слива неиспарившихся газов, переполненных и неисправных баллонов;

- отделение для пустых баллонов;

- административные и бытовые помещения.

9.8 Котельная и испарительное отделение предусматриваются при отсутствии централизованного теплоснабжения.

9.9 Территории СБ должны быть ограждены проветриваемой оградой облегченного типа, например, металлической сеткой.

9.10 Планировка территорий должна исключать возможность образования мест скопления сжиженных газов (застойных зон) и вместе с системой водостоков обеспечивать водоотвод и защиту территории от попадания извне талых и ливневых вод.

9.11 Планировку площадок и проектирование подъездных и внутриплощадочных дорог следует выполнять в соответствии с требованиями СНиП II-89, СНиП 2.05.02, СНиП 2.05.07, ГОСТ Р 12.3.048 с учетом рекомендаций настоящего Свода правил.

9.12 Участок железной дороги от места примыкания, включая территорию ГНС, следует относить к подъездной дороге V категории; подъездную автодорогу ГНС - к IV категории.

9.13 Железнодорожные пути ГНС в местах слива газа должны предусматриваться в виде горизонтальных или с уклоном не круче 2,5 % участков.

Для расцепки состава необходимо предусматривать дополнительный прямой участок пути со стороны тупика длиной не менее 20 м.

9.14 Территория ГНС, ГНП и СБ должна сообщаться с автомобильной дорогой общего назначения подъездной автодорогой IV категории.

Для резервуаров вместимостью свыше 500 м3 предусматривают два рассосредоточенных выезда: основной и запасной для аварийной эвакуации автотранспорта.

Присоединение запасного выезда к подъездной автодороге предусматривают на расстоянии не менее 40 м от основного выезда.

9.15 Автомобильные дороги для противопожарных проездов проектируются на две полосы движения для ГНС.

Автомобильные дороги на территориях предусматривают по IV категории.

Перед территорией рекомендуется предусматривать площадку для разворота и стоянки автомашин исходя из производительности объекта.

9.16 Между колонками для наполнения автоцистерн и заправки газобаллонных автомобилей предусматривают сквозной проезд шириной не менее 6 м.

На подъездах к колонкам необходимо предусматривать защиту от наезда автомобилей.

9.17 Для ГНС, размещаемых на территории промышленных предприятий, следует предусматривать один въезд на их территорию с разработкой регламента.

9.18 Проектирование зданий и сооружений должно выполняться в соответствии с требованиями СНиП 2.08.02, СНиП 2.09.03, СНиП 21-01, СНиП 42-01 и настоящих положений.

9.19 Насосно-компрессорное отделение размещают в отдельно стоящем здании, в котором, при необходимости, допускается предусматривать размещение испарительной (теплообменной) установки.

Допускается совмещение в отдельно выделенном помещении насосно-компрессорного отделения с наполнительным отделением (цехом), за исключением ГНС и ГНП.

9.20 В здании наполнительного отделения (цеха) предусматривают следующие основные помещения:

- наполнительное отделение с оборудованием для слива, наполнения, контроля герметичности и контроля заполнения баллонов;

- отделение дегазации баллонов (по назначению объекта);

- погрузочно-разгрузочную площадку для баллонов.

В помещении насосно-компрессорного и наполнительного отделений предусматривают порошковые огнетушители из расчета не менее 100 кг порошка при площади помещения до 200 м2включительно и не менее 250 кг при площади помещения до 500 м2 включительно.

9.21 Отделение технического освидетельствования баллонов и отделение окраски баллонов могут размещаться в здании наполнительного отделения (цеха) или в отдельном здании, кроме ГНП, СБ.

9.22 Отделение окраски баллонов предусматривают сблокированным с отделением технического освидетельствования баллонов.

9.23 При реконструкции ГНС рекомендуется предусматривать размещение помещения для окраски баллонов в отдельном здании.

9.24 Для отделения технического освидетельствования баллонов предусматривают погрузочно-разгрузочную площадку для баллонов, поступающих на техническое освидетельствование.

Размеры площадки с учетом проходов и свободного проезда транспортных средств определяются из расчета обеспечения размещения баллонов в количестве двойной суточной производительности наполнительного отделения.

9.25 Площадку располагают на обособленном участке вне территории населенного пункта, преимущественно на возвышенном месте с подветренной стороны ветров преобладающего направления (по годовой "розе ветров") по отношению к жилым, общественным и производственным зданиям (сооружениям), а также к объектам с открытыми источниками пламени (котельные, факельные установки, печи и т.д.).

Территорию площадки следует планировать горизонтально с допустимым уклоном не более 2 %.

Дороги въезда - выезда и территория площадки должны иметь твердое покрытие из негорючих материалов.

Территория площадки, за исключением въездов и выездов, должна иметь ограждение, обозначающее площадь, закрытую для посещения посторонними лицами. Ограждение должно быть выполнено из негорючих материалов в виде продуваемых преград высотой от 0,5 до 0,7 м. Допускается предусматривать ограждение в виде шнура с красными флажками с фиксацией его посредством металлических штырей.

Для въезда на территорию площадки и выезда на дороги, открытые для общего пользования, предусматривают наличие ограничителей проезда (шлагбаумы, переносные барьеры или дорожные знаки и т.п.).

Площадка имеет две зоны:

- производственную, на которой осуществляется заправка бытовых баллонов;

- складскую, на которой осуществляется хранение бытовых баллонов (с момента разгрузки порожних баллонов и до момента их заполнения и погрузки на специальные транспортные средства для доставки потребителям).

Места расположения порожних и наполненных баллонов должны обозначаться соответствующими табличками.

В складской зоне баллоны устанавливаются в специальных устройствах (рамах), препятствующих падению и соударению баллонов друг с другом. Допускается горизонтальное размещение баллонов с СУГ для временного складирования в складской зоне площадки. При этом высота штабеля не должна превышать 1,5 м, а вентили баллонов должны быть обращены в одну сторону.

Над погрузочно-разгрузочной площадкой предусматривают навесы из негорючих материалов, а по периметру - сплошное решетчатое ограждение (при необходимости). Полы следует предусматривать с покрытиями из негорючих, не дающих искры материалов. Выбор материалов для изготовления полов и различных металлических конструкций следует производить в соответствии с приложением И.

При необходимости территория площадки может быть оборудована наружным освещением, обеспечивающим требуемую нормативными документами величину минимальной общей освещенности. Освещение выполняют с применением арматуры, соответствующей уровню взрывозащиты, определяемому по ПУЭ, или устанавливают вне взрывоопасных зон.

Предусматривать на площадке воздушные линии электропередачи не допускается.

При размещении площадки вблизи посадок сельскохозяйственных культур, по которым возможно распространение пламени, вдоль прилегающих к посадкам границ площадки должны предусматриваться наземное покрытие, выполненное из материалов, не распространяющих пламя по своей поверхности, или вспаханная полоса земли шириной не менее 5 м. На расстоянии ближе 20 м от площадки не допускается расположение кустарников и деревьев, выделяющих при цветении хлопья, волокнистые вещества или опушенные семена.

9.26 Число сливных устройств на железнодорожной эстакаде и сливных колонок определяют исходя из максимального суточного отпуска газа с ГНС с учетом неравномерности поступления газа в железнодорожных цистернах (коэффициент неравномерности принимают равным 2,0).

Для обслуживания сливных устройств необходимо предусматривать эстакады (колонки) из негорючих материалов с площадками для присоединения сливных устройств к цистернам (колонкам). В конце эстакады следует предусматривать лестницы шириной не менее 0,7 м, уклоном не более 45°. Лестницы, площадки эстакады должны иметь перила высотой 1 м со сплошной обшивкой понизу высотой не менее 90 мм.

9.27 На газопроводах для слива газа из железнодорожных цистерн в непосредственной близости от места соединения стационарных газопроводов ГНС со сливными устройствами транспортных средств предусматривают:

- на газопроводах жидкой фазы - обратный клапан;

- на газопроводах паровой фазы - скоростной клапан;

- до отключающего устройства - штуцер с запорным органом для удаления остатков газа в систему газопроводов или продувочную свечу (газопровод).

Допускается не предусматривать скоростной клапан при бесшланговом способе слива (налива) газа по металлическим газопроводам специальной конструкции при обеспечении безопасных условий слива (налива).

9.28 Для слива газа, поступающего на ГНС и ГНП в автоцистернах, следует предусматривать сливные колонки, обвязка которых должна обеспечивать соединение автоцистерны с газопроводами паровой и жидкой фаз резервуаров базы хранения через запорно-предохранительную арматуру аналогично сливным железнодорожным устройствам.

Колонки для заправки газобаллонных автомобилей следует оборудовать запорно-предохранительной арматурой и устройством для замера расхода газа.

9.44 На вводе газопроводов в насосно-компрессорное и наполнительное отделения предусматривают снаружи здания отключающее устройство с электроприводом на расстоянии от здания не менее 5 м и не более 30 м.

9.45 Газопроводы жидкой и паровой фазы СУГ следует предусматривать из стальных труб в соответствии с требованиями СНиП 42-01 и СП 42-102.

9.46 Для присоединения сливных, наливных и заправочных устройств ГНС предусматривают резиновые и резинотканевые рукава, материал которых должен обеспечивать стойкость рукавов к транспортируемому газу при заданных давлении и температуре.

9.47 Прокладку газопроводов в производственной зоне ГНС и ГНП предусматривают надземной на опорах из негорючих материалов высотой не менее 0,5 м от уровня земли.

9.48 Допускается прокладка газопроводов по наружным стенам, кроме стен зданий III и ниже степени огнестойкости основных производственных зданий на расстоянии 0,5 м выше или ниже оконных проемов и на 0,5 м выше дверных проемов. В этих случаях размещать арматуру, фланцевые и резьбовые соединения над и под проемами не допускается.

9.49 Проходы газопроводов и других коммуникаций через стены, отделяющие помещения с взрывоопасными зонами класса В-la от помещений невзрывоопасных зон, предусматривают в футлярах, уплотненных с двух сторон газонепроницаемым материалом.

9.50 Расчет пропускной способности газопроводов сжиженных газов производят в соответствии с разделом "Расчет диаметра газопровода и допустимых потерь давления" настоящего СП.

9.51 На участках надземных газопроводов жидкой фазы, ограниченных запорными устройствами, для защиты газопровода от повышения давления при нагреве солнечными лучами предусматривают установку предохранительного клапана, сброс газа которого осуществляется через свечу на высоту не менее 3 м от уровня газопровода.

9.52 В помещениях насосно-компрессорном, наполнения и слива, дегазации баллонов, окрасочном, а также в других помещениях категории А предусматривают установку сигнализаторов опасной концентрации газа в воздухе помещения.

9.53 Для подземных и надземных резервуаров СУГ предусматривают КИП и предохранительную арматуру в соответствии с ПБ 03-576.

9.54 Пропускная способность предохранительных клапанов (количества газа, подлежащего отводу через предохранительный клапан) для надземных резервуаров определяется из условий теплообмена между надземным резервуаром и окружающей средой в случае пожара при температуре окружающего воздуха 600 °С, а для подземных резервуаров принимается в размере 30 % расчетной пропускной способности, определенной для надземных резервуаров.

9.55 Отвод газа от предохранительных клапанов резервуаров предусматривают через сбросные газопроводы, которые должны быть выведены на высоту не менее 3 м от настила обслуживающей площадки надземных резервуаров или от поверхности засыпки подземных резервуаров. Допускается присоединение нескольких предохранительных клапанов к одному газопроводу.

На концах сбросных газопроводов предусматривают устройства, исключающие попадание атмосферных осадков в эти газопроводы и направление потока газа вниз.

На сбросных газопроводах от предохранительных клапанов установка отключающих устройств не допускается.

9.56 КИП, регулирующую, предохранительную и запорную арматуру подземных резервуаров устанавливают над засыпной частью и предусматривают защиту их от повреждений.

9.76 Выбор электрооборудования, электропроводок и кабельных линий для взрывоопасных зон производится в соответствии с требованиями "Правил устройства электроустановок" Министерства топлива и энергетики Российской Федерации.

9.77 Трансформаторные подстанции (ТП, КТП), питающие установки с сжиженными газами, сооружаются отдельно стоящими.

ТП, КТП, РУ, ПП, питающие электроустановки зданий и сооружений ГНС, ГНП и других объектов СУГ, проектируют в соответствии с требованиями ПУЭ.

Во взрывоопасных зонах класса В-la применяют провода и кабели с медными жилами, в зонах класса В-1г допускается применять провода и кабели с медными жилами, а в зонах класса В-1г допускается применение проводов и кабелей с алюминиевыми жилами.

9.78 Во взрывоопасных зонах любого класса могут применяться провода и кабели с резиновой и поливинилхлоридной изоляцией.

Применение проводов и кабелей с полиэтиленовой изоляцией или оболочкой не допускается во взрывоопасных зонах всех классов.

9.79 Во взрывоопасных зонах любого класса могут применяться электрические машины при условии, что уровень их взрывозащиты или степень защиты оболочки соответствует ГОСТ 17494.

9.80 КИП и электрооборудование, размещаемое в категорийных объектах, должны быть во взрывозащищенном исполнении.

9.81 Во взрывоопасных зонах всех классов занулению (заземлению) подлежит электрооборудование переменного и постоянного тока, за исключением электрооборудования, установленного внутри зануленных (заземленных) корпусов шкафов и пультов.

9.82 Для зданий, сооружений, наружных технологических установок и коммуникаций в зависимости от класса взрывоопасных зон предусматривают молниезащиту в соответствии с требованиями РД 34.21.122.

9.83 Для ГНС и ГНП предусматривают внешнюю телефонную связь и диспетчерское оповещение через громкоговоритель на территории.

На ГНС также предусматривают внутреннюю связь.

На СБ предусматривается возможность выхода на внешнюю телефонную сеть.

10.12 Земляные работы при сооружении газопроводов должны производиться в соответствии с требованиями ГОСТ Р 12.3.048 и настоящего раздела.

10.13 Грунт, вынутый из траншеи и котлована, следует укладывать в отвал с одной стороны на расстоянии от бровки не ближе 0,5 м, оставляя другую сторону свободной для передвижения транспорта и производства монтажно-укладочных работ (рабочая полоса).

10.14 При прокладке газопроводов в поселениях под улицами или площадями следует применять преимущественно закрытые способы строительства с использованием установок наклонно-направленного бурения, продавливания или прокола.

10.15 При прокладке газопровода на разделительных полосах улиц используется открытый способ строительства; грунт по мере разработки траншеи сразу грузится на автосамосвал и вывозится для временного хранения. Если позволяет ширина разделительной полосы, то грунт может укладываться вдоль траншеи.

10.16 При строительстве газопровода вдоль действующего газопровода схема производства работ выбирается исходя из условия исключения наезда техники на действующий газопровод. Перед началом работ по оси действующего газопровода необходимо выставить через 10 м вешки с указанием глубины заложения газопровода.

10.17 Сроки выполнения работ на обрабатываемых землях и порядок проведения рекультивационных работ должны быть согласованы с землепользователем.

10.18 К моменту укладки газопровода дно траншеи должно быть очищено от веток, корней деревьев, камней, строительного мусора и выровнено в соответствии с проектом.

Если в траншее образовался лед или ее занесло снегом, перед укладкой газопровода траншею необходимо очистить.

10.19 Размеры и профили траншеи при строительстве газопроводов устанавливаются проектом.

10.20 При откосе траншей 1:0,5 и круче минимальную ширину траншеи можно принимать:

а) при соединении труб сваркой:

- для газопроводов диаметром до 0,7 м - D + 0,3 м, но не менее 0,7 м; диаметром св. 0,7 м - 1,5 D;

- при разработке траншеи экскаваторами непрерывного действия для газопроводов диаметром до 219 мм - D + 0,2 м;

- при укладке отдельными трубами для диаметров до 0,5 м - D + 0,5 м; от 0,5 до 1,2 м (включительно) - D + 0,8 м;

- на участках, балластируемых железобетонными грузами или анкерами, - 2,2 D;

- на участках, пригружаемых неткаными синтетическими материалами или геотекстильными материалами, - 1,5 D;

б) при соединении одиночных труб муфтами или фланцами:

- для газопроводов диаметром до 0,5 м - D + 0,8 м;

- то же, от 0,5 м до 1,2 м - D + 1,2 м.

10.21 При откосах положе 1:0,5 минимальная ширина траншеи принимается D + 0,5 м для укладки отдельными трубами и D + 0,3 м - для укладки плетями.

10.22 На участках кривых вставок ширина траншеи принимается не менее двукратной ширины траншеи на прямолинейных участках.

10.23 Если ширина ковша одноковшового экскаватора превышает приведенные ранее размеры, то ширина траншеи принимается:

- в песках и супесях - К + 0,15 м;

- в глинистых грунтах - К + 0,4 м;

- в скальных (разрыхленных) и мерзлых грунтах - К + 0,4 м,

где К - ширина ковша по режущим кромкам.

10.24 При разработке траншеи траншейными экскаваторами (роторным, цепным, фрезерным) ее ширина принимается равной ширине копания.

10.25 При бестраншейном трубозаглублении (длинномерных труб малых диаметров) ширина щели принимается равной ширине рабочего органа (щелереза).

10.26 Размеры приямков для заделки стыков в траншее для газопроводов всех диаметров должны быть следующими:

- для стальных труб - длина 1,0 м, ширина D + 2 м, глубина 0,7 м;

- для полиэтиленовых труб - длина 0,6 м, ширина D + 0,5 м, глубина 0,2 м.

10.27 Траншея и котлованы должны разрабатываться с откосами. Траншеи с вертикальными стенками без крепления разрешается разрабатывать в мерзлых и в грунтах естественной влажности с ненарушенной структурой при отсутствии грунтовых вод на следующую глубину, м:

- в насыпных песчаных и гравелистых грунтах - не более 1;

- в супесях - не более 1,25;

- в суглинках и глинах - не более 1,5.

Для рытья траншей и котлованов большей глубины необходимо устраивать откосы различного заложения в зависимости от состава грунта и его влажности в соответствии с требованиями СНиП III-42 и по таблице 18.

Таблица 18

Виды грунтов Крутизна откоса (отношение его высоты к заложению) при глубине выемки, м, не более
1,5 3 5
Насыпные неуплотненные 1:0,67 1:1 1:1,25
Песчаные и гравийные 1:0,5 1:1 1:1
Супесь 1:0,25 1:0,67 1:0,85
Суглинок 1:0 1:0,5 1:0,75
Глина 1:0 1:0,25 1:0,5
Лессы и лессовидные 1:0 1:0,5 1:0,5

10.28 Крутизна откосов траншеи и котлованов, разрабатываемых на болотах, принимается в соответствии с требованиями ГОСТ Р 12.3.048 по таблице 19.

Таблица 19

Торф Крутизна откосов на болотах типа I, II и III
Слаборазложившийся 1:0,75 1:1 -
Хорошо разложившийся 1:1 1:1,25 По проекту

В илистых и плывунных грунтах, не обеспечивающих сохранение откосов, траншеи и котлованы разрабатываются с креплением и водоотливом.

На дне котлована устраивается приямок для сбора и периодической откачки воды.

10.29 Наибольшая крутизна откосов траншеи и котлованов, устанавливаемых без крепления в грунтах, находящихся выше уровня подземных вод, следует принимать в соответствии с требованиями ГОСТ Р 12.3.048.

10.30 Крутизну откосов подводных траншей при ширине водной преграды более 30 м или глубине более 1,5 м (при среднем рабочем уровне воды) с учетом безопасных условий производства водолазных работ следует принимать по таблице 20.

Таблица 20

Наименование и характеристика грунтов Крутизна откосов подводных траншей при глубине траншеи, м
До 2,5 Более 2,5
Пески пылеватые и мелкие 1:2,5 1:3
Пески средней крупности 1:2 1:2,5
Пески неоднородного зернового состава 1:1,8 1:23
Пески крупные 1:1,5 1:1,8
Гравийные и галечниковые 1:1 1:1,5
Супеси 1:1,5 1:2
Суглинки 1:1 1:1,5
Глины 1:0,5 1:1
Предварительно разрыхленный скальный грунт 1:0,5 1:1
Заторфованные и илы По проекту

10.31 Наибольшую крутизну откосов обводненных береговых траншей рекомендуется принимать по таблице 21.

Таблица 21

Наименование и характеристика грунтов Крутизна откосов обводненных береговых траншей при глубине траншеи, м
До 2 Более 2
Пески мелкие 1:1,5 1:2
Пески средней зернистости и крупные 1:1,25 1:1,5
Суглинки 1:0,67 1:1,25
Гравийные и галечниковые 1:0,75 1:1
Глины 1:0,5 1:0,75
Предварительно разрыхленный скальный грунт 1:0,25 1:0,25

Примечание. Крутизна откосов дана с учетом грунтовых вод.

10.32 Наибольшую высоту вертикальных стенок траншеи и котлованов в мерзлых грунтах, кроме сыпучемерзлых, при среднесуточной температуре воздуха ниже минус 2 °С допускается увеличивать по сравнению с величиной глубины промерзания грунта, но не более чем до 2 м.

10.33 Необходимость временного крепления стенок траншеи и котлованов устанавливается проектом в зависимости от глубины выемки, состояния грунта, гидрогеологических условий, величины и характера временных нагрузок на берме и других местных условий.

10.34 При невозможности применения инвентарных креплений стенок котлованов или траншей следует применять крепления, изготовленные по индивидуальным проектам, утвержденным в установленном порядке.

При установке креплений верхняя часть их должна выступать над бровкой выемки не менее чем на 15 см.

Устанавливать крепления необходимо в направлении сверху вниз по мере разработки выемки на глубину не более 0,5 м.

Разборку креплений следует производить в направлении снизу вверх по мере обратной засыпки выемки.

10.35 Разработка траншейными (роторным, цепным) экскаваторами в связных грунтах (суглинках, глинах) траншей с вертикальными стенками без крепления допускается на глубину не более 3 м. В местах, где требуется пребывание рабочих, должны устраиваться крепления траншей или откосов.

10.36 При производстве работ по разработке выемок состав контролируемых показателей, допустимые отклонения и методы контроля рекомендуются в соответствии с таблицей К.1 приложения К.

10.37 К началу работ по рытью траншеи и котлована должно быть получено письменное разрешение на право производства земляных работ в зоне расположения подземных коммуникаций, выданное организацией, ответственной за эксплуатацию этих коммуникаций.

10.38 Перед разработкой траншеи следует воспроизвести разбивку ее оси, а на вертикальных кривых через каждые 2 м геодезическим инструментом отметки, контролирующие проектную глубину прокладки газопровода (для диаметра св. 520 мм).

10.39 Разработку траншеи рекомендуется производить одноковшовым экскаватором:

- на участках с выраженной холмистой местностью (или сильно пересеченной), прерывающейся естественными преградами;

- в мягких грунтах с включением валунов;

- на участках повышенной влажности;

- в обводненных грунтах;

- при широких траншеях под многониточные газопроводы.

10.40 Разработку траншеи экскаваторами непрерывного действия рекомендуется производить на участках со спокойным рельефом местности, на отлогих возвышенностях, на участках с плотными, наскальными и мерзлыми грунтами крепостью до 400 ударов плотномера ДорНИИ. Траншея под газопровод диаметром 20 - 100 мм в глинистых и песчаных грунтах может разрабатываться плужным способом.

10.41 В мерзлых грунтах в зависимости от темпов строительства и объемов работ рекомендуются комбинированные способы разработки траншеи под отметку:

- поочередная работа по рыхлению с помощью гидромолотов на одноковшовых экскаваторах с последующей навеской ковша и выемкой грунта;

- послойная разработка с помощью рыхлителей на базах бульдозеров с последующей экскавацией одноковшовыми или непрерывного действия экскаваторами;

- нарезки щелей баровыми установками на бульдозерах с последующей экскавацией мерзлых блоков одноковшовыми экскаваторами.

10.42 Приямки под технологические захлесты и сооружения на газопроводах разрабатывают одновременно с рытьем траншеи, если позволяет устойчивость грунтов.

10.43 Разработку траншей одноковшовым экскаватором следует вести с устранением гребешков на дне в процессе копания, что достигается протаскиванием ковша по дну траншей в обратном копанию направлении после завершения разработки забоя.

10.44 На участках с высоким уровнем грунтовых вод разработку траншей следует начинать с более низких мест для обеспечения стока воды и осушения вышележащих участков.

10.45 Для районов с глубиной промерзания 0,4 м и более в ППР должны предусматриваться мероприятия по предохранению грунта от промерзания (рыхление поверхностного слоя, снежный валик, утепление древесными остатками и др.).

10.46 Технологический задел по рытью траншеи определяется ППР.

10.47 В зимнее время, когда слабые грунты проморожены недостаточно для прохода землеройных машин, траншею разрабатывают по технологии летнего строительства.

10.48 На участках с межболотными озерами при разработке траншеи в летнее время следует использовать понтоны и скреперные установки; в зимнее время при промерзании воды до дна озера разработку траншеи производят со льда. При непромерзании воды до дна устраивают майну и траншею разрабатывают экскаватором с понтона. Майну устраивают путем нарезки льда баровыми машинами. Лед удаляют одноковшовыми экскаваторами.

10.49 В скальных грунтах с полосы траншеи снимают вскрышной слой рыхлого минерального грунта на всю глубину до обнажения скального грунта при толщине вскрышного слоя более 0,2 м.

При меньшей толщине вскрышного слоя его можно не удалять.

Снятый грунт вскрыши укладывают на берме траншеи раздельно от скального и используют для подсыпки и присыпки газопровода.

Траншеи в скальных грунтах разрабатываются с предварительным рыхлением грунта механическим или взрывным способами.

10.50 По крутым продольным уклонам (св. 15°) планировка производится путем срезки грунта. Траншея должна быть выкопана не в насыпном грунте, а в материковом.

На участках с поперечным уклоном до 15° разработку выемок под полки рекомендуется производить поперечными проходами бульдозеров перпендикулярно к оси газопровода, если это позволяет условие прохождения газопровода.

10.51 На участках с поперечным уклоном более 15° для разработки разрыхленного или нескального грунта при устройстве полок рекомендуется применять одноковшовые экскаваторы, оборудованные прямой лопатой. Экскаватор разрабатывает грунт в пределах полувыемки и отсыпает его в насыпную часть полки. В процессе первоначальной разработки полки экскаватор необходимо якорить бульдозером. Окончательная доработка и планировка полки производится бульдозером.

10.52 Разработку траншей на продольных уклонах до 15°, если нет поперечных косогоров, следует выполнять одноковшовым экскаватором сверху вниз. Работа на продольных уклонах от 15° до 36° должна осуществляться с якорением экскаватора. Число якорей и метод их закрепления определяются расчетом.

10.53 Работа траншейных экскаваторов разрешается на продольных уклонах до 36° при движении их сверху вниз. При уклонах от 36° до 45° применяется якорение экскаватора. Работа бульдозера разрешается на продольных уклонах до 36°.

10.54 В зависимости от несущей способности болота разработку траншей осуществляют:

- на болотах с несущей способностью более 0,01 МПа - болотными одноковшовыми экскаваторами или обычными одноковшовыми экскаваторами, установленными на перекидных щитах или сланях;

- на болотах с несущей способностью менее 0,01 МПа - экскаваторами, установленными на понтонах или пеноволокушах.

При глубине торфяного слоя до 1 м с подстилающим основанием, имеющим высокую несущую способность, разработка траншеи осуществляется с предварительным удалением торфа бульдозером или экскаватором. При этом глубина траншеи должна быть на 0,15 - 0,2 м ниже проектной отметки. При использовании экскаватора для выторфовывания протяженность создаваемого фронта работ должна быть 40-50 м.

На болотах большой протяженности с низкой несущей способностью траншею следует разрабатывать зимой, после предварительного промораживания.

На участках с глубоким промерзанием болота работы должны выполняться с предварительным рыхлением мерзлого слоя.

10.55 При прокладке газопровода через межболотные озера шириной до 50 м и глубиной до 1 м траншеи разрабатывают одновременно с двух противоположных берегов одноковшовыми экскаваторами с дамбы, устанавливаемой с каждого берега пионерным способом. Дамба также используется для монтажа и укладки газопровода.

На озерах шириной более 50 м или глубиной более 2 м траншеи на дне этих водоемов разрабатывают одноковшовыми экскаваторами, установленными на понтонах. При этом понтоны якорятся.

10.56 Траншеи в песчаных грунтах с большими откосами разрабатываются бульдозерами, скреперами, одноковшовыми экскаваторами.

Неглубокие траншеи (до 1,2 м - в сыпучих грунтах и до 1,5 м - во влажных) допускается разрабатывать бульдозерами продольно-поперечным способом.

При устройстве глубоких траншей в сыпучих песках применяется комбинированный способ разработки грунта. Верхний слой грунта (глубиной до 1,0 м) разрабатывается бульдозерами, а остальная часть до проектной отметки - одноковшовыми экскаваторами.

10.57 При многониточной прокладке газопроводов в общей траншее широкие траншеи следует, как правило, разрабатывать бульдозерами продольно-поперечным способом.

10.58 Во влажных песках разработку траншеи следует, как правило, вести роторным экскаватором с откосниками или разрабатывать верхний слой бульдозерами с последующей доработкой траншеи одноковшовым или роторным экскаватором до проектной глубины.

10.89 При монтаже газопроводов должны быть приняты меры по предотвращению засорения полости труб, секций, плетей.

Укладывать газопроводы в траншею следует, преимущественно опуская с бермы траншеи плети (нитки).

После укладки газопровода в траншею должны быть проверены:

- проектная глубина, уклон и прилегание газопровода ко дну траншеи на всем его протяжении;

- состояние защитного покрытия газопровода;

- фактические расстояния между газопроводом и стенками траншеи, пересекаемыми им сооружениями и их соответствие проектным расстояниям.

Правильность укладки газопровода диаметром более 500 мм проверяют путем нивелировки уложенного газопровода и мест его пересечения с подземными сооружениями.

10.90 При вварке в газопровод фасонных частей, узлов, арматуры и прочих устройств обеспечивают соосность ввариваемых элементов с газопроводом. Перекосы в горизонтальной и вертикальной плоскостях не допускаются.

10.91 При надземной прокладке подъем и укладку плетей газопровода на опоры производят только после контроля качества сварных стыков.

10.92 Колодцы на газопроводах следует сооружать из несгораемых материалов: сборного или монолитного железобетона, монолитного бетона, обыкновенного керамического кирпича, камней, в редких случаях - из металла.

При строительстве колодцев из сборного железобетона под днищем устанавливают подготовку из песка или из тощего бетона.

Зазоры между днищем, стеновыми панелями и плитами перекрытия тщательно заделывают цементным раствором не ниже марки 400.

Крепление сборных элементов осуществляют с помощью сварки закладных металлических деталей.

Отверстия между футляром и газопроводом заделывают эластичным влагоустойчивым материалом, а отверстия за пределами футляра заделывают высокомарочным цементным или бетонным раствором.

Размер футляра и зазоры между ним и газопроводом принимают по проекту.

После монтажа элементов колодца выполняют засыпку пазух местным грунтом слоями толщиной 10 - 15 см с тщательным трамбованием в соответствии с ГОСТ Р 12.3.048 и устройство асфальтобетонной отмостки по периметру колодца, которая должна выступать за пределы котлована с каждой стороны не менее чем на 0,5 м и иметь уклон не менее 0,05.

Для защиты конструкций колодца от грунтовой воды и поверхностных вод наружные поверхности стен и перекрытий обмазывают горячим битумом по предварительной грунтовке раствором битума в бензине.

Перед нанесением битумного покрытия заделывают раковины в бетонных и железобетонных поверхностях стен колодцев, швы между сборными элементами, устраняют острые углы, срезают выступающие арматурные стержни, закладные детали для строповки, а в кирпичной кладке стены - затирают цементным раствором, поверхность должна быть сухой.

При высоком уровне грунтовых вод, агрессивности грунтовых вод и грунта по отношению к бетону следует выполнить дополнительные мероприятия, предусмотренные проектом (оклеечная гидроизоляция, использование сульфатостойкого цемента и т.д.).

10.93 Ковер устанавливают на опорную железобетонную подушку или перекрытие смотрового колодца.

Опорную железобетонную подушку устанавливают на грунтовое основание, утрамбованное щебнем.

Вокруг ковера устраивают асфальтовую или асфальтобетонную отмостку шириной 0,7 м с уклоном не менее 0,05.

10.94 Перед установкой контрольной трубки газопровод обваловывают слоем гравийно-песчаной подушки толщиной не менее 100 мм и закрывают металлическим кожухом из листовой стали толщиной 5 мм, к которому приваривают нюхательную трубку.

10.95 Конденсатосборник устанавливают ниже зоны промерзания на несущий грунт или утрамбованную песчаную подушку толщиной 10-15 см.

Конденсатоотводящую трубку устанавливают строго вертикально по отвесу.

10.96 Крепления опознавательных знаков заглубляют не менее чем на 1 м в грунт.

10.103 Величина заглубления газопровода в дно реки или водоема, принимаемая в соответствии с требованиями СНиП 42-01, определяется от верха балластирующего устройства и указывается в проекте.

10.104 Для разработки подводной траншеи рекомендуется применять:

- одноковшовые экскаваторы, установленные на плавучих средствах;

- одноковшовые экскаваторы, перемещающиеся по льду;

- землечерпательные ковшовые снаряды;

- землесосные рефулерные снаряды;

- гидромониторные установки;

- канатно-скреперные установки и др.

10.105 Необходимость применения взрывных работ и методы взрыва устанавливаются проектом.

10.106 Места отвалов грунтов выбирают с учетом технологии разработки траншей, направления течения воды, судоходства и лесосплава.

10.107 При строительстве одновременно нескольких ниток газопроводов в общем коридоре разработку траншеи следует начинать с нижней по течению нитки газопровода.

10.108 Перед укладкой плети в подводную траншею должны быть сделаны промеры ее глубины по проектному створу (проверка отметок продольного профиля траншеи), а также составлен акт о готовности траншеи в соответствии с проектом продольного профиля трассы перехода.

10.109 Укладка трубных плетей в подводную траншею производится следующими способами:

- протаскиванием забалластированной плети по дну подводной траншеи;

- погружением плавающей на поплавках забалластированной плети на дно подводной траншеи;

- погружением плавающей плети путем залива полости водой с последующей ее балластировкой;

- опусканием плети в майну со льда.

10.110 Технологические параметры укладки (нагрузки на грузоподъемные средства, их расстановка вдоль газопровода, величина опуска) указываются в ППР исходя из допустимых строительных напряжений в стенке трубы и нагрузок.

При определении нагрузок учитываются масса трубы (с балластировкой или без балластировки), сила воздействия потока воды, грузоподъемность поплавков и их количество, усилия тяговых средств (при протаскивании).

10.111 Укладка способом протаскивания осуществляется при наличии пологих берегов, наличии площадки достаточных размеров для размещения протаскиваемой плети, достаточной прочности труб в следующей последовательности:

- установка тяговых средств;

- подготовка трубной плети к протаскиванию (приварка оголовка, навеска балластных грузов (при необходимости) и футеровка);

- установка спусковой дорожки (при необходимости);

- укладка плети в створ перехода (на спусковую дорожку);

- навеска поплавков (при необходимости);

- протяжка тяговых тросов;

- протаскивание всей плети или отдельных секций с их соединением в плеть;

- контроль положения уложенной плети в подводной траншее.

Поплавки навешиваются на плети больших диаметров для уменьшения веса труб (отрицательной плавучести) и после укладки подлежат отстроповке с помощью специальных устройств.

В качестве спускового пути может быть использована заполненная водой траншея, разработанная в пойменной части водоема.

В качестве тяговых средств используются лебедки или гусеничные тягачи, работающие в сцепе. Если тягачи не могут перемещаться в створе перехода, то используется заякоренный блок для изменения направления тягового троса. Если тяговых усилий тяговых средств недостаточно, то плеть на берегу приподнимают с помощью кранов-трубоукладчиков.

10.112 Укладка плети способом погружения плавающей на поплавках забалластированной плети осуществляется в следующей последовательности:

- подготовка трубной плети на берегу;

- навеска балластных грузов и поплавков;

- сплав плети с помощью кранов-трубоукладчиков;

- установка плети в створе перехода (якорение) с помощью плавсредств;

- погружение плети путем отстроповки поплавков;

- контроль положения плети в подводной траншее.

10.113 Укладка способом погружения плавающей плети путем залива полости водой с последующей балластировкой осуществляется в следующей последовательности:

- подготовка плети на берегу к сплаву;

- приварка вентилей на концах для залива воды и выпуска воздуха (на противоположном берегу);

- заполнение плети водой и ее погружение с одновременным выпуском воздуха через вентиль;

- окончательная балластировка плети;

- контроль положения плети;

- вытеснение воды сжатым воздухом (путем пропуска поршней);

- осушка полости плети.

10.114 Если водная преграда является судоходной, то по договоренности с судоходной компанией устанавливается перерыв в судоходстве на время укладки газопровода способом сплава.

Если из-за большой глубины водной преграды могут возникнуть недопустимые напряжения в стенках трубы при погружении, рекомендуется принять следующие меры:

- уменьшить начальную плавучесть плети за счет балластировки до требуемой расчетной величины;

- приложить продольное растягивающее усилие к укладываемой плети.

10.115 Технологический процесс укладки газопровода в майну со льда производится в следующей последовательности:

- проверка несущей способности льда по всей ширине водной преграды (при недостаточной несущей способности осуществляют искусственное наращивание толщины льда путем полива водой);

- выкладка трубной плети в створе перехода;

- балластировка трубной плети;

- разработка майны;

- опуск плети в майну грузоподъемными машинами или механизмами;

- контроль положения плети в подводной траншее.

10.116 Засыпка подводного газопровода производится после контрольных промеров положения газопровода и их сопоставления с проектными данными.

Засыпка подводной траншеи может выполняться рефулированием местного грунта земснарядами или землеройными машинами с плавучих средств.

10.117 При прокладке газопровода через водные преграды непосредственно по дну водоема в защитных футлярах применяются два способа производства:

- предварительная укладка футляра с последующим протаскиванием трубной плети;

- укладка на переходе уложенной в футляр на берегу плети.

10.199 Основными видами работ при монтаже внутренних систем газопотребления зданий всех назначений являются:

- сборка внутренних газопроводов из трубных заготовок и монтажных узлов заводского (ЦЗЗ, ЦЗМ) изготовления;

- присоединение газоиспользующего оборудования к газопроводам;

- испытание смонтированной системы на герметичность.

10.200 Внутренние газопроводы рекомендуется монтировать из трубных заготовок, монтажных узлов и деталей, изготовленных в ЦЗЗ (ЦЗМ) строительно-монтажных организаций по проектам или схемам замеров с максимально возможным использованием типовых узлов и деталей. В таблице 25 приведен примерный перечень основного оборудования для производства стальных трубных заготовок.

Таблица 25

Наименование механизма Марка
Отмерное устройство РОА и др.
Трубоотрезной механизм ВМС-35а
Резьбонарезной механизм ВМС-2а
Механизм для навертывания соединительных частей ВМС-48
Трубогибочный станок ВМС-23В
ГСТМ-21М
Шланговый полуавтомат А-547-У и др.
Машина для стыковой сварки МСР-50, МСР-75, МТП-100 и др.

10.201 Изготовление стальных трубных заготовок рекомендуется производить поточным методом в следующей технологической последовательности:

- разметка и отрезка труб;

- нарезка резьбы;

- сверление и обработка отверстий под сварные соединения;

- изготовление раструбов;

- выполнение гнутых деталей;

- сварка и сборка монтажных узлов;

- окраска узлов и деталей, комплектация;

- изготовление деталей крепления газопроводов к стенам здания.

10.202 При изготовлении деталей и сборке узлов мастер осуществляет пооперационный контроль за качеством работ при выполнении всех технологических операций.

10.203 Изготовленные детали и узлы должны быть, как правило, промаркированы по каждому объекту, при газификации жилых зданий - по каждому дому, подъезду, квартире.

10.204 Запорная арматура до установки в монтажный узел (или до поставки на объект) должна быть, как правило, расконсервирована и подвергнута ревизии. При этом производят полное удаление консервирующей смазки, проверяют сальниковые и прокладочные уплотнения.

Запорная арматура, не предназначенная для газовой среды, должна быть, как правило, притерта и испытана на прочность и плотность материала и герметичность затвора. Нормы испытаний приведены в таблице 26. Продолжительность испытаний - в течение времени, необходимого для выявления дефектов, но не менее 1 мин на каждое испытание.

Герметичность затвора должна соответствовать ГОСТ 9544.

Пропуск среды через металл, сальниковые и прокладочные уплотнения не допускается.

10.205 Монтаж внутреннего газооборудования рекомендуется производить после выполнения следующих работ:

- устройства междуэтажных перекрытий, стен, полов, перегородок, на которых будут монтироваться газопроводы, арматура, газовое оборудование и приборы;

- устройства отверстий, каналов и борозд для прокладки газопроводов в фундаментах, стенах, перегородках и перекрытиях;

- отштукатуривания стен в кухнях, топочных и других помещениях, в которых предусмотрена установка газового оборудования;

- установки ванн, моек, раковин и другого сантехнического оборудования;

- устройства отопительной системы (при установке автономного отопительного газоиспользующего оборудования);

- проверки и очистки дымоходов;

- устройства системы вентиляции;

- установки футляров для прокладки газопроводов через стены и перекрытия.

В подготовленном к монтажу здании или сооружении должна быть, как правило, обеспечена возможность подключения электроэнергии к электрифицированному инструменту и сварочным агрегатам.

Таблица 26

Запорная арматура На прочность На герметичность
Испытательное давление Испытательная среда Испытательное давление Испытательная среда
Краны
Низкого давления 0,2 МПа Воздух 1,25 рабочего Воздух
Среднего и высокого давления 1,5 рабочего, но не менее 0,3 МПа Вода То же »
Задвижки
Низкого давления 0,2 МПа,
0,1 МПа
Вода и воздух - Керосин
Среднего и высокого давления 1,5 рабочего, но не менее 0,3 МПа То же - »

10.206 Выполнение работ по монтажу внутренних газопроводов рекомендуется производить в следующей последовательности:

- прокладка вводов;

- разметка мест установки креплений газопроводов и газоиспользующего оборудования;

- пристрелка средств крепления газопроводов и газоиспользующего оборудования с помощью строительно-монтажного пистолета или сверление отверстий, установка средств крепления;

- сборка газопровода от ввода до мест присоединения к газоиспользующему оборудованию;

- испытание газопровода на герметичность на участке от отключающего устройства на вводе в здание до отключающего устройства перед газоиспользующим оборудованием;

- установка газоиспользующего оборудования;

- присоединение отопительного газоиспользующего оборудования к дымоходам;

- присоединение газоиспользующего оборудования к газопроводу и водопроводу (для отопительного газоиспользующего оборудования);

- испытание газопровода на герметичность совместно с установленным газоиспользующим оборудованием.

10.207 Прокладку газопроводов и способ соединения труб предусматривают в соответствии с требованиями СНиП 42-01, размещение газоиспользующего оборудования, а также отключающих устройств и арматуры - в соответствии с положениями настоящего СП.

10.208 Входной контроль качества труб и соединительных деталей производят в соответствии с положениями СП 42-102.

В общий объем входного контроля качества газоиспользующего оборудования входит проверка:

- наличия паспорта завода-изготовителя;

- комплектности поставки;

- наличия всех крепежных деталей и степени их затяжки;

- жесткости крепления газо- и водопроводов, наличия заглушек на их присоединительных концах;

- наличия и качества антикоррозионных и защитно-декоративных покрытий;

- возможности и надежности установки ручек на стержни кранов, легкости открытия и закрытия кранов, фиксирования кранов в закрытом положении, удобства пользования другими органами управления аппаратами;

- надежности крепления датчиков автоматики безопасности;

- установочных размеров и качества резьбы присоединительных патрубков газа и воды;

- отсутствия острых кромок и заусенцев на наружных и съемных деталях;

- герметичности газопроводных и водопроводных деталей;

- соответствия размеров диаметров сопел виду и давлению сжигаемого газа.

10.209 При установке газоиспользующего оборудования, присоединении его к газовым сетям и отопительным системам, а также при установке автоматики и контрольно-измерительных приборов, прокладке импульсных газопроводов, кроме требований проекта, следует выполнять требования по монтажу заводов-изготовителей.

10.210 Прокладку импульсных линий следует предусматривать в соответствии с требованиями СНиП 3.05.07.

10.211 При прокладке газопровода через стену расстояние от сварного шва до футляра должно быть, как правило, не менее 50 мм.

10.212 Футляр, устанавливаемый в перекрытии, должен, как правило, выступать выше пола на 50 мм и быть заподлицо с потолком; заделываемый в стену - заподлицо с обеих сторон стены.

10.213 Участок газопровода, прокладываемый в футляре, окрашивают до его монтажа.

Пространство между газопроводом и футляром заполняют битумом или промасленной паклей. Футляр закрывается алебастром, гипсом или цементом. Пространство между футляром и стеной или перекрытием плотно заделывают цементом или алебастром на всю толщину стены или перекрытия.

10.214 Участки газопроводов, проложенные в футлярах, не должны иметь стыковых, резьбовых и фланцевых соединений, а проложенные в каналах со съемными перекрытиями и в бороздах стен - резьбовых и фланцевых соединений.

10.215 Крепление открыто прокладываемых газопроводов к стенам зданий предусматривают кронштейнами, хомутами, крючьями.

10.216 Отклонение стояков и прямолинейных участков газопроводов от проектного положения допускается не более 2 мм на 1 м длины газопровода, если другие нормы не обоснованы проектом.

При отсутствии в проекте данных о расстоянии между трубой и стеной это расстояние должно быть, как правило, не менее радиуса трубы.

10.217 Расстояние между кольцевым швом газопровода и швом приварки патрубка должно быть, как правило, не менее 100 мм.

При врезках ответвлений диаметром до 50 мм на внутренних газопроводах (в том числе импульсных линиях), а также в ГРП и ГРУ расстояние от швов ввариваемых штуцеров до кольцевых швов основного газопровода должно быть не менее 50 мм.

10.218 Газопровод к плите допускается прокладывать на уровне присоединительного штуцера. При этом отключающий кран следует устанавливать на расстоянии не менее 0,2 м сбоку от плиты. При верхней разводке отключающий кран должен быть установлен на опуске к плите на высоте 1,5 - 1,6 м от пола.

10.219 При монтаже на внутридомовых газопроводах отключающих устройств (кранов) следует предусматривать после них (считая по ходу газа) установку сгонов.

10.220 Краны на горизонтальных и вертикальных газопроводах устанавливаются так, чтобы ось пробки крана была параллельна стене, установка упорной гайки в сторону стены не допускается.

10.221 Для уплотнения резьбовых соединений наряду с льняной прядью по ГОСТ 10330, пропитанной свинцовым суриком по ГОСТ 19151, замешанным на олифе по ГОСТ 7931, рекомендуется применять ФУМ-ленту, фторопластовые и другие уплотнительные материалы типа "Loctite" при наличии на них паспорта или сертификата соответствия.

Для фланцевых соединений рекомендуется использовать прокладочные листовые материалы типа паронит марки ПМБ по ГОСТ 481, алюминий по ГОСТ 13726 или ГОСТ 21631, медь M1 или М2 по ГОСТ 495 и др. при наличии на них паспорта или сертификата соответствия.

10.222 Газоиспользующее оборудование устанавливают на места, предусмотренные проектом. Менять места их установки без согласования с организацией, разработавшей проект, не рекомендуется.

Установку газоиспользующего оборудования производят строго вертикально по уровню и ватерпасу.

10.223 Проточные водонагреватели крепят к стенам на подвесках - металлических планках, заделываемых в стены на цементном растворе.

Расстояние от пола до горелки водонагревателя рекомендуется принимать 90 - 120 см.

10.224 Монтаж внутренних газопроводов и газоиспользующего оборудования при газоснабжении СУГ от резервуарных и групповых баллонных установок производят в соответствии с требованиями настоящего раздела.

Индивидуальные баллонные установки, устанавливаемые внутри зданий, размещают на расстоянии не менее 1 м от газового прибора, радиатора отопления, печи. Установка баллонов против топочных дверок печей и плит не допускается. Баллон рекомендуется прикрепить к стене скобами или ремнями.

10.225 Испытания внутренних газопроводов на герметичность и исправление обнаруженных дефектов производят в соответствии с требованиями СНиП 42-01.

При обнаружении утечек в резьбовых соединениях эти соединения следует разобрать и собрать вновь. Устранение утечек путем уплотнения льняной пряди или окраской не допускается.

10.226 В процессе монтажа производителю работ рекомендуется проводить пооперационный контроль проектных уклонов газопроводов, расстояний от стен и других газопроводов, вертикальность стояков, расстояний между креплениями, а также исправности действия арматуры, надежности крепления труб и газового оборудования, укомплектованности газового оборудования, качества резьбовых и сварных соединений.

10.227 Организацию контроля качества строительно-монтажных работ при сооружении систем газораспределения рекомендуется предусматривать в соответствии с требованиями СНиП 3.01.01, СНиП 42-01, "Правил безопасности в газовом хозяйстве" Госгортехнадзора России и положениями настоящего раздела.

10.228 Система контроля качества строительно-монтажных работ должна предусматривать:

- проведение производственного контроля качества работ;

- проведение ведомственного контроля за качеством работ и техникой безопасности;

- проведение технического надзора со стороны эксплуатационной организации;

- контроль со стороны органов Госгортехнадзора России.

По решению заказчика в систему контроля качества работ могут быть включены технический надзор со стороны заказчика и авторский надзор организации, разработавшей проект газоснабжения.

10.229 Производственный контроль качества работ может производиться строительно-монтажной организацией на всех стадиях строительства.

Объемы и методы контроля выполняемых работ должны соответствовать требованиям СНиП 42-01, СП 42-102, СП 42-103 и данного СП.

10.230 Производственный контроль качества работ должен обеспечивать:

- ответственность специалистов и рабочих строительно-монтажной организации за качество выполняемых работ;

- выполнение работ в соответствии с проектом;

- соблюдение требований нормативных документов, утвержденных в установленном порядке;

- производство работ в соответствии с применяемыми при строительстве объекта технологиями;

- предупреждение брака при производстве работ;

- правильное и своевременное составление исполнительной документации;

- выполнение требований по охране труда и технике безопасности при производстве работ.

10.231 Производственный контроль качества должен включать:

- входной контроль рабочей документации, оборудования, материалов и технических изделий;

- операционный контроль технологических операций;

- приемочный контроль отдельных выполненных работ.

10.232 Входной контроль качества работ должен производиться лабораториями строительно-монтажных организаций, оснащенных техническими средствами, обеспечивающими достоверность и полноту контроля.

10.233 Операционный контроль качества должен производиться производителем работ (мастером, прорабом) в ходе выполнения технологических операций.

Операционный контроль качества должен производится при выполнении земляных, сварочных, изоляционных, монтажных работ, а также работ по испытанию газопроводов на герметичность.

Операционный контроль рекомендуется производить по схемам, составляемым для каждого из видов контролируемых работ.

Пример схемы операционного контроля приведен в приложении Н настоящего СП.

10.234 При приемочном контроле следует производить проверку качества выполненных работ. Результаты приемочного контроля оформляются записями в строительном паспорте, актами, протоколами испытаний.

11.1 Законченные строительством или реконструкцией наружные и внутренние газопроводы (далее - газопроводы) и оборудование ГРП испытываются на герметичность внутренним давлением воздухом в соответствии с требованиями СНиП 42-01 и настоящего раздела.

11.2 Испытания производят после установки арматуры, оборудования, контрольно-измерительных приборов. Если арматура, оборудование и приборы не рассчитаны на испытательное давление, то вместо них на период испытаний следует устанавливать катушки, заглушки, пробки.

11.3 Надземные участки длиной до 10 м на подземных газопроводах испытываются по нормам подземных газопроводов.

При совместном строительстве вводов диаметром до 100 мм с распределительными газопроводами их испытывают по нормам, предусмотренным для распределительных газопроводов.

11.4 Испытание газопроводов и оборудования ГРП и ГРУ производят по нормам испытаний на стороне входного давления газа или по частям:

- до регулятора давления - по нормам испытаний на стороне входного давления газа;

- после регулятора давления - по нормам испытаний на стороне выходного давления газа.

11.5 Испытания газопроводов паровой фазы СУГ производят по нормам, предусмотренным для испытаний газопроводов природного газа.

11.6 Для проведения испытания газопровод разделяют на участки длиной не более указанной в таблицах 27 - 37, ограниченные арматурой или заглушками. Арматура может быть использована в качестве ограничительного элемента, если она рассчитана на испытательное давление и имеет герметичность не ниже класса "А" по ГОСТ 9544.

11.7 Если испытываемый газопровод состоит из участков с разными внутренними диаметрами, величина диаметра определяется по формуле (27)

, (27)

где d1, d2, ..., dn - внутренние диаметры участков газопровода, мм;

l1, l2, ..., ln - длины участков газопроводов соответствующих диаметров, м.

В таблицах 27 - 37 указывается номинальное - усредненное значение величины внутреннего диаметра для стальных, медных и полиэтиленовых труб.

11.8 Подземные газопроводы до начала испытаний после их заполнения воздухом рекомендуется выдерживать под испытательным давлением в течение времени, необходимого для выравнивания температуры воздуха в газопроводе с температурой грунта, но не менее 24 ч.

Надземные и внутренние газопроводы, газопроводы и оборудование ГРП и ГРУ до начала испытаний после их заполнения воздухом рекомендуется выдерживать под испытательным давлением в течение времени, необходимого для выравнивания температуры воздуха внутри газопроводов с температурой окружающего воздуха, но не менее 1 ч.

11.9 Газопроводы жилых, общественных и бытовых непроизводственного назначения, административных зданий испытываются на участке от отключающего устройства на вводе в здание до кранов газовых приборов и оборудования.

При установке дополнительных газовых приборов испытание новых участков газопроводов к этим приборам при их длине до 5 м допускается производить газом (рабочим давлением) с проверкой всех соединений газоиндикаторами или мыльной эмульсией.

11.10 Внутренние газопроводы котельных, общественных и бытовых зданий производственного назначения, производственных зданий следует испытывать на участке от отключающего устройства на вводе до отключающих устройств у газовых горелок.

11.11 Газопроводы обвязки резервуара СУГ при раздельном испытании их с резервуаром СУГ допускается испытывать в соответствии с требованиями настоящего раздела.

11.12 Герметичность арматуры, газопроводов и присоединительных рукавов индивидуальных баллонных установок СУГ, а также присоединительные рукава газоиспользующего оборудования и контрольно-измерительных приборов разрешается проверять рабочим давлением газа с применением газоиндикатора или мыльной эмульсии.

11.13 Манометры класса точности 0,15 рекомендуется применять для проведения испытаний газопроводов всех диаметров и давлений.

11.14 Манометры класса точности 0,4 рекомендуется применять для проведения испытаний:

- подземных (наземных) газопроводов:

низкого и среднего давления; высокого давления (св. 0,3 МПа до 0,6 МПа) в поселениях - диаметром не более 700 мм;

высокого давления (св. 0,6 МПа до 1,2 МПа) межпоселковых - диаметром не более 600 мм;

- надземных и внутренних газопроводов всех диаметров и давлений.

11.15 Манометры класса точности 0,6 рекомендуется применять для проведения испытаний:

- подземных (наземных) газопроводов:

низкого давления, среднего давления - диаметром не более 150 мм в поселениях и не более 200 мм для межпоселковых;

при давлении св. 0,3 МПа до 0,6 МПа - диаметром не более 125 мм в поселениях и не более 150 мм для межпоселковых;

при давлении св. 0,6 МПа до 1,2 МПа - не более 80 мм для поселений и не более 100 мм для межпоселковых газопроводов;

- надземных и внутренних газопроводов:

низкого давления - диаметром не более 100 мм;

среднего давления - диаметром не более 50 мм;

при давлении св. 0,3 МПа до 0,6 МПа - не более 40 мм в поселениях и не более 25 мм для межпоселковых.

11.16 Рекомендуется при проведении испытаний на герметичность не ограничивать максимально допустимую длину газопровода, диаметр которого не превышает значений, указанных в таблице 27.

Таблица 27

Рабочее давление газа, МПа Испытательное давление Максимальный диаметр газопровода (мм), длину которого можно не ограничивать при проведении испытаний, в зависимости от класса точности манометра
0,15 0,4 0,6
Подземные (наземные) газопроводы
Низкое 0,3 Не ограничивается
0,6 200
Среднее 0,6 65 в поселениях 100 в поселениях 80 в поселениях
1,5 150 межпоселковый 150 межпоселковый 125 межпоселковый
Высокое 0,75 50 в поселениях
100 межпоселковый
100 в поселениях
80 межпоселковый
50 в поселениях
80 межпоселковый
1,5
1,5
Надземные и внутренние газопроводы До 0,3 50
0,45 50 межпоселковый 25 межпоселковый
0,75 25 межпоселковый Длина ограничена (см. таблицы 36, 37)

11.17 Максимальную длину подземных (наземных) газопроводов низкого давления в поселениях для проведения испытаний при величине испытательного давления 0,6 МПа рекомендуется принимать по таблице 28.

Таблица 28

Класс точности манометра Рекомендуемая максимальная длина, км, подземного газопровода при номинальном диаметре (мм)
250 300 350 400 500 600 700 800 и более
0,15 13,3 9,2 6,7 5,2 3,4 2,4 1,8 1,0
0,4 5,0 3,4 2,5 2,0 1,3 1,0 1,0 1,0
0,6 3,3 2,3 1,7 1,3 - - - -

Примечание. Знак " - " означает, что применение манометров класса точности 0,6 для испытания данных газопроводов не рекомендуется.

11.18 Максимальную длину надземных и внутренних газопроводов низкого давления в поселениях для проведения испытаний рекомендуется принимать по таблице 29.

Таблица 29

Класс точности манометра Рекомендуемая максимальная длина, км, надземного и внутреннего газопроводов при номинальном диаметре (мм)
65 80 100 125 150 200 и более
0,15 11,5 8,0 5,3 3,0 2,3 1,0
0,4 4,3 3,0 2,0 1,2 - -
0,6 2,9 2,0 1,3 1,3 - -

Примечание. Знак " - " означает, что применение манометров указанного класса точности для испытания данных газопроводов не рекомендуется.

11.19 При использовании манометров класса точности 0,15 рекомендуется принимать максимальную длину испытуемого участка для газопроводов в поселениях по таблице 30, а для межпоселковых - по таблице 31.

Таблица 30

Рабочее давление газа, МПа Испытательное давление, МПа Рекомендуемая максимальная длина, км, подземного газопровода в поселении при номинальном диаметре (мм)
65 80 100 125 150 200 250 300
0,005-0,3 0,6 16,8 11 6,4 4,8 2,6 1,6 1,1
1,5 15,3 10 5,9 4,4 2,3 1,5 1,0
0,3-0,6 0,75 16,6 11,7 7,7 4,5 3,4 1,8 1,1 1,0
1,5 12,5 8,8 5,8 3,4 2,5 1,3 1,0 1,0
0,6-1,2 1,5 67 47 3,1 1,8 1,4 1,0 1,0 1,0

Примечание. Для газопроводов среднего и высокого давления диаметром более 300 мм максимальная длина испытуемого участка равна 1,0 км.

Таблица 31

Рабочее давление газа, МПа Испытательное давление, МПа Рекомендуемая максимальная длина, км, подземного межпоселкового газопровода при номинальном диаметре (мм)
125 150 200 250 300 350 400
0,005-0,3 0,6 16,4 11,4 8,4 6,5
1,5 15,0 10,4 7,6 5,0
0,3-0,6 0,75 17,9 11,4 7,9 5,8 5,0
1,5 13,5 8,6 6,0 5,0 5,0
0,6-1,2 1,5 17,9 13,6 7,3 5,0 5,0 5,0 5,0

Примечание. Для газопроводов среднего и высокого давления диаметром более 400 мм максимальная длина испытуемого участка равна 5,0 км.

11.20 При использовании манометров класса точности 0,4 рекомендуется принимать максимальную длину испытуемого участка для газопроводов в поселениях по таблице 32, а для межпоселковых - по таблице 33.

Таблица 32

Рабочее давление газа, МПа Испытательное давление, МПа Рекомендуемая максимальная длина, км, подземного газопровода в поселении, при номинальном диаметре (мм)
65 80 100 125 150
0,005-0,3 0,6 2,4 1,8
1,5 2,2 1,7
0,3-0,6 0,75 1,7 1,3
1,5 1,3 1,0
0,6-1,2 1,5 2,5 1,8 1,2 1,0 1,0

Примечание. Для газопроводов среднего и высокого давления диаметром более 150 мм максимальная длина испытуемого участка равна 1,0 км.

Таблица 33

Рабочее давление газа, МПа Испытательное давление, МПа Рекомендуемая максимальная длина, км, подземного межпоселкового газопровода при номинальном диаметре (мм)
100 125 150 200 250
0,005-0,3 0,6 9,6 6,2
1,5 8,8 5,6
0,3-0,6 0,75 16,7 12,6 6,7 5,0
1,5 12,6 9,5 5,0 5,0
0,6-1,2 1,5 11,7 6,8 5,1 5,0 5,0

Примечания: 1. Для газопроводов среднего давления диаметром св. 250 мм максимальная длина испытуемого участка равна 5,0 км.

2. Для газопроводов высокого давления (св. 0,3 МПа до 0,6 МПа) диаметром св. 200 мм до 800 мм максимальная длина испытуемого участка равна 5,0 км.

3 Для газопроводов высокого давления (св. 0,6 МПа до 1,2 МПа) диаметром св. 200 мм до 400 мм максимальная длина испытуемого участка равна 5,0 км, а диаметром 500 мм и 600 мм - 4,0 км.

11.21 При использовании манометров класса точности 0,6 рекомендуется принимать максимальную длину испытуемого участка для газопроводов в поселениях по таблице 34, а для межпоселковых - по таблице 35.

Таблица 34

Рабочее давление газа, МПа Испытательное давление, МПа Рекомендуемая максимальная длина, км, подземного газопровода в поселении при номинальном диаметре (мм)
65 80 100 125 150
0,005-0,3 0,6 2,8 1,6 1,2
1,5 2,5 1,5 1,1
0,3-0,6 0,75 4,1 2,9 1,9 1,1 -
1,5 3,1 2,2 1,4 - -
0,6-1,2 1,5 1,7 1,2 - - -

Примечание. Знак " - " означает, что применение манометров класса точности 0,6 для испытания данных газопроводов не рекомендуется.

Таблица 35

Рабочее давление газа, МПа Испытательное давление, МПа Рекомендуемая максимальная длина, км, подземного межпоселкового газопровода при номинальном диаметре (мм)
65 80 100 125 150 200
0,005-0,3 0,6 12,1 6,4
1,5 14,6 11,0 5,9
0,3-0,6 0,75 11,2 8,4 -
1,5 14,4 8,4 6,3 -
0,6-1,2 1,5 16,8 11,8 7,8 - - -

Примечание. Знак " - " означает, что применение манометров класса точности 0,6 для испытания данных газопроводов не рекомендуется.

11.22 Максимальную длину надземных и внутренних газопроводов среднего и высокого давления в поселениях для проведения испытаний рекомендуется принимать по таблице 36, а для межпоселковых - по таблице 37.

12.1 Приемку в эксплуатацию законченных строительством объектов систем газораспределения (газоснабжения) производят в соответствии с требованиями СНиП 42-01, "Правил безопасности систем газораспределения и газопотребления" Госгортехнадзора России и положениями настоящего раздела.

Таблица 36

Рабочее давление газа, МПа Испытательное давление, МПа Рекомендуемая максимальная длина, км, надземного и внутреннего газопроводов в поселении при номинальном диаметре (мм)
25 40 50 65 80 100 125 и более
При использовании манометров класса точности 0,15
0,005-0,3 0,45 8,9 3,6 2,3 1,3 1,0 1,0 1,0
0,3-0,6 0,75 4,7 1,9 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
0,6-1,2 1,5 1,9 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
Св. 1,2 до 1,6 (для СУГ) 2,0 1,9 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
При использовании манометров класса точности 0,4
0,005-0,3 0,45 1,3 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
0,3-0,6 0,75 1,8 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
0,6-1,2 1,5 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
Св. 1,2 до 1,6 (для СУГ) 2,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
При использовании манометров класса точности 0,6
0,005-0,3 0,45 2,2 - - - - - -
0,3-0,6 0,75 1,2 4,8 - - - - -

Примечание. Знак " - " означает, что применение манометров данного класса точности для испытания данных газопроводов не рекомендуется.

Таблица 37

Рабочее давление газа, МПа Испытательное давление, МПа Рекомендуемая максимальная длина, км, надземного и внутреннего межпоселкового газопроводов при номинальном диаметре (мм)
25 40 50 65 80 100 125 150 200 250 и более
При использовании манометров класса точности 0,15
0,005-0,3 0,45 13,0 9,2 6,0 3,5 2,6 1,4 1,0
0,3-0,6 0,75 19,0 12,3 6,9 4,9 3,2 1,9 1,4 1,0 1,0
0,6-1,2 1,5 19,2 7,7 5,0 2,8 2,0 1,3 1,0 1,0 1,0 1,0
При использовании манометров класса точности 0,4
0,005-0,3 0,45 13,4 8,7 5,0 5,0 5,0 5,0 - - -
0,3-0,6 0,75 17,7 7,1 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 - - -
0,6-1,2 1,5 7,2 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 - - -
При использовании манометров класса точности 0,6
0,005-0,3 0,45 9,0 5,8 - - - - - - -
0,3-0,6 0,75 11,8 - - - - - - - - -

Примечание. Знак " - " означает, что применение манометров данного класса точности для испытания данных газопроводов не рекомендуется.

12.2 Приемочная комиссия проверяет комплектность и правильность составления исполнительной документации, производит внешний осмотр объекта с целью определения соответствия выполненных строительно-монтажных работ проекту, СНиП 42-01, "Правилам безопасности систем газораспределения и газопотребления" Госгортехнадзора России и другим нормативным документам, утвержденным в установленном порядке.

12.3 Приемочная комиссия имеет право с привлечением исполнителей проверять любые участки газопроводов и качество сварки физическими методами или вырезкой их для механических испытаний, производить дополнительные испытания газопроводов и оборудования, образовывать при необходимости подкомиссии с привлечением требуемых специалистов для проверки отдельных сооружений и оборудования.

12.4 Не допускается принимать в эксплуатацию объекты, неполностью законченные строительством, с несогласованными в установленном порядке отступлениями от проекта или состава пускового комплекса, без проведения комплексного опробования оборудования (если оно необходимо), а также без принятой в эксплуатацию ЭХЗ газопроводов (если она предусмотрена проектом), испытаний газопроводов на герметичность, проверки качества изоляционных покрытий, комплекта исполнительной документации в соответствии с требованиями СНиП 42-01.

12.5 Результаты работы приемочной комиссии оформляются актом приемки законченного строительством объекта системы газораспределения, являющимся основанием для ввода объекта в эксплуатацию. Форма акта приемки приведена в приложении Б СНиП 42-01.

12.6 В тех случаях, когда после монтажа системы газоснабжения требуется проведение пуско-наладочных работ, приемочной комиссии рекомендуется произвести приемку смонтированных газопроводов и установленного газоиспользующего оборудования с автоматикой безопасности и регулирования для проведения комплексного опробования, результаты которой оформляются актом по форме приложения П настоящего СП, на основании которого заказчик получает разрешение на пуск газа для проведения пуско-наладочных работ.

В период производства пуско-наладочных работ объект строительства передается заказчику, который несет ответственность за его безопасность. После представления заказчиком приемочной комиссии результатов комплексного опробования производится приемка объекта в эксплуатацию, которая оформляется актом приемки по приложению Б СНиП 42-01, являющимся основанием для пуска газа и ввода объекта системы газораспределения в эксплуатацию.

12.7 При приемке в эксплуатацию объекта системы газораспределения генеральный подрядчик должен представить приемочной комиссии комплект исполнительной документации в соответствии с требованиями СНиП 42-01.

Из перечня исполнительной документации, предусмотренной СНиП 42-01, в комплект исполнительной документации на конкретный объект строительства должны быть включены документы, соответствующие видам строительно-монтажных работ, выполненных на этом объекте.

12.8 В приложениях к настоящему СП приведены следующие рекомендуемые формы исполнительной документации:

- строительный паспорт подземного (надземного) газопровода, газового ввода - приложение Р;

- строительный паспорт внутридомового (внутрицехового) газооборудования - приложение С;

- строительный паспорт ГРП (ГРУ) - приложение Т;

- строительный паспорт резервуарной установки СУГ - приложение У;

- протокол проверки сварных стыков газопровода радиографическим методом - приложение Ф;

- протокол механических испытаний сварных стыков стального газопровода - приложение X;

- протокол механических испытаний сварных соединений полиэтиленового газопровода - приложение Ц;

- протокол проверки сварных стыков газопровода ультразвуковым методом - приложение Ш;

- протокол проверки параметров контактной сварки (пайки) газопроводов - приложение Щ.

Система сварных стыков стальных и полиэтиленовых газопроводов входит в состав строительного паспорта газопровода (газового ввода).

Пример оформления схемы приведен в приложении П. При строительстве межпоселковых подземных газопроводов разрешается указывать на схеме только стыки углов поворота газопроводов, выполненные фитингами, стыки на участках газопровода, прокладываемых в стесненных условиях, за пределами футляра (по одному стыку в каждую сторону от футляра), монтажные (замыкающие) стыки, стык врезки в существующий газопровод.

12.9 Исполнительная документация, представляемая генеральным подрядчиком в соответствии с требованиями СНиП 42-01, формы которой не приведены в настоящем СП, может составляться в соответствии с требованиями других нормативных документов, а при их отсутствии - в произвольной форме.

12.10 Журнал учета работ рекомендуется составлять в соответствии с требованиями СНиП 3.01.01.

12.11 При приемке в эксплуатацию систем газораспределения одно-, двухэтажного жилого дома с количеством квартир не более четырех допускается предъявлять приемочной комиссии исполнительную документацию на бланке по форме приложения Э.

12.12 Заказчик представляет приемочной комиссии результаты комплексного опробования газового оборудования, комплект документов в соответствии с требованиями ПБ 12-529 и ПБ 12-609, акты приемки работ, выполненных по договору с ним субподрядными организациями.

---

Скачать ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ И СТРОИТЕЛЬСТВУ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ ИЗ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ И ПОЛИЭТИЛЕНОВЫХ ТРУБ- СП... Актуально в 2018 году