ГОСУДАРСТВЕННЫЙКОМИТЕТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПО СТРОИТЕЛЬСТВУ

ИЖИЛИЩНО-КОММУНАЛЬНОМУ КОМПЛЕКСУ

(ГОССТРОЙРОССИИ)

 

Системанормативных документов в строительстве

 

СТРОИТЕЛЬНЫЕНОРМЫ И ПРАВИЛА РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

 

 

ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕСИСТЕМЫ

 

СНиП42-01-2002

 

GAS DISTRIBUTION SYSTEMS

 

УДК69+696.2(083.74)

 

Дата введения 2003-07-01

 

 

ПРЕДИСЛОВИЕ

 

1 РАЗРАБОТАНЫколлективом ведущих специалистов ОАО «ГипроНИИгаз», ОАО «МосгазНИИпроект», ЗАО«Надежность», ОАО «Росгазификация», ОАО «Запсибгазпром», ОАО «ВНИИСТ»,Госгортехнадзора России, Госстроя России и ряда газораспределительных хозяйствРоссии при координации ЗАО «Полимергаз»

 

2 ВНЕСЕНЫУправлением стандартизации, технического нормирования и сертификации ГосстрояРоссии

 

3 ПРИНЯТЫ ИВВЕДЕНЫ В ДЕЙСТВИЕ с 1 июля 2003 г. постановлением Госстроя России от 23декабря 2002 г. № 163

 

4 ВЗАМЕН СНиП2.04.08-87* и СНиП 3.05.02-88*

 

 

ВВЕДЕНИЕ

 

Настоящиестроительные нормы и правила содержат технические требования, обязательные припроектировании и строительстве новых и реконструируемых газораспределительныхсистем, предназначенных для обеспечения природным и сжиженным углеводороднымигазами потребителей, использующих газ в качестве топлива, а также внутреннихгазопроводов, и устанавливают требования к их безопасности и эксплуатационнымхарактеристикам.

В соответствии сСНиП 10-01 основными особенностями настоящих норм и правил являются:

приоритетностьтребований, направленных на обеспечение надежной и безопасной эксплуатациисистем газораспределения;

защитаохраняемых законом прав и интересов потребителей строительной продукции путемрегламентирования эксплуатационных характеристик систем газораспределения;

расширениевозможностей применения современных эффективных технологий, новых материалов иоборудования для строительства новых и восстановления изношенных системгазораспределения;

гармонизация сзарубежными нормативными документами. 

Конкретныерекомендации, выполнение которых обеспечивает соблюдение требований настоящихстроительных норм и правил, приводятся в сводах правил:

СП 42-101 «Общиеположения по проектированию и строительству газораспределительных систем изметаллических и полиэтиленовых труб»;

СП 42-102«Проектирование и строительство газопроводов из металлических труб»;

СП 42-103«Проектирование и строительство газопроводов из полиэтиленовых труб иреконструкция изношенных газопроводов».

СНиП 42-01-2002согласован Госгортехнадзором России, ГУГПС МЧС России и другимизаинтересованными организациями и представлен на утверждение в Госстрой Россииакционерным обществом «Полимергаз».

В разработкенастоящих строительных норм и правил приняли участие:

Вольнов Ю.Н.,Габелая Р.Д., Гашилов B.M., Голик В.Г., Гусева Н.Б.,Зайцев К.И., Кайгородов Г.К., Линев В.П., Маевский М.А., Недлин М.С., ПальчиковС.А., Платонов О.В., Рождественский В.В., Сафронова И.П., Сессин И. В., СорокинА.А., Удовенко В.Е., Царьков В. Н., Чирчинская Г.П., Шишов Н.А., Шурайц А.Л.

 

1ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

 

Настоящие нормыи правила распространяются на новые и реконструируемые газораспределительныесистемы, предназначенные для обеспечения природным и сжиженным углеводороднымигазами потребителей, использующих газ в качестве топлива, а также внутренниегазопроводы, и устанавливают требования к их безопасности и эксплуатационнымхарактеристикам.

 

2НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

 

В настоящихнормах и правилах использованы ссылки на нормативные документы, переченькоторых приведен в приложении А.

 

3ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

 

В настоящемнормативном документе применяют следующие термины и их определения.

Газораспределительнаясистема — имущественныйпроизводственный комплекс, состоящий из технологически, организационно иэкономически взаимосвязанных объектов, предназначенных для транспортировки иподачи газа непосредственно его потребителям.

Газораспределительнаясеть — система наружных газопроводовот источника до ввода газа потребителям, а также сооружения и техническиеустройства на них.

Источникгазораспределения — элементсистемы газоснабжения (например, газораспределительная станция — ГРС), служащийдля подачи газа в газораспределительную сеть.

Наружныйгазопровод —подземный, наземный и (или) надземный газопровод, проложенный вне зданий донаружной конструкции здания.

Внутреннийгазопровод —газопровод,проложенный от наружной конструкции здания до места подключения расположенноговнутри зданий газоиспользующего оборудования.

Газоиспользующееоборудование— оборудование,использующее газ в качестве топлива.

Газовоеоборудование— техническиеизделия полной заводской готовности (компенсаторы, конденсатосборники, арматуратрубопроводная запорная и т.д.), используемые в качестве составных элементовгазопроводов.

Охранная зонагазопровода— территория сособыми условиями использования, устанавливаемая вдоль трасс газопроводов ивокруг других объектов газораспределительной сети в целях обеспечениянормальных условий ее эксплуатации и исключения возможности ее повреждения.

 

4ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫМ СИСТЕМАМ

 

4.1Проектирование и строительство новых, реконструкцию и развитие действующихгазораспределительных систем осуществляют в соответствии со схемамигазоснабжения, разработанными в составе федеральной, межрегиональных ирегиональных программ газификации субъектов Российской Федерации в целяхобеспечения предусматриваемого этими программами уровня газификации жилищно-коммунальногохозяйства, промышленных и иных организаций.

4.2Газораспределительная система должна обеспечивать подачу газа потребителям внеобходимом объеме и требуемых параметров.

Длянеотключаемых потребителей газа, перечень которых утверждается в установленномпорядке, имеющих преимущественное право пользования газом в качестве топлива ипоставки газа которым не подлежат ограничению или прекращению, должна бытьобеспечена бесперебойная подача газа путем закольцевания газопроводов илидругими способами.

Внутренниедиаметры газопроводов должны определяться расчетом из условия обеспечениягазоснабжения всех потребителей в часы максимального потребления газа.

Качествоприродного газа должно соответствовать ГОСТ 5542, сжиженного углеводородногогаза (далее — СУГ) — ГОСТ 20448 и ГОСТ 27578.

4.3 По рабочемудавлению транспортируемого газа газопроводы подразделяются на газопроводывысокого давления I иII категорий, среднего давленияи низкого давления в соответствии с таблицей 1.

 

Таблица1

 

Классификация газопроводов по давлению		Вид транспортируемого газа	Рабочее давление в газопроводе, МПа
Высокого	I категории	Природный	Св. 0,6 до 1,2 включительно
		СУГ	Св. 0,6 до 1,6 включительно
	II категории	Природный и СУГ	Св. 0,3 до 0,6 включительно
Среднего		То же	Св. 0,005 до 0,3 включительно
Низкого		»	До 0,005 включительно

 

4.4 Давлениегаза во внутренних газопроводах и перед газоиспользующими установками должносоответствовать давлению, необходимому для устойчивой работы этих установок,указанному в технических паспортах заводов-изготовителей, но не должнопревышать значений, приведенных в таблице 2.

 

Таблица2

 

Потребители газа		Давление газа, МПа
1.	Производственные здания, в которых величина давления газа обусловлена требованиями производства	1,2
2.	Производственные здания прочие	0,6
3.	Бытовые здания промышленных предприятий отдельно стоящие, пристроенные к производственным зданиям и встроенные в эти здания	0,3
4.	Административные здания	0,005
5.	Котельные:
	отдельно стоящие на территории производственных предприятий	1,2
	то же, на территории поселений	0,6
	пристроенные, встроенные и крышные производственных зданий	0,6
	пристроенные, встроенные и крышные общественных, административных и бытовых зданий	0,3
	пристроенные, встроенные и крышные жилых зданий	0,005
6.	Общественные здания (кроме зданий, в которых установка газового оборудования требованиями СНиП 2.08.02 не допускается) и складские	0,005
7	Жилые здания	0,003

 

4.5Газораспределительные сети, резервуарные и баллонные установки, газонаполнительныестанции и другие объекты СУГ должны быть запроектированы и построены так, чтобыпри восприятии нагрузок и воздействий, действующих на них в течениепредполагаемого срока службы, который может устанавливаться заданием напроектирование, были обеспечены необходимые по условиям безопасности ихпрочность, устойчивость и герметичность. Не допускаются температурные и другиедеформации газопроводов (в том числе от перемещений грунта), которые могутпривести к нарушениям их целостности и герметичности.

Выбор способапрокладки и материала труб для газопровода на выходе из ГРС следуетпредусматривать с учетом пучинистости грунта и других гидрогеологическихусловий, а также с учетом температуры газа, подаваемого из ГРС.

4.6 Расчетгазопроводов на прочность должен включать определение толщины стенок труб исоединительных деталей и напряжений в них. При этом для подземных и наземныхстальных газопроводов следует применять трубы и соединительные детали столщиной стенки не менее 3 мм, для надземных и внутренних газопроводов — неменее 2 мм.

Характеристикипредельных состояний, коэффициенты надежности по ответственности, нормативные ирасчетные значения нагрузок и воздействий и их сочетания, а также нормативные ирасчетные значения характеристик материалов следует принимать в расчетах сучетом требований ГОСТ 27751 и СНиП 2.01.07.

4.7 Пристроительстве в районах со сложными геологическими условиями и сейсмическимивоздействиями должны учитываться специальные требования СНиП II-7, СНиП 2.01.15, СНиП2.01.09 и предусматриваться мероприятия, обеспечивающие прочность, устойчивостьи герметичность газопроводов.

4.8 Стальныегазопроводы должны быть защищены от коррозии.

Подземные иназемные с обвалованием стальные газопроводы, резервуары СУГ, стальные вставкиполиэтиленовых газопроводов и стальные футляры на газопроводах (далее —газопроводы) следует защищать от почвенной коррозии и коррозии блуждающимитоками в соответствии с требованиями ГОСТ 9.602.

Стальные футлярыгазопроводов под автомобильными дорогами, железнодорожными и трамвайными путямипри бестраншейной прокладке (прокол, продавливание и другие технологии,разрешенные к применению) должны быть, как правило, защищены средствамиэлектрохимической защиты (ЭХЗ), при прокладке открытым способом — изоляционнымипокрытиями и ЭХЗ.

Надземные ивнутренние стальные газопроводы следует защищать от атмосферной коррозии всоответствии с требованиями СНиП 2.03.11.

 

(Измененнаяредакция, Поправка 2003 г.)

 

4.9Газораспределительные системы поселений с населением более 100 тыс. чел. должныбыть оснащены автоматизированными системами дистанционного управлениятехнологическим процессом распределения газа и коммерческого учета потреблениягаза (АСУ ТП РГ). Для поселений с населением менее 100 тыс. чел. решение обоснащении газораспределительных систем АСУ ТП РГ принимается эксплуатирующимиорганизациями или заказчиком.

4.10. Длястроительства газораспределительных систем должны применяться материалы,изделия, газоиспользующее и газовое оборудование по действующим стандартам идругим нормативным документам на их поставку, сроки службы, характеристики,свойства и назначение (области применения) которых, установленные этимидокументами, соответствуют условиям их эксплуатации.

Пригодность дляприменения в строительстве систем газораспределения новых материалов, изделий,газоиспользующего и газового оборудования, в том числе зарубежногопроизводства, при отсутствии нормативных документов на них должна бытьподтверждена в установленном порядке техническим свидетельством ГосстрояРоссии.

4.11 Для подземныхгазопроводов следует применять полиэтиленовые и стальные трубы. Для наземных инадземных газопроводов следует применять стальные трубы. Для внутреннихгазопроводов низкого давления разрешается применять стальные и медные трубы.

Стальныебесшовные, сварные (прямошовные и спиральношовные) трубы и соединительныедетали для газораспределительных систем должны быть изготовлены из стали,содержащей не более 0,25 % углерода, 0,056 % серы и 0,046 % фосфора.

Выбор материалатруб, трубопроводной запорной арматуры, соединительных деталей, сварочныхматериалов, крепежных элементов и других следует производить с учетом давлениягаза, диаметра и толщины стенки газопровода, расчетной температуры наружноговоздуха в районе строительства и температуры стенки трубы при эксплуатации,грунтовых и природных условий, наличия вибрационных нагрузок.

4.12 Величинаударной вязкости металла труб и соединительных деталей с толщиной стенки 5 мм иболее должна быть не ниже 30 Дж/см² для газопроводов, прокладываемыхв районах с расчетной температурой ниже минус 40 °С, а также (независимо отрайона строительства) для газопроводов:

давлением свыше0,6 МПа, диаметром свыше 620 мм;

подземных,прокладываемых в районах сейсмичностью свыше 6 баллов;

испытывающихвибрационные нагрузки;

подземных,прокладываемых в особых грунтовых условиях (кроме слабопучинистых,слабонабухающих, просадочных Iтипа);

на переходахчерез естественные преграды и в местах пересечений с железными дорогами общейсети и автодорогами I —III категорий.

При этом величинаударной вязкости основного металла труб и соединительных деталей должнаопределяться при минимальной температуре эксплуатации.

4.13 Сварныесоединения труб в газопроводах по своим физико-механическим свойствам игерметичности должны соответствовать основному материалу свариваемых труб.Типы, конструктивные элементы и размеры сварных соединений должнысоответствовать действующим стандартам. Для стальных подземных газопроводовдолжны применяться стыковые и угловые соединения, для полиэтиленовых — соединениявстык нагретым инструментом или при помощи деталей с закладнымиэлектронагревателями (ЗН). Швы не должны иметь трещин, прожогов, незаваренныхкратеров, а также недопустимых в соответствии с требованиями нормативныхдокументов или проекта смещений кромок, непровара, включений, пор, несоосноститруб и других дефектов, снижающих механические свойства сварных соединений.

У каждогосварного соединения наружных газопроводов должно быть нанесено обозначение(номер, клеймо) сварщика, выполнившего это соединение.

Размещениесварных соединений в стенах, перекрытиях и в других конструкциях зданий исооружений не допускается.

4.14Герметичность трубопроводной запорной и регулирующей арматуры (затворов кранови задвижек) с условным проходом до 80 мм, устанавливаемой на газопроводах сприродным газом, должна быть не ниже класса В, свыше 80 мм — не ниже класса С,а герметичность арматуры, устанавливаемой на газопроводах жидкой фазы СУГ,должна быть не ниже класса А по ГОСТ 9544.

4.15Строительство и реконструкцию газораспределительных систем следует осуществлятьв соответствии с проектом, утвержденным в установленном порядке, а также с учетомСНиП 3.01.01.

Припроектировании и строительстве газораспределительных систем следуетпредусматривать мероприятия по охране окружающей среды в соответствии сдействующим законодательством.

Границы охранныхзон газораспределительных сетей и условия использования земельных участков,расположенных в их пределах, должны соответствовать Правилам охраныгазораспределительных сетей, утвержденным Правительством Российской Федерации.

4.16Работоспособность и безопасность эксплуатации газораспределительных системдолжны поддерживаться и сохраняться путем проведения технического обслуживанияи ремонта в соответствии с эксплуатационной документацией, техническимирегламентами, Правилами безопасности в газовом хозяйстве, утвержденнымиГосгортехнадзором России, и другими документами.

 

5.НАРУЖНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ

 

5.1ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

 

5.1.1 Размещениенаружных газопроводов по отношению к зданиям, сооружениям и параллельнымсоседним инженерным сетям следует производить в соответствии с требованиямиСНиП 2.07.01, а на территории промышленных предприятий — СНиП II-89.

При прокладкеподземных газопроводов давлением до 0,6 МПа в стесненных условиях (когда расстояния,регламентированные нормативными документами, выполнить не представляетсявозможным), на отдельных участках трассы, между зданиями и под арками зданий, атакже газопроводов давлением свыше 0,6 МПа при сближении их с отдельно стоящимиподсобными строениями (зданиями без постоянного присутствия людей) разрешаетсясокращать до 50 % расстояния, указанные в СНиП 2.07.01 и СНиП II-89. При этом на участкахсближения и на расстоянии не менее 5 м в каждую сторону от этих участковследует применять:

бесшовные илиэлектросварные стальные трубы, проложенные в защитном футляре, при 100 %-номконтроле физическими методами заводских сварных соединений;

полиэтиленовыетрубы, проложенные в защитном футляре, без сварных соединений или соединенныедеталями с закладными нагревателями (ЗН), или соединенные сваркой встык при 100%-ном контроле стыков физическими методами.

При прокладкегазопроводов на расстояниях, соответствующих СНиП 2.07.01, но менее 50 м отжелезных дорог общего пользования на участке сближения и по 5 м в каждуюсторону глубина заложения должна быть не менее 2,0 м. Стыковые сварныесоединения должны пройти 100 %-ный контроль физическими методами.

При этом толщинастенки стальных труб должна быть на 2—3 мм больше расчетной, а полиэтиленовыетрубы должны иметь коэффициент запаса прочности не менее 2,8.

5.1.2 Прокладку газопроводовследует предусматривать подземной и наземной.

В обоснованныхслучаях допускается надземная прокладка газопроводов по стенам зданий внутрижилых дворов и кварталов, а также на отдельных участках трассы, в том числе научастках переходов через искусственные и естественные преграды при пересеченииподземных коммуникаций.

Надземные иназемные газопроводы с обвалованием могут прокладываться в скальных,многолетнемерзлых грунтах, на заболоченных участках и при других сложныхгрунтовых условиях. Материал и габариты обвалования следует принимать исходя изтеплотехнического расчета, а также обеспечения устойчивости газопровода иобвалования.

5.1.3 Прокладкагазопроводов в тоннелях, коллекторах и каналах не допускается. Исключениесоставляет прокладка стальных газопроводов давлением до 0,6 МПа в соответствиис требованиями СНиП II-89на территории промышленных предприятий, а также в каналах в многолетнемерзлыхгрунтах под автомобильными и железными дорогами.

5.1.4 Соединениятруб следует предусматривать неразъемными. Разъемными могут быть соединениястальных труб с полиэтиленовыми и в местах установки арматуры, оборудования иконтрольно-измерительных приборов (КИП). Разъемные соединения полиэтиленовыхтруб со стальными в грунте могут предусматриваться только при условииустройства футляра с контрольной трубкой.

5.1.5Газопроводы в местах входа и выхода из земли, а также вводы газопроводов вздания следует заключать в футляр. Пространство между стеной и футляром следуетзаделывать на всю толщину пересекаемой конструкции. Концы футляра следуетуплотнять эластичным материалом.

5.1.6 Вводыгазопроводов в здания следует предусматривать непосредственно в помещение, гдеустановлено газоиспользующее оборудование, или в смежное с ним помещение,соединенное открытым проемом.

Не допускаютсявводы газопроводов в помещения подвальных и цокольных этажей зданий, кромевводов газопроводов природного газа в одноквартирные и блокированные дома.

5.1.7Отключающие устройства на газопроводах следует предусматривать:

перед отдельностоящими или блокированными зданиями;

для отключениястояков жилых зданий выше пяти этажей;

перед наружнымгазоиспользующим оборудованием;

передгазорегуляторными пунктами, за исключением ГРП предприятий, на ответвлениигазопровода к которым имеется отключающее устройство на расстоянии менее 100 мот ГРП;

на выходе изгазорегуляторных пунктов, закольцованных газопроводами;

на ответвленияхот газопроводов к поселениям, отдельным микрорайонам, кварталам, группам жилыхдомов, а при числе квартир более 400 и к отдельному дому, а также наответвлениях к производственным потребителям и котельным;

при пересеченииводных преград двумя нитками и более, а также одной ниткой при ширине воднойпреграды при меженном горизонте 75 м и более;

при пересечениижелезных дорог общей сети и автомобильных дорог I—II категорий, если отключающееустройство, обеспечивающее прекращение подачи газа на участке перехода,расположено на расстоянии от дорог более 1000 м.

5.1.8Отключающие устройства на надземных газопроводах, проложенных по стенам зданийи на опорах, следует размещать на расстоянии (в радиусе) от дверных иоткрывающихся оконных проемов не менее:

для газопроводовнизкого давления — 0,5 м;

для газопроводовсреднего давления — 1 м;

для газопроводоввысокого давления IIкатегории — 3 м;

для газопроводоввысокого давления Iкатегории — 5 м.

На участкахтранзитной прокладки газопроводов по стенам зданий установка отключающихустройств не допускается.

 

5.2ПОДЗЕМНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ

 

5.2.1 Прокладкугазопроводов следует осуществлять на глубине не менее 0,8 м до верхагазопровода или футляра. В местах, где не предусматривается движение транспортаи сельскохозяйственных машин, глубина прокладки стальных газопроводов может бытьне менее 0,6 м.

5.2.2 Расстояниепо вертикали (в свету) между газопроводом (футляром) и подземными инженернымикоммуникациями и сооружениями в местах их пересечений следует принимать сучетом требований соответствующих нормативных документов, но не менее 0,2 м.

5.2.3 В местахпересечения газопроводов с подземными коммуникационными коллекторами и каналамиразличного назначения, а также в местах прохода газопроводов через стенкигазовых колодцев газопровод следует прокладывать в футляре.

Концы футлярадолжны выводиться на расстояние не менее 2 м в обе стороны от наружных стенокпересекаемых сооружений и коммуникаций, при пересечении стенок газовых колодцев— на расстояние не менее 2 см. Концы футляра должны быть заделаныгидроизоляционным материалом.

На одном концефутляра в верхней точке уклона (за исключением мест пересечения стенокколодцев) следует предусматривать контрольную трубку, выходящую под защитноеустройство.

В межтрубномпространстве футляра и газопровода разрешается прокладка эксплуатационного кабеля(связи, телемеханики и электрозащиты) напряжением до 60 В, предназначенного дляобслуживания газораспределительных систем.

5.2.4Полиэтиленовые трубы, применяемые для строительства газопроводов, должны иметькоэффициент запаса прочности по ГОСТ Р 50838 не менее 2,5.

Не допускаетсяпрокладка газопроводов из полиэтиленовых труб:

на территориипоселений при давлении свыше 0,3 МПа;

вне территориипоселений при давлении свыше 0,6 МПа;

длятранспортирования газов, содержащих ароматические и хлорированные углеводороды,а также жидкой фазы СУГ;

при температурестенки газопровода в условиях эксплуатации ниже минус 15 °С.

При применениитруб с коэффициентом запаса прочности не менее 2,8 разрешается прокладкаполиэтиленовых газопроводов давлением свыше 0,3 до 0,6 МПа на территорияхпоселений с преимущественно одно-двухэтажной и коттеджной жилой застройкой. Натерритории малых сельских поселений разрешается прокладка полиэтиленовыхгазопроводов давлением до 0,6 МПа с коэффициентом запаса прочности не менее2,5. При этом глубина прокладки должна быть не менее 0,8 м до верха трубы.

 

5.3НАДЗЕМНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ

 

5.3.1 Надземныегазопроводы в зависимости от давления следует прокладывать на опорах изнегорючих материалов или по конструкциям зданий и сооружений в соответствии стаблицей 3.

 

Таблица3

 

Размещение надземных газопроводов	Давление газа в газопроводе, МПа, не более
1. На отдельно стоящих опорах, колоннах, эстакадах и этажерках	1,2 (для природного газа); 1,6 (для СУГ)
2. Котельные, производственные здания с помещениями категорий В, Г и Д и здания ГНС (ГНП), общественные и бытовые здания производственного назначения, а также встроенные, пристроенные и крышные котельные к ним:
а) по стенам и кровлям зданий
I и II степеней огнестойкости класса пожарной опасности С0 (по СНиП 21-01)	1,2*
II степени огнестойкости класса С1 и III степени огнестойкости класса С0	0,6*
б) по стенам зданий
III степени огнестойкости класса С1, IV степени огнестойкости класса С0	0,3*
IV степени огнестойкости классов С1 и С2	0,005
3. Жилые, административные, общественные и бытовые здания, а также встроенные, пристроенные и крышные котельные к ним
по стенам зданий всех степеней огнестойкости	0,005
в случаях размещения ШРП на наружных стенах зданий (только до ШРП)	0,3

 

*Давление газа в газопроводе, прокладываемом по конструкциям зданий, не должнопревышать величин, указанных в таблице 2 для соответствующих потребителей.

 

5.3.2 Транзитнаяпрокладка газопроводов всех давлений по стенам и над кровлями зданий детскихучреждений, больниц, школ, санаториев, общественных, административных и бытовыхзданий с массовым пребыванием людей не допускается.

Запрещаетсяпрокладка газопроводов всех давлений по стенам, над и под помещениями категорийА и Б, определяемыми нормами противопожарной безопасности [1], за исключениемзданий ГРП.

В обоснованныхслучаях разрешается транзитная прокладка газопроводов не выше среднего давлениядиаметром до 100 мм по стенам одного жилого здания не ниже III степени огнестойкости классаС0 и на расстоянии до кровли не менее 0,2 м.

5.3.3Газопроводы высокого давления следует прокладывать по глухим стенам и участкамстен или не менее чем на 0,5 м над оконными и дверными проемами верхних этажейпроизводственных зданий и сблокированных с ними административных и бытовых зданий.Расстояние от газопровода до кровли здания должно быть не менее 0,2 м.

Газопроводынизкого и среднего давления могут прокладываться также вдоль переплетов илиимпостов неоткрывающихся окон и пересекать оконные проемы производственныхзданий и котельных, заполненные стеклоблоками.

5.3.4 Высотупрокладки надземных газопроводов следует принимать в соответствии стребованиями СНиП II-89.

5.3.5 Попешеходным и автомобильным мостам, построенным из негорючих материалов,разрешается прокладка газопроводов давлением до 0,6 МПа из бесшовных илиэлектросварных труб, прошедших 100 %-ный контроль заводских сварных соединенийфизическими методами. Прокладка газопроводов по пешеходным и автомобильныммостам, построенным из горючих материалов, не допускается.

 

5.4ПЕРЕСЕЧЕНИЯ ГАЗОПРОВОДАМИ ВОДНЫХ ПРЕГРАД И ОВРАГОВ

 

5.4.1 Подводныеи надводные газопроводы в местах пересечения ими водных преград следуетразмещать на расстоянии от мостов по горизонтали в соответствии с таблицей 4.

 

Таблица4

 

Водные преграды	Тип моста	Расстояние по горизонтали между газопроводом и мостом, не менее, м, при прокладке газопровода
		выше моста				ниже моста
		от надводного газопровода диаметром, мм		от подводного газопровода диаметром, мм		от надводного газопровода	от подводного газопровода
		300 и менее	свыше 300	300 и менее	свыше 300	всех диаметров
Судоходные замерзающие	Всех типов	75	125	75	125	50	50
Судоходные незамерзающие	То же	50	50	50	50	50	50
Несудоходные замерзающие	Многопролетные	75	125	75	125	50	50
Несудоходные незамерзающие	»	20	20	20	20	20	20
Несудоходные для газопроводов давления:	Одно- и двухпролетные
низкого		2	2	20	20	2	10
среднего и высокого		5	5	20	20	5	20

 

Примечание— Расстоянияуказаны от выступающих конструкций моста.

 

5.4.2Газопроводы на подводных переходах следует прокладывать с заглублением в днопересекаемых водных преград. При необходимости, по результатам расчетов навсплытие необходимо произвести балластировку трубопровода. Отметка верхагазопровода (балласта, футеровки) должна быть не менее чем на 0,5 м, а напереходах через судоходные и сплавные реки — на 1,0 м ниже прогнозируемогопрофиля дна на срок 25 лет. При производстве работ методомнаклонно-направленного бурения — не менее чем на 2,0 м ниже прогнозируемогопрофиля дна.

5.4.3 Наподводных переходах следует применять:

стальные трубы столщиной стенки на 2 мм больше расчетной, но не менее 5 мм;

полиэтиленовыетрубы, имеющие стандартное размерное отношение наружного диаметра трубы ктолщине стенки (SDR)не более 11 (по ГОСТ Р 50838) с коэффициентом запаса прочности не менее 2,5 дляпереходов шириной до 25 м (при уровне максимального подъема воды) и не менее2,8 в остальных случаях.

При прокладкегазопровода давлением до 0,6 МПа методом наклонно-направленного бурения во всехслучаях могут применяться полиэтиленовые трубы с коэффициентом запаса прочностине менее 2,5.

5.4.4 Высотупрокладки надводного перехода газопровода от расчетного уровня подъема воды илиледохода по СНиП 2.01.14 (горизонт высоких вод — ГВВ или ледохода — ГВЛ) дониза трубы или пролетного строения следует принимать:

при пересеченииоврагов и балок — не ниже 0,5 м над ГВВ 5 %-ной обеспеченности;

при пересечениинесудоходных и несплавных рек — не менее 0,2 м над ГВВ и ГВЛ 2 %-нойобеспеченности, а при наличии на реках корчехода — с его учетом, но не менее 1м над ГВВ 1 %-ной обеспеченности;

при пересечениисудоходных и сплавных рек — не менее значений, установленных нормамипроектирования для мостовых переходов на судоходных реках.

Запорнуюарматуру следует размещать на расстоянии не менее 10 м от границ перехода. Заграницу перехода принимают места пересечения газопроводом горизонта высоких водс 10 %-ной обеспеченностью.

 

5.5ПЕРЕСЕЧЕНИЯ ГАЗОПРОВОДАМИ ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНЫХ

ИТРАМВАЙНЫХ ПУТЕЙ И АВТОМОБИЛЬНЫХ ДОРОГ

 

5.5.1 Расстоянияпо горизонтали от мест пересечения подземными газопроводами трамвайных ижелезнодорожных путей и автомобильных дорог должны быть, не менее:

до мостов итоннелей на железных дорогах общего пользования, трамвайных путях,автомобильных дорогах I—III категорий, а также допешеходных мостов, тоннелей через них — 30 м, а для железных дорог необщегопользования, автомобильных дорог IV—Vкатегорий и труб — 15 м;

до зоныстрелочного перевода (начала остряков, хвоста крестовин, мест присоединения крельсам отсасывающих кабелей и других пересечений пути) — 4 м для трамвайныхпутей и 20 м для железных дорог;

до опорконтактной сети — 3 м.

Разрешаетсясокращение указанных расстояний по согласованию с организациями, в ведениикоторых находятся пересекаемые сооружения.

5.5.2 Подземныегазопроводы всех давлений в местах пересечений с железнодорожными и трамвайнымипутями, автомобильными дорогами I—IVкатегорий, а также магистральными улицами общегородского значения следуетпрокладывать в футлярах. В других случаях вопрос о необходимости устройствафутляров решается проектной организацией.

Футляры должныудовлетворять условиям прочности и долговечности. На одном конце футляраследует предусматривать контрольную трубку, выходящую под защитное устройство.

5.5.3 Концыфутляров при пересечении газопроводов железных дорог общего пользования следуетвыводить на расстояния от них не менее установленных СНиП 32-01. При прокладкемежпоселковых газопроводов в стесненных условиях и газопроводов на территориипоселений разрешается сокращение этого расстояния до 10 м при условии установкина одном конце футляра вытяжной свечи с устройством для отбора проб, выведеннойна расстояние не менее 50 м от края земляного полотна (оси крайнего рельса нанулевых отметках).

В других случаяхконцы футляров должны располагаться на расстоянии:

не менее 2 м открайнего рельса трамвайного пути и железных дорог колеи 750 мм, а также от краяпроезжей части улиц;

не менее 3 м открая водоотводного сооружения дорог (кювета, канавы, резерва) и от крайнегорельса железных дорог необщего пользования, но не менее 2 м от подошвы насыпей.

5.5.4 Припересечении газопроводами железнодорожных линий общего пользования колеи 1520мм глубина укладки газопровода должна соответствовать СНиП 32-01.

В остальныхслучаях глубина укладки газопровода от подошвы рельса или верха покрытиядороги, а при наличии насыпи — от ее подошвы до верха футляра должна отвечатьтребованиям безопасности, но быть не менее:

при производстверабот открытым способом — 1,0 м;

при производстверабот методом продавливания или наклонно-направленного бурения и щитовойпроходки — 1,5 м;

при производстверабот методом прокола — 2,5 м.

5.5.5 Толщинастенок труб стального газопровода при пересечении им железных дорог общегопользования должна быть на 2—3 мм больше расчетной, но не менее 5 мм нарасстояниях по 50 м в каждую сторону от края земляного полотна (оси крайнегорельса на нулевых отметках).

Дляполиэтиленовых газопроводов на этих участках и на пересечениях автомобильныхдорог I—III категорий должны применятьсяполиэтиленовые трубы не более SDR11 с коэффициентом запаса прочности не менее 2,8.

 

5.6ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ГАЗОПРОВОДАМ В ОСОБЫХ

ПРИРОДНЫХИ КЛИМАТИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ

 

5.6.1Газоснабжение городов с населением более 1 млн. чел. при сейсмичности местностиболее 6 баллов, а также городов с населением более 100 тыс. чел. присейсмичности местности более 7 баллов должно предусматриваться от двухисточников или более — магистральных ГРС с размещением их с противоположныхсторон города. При этом газопроводы высокого и среднего давления должныпроектироваться закольцованными с разделением их на секции отключающимиустройствами.

5.6.2 Переходыгазопроводов через реки, овраги и железнодорожные пути в выемках,прокладываемые в районах с сейсмичностью более 7 баллов, должныпредусматриваться надземными. Конструкции опор должны обеспечивать возможностьперемещений газопроводов, возникающих во время землетрясения.

5.6.3 Пристроительстве подземных газопроводов в сейсмических районах, на подрабатываемыхи закарстованных территориях, в местах пересечения с другими подземнымикоммуникациями, на углах поворотов газопроводов с радиусом изгиба менее 5диаметров, в местах разветвления сети, перехода подземной прокладки нанадземную, расположения неразъемных соединений «полиэтилен—сталь», а также впределах поселений на линейных участках через 50 м должны устанавливатьсяконтрольные трубки.

5.6.4 Глубинапрокладки газопроводов в грунтах неодинаковой степени пучинистости, а также внасыпных грунтах должна приниматься до верха трубы — не менее 0,9 нормативнойглубины промерзания, но не менее 1,0 м.

При равномернойпучинистости грунтов глубина прокладки газопровода до верха трубы должна быть:

не менее 0,7нормативной глубины промерзания, но не менее 0,9 м для среднепучинистыхгрунтов;

не менее 0,8нормативной глубины промерзания, но не менее 1,0 м для сильно и чрезмернопучинистых грунтов.

5.6.5 Длярезервуарных установок СУГ с подземными резервуарами в пучинистых (кромеслабопучинистых), средне и сильно набухающих грунтах должна предусматриватьсянадземная прокладка соединяющих резервуары газопроводов жидкой и паровой фаз.

5.6.6 Присейсмичности местности более 7 баллов, на подрабатываемых и закарстованныхтерриториях, в районах многолетнемерзлых грунтов для полиэтиленовыхгазопроводов должны применяться трубы с коэффициентом запаса прочности не менее2,8. Сварные стыковые соединения должны проходить 100 %-ный контрольфизическими методами.

 

5.7ВОССТАНОВЛЕНИЕ ИЗНОШЕННЫХ ПОДЗЕМНЫХ

СТАЛЬНЫХГАЗОПРОВОДОВ

 

5.7.1 Длявосстановления (реконструкции) изношенных подземных стальных газопроводов вне ина территории городских и сельских поселений следует применять:

при давлении до0,3 МПа включительно протяжку в газопроводе полиэтиленовых труб с коэффициентомзапаса прочности не менее 2,5 без сварных соединений или соединенных с помощьюдеталей с ЗН, или соединенных сваркой встык с использованием сварочной техникивысокой степени автоматизации;

при давлении от0,3 до 0,6 МПа включительно протяжку в газопроводе полиэтиленовых труб безсварных соединений или соединенных с помощью деталей с ЗН или сваркой встык сиспользованием сварочной техники высокой степени автоматизации с коэффициентомзапаса прочности для газопроводов на территории поселений не менее 2,8, и внепоселений — не менее 2,5. Пространство между полиэтиленовой трубой и стальнымизношенным газопроводом (каркасом) по всей длине должно быть заполненоуплотняющим (герметизирующим) материалом (цементно-песчаным раствором, пеннымматериалом);

при давлении до1,2 МПа облицовку (по технологии «Феникс») очищенной внутренней поверхностигазопроводов синтетическим тканевым шлангом на специальном двухкомпонентномклее, при условии подтверждения в установленном порядке их пригодности для этихцелей на указанное давление или в соответствии со стандартами (техническимиусловиями), область применения которых распространяется на данное давление.

5.7.2Восстановление изношенных стальных газопроводов производят без изменениядавления, с повышением или понижением давления по сравнению с действующимгазопроводом.

При этомдопускается сохранять:

пересечениявосстанавливаемых участков с подземными коммуникациями без установкидополнительных футляров;

глубинузаложения восстанавливаемых газопроводов;

расстояния отвосстанавливаемого газопровода до зданий, сооружений и инженерных коммуникацийпо его фактическому размещению, если не изменяется давление восстановленногогазопровода или при повышении давления восстановленного газопровода до 0,3 МПа.

Восстановлениеизношенных стальных газопроводов с повышением давления до высокого допускается,если расстояния до зданий, сооружений и инженерных коммуникаций соответствуюттребованиям, предъявляемым к газопроводу высокого давления.

5.7.3Соотношение размеров полиэтиленовых и стальных труб при реконструкции методомпротяжки должно выбираться исходя из возможности свободного прохожденияполиэтиленовых труб и деталей внутри стальных и обеспечения целостностиполиэтиленовых труб. Концы реконструированных участков между полиэтиленовой истальной трубами должны быть уплотнены.

 

6ГАЗОРЕГУЛЯТОРНЫЕ ПУНКТЫ И УСТАНОВКИ

 

6.1ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

 

Для снижения ирегулирования давления газа в газораспределительной сети предусматриваютгазорегуляторные пункты (ГРП) и установки (ГРУ).

Могутприменяться блочные газорегуляторные пункты заводского изготовления в зданияхконтейнерного типа (ГРПБ) и шкафные (ШРП).

 

6.2ТРЕБОВАНИЯ К ГРП И ГРПБ

 

6.2.1 ГРПследует размещать:

отдельностоящими;

пристроенными кгазифицируемым производственным зданиям, котельным и общественным зданиям спомещениями производственного характера;

встроенными водноэтажные газифицируемые производственные здания и котельные (кромепомещений, расположенных в подвальных и цокольных этажах);

на покрытияхгазифицируемых производственных зданий I и II степеней огнестойкостикласса С0 с негорючим утеплителем;

вне зданий наоткрытых огражденных площадках под навесом на территории промышленныхпредприятий.

ГРПБ следуетразмещать отдельно стоящими.

 

Таблица5

 

Давление газа на вводе в ГРП, ГРПБ, ШРП, МПа	Расстояния в свету от отдельно стоящих ГРП, ГРПБ и отдельно стоящих ШРП по горизонтали, м, до
	зданий и сооружений	железнодорожных и трамвайных путей (до ближайшего рельса)	автомобильных дорог (до обочины)	воздушных линий электропередачи
До 0,6	10	10	5	Не менее 1,5 высоты
Св. 0,6 до 1,2	15	15	8	опоры

 

Примечания

1Расстояние следует принимать от наружных стен зданий ГРП, ГРПБ или ШРП, а прирасположении оборудования на открытой площадке — от ограждения.

2Требования таблицы распространяются также на узлы учета расхода газа,располагаемые в отдельно стоящих зданиях или в шкафах на отдельно стоящихопорах.

3Расстояние от отдельно стоящего ШРП при давлении газа на вводе до 0,3 МПа дозданий и сооружений не нормируется.

 

6.2.2 Отдельностоящие газорегуляторные пункты в поселениях должны располагаться нарасстояниях от зданий и сооружений не менее указанных в таблице 5, а натерритории промышленных предприятий и других предприятий производственногоназначения — согласно требованиям СНиП II-89.

В стесненныхусловиях разрешается уменьшение на 30 % расстояний от зданий и сооружений догазорегуляторных пунктов пропускной способностью до 10000 м³/ч.

6.2.3 Отдельностоящие здания ГРП и ГРПБ должны быть одноэтажными, бесподвальными, ссовмещенной кровлей и быть не ниже II степени огнестойкости и класса С0 по пожарной опасности по СНиП21-01. Разрешается размещение ГРПБ в зданиях контейнерного типа (металлическийкаркас с несгораемым утеплителем).

6.2.4 ГРП могутпристраиваться к зданиям не ниже II степени огнестойкости класса С0 с помещениями категорий Г и Д понормам противопожарной безопасности [1]. ГРП с входным давлением газа свыше 0,6МПа могут пристраиваться к указанным зданиям, если использование газа такогодавления необходимо по условиям технологии.

Пристройкидолжны примыкать к зданиям со стороны глухой противопожарной стены,газонепроницаемой в пределах примыкания ГРП. При этом должна быть обеспеченагазонепроницаемость швов примыкания.

Расстояние отстен и покрытия пристроенных ГРП до ближайшего проема в стене должно быть неменее 3 м.

6.2.5 ВстроенныеГРП разрешается устраивать при входном давлении газа не более 0,6 МПа в зданияхне ниже IIстепени огнестойкости класса С0 с помещениями категорий Г и Д. Помещениевстроенного ГРП должно иметь противопожарные газонепроницаемые ограждающиеконструкции и самостоятельный выход наружу из здания.

6.2.6 Стены,разделяющие помещения ГРП и ГРПБ, должны быть противопожарными I типа по СНиП 21-01 игазонепроницаемыми. Устройство дымовых и вентиляционных каналов в разделяющихстенах, а также в стенах зданий, к которым пристраиваются ГРП (в пределахпримыкания ГРП), не допускается.

Вспомогательныепомещения должны иметь самостоятельный выход наружу из здания, не связанный стехнологическим помещением.

Двери ГРП и ГРПБследует предусматривать противопожарными и открываемыми наружу.

6.2.7 Помещения,в которых расположены узлы редуцирования с регуляторами давления отдельностоящих, пристроенных и встроенных ГРП и ГРПБ, должны отвечать требованиям СНиП31-03 и СНиП 21-01.

 

6.3ТРЕБОВАНИЯ К ШРП

 

6.3.1 ШРПразмещают на отдельно стоящих опорах или на наружных стенах зданий, длягазоснабжения которых они предназначены.

Расстояния ототдельно стоящих ШРП до зданий и сооружений должны быть не менее указанных втаблице 5. При этом для ШРП с давлением газа на вводе до 0,3 МПа включительнорасстояния до зданий и сооружений не нормируются.

6.3.2 ШРП свходным давлением газа до 0,3 МПа устанавливают:

на наружныхстенах жилых, общественных, административных и бытовых зданий независимо отстепени огнестойкости и класса пожарной опасности при расходе газа до 50 м³/ч;

на наружныхстенах жилых, общественных, административных и бытовых зданий не ниже III степени огнестойкости и нениже класса С1 при расходе газа до 400 м³/ч.

6.3.3 ШРП свходным давлением газа до 0,6 МПа устанавливают на наружных стенахпроизводственных зданий, котельных, общественных и бытовых зданийпроизводственного назначения, а также на наружных стенах действующих ГРП нениже III степени огнестойкости классаС0.

6.3.4 ШРП свходным давлением газа свыше 0,6 до 1,2 МПа на наружных стенах зданийустанавливать не разрешается.

6.3.5 Приустановке ШРП с давлением газа на вводе до 0,3 МПа на наружных стенах зданийрасстояние от стенки ШРП до окон, дверей и других проемов должно быть не менее1 м, а при давлении газа на вводе свыше 0,3 до 0,6 МПа — не менее 3 м.

6.3.6Разрешается размещение ШРП на покрытиях с негорючим утеплителем газифицируемыхпроизводственных зданий I, II степеней огнестойкостикласса С0 со стороны выхода на кровлю на расстоянии не менее 5 м от выхода.

 

 

 

6.4ТРЕБОВАНИЯ К ГРУ

 

6.4.1 ГРУ могутразмещаться в помещении, где располагается газоиспользующее оборудование, атакже непосредственно у тепловых установок для подачи газа к их горелкам.

Разрешаетсяподача газа от одной ГРУ к тепловым агрегатам, расположенным в другихпомещениях одного здания, при условии, что эти агрегаты работают в одинаковыхрежимах давления газа и в помещения, где находятся агрегаты, обеспеченкруглосуточный доступ персонала, ответственного за безопасную эксплуатациюгазового оборудования.

6.4.2 КоличествоГРУ, размещаемых в одном помещении, не ограничивается. При этом каждое ГРУ недолжно иметь более двух линий регулирования.

6.4.3 ГРУ могутустанавливаться при входном давлении газа не более 0,6 МПа.

При этом ГРУразмещаются:

в помещенияхкатегорий Г и Д, в которых расположены газоиспользующие установки, или всоединенных с ними открытыми проемами смежных помещениях тех же категорий,имеющих вентиляцию по размещенному в них производству;

в помещенияхкатегорий В1 — В4, если расположенные в них газоиспользующие установкивмонтированы в технологические агрегаты производства.

6.4.4 Недопускается размещать ГРУ в помещениях категорий А и Б.

 

6.5ОБОРУДОВАНИЕ ГРП, ГРПБ, ШРП И ГРУ

 

6.5.1 ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ должныбыть оснащены фильтром, предохранительным запорным клапаном (ПЗК), регуляторомдавления газа, предохранительным сбросным клапаном (ПСК), запорной арматурой,контрольными измерительными приборами (КИП) и узлом учета расхода газа, принеобходимости, а также обводным газопроводом (байпасом) с двумя последовательнорасположенными отключающими устройствами на нем.

Разрешается непредусматривать устройство байпаса в ШРП, предназначенном для газоснабженияодноквартирного дома.

При давлении навходе свыше 0,6 МПа ГРП или ГРУ с расходом газа свыше 5000 м³/ч, аШРП — с расходом газа свыше 100 м³/ч должны оборудоваться двумялиниями редуцирования вместо байпаса.

6.5.2 Приразмещении части запорной арматуры, приборов и оборудования за пределами зданияГРП, ГРПБ или ШРП, должны быть обеспечены условия их эксплуатации,соответствующие указанным в паспортах заводов-изготовителей. Оборудование,размещенное за пределами здания ГРП, ГРПБ и ШРП, должно быть ограждено.

6.5.3 Фильтры,устанавливаемые в ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ, должны иметь устройства для определенияперепада давления в нем, характеризующего степень засоренности фильтрующейкассеты при максимальном расходе газа.

6.5.4 ПЗК и ПСКдолжны обеспечивать соответственно автоматическое прекращение подачи или сбросгаза в атмосферу при изменении давления в газопроводе, недопустимом длябезопасной и нормальной работы газоиспользующего и газового оборудования.

6.5.5 В ГРП,ГРПБ, ШРП и ГРУ следует предусматривать систему продувочных и сбросныхтрубопроводов для продувки газопроводов и сброса газа от ПСК, которые выводятсянаружу в места, где обеспечиваются безопасные условия для рассеивания газа.

6.5.6 В ГРП,ГРПБ, ШРП и ГРУ следует устанавливать или включать в состав АСУ ТП РГпоказывающие и регистрирующие приборы для измерения входного и выходногодавления газа, а также его температуры.

В ШРП могутприменяться переносные приборы.

6.5.7Контрольно-измерительные приборы с электрическим выходным сигналом иэлектрооборудование, размещаемые в помещении ГРП и ГРПБ с взрывоопаснымизонами, следует предусматривать во взрывозащищенном исполнении.

КИП сэлектрическим выходным сигналом в нормальном исполнении должны размещатьсяснаружи, вне взрывоопасной зоны в закрывающемся шкафу из негорючих материаловили в обособленном помещении, пристроенном к противопожарной газонепроницаемой(в пределах примыкания) стене ГРП и ГРПБ.

Ввод импульсныхгазопроводов в это помещение для передачи к приборам импульсов давления газаследует осуществлять таким образом, чтобы исключить возможность попадания газав помещение КИП.

6.5.8 Электрооборудованиеи электроосвещение ГРП и ГРПБ должны соответствовать требованиям правилустройства электроустановок [2].

По надежностиэлектроснабжения ГРП и ГРПБ поселений следует относить к 3-й категории, а ГРП иГРПБ промышленных предприятий — по основному производству. Молниезащита ГРП иГРПБ должна отвечать требованиям, предъявляемым к объектам II категории молниезащиты.

 

7ВНУТРЕННИЕ ГАЗОПРОВОДЫ

 

7.1 Возможностьразмещения газоиспользующего оборудования в помещениях зданий различногоназначения и требования к этим помещениям устанавливаются соответствующимистроительными нормами и правилами по проектированию и строительству зданий сучетом требований стандартов и других документов на поставку указанногооборудования, а также данных заводских паспортов и инструкций, определяющихобласть и условия его применения.

Запрещаетсяразмещение газоиспользующего оборудования (природного газа и СУГ) в помещенияхподвальных и цокольных этажей зданий (кроме одноквартирных и блокированныхжилых зданий), если возможность такого размещения не регламентированасоответствующими строительными нормами и правилами.

7.2 Помещениязданий всех назначений (кроме жилых квартир), где устанавливаетсягазоиспользующее оборудование, работающее в автоматическом режиме безпостоянного присутствия обслуживающего персонала, следует оснащать системамиконтроля загазованности с автоматическим отключением подачи газа и выводомсигнала о загазованности на диспетчерский пункт или в помещение с постояннымприсутствием персонала, если другие требования не регламентированысоответствующими строительными нормами и правилами.

Системы контролязагазованности помещений с автоматическим отключением подачи газа в жилыхзданиях следует предусматривать при установке отопительного оборудования:

независимо отместа установки — мощностью свыше 60 кВт;

в подвальных,цокольных этажах и в пристройке к зданию — независимо от тепловой мощности.

7.3 Внутренниегазопроводы следует выполнять из металлических труб. Присоединение кгазопроводам бытовых газовых приборов, КИП, баллонов СУГ, газогорелочныхустройств переносного и передвижного газоиспользующего оборудования разрешаетсяпредусматривать гибкими рукавами, стойкими к транспортируемому газу призаданных давлении и температуре.

7.4 Соединениятруб должны быть неразъемными.

Разъемныесоединения разрешается предусматривать в местах присоединения газового игазоиспользующего оборудования, арматуры и КИП, а также на газопроводах обвязкии газоиспользующего оборудования, если это предусмотрено документациейзаводов-изготовителей.

7.5 Прокладкугазопроводов следует предусматривать открытой или скрытой. При скрытойпрокладке газопроводов необходимо предусматривать дополнительные меры по ихзащите от коррозии и обеспечивать возможность их осмотра и ремонта защитныхпокрытий.

В местахпересечения строительных конструкций зданий газопроводы следует прокладывать вфутлярах.

Скрытаяпрокладка газопроводов СУГ не допускается.

7.6 Принеобходимости допускается открытая транзитная прокладка газопроводов, в томчисле через жилые помещения, помещения общественного назначения ипроизводственные помещения зданий всех назначений, с учетом требований таблицы2 по давлению газа, если на газопроводе нет разъемных соединений иобеспечивается доступ для его осмотра.

7.7 Нагазопроводах производственных зданий, котельных, общественных и бытовых зданийпроизводственного назначения следует предусматривать продувочные трубопроводы.

7.8 Недопускается предусматривать прокладку газопроводов: в помещениях, относящихсяпо взрывной и взрывопожарной опасности к категориям А и Б; во взрывоопасныхзонах всех помещений; в подвалах; в складских зданиях взрывоопасных и горючихматериалов; в помещениях подстанций и распределительных устройств; черезвентиляционные камеры, шахты и каналы; через шахты лифтов и лестничные клетки,помещения мусоросборников, дымоходы; через помещения, где газопровод может бытьподвержен коррозии, а также в местах возможного воздействия агрессивных веществи в местах, где газопроводы могут омываться горячими продуктами сгорания или соприкасатьсяс нагретым или расплавленным металлом.

7.9 Установкуотключающих устройств следует предусматривать:

перед газовымисчетчиками (если для отключения счетчика нельзя использовать отключающееустройство на вводе);

перед бытовымигазовыми приборами, плитами, пищеварочными котлами, отопительными печами,газовым оборудованием и контрольно-измерительными приборами;

перед горелкамии запальниками газоиспользующего оборудования;

на продувочныхгазопроводах;

на вводегазопровода в помещение при размещении в нем ГРУ или газового счетчика сотключающим устройством на расстоянии более 10 м от места ввода.

Установкаотключающих устройств на скрытых и транзитных участках газопровода запрещается.

7.10 Каждыйобъект, на котором устанавливается газоиспользующее оборудование, должен бытьоснащен счетчиком расхода газа в соответствии с утвержденными в установленномпорядке правилами пользования газом.

По решениюорганов исполнительной власти субъектов Российской Федерации о порядке учетарасхода газа потребителями и регулировании цен на газ в газифицируемых жилыхзданиях, а также при газификации теплиц, бань и других приусадебных строенийдолжна предусматриваться возможность учета расхода газа каждым абонентом путем установки нагазопроводе прибора учета расхода газа — счетчика.

 

8РЕЗЕРВУАРНЫЕ И БАЛЛОННЫЕ УСТАНОВКИ

СЖИЖЕННЫХУГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ

 

8.1РЕЗЕРВУАРНЫЕ УСТАНОВКИ

 

8.1.1 Требованиянастоящего подраздела распространяются на резервуарные установки СУГ, служащиев качестве источников газоснабжения жилых, административных, общественных,производственных и бытовых зданий.

Газораспределительныесети для транспортирования газа потребителям от резервуарных установок должнысоответствовать требованиям настоящих строительных норм и правил.

8.1.2 В составерезервуарной установки следует предусматривать регуляторы давления газа,предохранительно-запорный и предохранительно-сбросной клапаны (ПЗК и ПСК),контрольно-измерительные приборы (КИП) для контроля давления и уровня СУГ врезервуаре, запорную арматуру, резервуары, изготовленные в заводских условиях всоответствии с действующими стандартами, а также трубопроводы жидкой и паровойфаз.

При техническойнеобходимости в составе резервуарной установки предусматривают испарительныеустановки СУГ, изготовленные в заводских условиях в соответствии с действующимистандартами.

8.1.3 Количестворезервуаров в установке должно быть не менее двух. Разрешается предусматриватьустановку одного резервуара, если по условиям технологии и специфики режимовпотребления газа допускаются перерывы в потреблении газа.

При количестверезервуаров более двух установка должна быть разделена на группы, при этомрезервуары каждой группы следует соединять между собой трубопроводами по жидкойи паровой фазам, на которых необходимо предусматривать установку отключающихустройств.

Для совместнойработы отдельных групп резервуаров следует соединять их между собойтрубопроводами паровой фазы, на которых необходимо предусматривать отключающиеустройства.

8.1.4 Общуювместимость резервуарной установки и вместимость одного резервуара следуетпринимать не более указанных в таблице 6.

 

Таблица6

 

Назначение резервуарной установки	Общая вместимость резервуарной установки, м3		Максимальная вместимость одного резервуара, м3
	надземной	подземной	надземного	подземного
Газоснабжение жилых, административных и общественных зданий	5	300	5	50
Газоснабжение производственных зданий, бытовых зданий промышленных предприятий и котельных	20	300	10	100

 

8.1.5 Подземныерезервуары следует устанавливать на глубине не менее 0,6 м от поверхности землидо верхней образующей резервуара в районах с сезонным промерзанием грунта и 0,2м — в районах без промерзания грунта.

При установкерезервуаров следует предусматривать мероприятия по обеспечению их устойчивости.

8.1.6 Расстояниев свету между подземными резервуарами должно быть не менее 1 м, а междунадземными резервуарами — равно диаметру большего смежного резервуара, но неменее 1 м.

Расстояния отрезервуарных установок общей вместимостью до 50 м³, считая открайнего резервуара, до зданий, сооружений различного назначения и коммуникацийследует принимать не менее указанных в таблице 7.

Расстояния отрезервуарных установок общей вместимостью свыше 50 м³ принимаются потаблице 9.

Приреконструкции существующих объектов, а также в стесненных условиях (при новомпроектировании) разрешается уменьшение указанных в таблице 7 расстояний до 50 %(за исключением расстояний от водопровода и других бесканальных коммуникаций, атакже железных дорог общей сети) при соответствующем обосновании и осуществлениимероприятий, обеспечивающих безопасность при эксплуатации. Расстояния отбаллонных и испарительных установок, указанные в таблице 7, приняты для жилых ипроизводственных зданий IVстепени огнестойкости, для зданий III степени огнестойкости допускается их уменьшать до 10 м, длязданий I и II степеней огнестойкости — до8 м.

Расстояния дожилого здания, в котором размещены учреждения (предприятия) общественногоназначения, следует принимать как для жилых зданий.

8.1.7Резервуарные установки должны иметь проветриваемое ограждение из негорючихматериалов высотой не менее 1,6 м. Расстояния от резервуаров до огражденияследует принимать не менее 1 м, при этом расстояние от ограждения до наружнойбровки замкнутого обвалования или ограждающей стенки из негорючих материалов(при надземной установке резервуаров) следует принимать не менее 0,7 м.

 

Таблица7

 

Здания, сооружения и коммуникации	Расстояние от резервуаров в свету, м						Расстояние от испарительной или групповой баллонной установки в свету, м
	надземных			подземных
	при общей вместимости резервуаров в установке, м3
	до 5	св. 5 до 10	св. 10 до 20	до 10	св. 10 до 20	св.20 до 50
1. Общественные здания и сооружения	40	50*	60*	15	20	30	25
2. Жилые здания	20	30*	40*	10	15	20	12
3. Детские и спортивные площадки, гаражи (от ограды резервуарной установки)	20	25	30	10	10	10	10
4. Производственные здания (промышленных, сельскохозяйственных предприятий и предприятий бытового обслуживания производственного характера)	15	20	25	8	10	15	12
5. Канализация, теплотрасса (подземные)	3,5	3,5	3,5	3,5	3,5	3,5	3,5
6. Надземные сооружения и коммуникации (эстакады, теплотрасса и т.п.), не относящиеся к резервуарной установке	5	5	5	5	5	5	5
7. Водопровод и другие бесканальные коммуникации	2	2	2	2	2	2	2
8. Колодцы подземных коммуникаций	5	5	5	5	5	5	5
9. Железные дороги общей сети (до подошвы насыпи или бровки выемки со стороны резервуаров)	25	30	40	20	25	30	20
10. Подъездные пути железных дорог промышленных предприятий, трамвайные пути (до оси пути), автомобильные дороги I — III категорий (до края проезжей части)	20	20	20	10	10	10	10
11. Автомобильные дороги IV и V категорий (до края проезжей части) и предприятий	10	10	10	5	5	5	5
12. ЛЭП, ТП, РП	В соответствии с правилами устройства электроустановок [2]

 

*Расстояния от резервуарной установки предприятий до зданий и сооружений,которые ею не обслуживаются.

Примечание— Расстояниеот газопроводов принимается в соответствии со СНиП 2.07.01 и СНиП II-89.

 

8.1.8Испарительные установки следует размещать на открытых площадках или в отдельностоящих зданиях, помещениях (пристроенных или встроенных в производственныездания), уровень пола которых расположен выше планировочной отметки земли, нарасстоянии не менее 10 м от ограждения резервуарной установки и на расстоянииот зданий, сооружений и коммуникаций не менее указанного в таблице 7.

Испарительныеустановки производительностью до 100 м³/ч (200 кг/ч) разрешаетсяустанавливать непосредственно на крышках горловин резервуаров или на расстояниине менее 1 м от подземных или надземных резервуаров, а также непосредственно уагрегатов, потребляющих газ, если они размещены в отдельных помещениях или наоткрытых площадках.

При групповомразмещении испарителей расстояние между ними следует принимать не менее 1 м.

 

8.2БАЛЛОННЫЕ ГРУППОВЫЕ И ИНДИВИДУАЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ

 

8.2.1 Баллонныеустановки СУГ, служащие в качестве источников газоснабжения жилых,административных, общественных, производственных и бытовых зданий,подразделяются на:

групповые, всостав которых входит более двух баллонов;

индивидуальные,в состав которых входит не более двух баллонов.

8.2.2 В составегрупповой баллонной установки следует предусматривать баллоны для СУГ, запорнуюарматуру, регулятор давления газа, ПСК, показывающий манометр и трубопроводывысокого и низкого давления. Число баллонов в групповой установке следуетопределять расчетом.

8.2.3Максимальную общую вместимость групповой баллонной установки следует приниматьпо таблице 8.

 

Таблица8

 

Назначение групповой баллонной установки	Вместимость всех баллонов в групповой баллонной установке, л (м3), при размещении
	у стен здания	на расстоянии от здания
Газоснабжение жилых, административных, общественных и бытовых зданий	600 (0,6)	1000 (1)
Газоснабжение промышленных и сельскохозяйственных предприятий, а также предприятий бытового обслуживания	1000 (1)	1500 (1,5)

 

(Измененнаяредакция, Поправка 2003 г.)

 

8.2.4 Размещениегрупповых баллонных установок следует предусматривать на расстоянии от зданий исооружений не менее указанных в таблице 7 или у стен газифицируемых зданий нениже III степени огнестойкости классаС0 на расстоянии от оконных и дверных проемов не менее указанных в таблице 7.

Возлеобщественного или производственного здания не допускается предусматривать болееодной групповой установки. Возле жилого здания допускается предусматривать неболее трех баллонных установок на расстоянии не менее 15 м одна от другой.

8.2.5Индивидуальные баллонные установки следует предусматривать как снаружи, так ивнутри зданий. Разрешается размещение баллонов в квартирах жилого здания (неболее одного баллона в квартире), имеющего не более двух этажей. При этомбаллоны должны соответствовать своему назначению (области применения),установленной стандартами и другими нормативными документами.

Индивидуальныебаллонные установки снаружи следует предусматривать на расстоянии в свету неменее 0,5 м от оконных проемов и 1,0 м от дверных проемов первого этажа, неменее 3,0 м от дверных и оконных проемов цокольных и подвальных этажей, а такжеканализационных колодцев.

8.2.6 Баллон СУГследует размещать на расстоянии не менее 0,5 м от газовой плиты (за исключениемвстроенных) и 1 м от отопительных приборов. При устройстве экрана междубаллоном и отопительным прибором расстояние разрешается уменьшать до 0,5 м.Экран должен быть изготовлен из негорючих материалов и обеспечивать защитубаллона от теплового воздействия отопительного прибора. При установке баллонаСУГ вне помещения его следует защищать от повреждений транспортом и нагревавыше 45 °С.

Установкубаллонов СУГ в производственных помещениях следует предусматривать в местах,защищенных от повреждения внутрицеховым транспортом и брызгами металла, отвоздействия коррозионно-агрессивных жидкостей и газов, а также от нагрева выше45 °С.

8.2.7 Неразрешается установка баллонов СУГ:

в жилых комнатахи коридорах;

в цокольных иподвальных помещениях и чердаках;

в помещениях,расположенных под и над: обеденными и торговыми залами предприятийобщественного питания; аудиториями и учебными классами; зрительными (актовыми)залами зданий; больничными палатами; другими аналогичными помещениями;

в помещениях безестественного освещения;

у аварийныхвыходов;

со стороныглавных фасадов зданий.

 

9ГАЗОНАПОЛНИТЕЛЬНЫЕ СТАНЦИИ (ПУНКТЫ) СЖИЖЕННЫХ

УГЛЕВОДОРОДНЫХГАЗОВ (ГНС)

 

9.1.ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

 

9.1.1 Газонаполнительнуюстанцию (ГНС), предназначенную для приема, хранения и отпуска сжиженныхуглеводородных газов (СУГ) потребителям в автоцистернах и бытовых баллонах,ремонта и переосвидетельствования баллонов, следует размещать вне селитебнойтерритории поселений, как правило, с подветренной стороны для ветровпреобладающего направления по отношению к жилым районам.

9.1.2 Выборплощадки для строительства ГНС необходимо предусматривать с учетом расстоянийдо окружающих ГНС зданий и сооружений, а также наличия в районе строительстважелезных и автомобильных дорог.

9.1.3 Площадкудля строительства ГНС следует предусматривать с учетом обеспечения снаружиограждения газонаполнительной станции противопожарной полосы шириной 10 м иминимальных расстояний до лесных массивов: хвойных пород — 50 м, лиственныхпород — 20 м, смешанных пород — 30 м.

 

Таблица9

 

№ п. п.	Здания, сооружения и коммуникации	Расстояния от резервуаров СУГ в свету, м										Расстояние от помещений, установок, где используется СУГ, м	Расстояние, м, от склада наполненных баллонов с общей вместимостью, м3
		Надземные резервуары					Подземные резервуары
		При общей вместимости, м3
		свыше 20 до 50	свыше 50 до 200	свыше 50 до 500	свыше 200 до 8000		свыше 50 до 200	свыше 50 до 500		свыше 200 до 8000
		Максимальная вместимость одного резервуара, м3
		менее 25	25	50	100	свыше 100 до 600	25	50	100		свыше 100 до 600		до 20	свыше 20
1	Жилые, общественные, административные, бытовые, производственные здания, здания котельных, гаражей и открытых стоянок*	70 (30)	80 (50)	150 (110)**	200	300	40 (25)	75 (55)**	100		150	50	50 (20)	100 (30)
2	Надземные сооружения и коммуникации (эстакады, теплотрассы и т.п.), подсобные постройки жилых зданий	30 (15)	30 (20)	40 (30)	40 (30)	40 (30)	20 (15)	25 (15)	25 (15)		25 (15)	30	20 (15)	20 (20)
3	Подземные коммуникации (кроме газопроводов на территории ГНС)	За пределами ограды в соответствии со СНиП 2.07.01 и СНиП II-89
4	Линии электропередачи, трансформаторные, распределительные устройства	По правилам устройства электроустановок [2]
5	Железные дороги общей сети (от подошвы насыпи), автомобильные дороги I — III категорий	50	75	100***	100	100	50	75***	75		75	50	50	50
6	Подъездные пути железных дорог, дорог предприятий, трамвайные пути, автомобильные дороги IV — V категорий	30 (20)	30*** (20)	40*** (30)	40 (30)	40 (30)	20*** (15)***	25*** (15)***	25 (15)		25 (15)	30	20 (20)	20 (20)

 

*Расстояние от жилых и общественных зданий следует принимать не менее указанныхдля объектов СУГ, расположенных на самостоятельной площади, а от административных,бытовых, производственных зданий, зданий котельных, гаражей — по данным,приведенным в скобках, но не менее указанных в таблице 10 для соответствующихзданий и сооружений.

**Допускается уменьшать расстояния от резервуаров ГНС общей вместимостью до 200 м²в надземном исполнении до 70 м, в подземном — до 35 м, а при вместимости до 300м³ — соответственно до 90 и 45 м.

***Допускается уменьшать расстояния от железных и автомобильных дорог (поз. 5) дорезервуаров СУГ общей вместимостью не более 200 м³: в надземномисполнении до 75 м и в подземном исполнении до 50 м. Расстояния от подъездных,трамвайных путей и др. (поз. 6), проходящих вне территории предприятия, дорезервуаров СУГ общей вместимостью не более 100 м³ допускаетсяуменьшать: в надземном исполнении до 20 м и в подземном исполнении до 15 м, апри прохождении путей и дорог (поз. 6) по территории предприятия эти расстояниясокращаются до 10 м при подземном исполнении резервуаров.

 

Примечания

1Расстояния в скобках даны для резервуаров СУГ и складов наполненных баллонов,расположенных на территории промпредприятий.

2Расстояния от склада наполненных баллонов до зданий промышленных исельскохозяйственных предприятий, а также предприятий бытового обслуживанияпроизводственного характера следует принимать по данным, приведенным в скобках.

3При установке двух резервуаров СУГ единичной вместимостью по 50 м³расстояние до зданий (жилых, общественных, производственных и др.), неотносящихся к ГНП, разрешается уменьшать: для надземных резервуаров до 100 м,для подземных — до 50 м.

4Расстояние от надземных резервуаров до мест, где одновременно могут находитьсяболее 800 чел. (стадионы, рынки, парки, жилые дома и т.д.), а также дотерритории школьных, дошкольных и лечебно-санаторных учреждений следует увеличитьв 2 раза по сравнению с указанными в таблице, независимо от числа мест.

5Минимальное расстояние от топливозаправочного пункта ГНС следует принимать поправилам пожарной безопасности [3].

 

(Измененнаяредакция, Поправка 2003 г.)

Таблица10

 

№ п.п.	Здания и сооружения	Расстояния между зданиями и сооружениями ГНС, м
		Порядковые номера зданий и сооружений, приведенные в графе 1
		1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
1	Надземные резервуары и железнодорожные сливные эстакады	Табл.12, п. 9.3.3	10	15	30	40	15	30	40	10	10	40	40
2	Подземные резервуары	10	п. 9.3.1	10	20	30	10	20	30	5	5	40	30
3	Помещения категории А и погрузочно-разгрузочные площадки для баллонов	15	10	10	15	40	15	30	40	10	10	40	40
4	Колонки для налива СУГ в автоцистерны и заправочные колонки	30	20	15	7	30	15	15	30	10	10	15	30
5	Котельная, ремонтная мастерская, здание техобслуживания автомобилей, гаражи без использования СУГ	40	30	40	30	·	Табл. 9	·	·	·	·	··	·
6	Прирельсовый склад баллонов	15	10	15	15	Табл. 9	—	Табл. 9	40	5	·	40	Табл. 9
7	Вспомогательные, без подвальной части здания и сооружения без применения открытого огня (в том числе категории А)	30	20	30	15	·	Табл. 9	-	·	·	·	··	·
8	Вспомогательные здания с подвальной частью (автовесы, насосная водоснабжения и т.п.)	40	30	40	30	·	40	·	—	·	·	··	·
9	Автодороги, кроме местных подъездов (до края проезжей части)	10	5	10	10	·	5	·	·	—	1,5	·	—
10	Ограждение территории	10	5	10	10	·	·	·	·	1,5	—	·	10
11	Резервуары для пожаротушения (до водоразборных колодцев)	40	40	40	15	··	40	··	··	·	·	—	··
12	Открытая стоянка для автомашин (бензин, СУГ)	40	30	40	30	·	Табл. 9	·	·	—	10	··	—

 

Примечания

1Знак «—» обозначает, что расстояние не нормируется.

2Знак «·» обозначает,что расстояние принимается по СНиП II-89 (длянадземных резервуаров от края наружной подошвы обвалования или защитнойстенки).

3Знак «··» обозначает,что расстояние принимается по СНиП 2.04.02.

4Расстояние от электрораспределительных устройств, размещенных непосредственно впроизводственных невзрывопожароопасных помещениях, следует определять по даннойтаблице как для вспомогательных зданий без применения открытого огня.

 

9.1.4 В зданиях,находящихся на территории ГНС, не допускается предусматривать жилые помещения.Допускается предусматривать размещение службы эксплуатации газового хозяйства спримыканием к территории ГНС со стороны вспомогательной зоны.

Категориипомещений, зданий и наружных установок ГНС по взрывопожарной и пожарнойопасности определяют в соответствии с требованиями норм пожарной безопасности[1].

 

9.2РАЗМЕЩЕНИЕ ЗДАНИЙ И СООРУЖЕНИЙ ГНС

 

9.2.1 Минимальные расстояния отрезервуаров для хранения СУГ и от размещаемых на ГНС помещений для установок,где используется СУГ, до зданий и сооружений, не относящихся к ГНС, следуетпринимать по таблице 9. Расстояния от надземных резервуаров вместимостью до 20м³, а также подземных резервуаров вместимостью до 50 м³принимаются по таблице 7.

Минимальныерасстояния от резервуаров СУГ до зданий и сооружений на территории ГНС или натерритории промышленных предприятий, где размещена ГНС, следует принимать потаблице 10.

Минимальныерасстояния от склада и погрузочно-разгрузочных площадок баллонов (для сжиженныхгазов) до зданий и сооружений различного назначения следует принимать потаблицам 9 и 10. При этом расстояния, приведенные в позиции 1 таблицы 9, отсклада баллонов до зданий садоводческих и дачных поселков допускается уменьшатьне более чем в 2 раза при условии размещения на складе не более 150 баллонов по50 л (7,5 м³). Размещение складов с баллонами для сжиженных газов натерритории промышленных предприятий следует предусматривать в соответствии стребованиями СНиП II-89.

9.2.2 Реконструкцию объектов СУГбез увеличения общей вместимости резервуаров допускается производить ссохранением фактических расстояний в существующей застройке. При увеличенииобщей вместимости резервуаров в обоснованных случаях требуется разработкадополнительных мер по обеспечению безопасной эксплуатации.

 

9.3РЕЗЕРВУАРЫ ДЛЯ СУГ

 

9.3.1 Резервуарыдля сжиженных газов на газонаполнительных станциях, изготовленные в заводскихусловиях в соответствии с действующими стандартами, могут устанавливатьсянадземно и подземно.

Расстояния всвету между отдельными подземными резервуарами должны быть равны половинедиаметра большего смежного резервуара, но не менее 1 м.

9.3.2 Надземныерезервуары следует располагать группами, как правило, в районе пониженныхпланировочных отметок площадки ГНС. Максимальную общую вместимость надземныхрезервуаров в группе следует принимать в соответствии с таблицей 11.

 

Таблица11

 

Общая вместимость резервуаров ГНС, м3	Общая вместимость резервуаров в группе, м3
До 2000	1000
Св. 2000 до 8000	2000

 

Минимальныерасстояния в свету между группами резервуаров следует принимать по таблице 12.

 

Таблица12

 

Общая вместимость резервуаров в группе, м3	Расстояние в свету между внешними образующими крайних резервуаров групп, расположенных надземно, м
До 200	5
Св. 200 до 700	10
Св. 700 до 2000	20

 

9.3.3 Внутригруппы расстояния в свету между надземными резервуарами должны быть не менеедиаметра наибольшего из рядом стоящих резервуаров, а при диаметре резервуаровдо 2 м — не менее 2 м.

Расстояние междурядами надземных резервуаров, размещаемых в два ряда и более, следует приниматьравным длине наибольшего резервуара, но не менее 10 м.

9.3.4 Для каждойгруппы надземных резервуаров по периметру должны предусматриваться замкнутоеобвалование или ограждающая газонепроницаемая стенка из негорючих материаловвысотой не менее 1 м, рассчитанные на 85 % вместимости резервуаров в группе.Ширина земляного вала по верху должна быть не менее 0,5 м. Расстояния отрезервуаров до подошвы обвалования или ограждающей стенки должны быть равныполовине диаметра ближайшего резервуара, но не менее 1 м. Обвалование(ограждающая стенка) должно быть рассчитано на прочность из условия полногозаполнения водой пространства внутри обвалования (ограждающей стенки). Отводводы с обвалованной территории базы хранения следует предусматривать за счетпланировки территории базы хранения с выпуском через дождеприемник сгидрозатвором.

Ширина применяемойограждающей стенки принимается в зависимости от материала.

Для входа натерриторию резервуарного парка по обе стороны обвалования или ограждающейстенки должны быть предусмотрены лестницы-переходы шириной 0,7 м, не менее двухна каждую группу, расположенные с противоположных сторон обвалования(ограждающей стенки).

 

9.4ОБОРУДОВАНИЕ ОБЪЕКТОВ СУГ

 

9.4.1 Для перемещения жидкой ипаровой фаз СУГ по трубопроводам ГНС следует предусматривать насосы,компрессоры или испарительные (теплообменные) установки.

Разрешаетсяиспользовать энергию природного газа для слива и налива СУГ, давлениенасыщенных паров которых при температуре 45 °С не превышает 1,2 МПа.

9.4.2Компрессоры следует размещать в отапливаемых помещениях.

Пол помещения,где размещаются насосы и компрессоры, должен быть не менее чем на 0,15 м вышепланировочных отметок прилегающей территории.

Компрессоры,работающие с воздушным охлаждением, допускается устанавливать на открытыхплощадках под навесом.

9.4.3 Насосы икомпрессоры следует устанавливать на фундаментах, не связанных с фундаментамидругого оборудования и стенами здания.

При размещении водин ряд двух насосов и более или компрессоров необходимо предусматривать, м,не менее (в свету):

ширину основногопрохода

по фронтуобслуживания ..........…………………............ 1,5

расстояние междунасосами ...........…………………...... 0,8

расстояние междукомпрессорами .…………………..... 1,5

расстояние междунасосами

и компрессорами............................……………………... 1,0

расстояние отнасосов

и компрессоров достен помещения .………………….. 1,0

9.4.4 Для сливагаза из переполненных баллонов и неиспарившегося газа следует предусматриватьрезервуары, размещаемые:

в пределах базыхранения — при общей вместимости резервуаров свыше 10 м³;

на расстоянии неменее 3 м от здания наполнительного цеха (на непроезжей территории) — при общейвместимости резервуаров до 10 м³.

9.4.5 Для наполнения СУГавтоцистерн следует предусматривать наполнительные колонки.

9.4.6 Дляконтроля степени заполнения автоцистерн следует предусматривать автовесы илиустройства для определения массы газа (степени заполнения) в автоцистернах ижелезнодорожных цистернах.

Прииспользовании подогретого газа следует контролировать его температуру, котораяне должна превышать 45 °С.

9.4.7 На трубопроводах жидкой ипаровой фаз к колонкам следует предусматривать отключающие устройства нарасстоянии не менее 10 м от колонок.

9.4.8Испарительные установки, размещаемые в помещениях, следует устанавливать вздании наполнительного цеха или в отдельном помещении того здания, где имеютсягазопотребляющие установки, или в отдельном здании, отвечающем требованиям,установленным для зданий категории А. При этом испарительные установки,располагаемые в помещениях ГНС без постоянного пребывания обслуживающегоперсонала, должны быть оборудованы дублирующими приборами контролятехнологического процесса, размещаемыми в помещениях ГНС с обслуживающимперсоналом.

9.4.9 Недопускается предусматривать в производственной зоне ГНС испарительные установкис применением открытого огня.

9.4.10 При проектировании системводоснабжения, канализации, электроснабжения, отопления и вентиляции ипожаротушения ГНС следует выполнять требования: СНиП 2.04.01, СНиП 2.04.02,СНиП 2.04.03, СНиП 2.04.07, СНиП 2.04.05, СНиП 21-01, правил пожарной безопасности[4], правил устройства электроустановок [2] и настоящего раздела.

9.4.11 Наводопроводных и канализационных колодцах, располагаемых в зоне радиусом 50 м отзданий по взрывопожарной опасности категории А, а также наружных установок исооружений ГНС с взрывоопасными зонами класса В-Iг, необходимо предусматриватьпо две крышки. Пространство между крышками должно быть уплотнено материалом,исключающим проникновение газа в колодцы в случае его утечки.

9.4.12 На ГНС следуетпредусматривать систему наружного пожаротушения, включающую резервуары спротивопожарным запасом воды, насосную станцию и кольцевой водопровод высокогодавления с пожарными гидрантами.

При общейвместимости резервуаров на базе хранения 200 м³ и менее следуетпредусматривать для тушения пожара систему водопровода низкого давления илипожаротушение из водоемов.

9.4.13 Расход воды на наружноепожаротушение ГНС следует принимать по таблице 13.

 

 

 

 

 

Таблица13

 

Общая вместимость резервуаров сжиженных газов на базе хранения, м3	Расходы воды, л/с, с резервуарами
	надземными	подземными
До 200 включительно	15	15
» 1000           »	20	15
» 2000	40	20
Св. 2000, но не более 8000	80	40

 

9.4.14 Противопожарную насоснуюстанцию на ГНС с надземными резервуарами по надежности электроснабжения следуетотносить к Iкатегории.

Приэлектроснабжении ГНС от одного источника питания необходимо предусматриватьустановку резервных противопожарных насосов с дизельным приводом.

9.4.15 На ГНС с надземнымирезервуарами хранения СУГ при общей вместимости резервуаров более 200 м³следует предусматривать стационарную автоматическую систему водяного охлаждениярезервуаров, которая должна обеспечивать интенсивность орошения в течение 75мин всех боковых и торцевых поверхностей резервуаров 0,1 л/(с×м²) и 0,5 л/(с×м²) для торцевых стенок, имеющихарматуру.

Установкиводяного охлаждения (орошения) резервуаров должны быть оборудованы устройствамидля подключения передвижной пожарной техники.

Расход водыследует принимать из расчета одновременного орошения не менее трех резервуаровпри однорядном расположении резервуаров в группе и шести резервуаров придвухрядном расположении в одной группе и учитывать дополнительно к расходуводы, указанному в таблице 13.

При определенииобщего расхода воды на наружное пожаротушение и орошение резервуаров следуетучитывать расход воды из гидрантов в количестве 25 % расхода, указанного втаблице 13.

9.4.16 Пожаротушение сливнойэстакады необходимо предусматривать передвижными средствами от принятой для ГНСсистемы противопожарного водоснабжения.

9.4.17 Для закрытых помещенийкатегории А необходимо предусматривать системы искусственной приточно-вытяжнойвентиляции в соответствии с требованиями СНиП 2.04.05. Для обеспечениярасчетного воздухообмена в верхних зонах помещений допускается устройствоестественной вентиляции с установкой дефлекторов. В нерабочее время допускаетсяпредусматривать в этих помещениях естественную или смешанную вентиляцию. Внеотапливаемых производственных помещениях, в которых обслуживающий персоналнаходится менее 2 ч, допускается предусматривать естественную вентиляцию черезжалюзийные решетки, размещаемые в нижней части наружных стен. Размерыжалюзийных решеток должны определяться расчетом по СНиП 2.04.05.

9.4.18 Вытяжкуиз производственных помещений категории А, в которых обращаются сжиженные газы,следует предусматривать из нижней и верхней зон помещения, при этом из нижнейзоны необходимо забирать не менее 2/3 нормируемого объема удаляемого воздуха сучетом количества воздуха, удаляемого местными отсосами. Проемы системобщеобменной вытяжной вентиляции следует предусматривать на уровне 0,3 м отпола.

9.4.19 Электроприводы насосов,компрессоров и другого оборудования, устанавливаемого в производственныхпомещениях категории А, следует блокировать с вентиляторами вытяжных системтаким образом, чтобы они не могли работать при отключении вентиляции.

9.4.20 Класс взрывоопасной зоны впомещениях и у наружных установок, в соответствии с которым долженпроизводиться выбор электрооборудования для ГНС и ГНП, следует принимать в соответствиис правилами устройства электроустановок [2].

9.4.21 Электроприемники зданий исооружений объектов, на которые распространяются нормы настоящего раздела, вотношении обеспечения надежности электроснабжения следует относить к III категории, за исключениемэлектроприемников противопожарной насосной станции, аварийной вентиляции исигнализаторов довзрывоопасных концентраций, которые следует относить к I категории.

Приневозможности питания пожарных насосов от двух независимых источниковэлектроснабжения допускается предусматривать их подключение в соответствии суказаниями СНиП 2.04.01 или предусматривать установку резервного насоса сдизельным приводом.

9.4.22 В помещенияхнасосно-компрессорного, наполнительного, испарительного и окрасочного отделений,кроме рабочего освещения, следует предусматривать дополнительное аварийноеосвещение.

Допускаетсяприменять аккумуляторные фонари на напряжение не выше 12 В во взрывозащищенномисполнении.

9.4.23 Схема электроснабжения должнапредусматривать в случае возникновения пожара автоматическое отключениетехнологического оборудования в помещениях с взрывоопасными зонами при опаснойконцентрации газа в воздухе помещения и централизованное отключениевентиляционного оборудования в соответствии с указаниями СНиП 2.04.05.

9.4.24 На территории ГНС следуетпредусматривать наружное и охранное освещение и сигнализацию.

Управлениенаружным и охранным освещением следует предусматривать из мест с постояннымпребыванием персонала (например, из помещения проходной).

9.4.25 Запрещается прокладкавоздушных линий электропередачи над территорией ГНС.

9.4.26 Для зданий, сооружений,наружных технологических установок и коммуникаций в зависимости от классавзрывоопасных зон следует предусматривать молниезащиту в соответствии с требованиямиинструкции по устройству молниезащиты зданий и сооружений [5].

 

10КОНТРОЛЬ ЗА СТРОИТЕЛЬСТВОМ И ПРИЕМКА ВЫПОЛНЕННЫХ РАБОТ

 

10.1ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

 

10.1.1 В процессе строительстваобъектов систем газораспределения и выполнения работ по внутренним газопроводамзданий и сооружений в соответствии с общими требованиями СНиП 3.01.01 итребованиями настоящих норм и правил осуществляют входной, операционный иприемочный производственный контроль, а также контроль и приемку выполненныхработ и законченных строительством объектов заказчиком.

Контроль иприемку зданий, входящих в систему газораспределения, осуществляют в порядке,установленном соответствующими строительными нормами и правилами.

Государственныйнадзор за соблюдением требований безопасности проводится органамигосударственного надзора в соответствии с законодательством.

10.1.2 Входнойконтроль поступающих материалов, изделий, газовой арматуры и оборудования, атакже операционный контроль при сборке и сварке газопроводов, монтаже газовогооборудования и устройстве антикоррозионной защиты осуществляют в соответствии стребованиями СНиП 3.01.01.

10.1.3 Контрольвыполненных работ включает в себя:

проверкусоответствия трубопроводов, газоиспользующего и газового оборудования проекту итребованиям нормативных документов внешним осмотром и измерениями;

механическиеиспытания стыковых сварных соединений трубопроводов в соответствии стребованиями ГОСТ 6996;

неразрушающийконтроль сварных соединений трубопроводов физическими методами;

контролькачества антикоррозионных покрытий на толщину, адгезию к стали и сплошность —по ГОСТ 9.602, а также на отсутствие участков контакта металла трубы с грунтомприборным методом;

испытаниягазопровода и газового оборудования на герметичность.

10.1.4 Результаты контроля внешнимосмотром, измерениями, испытаниями на герметичность, данные о скрытых работах идругие отражаются в строительном паспорте и подписываются ответственнымиисполнителями выполненных работ и должностным лицом организации-исполнителя(при осуществлении производственного контроля) или (и) представителя заказчика(газового хозяйства — пользователя объекта строительства) в соответствии сусловиями договора подряда.

Результатыпроверки сварных стыков газопровода физическими методами и механическимииспытаниями оформляются протоколом, который подписывают дефектоскопист иначальник лаборатории.

Акт приемкизаконченного строительством объекта газораспределительной системы подписываютпредставители генерального подрядчика, проектной организации, эксплуатационнойорганизации и Госгортехнадзора России.

По каждомузаконченному объекту организация — исполнитель работ составляет исполнительнуюдокументацию (в том числе строительные паспорта) объекта, которая оформляется всоответствии с действующими нормативными документами.

 

 

10.2ВНЕШНИЙ ОСМОТР И ИЗМЕРЕНИЯ

 

10.2.1 Внешним осмотром иизмерениями проверяют:

глубинузаложения подземного (наземного) или расположение надземного газопровода,уклоны, устройство основания, постели или опор, длину, диаметр и толщину стеноктрубопровода, установку запорной арматуры и других элементов газопровода.Измерения проводят по ГОСТ 26433.2;

тип, размеры иналичие дефектов на каждом из сварных стыковых соединений трубопроводов;

сплошность,адгезию к стали и толщину защитных покрытий труб и соединений, а такжерезервуаров СУГ.

10.2.2 Проверку подземныхтрубопроводов (резервуаров) производят до и после опускания их в траншею(котлован). Число измерений — в соответствии с указаниями проекта илитехнологической документации организации — исполнителя работ.

10.2.3 Обнаруженные внешним осмотроми измерениями дефекты устраняют. Недопустимые дефекты сварных стыковыхсоединений должны быть удалены.

 

10.3МЕХАНИЧЕСКИЕ ИСПЫТАНИЯ

 

10.3.1 Механическим испытаниямподлежат:

пробные(допускные) сварные стыки, выполняемые при квалификационных испытанияхсварщиков и проверке технологии сварки стыков стальных и полиэтиленовыхгазопроводов;

сварные стыкистальных газопроводов, не подлежащие контролю физическими методами, и стыкиподземных газопроводов, сваренных газовой сваркой. Стыки отбирают в периодпроизводства сварочных работ в количестве 0,5 % общего числа стыковыхсоединений, сваренных каждым сварщиком, но не менее 2 стыков диаметром 50 мм именее и 1 стыка диаметром свыше 50 мм, сваренных им в течение календарногомесяца.

Стыки стальныхгазопроводов испытывают на статическое растяжение и на изгиб или сплющивание поГОСТ 6996. Допускные стыки полиэтиленовых газопроводов испытывают нарастяжение.

10.3.2 Механические свойства стыковстальных труб с условным диаметром свыше 50 мм определяют испытаниями нарастяжение и изгиб (вырезанных равномерно по периметру каждого отобранногостыка) образцов со снятым усилением в соответствии с ГОСТ 6996.

Результатымеханических испытаний стыка считаются неудовлетворительными, если:

среднееарифметическое предела прочности трех образцов при испытании на растяжениеменее нормативного предела прочности основного металла трубы;

среднееарифметическое угла изгиба трех образцов при испытании на изгиб менее 120° —для дуговой сварки и менее 100° — для газовой сварки;

результатиспытаний хотя бы одного из трех образцов по одному из видов испытаний на 10 %ниже нормативного значения прочности или угла изгиба.

10.3.3 Механические свойства сварныхстыков стальных труб условным диаметром до 50 мм включительно должныопределяться испытаниями целых стыков на растяжение и сплющивание. Для трубэтих диаметров половину отобранных для контроля стыков (с неснятым усилением)следует испытывать на растяжение и половину (со снятым усилением) — на сплющивание.

Результатымеханических испытаний сварного стыка считаются неудовлетворительными, если:

предел прочностипри испытании стыка на растяжение менее нормативного предела прочностиосновного металла трубы;

просвет междусжимающими поверхностями пресса при появлении первой трещины на сварном шве прииспытании стыка на сплющивание превышает значение 5S, где S —номинальная толщина стенкитрубы.

10.3.4 При неудовлетворительныхиспытаниях хотя бы одного стыка проводят повторные испытания удвоенногоколичества стыков. Проверка должна производиться по виду испытаний, давшемунеудовлетворительные результаты.

В случаеполучения при повторной проверке неудовлетворительных результатов испытанийхотя бы на одном стыке все стыки, сваренные данным сварщиком в течение календарногомесяца на данном объекте газовой сваркой, должны быть удалены, а стыки,сваренные дуговой сваркой, проверены радиографическим методом контроля.

 

 

10.4.КОНТРОЛЬ ФИЗИЧЕСКИМИ МЕТОДАМИ

 

10.4.1 Контролю физическими методамиподлежат стыки законченных сваркой участков стальных трубопроводов всоответствии с таблицей 14 и полиэтиленовых — в соответствии с таблицей 15.

 

Таблица14

 

Газопроводы		Число стыков, подлежащих контролю, % общего числа стыков, сваренных каждым сварщиком на объекте
1.	Наружные и внутренние газопроводы природного газа и СУГ диаметром менее 50 мм всех давлений, надземные и внутренние газопроводы природного газа и СУГ диаметром 50 мм и более, давлением до 0,005 МПа	Не подлежат контролю
2.	Газопроводы ГРП и ГРУ диаметром более 50 мм	100
3.	Наружные и внутренние газопроводы СУГ всех давлений (за исключением указанных в поз. 1)	100
4.	Надземные и внутренние газопроводы природного газа давлением св. 0,005 до 1,2 МПа	5, но не менее одного стыка
5.	Подземные газопроводы природного газа давлением:
	до 0,005 МПа (за исключением указанных в поз. 11 и 12)	10, но не менее одного стыка
	св. 0,005 до 0,3 МПа (за исключением указанных в поз. 11 и 13)	50, но не менее одного стыка
	св. 0,3 до 1,2 МПа (за исключением указанных в поз. 13)	100
6.	Подземные газопроводы всех давлений, прокладываемые под проезжей частью улиц с капитальными типами дорожных одежд (цементобетонные, монолитные, железобетонные сборные, асфальтобетонные), а также на переходах через водные преграды во всех случаях прокладки газопроводов в футляре (в пределах перехода и по одному стыку в обе стороны от пересекаемого сооружения)	100
7.	Подземные газопроводы всех давлений при пересечении с коммуникационными коллекторами, каналами, тоннелями (в пределах пересечений и по одному стыку в обе стороны от наружных стенок пересекаемых сооружений)	100
8.	Надземные газопроводы всех давлений на участках переходов через автомобильные I — III категорий и железные дороги по мостам и путепроводам, а также в пределах переходов через естественные преграды	100
9.	Подземные газопроводы всех давлений, прокладываемые в районах с сейсмичностью св. 7 баллов и на карстовых и подрабатываемых территориях и в других особых грунтовых условиях	100
10	Подземные газопроводы всех давлений, прокладываемые на расстоянии по горизонтали в свету менее 3 м от коммуникационных коллекторов и каналов (в том числе каналов тепловой сети)	100
11	Участки подземных газопроводов и подземные вводы на расстоянии от фундаментов зданий менее:
	2 м   — для газопроводов давлением до 0,005 МПа;
	4 м   —  »             »                    »          св. 0,005 до 0,3 МПа;	100
	7 м   —  »             »                    »          св. 0,3 до 0,6 МПа;
	10 м —  »             »                    »          св. 0,6 до 1,2 МПа
12.	Подземные газопроводы природного газа давлением до 0,005 МПа, прокладываемые в пучинистых (кроме слабопучинистых) просадочных II типа, набухающих, многолетнемерзлых грунтах и в других особых условиях	25, но не менее одного стыка
13.	Подземные газопроводы природного газа давлением св. 0,005 до 1,2 МПа, прокладываемые вне поселений за пределами черты их перспективной застройки	20, но не менее одного стыка

 

Примечания

1Для проверки следует отбирать сварные стыки, имеющие худший внешний вид.

2Нормы контроля по поз. 4 не распространяются на газопроводы, указанные в поз.8, по поз. 5, 12 и 13 — на указанные в поз. 6 и 7; по поз. 13 — на указанные впоз. 9.

3Нормы контроля не распространяются на угловые соединения труб газопроводовусловным диаметром до 500 мм и швы приварки к газопроводу фланцев и плоскихзаглушек.

4Сварные стыки соединительных деталей стальных газопроводов, изготовленные вусловиях ЦЗЗ, ЦЗМ, неповоротные и монтажные (сваренные после производстваиспытаний) стыки подземных стальных газопроводов всех давлений подлежат 100%-ному контролю радиографическим методом.

 

Таблица15

 

Газопроводы	Число стыков, подлежащих контролю, % общего числа стыков, сваренных на объекте каждым сварщиком с использованием сварочной техники
	с высокой степенью автоматизации	со средней степенью автоматизации
1. Подземные газопроводы давлением:
до 0,005 МПа (за исключением указанных в поз. 2)	3, но не менее одного стыка	6, но не менее одного стыка
св. 0,005 до 0,3 МПа (за исключением указанных в поз. 3)	12, но не менее одного стыка	25, но не менее одного стыка
св. 0,3 до 0,6 МПа (за исключением указанных в поз. 3)	25, но не менее одного стыка	50, но не менее одного стыка
2. Подземные газопроводы давлением до 0,005 МПа, прокладываемые в пучинистых (кроме слабопучинистых), просадочных II типа, набухающих, многолетнемерзлых грунтах и других особых грунтовых условиях	6, но не менее одного стыка	12, но не менее одного стыка
3. Подземные газопроводы природного газа давлением св. 0,005 до 0,6 МПа, прокладываемые вне поселений за пределами черты их перспективной застройки	5, но не менее одного стыка	10, но не менее одного стыка
4. Во всех остальных случаях прокладки подземных газопроводов, предусмотренных таблицей 14	25, но не менее одного стыка	50, но не менее одного стыка

 

Примечания

1При протяжке полиэтиленовых газопроводов внутри стальных производится 100 %-ныйконтроль сварных стыковых соединений.

2Стыки, сваренные с помощью сварочной техники с ручным управлением, проверяютсяпо нормам для стальных газопроводов, предусмотренным таблицей 14.

 

Контроль стыковстальных трубопроводов проводят радиографическим методом по ГОСТ 7512 иультразвуковым — по ГОСТ 14782. Стыки полиэтиленовых трубопроводов проверяютультразвуковым методом по ГОСТ 14782.

10.4.2 Ультразвуковой метод контролясварных стыков стальных газопроводов применяется при условии проведениявыборочной проверки не менее 10 % стыков радиографическим методом. Приполучении неудовлетворительных результатов радиографического контроля хотя бына одном стыке объем контроля следует увеличить до 50 % общего числа стыков. Вслучае повторного выявления дефектных стыков все стыки, сваренные сварщиком наобъекте в течение календарного месяца и проверенные ультразвуковым методом,должны быть подвергнуты радиографическому контролю.

10.4.3 При неудовлетворительныхрезультатах контроля ультразвуковым методом стыковых соединений стальных иполиэтиленовых трубопроводов необходимо провести проверку удвоенного числастыков на участках, которые к моменту обнаружения брака не были приняты порезультатам этого вида контроля. Если при повторной проверке хотя бы один изпроверяемых стыков окажется неудовлетворительного качества, то все стыки,сваренные данным сварщиком на объекте, должны быть проверены ультразвуковымметодом контроля.

10.4.4 Исправление дефектов швастыков стальных трубопроводов, выполненных газовой сваркой, запрещается.Исправление дефектов шва, выполненного дуговой сваркой, допускается производитьпутем удаления дефектной части и заварки ее заново с последующей проверкойвсего сварного стыка радиографическим методом. Превышение высоты усилениясварного шва относительно размеров, установленных ГОСТ 16037, разрешаетсяустранять механической обработкой. Подрезы следует исправлять наплавкойниточных валиков высотой не более 2—3 мм, при этом высота ниточного валика недолжна превышать высоту шва. Исправление дефектов подчеканкой и повторныйремонт стыков запрещается.

Дефектныестыковые соединения полиэтиленовых трубопроводов исправлению не подлежат идолжны быть удалены.

10.4.5 По степени автоматизациисварочные аппараты для соединения полиэтиленовых труб и деталей подразделяются:

а) с высокойстепенью автоматизации — сварочный аппарат (машина), имеющий компьютернуюпрограмму основных параметров сварки, компьютерный контроль за их соблюдением входе технологического процесса, компьютерное управление процессом сварки ипоследовательностью этапов технологического процесса в заданном программойрежиме (в том числе автоматическое удаление нагревательного инструмента), регистрациюрезультатов сварки и последующую выдачу информации в виде распечатанногопротокола на каждый стык по окончании процесса сварки;

б) со среднейстепенью автоматизации — сварочная машина, имеющая частичнокомпьютеризированную программу основных параметров сварки, полныйкомпьютеризированный контроль за соблюдением режима сварки по всему циклу, атакже осуществляющая регистрацию результатов сварки и их последующую выдачу ввиде распечатанного протокола;

в) с ручнымуправлением — машина, на которой управление процессом сварки производитсявручную при визуальном или автоматическом контроле за соблюдением режима сваркипо всему циклу. Регистрация режимов сварки производится в журнале производстваработ или в виде распечатанного протокола с регистрирующего устройства.

 

10.5ИСПЫТАНИЯ ГАЗОПРОВОДОВ

 

10.5.1 Законченные строительствомили реконструкцией наружные и внутренние газопроводы (далее — газопроводы)следует испытывать на герметичность воздухом. Для испытания газопровод всоответствии с проектом производства работ следует разделить на отдельныеучастки, ограниченные заглушками или закрытые линейной арматурой и запорнымиустройствами перед газоиспользующим оборудованием, с учетом допускаемогоперепада давления для данного типа арматуры (устройств).

Если арматура,оборудование и приборы не рассчитаны на испытательное давление, то вместо нихна период испытаний следует устанавливать катушки, заглушки.

Газопроводыжилых, общественных, бытовых, административных, производственных зданий икотельных следует испытывать на участке от отключающего устройства на вводе вздание до кранов газоиспользующего оборудования.

Испытаниягазопроводов должна производить строительно-монтажная организация в присутствиипредставителя эксплуатационной организации.

Результатыиспытаний следует оформлять записью в строительном паспорте.

10.5.2 Перед испытанием нагерметичность внутренняя полость газопровода должна быть очищена в соответствиис проектом производства работ. Очистку полости внутренних газопроводов игазопроводов ГРП (ГРУ) следует производить перед их монтажом продувкойвоздухом.

10.5.3 Для проведения испытанийгазопроводов следует применять манометры класса точности 0,15. Допускаетсяприменение манометров класса точности 0,40, а также класса точности 0,6. Прииспытательном давлении до 0,01 МПа следует применять V-образные жидкостныеманометры (с водяным заполнением).

10.5.4 Испытания подземныхгазопроводов следует производить после их монтажа в траншее и присыпки вышеверхней образующей трубы не менее чем на 0,2 м или после полной засыпкитраншеи.

Сварные стыкистальных газопроводов должны быть заизолированы.

10.5.5 До началаиспытаний на герметичность газопроводы следует выдерживать под испытательнымдавлением в течение времени, необходимого для выравнивания температуры воздухав газопроводе с температурой грунта.

При испытаниинадземных и внутренних газопроводов следует соблюдать меры безопасности,предусмотренные проектом производства работ.

10.5.6 Испытаниягазопроводов на герметичность проводят путем подачи в газопровод сжатоговоздуха и создания в газопроводе испытательного давления. Значенияиспытательного давления и время выдержки под давлением стальных подземныхгазопроводов принимают в соответствии с таблицей 16.

 

Таблица16

 

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

 

10.5.7 Нормы испытанийполиэтиленовых газопроводов, стальных надземных газопроводов, газопроводов иоборудования ГРП, а также внутренних газопроводов зданий следует принимать потаблице 17. Температура наружного воздуха в период испытания полиэтиленовыхгазопроводов должна быть не ниже минус 15 °С.

 

Таблица17

 

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

 

10.5.8 Подземные газопроводы,прокладываемые в футлярах на участках переходов через искусственные иестественные преграды, следует испытывать в три стадии:

после сваркиперехода до укладки на место;

после укладки иполной засыпки перехода;

вместе сосновным газопроводом.

Разрешается непроизводить испытания после полного монтажа и засыпки перехода по согласованиюс эксплуатационной организацией.

Испытанияучастков переходов разрешается производить в одну стадию вместе с основнымгазопроводом в случаях:

отсутствиясварных соединений в пределах перехода;

использованияметода наклонно-направленного бурения;

использования впределах перехода для сварки полиэтиленовых труб деталей с закладныминагревателями или сварочного оборудования с высокой степенью автоматизации.

10.5.9 Результаты испытания нагерметичность следует считать положительными, если за период испытания давлениев газопроводе не меняется, то есть нет видимого падения давления по манометрукласса точности 0,6, а по манометрам класса точности 0,15 и 0,4, а также по жидкостномуманометру падение давления фиксируется в пределах одного деления шкалы.

При завершениииспытаний газопровода давление следует снизить до атмосферного, установитьавтоматику, арматуру, оборудование, контрольно-измерительные приборы ивыдержать газопровод в течение 10 мин под рабочим давлением. Герметичностьразъемных соединений следует проверить мыльной эмульсией.

Дефекты,обнаруженные в процессе испытаний газопроводов, следует устранять только послеснижения давления в газопроводе до атмосферного.

После устранениядефектов, обнаруженных в результате испытания газопровода на герметичность,следует повторно произвести это испытание.

Стыкигазопроводов, сваренные после испытаний, должны быть проверены физическимметодом контроля.

10.5.10 Резервуары сжиженныхуглеводородных газов вместе с обвязкой по жидкой и паровой фазам следуетиспытывать в соответствии с требованиями правил устройства и безопаснойэксплуатации сосудов, работающих под давлением [6].

 

10.6ПРИЕМКА ЗАКАЗЧИКОМ ЗАКОНЧЕННЫХ

СТРОИТЕЛЬСТВОМОБЪЕКТОВ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ

 

10.6.1 Для приемки законченногостроительством объекта газораспределительной системы заказчик создаетприемочную комиссию.

В составприемочной комиссии включаются представители заказчика (председатель комиссии),проектной и эксплуатирующей организаций. Представители органов ГосгортехнадзораРоссии включаются в состав приемочной комиссии при приемке объектов,подконтрольных этим органам.

10.6.2 Генеральный подрядчикпредъявляет приемочной комиссии на законченный строительством объектгазораспределительной системы следующую документацию в одном экземпляре:

комплект рабочихчертежей (исполнительную геодезическую документацию по ГОСТ Р 51872) настроительство предъявляемого к приемке объекта с надписями, сделанными лицами,ответственными за производство строительно-монтажных работ, о соответствиивыполненных в натуре работ этим чертежам или внесенным в них проектнойорганизацией изменениям;

сертификатызаводов-изготовителей (их копии, извлечения из них, заверенные лицом, ответственнымза строительство объекта) на трубы, фасонные части, сварочные и изоляционныематериалы;

техническиепаспорта заводов-изготовителей (заготовительных мастерских) или их копии наоборудование, узлы, соединительные детали, изоляционные покрытия, изолирующиефланцы, арматуру диаметром свыше 100 мм, а также другие документы,удостоверяющие качество оборудования (изделий);

инструкциизаводов-изготовителей по эксплуатации газового оборудования и приборов;

строительныепаспорта: наружного газопровода, газового ввода; внутридомового(внутрицехового) газооборудования; ГРП; резервуарной установки СУГ;

протоколпроверки сварных стыков газопровода радиографическим методом, протоколымеханических испытаний сварных стыков стального и полиэтиленового газопроводов;протокол проверки сварных стыков газопровода ультразвуковым методом и протоколпроверки качества стыков, выполненных контактной сваркой и пайкой;

акт разбивки ипередачи трассы (площадки) для подземного газопровода и резервуаров СУГ;

журнал учетаработ (для подземных газопроводов протяженностью свыше 200 м и резервуаров СУГ)— по требованию заказчика;

акт приемкипредусмотренных проектом установок электрохимической защиты (для подземныхгазопроводов и резервуаров СУГ);

акты приемкискрытых и специальных работ, выполненных в соответствии с договором подряда(контрактом), — для ГРП, котельных;

акт приемкигазооборудования для проведения комплексного опробования (для предприятий икотельных);

акт приемкиочищенной внутренней полости подлежащего восстановлению газопровода;

акт приемкивнутренней полости газопровода, восстановленного тканевым шлангом или другимиматериалами, пригодность которых (при отсутствии нормативных документов на них)подтверждена в установленном порядке;

гарантийноеобязательство на восстановленный газопровод (на срок, оговоренный контрактом);

техническоесвидетельство на примененные в строительстве импортные материалы и технологии.

10.6.3 Приемочная комиссия должнапроверить соответствие смонтированной газораспределительной системы проекту ипредставленной исполнительной документации, требованиям настоящих строительныхнорм и правил.

10.6.4 Приемка заказчикомзаконченного строительством объекта газораспределительной системы должна бытьоформлена актом по форме обязательного приложения Б. Данный акт подтверждаетфакт создания объекта и его соответствие проекту и обязательным требованиямнормативных документов. Он является окончательным для отдельно возводимогообъекта газораспределительной системы. Для газораспределительной системы, входящейв состав здания или сооружения, он включается в состав приемосдаточнойдокументации по этому зданию (сооружению).

10.6.5 Приемка заказчикомзаконченной строительством газонаполнительной станции (пункта) осуществляется вобщем порядке в соответствии с требованиями действующих нормативных документовпо строительству.

Приемказаказчиком законченного строительством объекта газораспределительной системыможет производиться в соответствии с требованиями территориальных строительныхнорм (ТСН) по приемке, утвержденных в установленном порядке.

 

 

ПРИЛОЖЕНИЕА

(информационное)

 

ПЕРЕЧЕНЬНОРМАТИВНЫХ ДОКУМЕНТОВ, НА КОТОРЫЕ

ИМЕЮТСЯССЫЛКИ В СНиП 42-01-2002

 

СНиП 10-01-94	Система нормативных документов в строительстве. Основные положения
СНиП 2.01.07-85*	Нагрузки и воздействия
СНиП 2.01.09-91	Здания и сооружения на подрабатываемых территориях и просадочных грунтах
СНиП 2.01.14-83	Определение расчетных гидрологических характеристик
СНиП 2.01.15-90	Инженерная защита территорий, зданий и сооружений от опасных геологических процессов. Основные положения проектирования
СНиП 2.03.11-85	Защита строительных конструкций от коррозии
СНиП 2.04.01-85*	Внутренний водопровод и канализация зданий
СНиП 2.04.02-84*	Водоснабжение. Наружные сети и сооружения
СНиП 2.04.03-85*	Канализация. Наружные сети и сооружения
СНиП 2.04.05-91*	Отопление, вентиляция и кондиционирование
СНиП 2.04.07-86*	Тепловые сети
СНиП 2.07.01-89*	Градостроительство. Планировка и застройка городских и сельских поселений
СНиП 2.08.02-89*	Общественные здания и сооружения
СНиП 3.01.01-85*	Организация строительного производства
СНиП 21-01-97*	Пожарная безопасность зданий и сооружений
СНиП 31-03-2001	Производственные здания
СНиП 32-01-95	Железные дороги колеи 1520 мм
СНиП II-7-81*	Строительство в сейсмических районах
СНиП II-89-80*	Генеральные планы промышленных предприятий
ГОСТ 9.602—89	ЕСЗКС. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии
ГОСТ 5542—87	Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия
ГОСТ 6996—66	Сварные соединения. Методы определения механических свойств
ГОСТ 7512—82*	Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод
ГОСТ 9544—93	Арматура трубопроводная запорная. Нормы герметичности затворов
ГОСТ 14782—86	Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые
ГОСТ 16037—80	Соединения сварные стальных трубопроводов. Основные типы, конструктивные элементы и размеры
ГОСТ 20448—90	Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления. Технические условия
ГОСТ 23055—78	Классификация сварных соединений по результатам радиографического контроля
ГОСТ 26433.2—94	Система обеспечения точности геометрических параметров в строительстве. Правила выполнения измерений параметров зданий и сооружений
ГОСТ 27578—87	Газы углеводородные сжиженные для автомобильного транспорта. Технические условия
ГОСТ 27751—88	Надежность строительных конструкций и оснований. Основные положения по расчету
ГОСТ Р 50838—95*	Трубы из полиэтилена для газопроводов. Технические условия
ГОСТ Р 51872-2002	Документация исполнительная геодезическая. Правила выполнения

 

 

ПРИЛОЖЕНИЕБ

(обязательное)

 

АКТПРИЕМКИ ЗАКОНЧЕННОГО СТРОИТЕЛЬСТВОМ ОБЪЕКТА

ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЙСИСТЕМЫ

________________________________________________________________________________

(наименование и адрес объекта)

г._______________                                                                      «_____»____________ 200___ г.

Приемочнаякомиссия в составе: председателя комиссии — представителя заказчика

________________________________________________________________________________

(фамилия, имя, отчество, должность)

членов комиссии— представителей:

проектнойорганизации ___________________________________________________________

(фамилия,имя, отчество, должность)

эксплуатационнойорганизации

________________________________________________________________________________

(фамилия,имя, отчество, должность)

органаГосгортехнадзора России

________________________________________________________________________________

(фамилия, имя, отчество, должность)

УСТАНОВИЛА:

1. Генеральнымподрядчиком ______________________________________________________

(наименованиеорганизации)

предъявлен кприемке законченный строительством ___________________________________

(наименованиеобъекта)

На законченномстроительством объекте ____________________________________________

(наименованиеобъекта)

субподряднымиорганизациями ____________________________________________________

________________________________________________________________________________

(наименования организаций)

выполненыследующие работы _____________________________________________________

2. Проект №______ разработан ____________________________________________________

(наименованиеорганизации)

3. Строительствосистемы газоснабжения объекта осуществлялось в сроки:

начало работ ________________________,окончание работ ____________________________

(месяц,год)                                                                           (месяц, год)

4. Документацияна законченный строительством объект предъявлена в объеме, предусмотренном СНиП42-01-2002 или ТСН по приемке.

Приемочнаякомиссия рассмотрела представленную документацию, произвела внешний осмотрсистемы газоснабжения, определила соответствие выполненныхстроительно-монтажных работ проекту, провела, при необходимости, дополнительныеиспытания (кроме зафиксированных в исполнительной документации)______________________________________

(видыиспытаний)

 

Решениеприемочной комиссии:

1.Строительно-монтажные работы выполнены в полном объеме в соответствии спроектом и требованиями СНиП 42-01-2002.

2. Предъявленныйк приемке объект считать принятым заказчиком вместе с прилагаемойисполнительной документацией с «__»__________ 200_ г.

 

ОБЪЕКТ ПРИНЯТ

Председателькомиссии _______________________________________

(подпись)

Место печати

 

Представитель

проектнойорганизации ________________________________________

(подпись)

Представитель

эксплуатационнойорганизации _________________________________

(подпись)

Представительоргана

ГосгортехнадзораРоссии ______________________________________

(подпись)

 

ОБЪЕКТ СДАН

Представитель

генеральногоподрядчика ______________________________________

(фамилия, имя, отчество, должность, подпись)

 

 

ПРИЛОЖЕНИЕВ

 

БИБЛИОГРАФИЯ

 

[1] НПБ 105-95Определение категорий помещений и зданий по взрывопожарной и пожарной опасности

[2] ПУЭ Правилаустройства электроустановок

[3] НПБ 111-98*Автозаправочные станции. Требования пожарной безопасности

[4] НПБ 110-99*Перечень зданий, сооружений, помещений и оборудования, подлежащих защитеавтоматическими установками пожаротушения и автоматической пожарнойсигнализацией

[5]РД-34.21.122-87 Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений

[6] ПБ 10-115-96Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением

 

 

Ключевые слова:газораспределительные системы, природный газ, сжиженный углеводородный газ,топливо, внутренние газопроводы, эксплуатационные характеристики, требованиябезопасности

 

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

ВВЕДЕНИЕ

1 ОБЛАСТЬПРИМЕНЕНИЯ

2 НОРМАТИВНЫЕССЫЛКИ

3 ТЕРМИНЫ ИОПРЕДЕЛЕНИЯ

4 ОБЩИЕТРЕБОВАНИЯ К ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫМ СИСТЕМАМ

5 НАРУЖНЫЕГАЗОПРОВОДЫ

5.1 Общиеположения

5.2 Подземныегазопроводы

5.3 Надземныегазопроводы

5.4 Пересечениягазопроводами водных преград и оврагов

5.5 Пересечениягазопроводами железнодорожных и трамвайных путей и автомобильных дорог

5.6Дополнительные требования к газопроводам в особых природных и климатическихусловиях

5.7Восстановление изношенных подземных стальных газопроводов

6ГАЗОРЕГУЛЯТОРНЫЕ ПУНКТЫ И УСТАНОВКИ

6.1 Общиеположения

6.2 Требования кГРП и ГРПБ

6.3 Требования кШРП

6.4 Требования кГРУ

6.5 ОборудованиеГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ

7 ВНУТРЕННИЕГАЗОПРОВОДЫ

8 РЕЗЕРВУАРНЫЕ ИБАЛЛОННЫЕ УСТАНОВКИ СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ

8.1 Резервуарныеустановки

8.2 Баллонныегрупповые и индивидуальные установки.

9ГАЗОНАПОЛНИТЕЛЬНЫЕ СТАНЦИИ (ПУНКТЫ) СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ (ГНС).

9.1 Общиеположения

9.2 Размещениезданий и сооружений ГНС

9.3 Резервуарыдля СУГ

9.4 Оборудованиеобъектов СУГ

10 КОНТРОЛЬ ЗАСТРОИТЕЛЬСТВОМ И ПРИЕМКА ВЫПОЛНЕННЫХ РАБОТ.

10.1 Общиеположения

10.2. Внешнийосмотр и измерения

10.3Механические испытания

10.4 Контрольфизическими методами

10.5 Испытаниягазопроводов

10.6 Приемказаказчиком законченных строительством объектов газораспределительных систем

ПРИЛОЖЕНИЕ АПеречень нормативных документов, на которые имеются ссылки в СНиП 42-01-2002

ПРИЛОЖЕНИЕ Б Актприемки законченного строительством объекта газораспределительной системы

ПРИЛОЖЕНИЕ В Библиография