Системанормативных документов в строительстве

 

СВОДПРАВИЛ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ И СТРОИТЕЛЬСТВУ

 

 

ОБЩИЕПОЛОЖЕНИЯ

ПОПРОЕКТИРОВАНИЮ И СТРОИТЕЛЬСТВУ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ ИЗ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ ИПОЛИЭТИЛЕНОВЫХ ТРУБ

 

THE GENERAL PROVISION AND CONSTRUCTION

GAS DISTRIBUTION SISTEM FROM STEEL

AND POLYETHYELENE PIPES

 

СП 42-101-2003

 

УДК 69+696.2 (083.74)

Датавведения 2003-07-08

 

 

ПРЕДИСЛОВИЕ

 

1 РАЗРАБОТАН коллективом ведущих специалистов ОАО«ГипроНИИгаз, АО «ВНИИСТ», ОАО «МосгазНИИпроект», ОИ «Омскгазтехнология», ЗАО«Надежность», Госгортехнадзора России, Госстроя России и рядагазораспределительных хозяйств России при координации ЗАО «Полимергаз»

 

2 СОГЛАСОВАН

Госгортехнадзором России, письмо от 16.06.2000 г. №03-35/240

ГУГПС МЧС России, письмо от 20.06.2000 г. № 20/2.2/2229

 

3 ОДОБРЕН постановлением Госстроя России от 26.06.2003 г. №112

 

ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

 

4 ПРИНЯТ И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ решением Межведомственногокоординационного совета по вопросам технического совершенствованиягазораспределительных систем и других инженерных коммуникаций, протокол от 8июля 2003 г. № 32

 

 

ВВЕДЕНИЕ

 

СП 42-101-2003 «Общие положения по проектированию истроительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовыхтруб» разработан в соответствии с требованиями СНиП 10-01 в развитиеосновополагающего СНиП 42-01-2002 «Газораспределительные системы».

В положениях СП 42-101 приведены подтвержденные научнымиисследованиями, опробованные на практике и рекомендуемые в качестве официальнопризнанных технические решения, средства и способы реализации обязательныхтребований по проектированию и строительству систем газораспределения,установленных СНиП 42-01.

Настоящий Свод правил содержит раздел 7 «Запорная арматура»взамен СП 42-104-97 «Свод правил по применению запорной арматуры длястроительства систем газоснабжения».

В разработке настоящего Свода правил приняли участие:

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

 

1ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

 

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

1.2 В настоящем СП приведены общие положения в частиприменения стальных и полиэтиленовых труб. Особенности проектирования,строительства новых и реконструкции изношенных газопроводов приведены соответственнов СП 42-102 «Проектирование и строительство газопроводов из металлических труб»и СП 42-103 «Проектирование и строительство газопроводов из полиэтиленовых труби реконструкция изношенных газопроводов».

 

2НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

 

2.1 В настоящем СП использованы ссылки на следующиедокументы:

СНиП 2.02.01-83*. Основания зданий и сооружений; 

СНиП 2.03.11-85. Защита строительных конструкций откоррозии;

СНиП 2.03.13-88. Полы;

СНиП 2.04.01-85*. Внутренний водопровод и канализациязданий;

СНиП 2.04.05-91*. Отопление, вентиляция икондиционирование;

СНиП 2.04.07-86*. Тепловые сети;

СНиП 2.05.02-85. Автомобильные дороги;

СНиП 2.05.03-84*. Мосты и трубы;

СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы;

СНиП 2.05.07-91*. Промышленный транспорт;

СНиП 2.06.09-84. Туннели гидротехнические;

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

СНиП 2.08.02-89*. Общественные здания и сооружения;

СНиП 2.09.03-85. Сооружения промышленных предприятий;

СНиП 3.01.01-85*. Организация строительного производства;

СНиП 3.05.07-85 Системы автоматизации;

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

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

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

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

СНиП 23-01-99*. Строительная климатология;

СНиП II-22-81. Каменные и армокаменныеконструкции;

СНиП II-35-76. Котельные установки;

СНиП II-89-80*. Генеральные планыпромышленных предприятий;

СНиП III-42-80*. Магистральныетрубопроводы;

СНиП 42-01-2002. Газораспределительные системы;

ГОСТ 9.602—89. ЕСЗКС. Сооружения подземные. Общиетребования к защите от коррозии;

ГОСТ 356—80*. Арматура и детали трубопроводов. Давленияусловные, пробные и рабочие. Ряды;

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

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

ГОСТ 481—80*. Паронит и прокладки из него. Техническиеусловия;

ГОСТ 613—79. Бронзы оловянные литейные. Марки;

ГОСТ 1050—88*. Прокат сортовой, калиброванный соспециальной отделкой поверхности из углеродистой качественной конструкционнойстали. Общие технические условия;

ГОСТ 1215—79. Отливки из ковкого чугуна. Общие техническиеусловия;

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

ГОСТ 1583—93. Сплавы алюминиевые литейные. Техническиеусловия;

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

ГОСТ 4666—75. Арматура трубопроводная. Маркировка иотличительная окраска;

ГОСТ 5520—79. Прокат листовой из углеродистойнизколегированной и легированной стали для котлов и сосудов, работающих поддавлением. Технические условия;

ГОСТ 6787—2001. Плитки керамические для полов. Техническиеусловия

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

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

ГОСТ 7931—76. Олифа натуральная. Технические условия;

ГОСТ 8568—77. Листы стальные с ромбическим и чечевичнымрифлением. Технические условия;

ГОСТ 8832—76. Материалы лакокрасочные. Методы получениялакокрасочного покрытия для испытаний;

ГОСТ 9238—83. Габариты приближения строений и подвижногосостава железных дорог колеи 1520 (1524) мм;

ГОСТ 9544—93. Арматура трубопроводная запорная. Нормыгерметичности затворов;

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

ГОСТ 10330—76. Лен трепаный. Технические условия;

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

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

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

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

ГОСТ 15150—69. Машины, приборы и другие техническиеизделия. Исполнения дли различных климатических районов. Категории, условияэксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатическихфакторов внешней среды;

ГОСТ 15180—86. Прокладки плоские эластичные. Основныепараметры и размеры;

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

ГОСТ 16337—77 Е. Полиэтилен высокого давления. Техническиеусловия;

ГОСТ 16338—85 Е. Полиэтилен низкого давления. Техническиеусловия;

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

ГОСТ 16569—86. Устройства газогорелочные для отопительныхбытовых печей. Технические условия;

ГОСТ 17494—87. Машины электрические вращающиеся.Классификация степеней защиты, обеспечиваемых оболочками вращающихсяэлектрических машин;

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

ГОСТ 19151—73. Сурик свинцовый. Технические условия;

ГОСТ 19281—89. Прокат из стали повышенной прочности. Общиетехнические условия;

ГОСТ 20448—90. Газы углеводородные сжиженные топливные длякоммунально-бытового потребления. Технические условия;

ГОСТ 21204—97. Горелки газовые промышленные. Общиетехнические требования;

ГОСТ 21488—97 Е. Прутки прессованные из алюминия иалюминиевых сплавов. Технические условия;

ГОСТ 21552—84Е. Средства вычислительной техники. Общиетехнические требования, приемка, методы испытаний, маркировка, упаковка, транспортированиеи хранение;

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

ГОСТ 25100—95. Грунты. Классификация;

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

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

ГОСТ 2.601—95. ЕСКД. Эксплуатационные документы;

ГОСТ 8.143—75. ГСИ Государственный первичный эталон иобщесоюзная проверочная схема для средств измерений объемного расхода газа вдиапазоне 1·10^-6¸1·10²м³/с;

ГОСТ 8.563.1—97 ГСИ. Измерение расхода и количестважидкостей и газов методом переменного перепада давления. Диафрагмы, сопла ИСА1932 и трубы Вентури, установленные в заполненных трубопроводах круглогосечения. Технические условия;

ГОСТ 8.563.2-97 ГСИ. Измерение расхода и количестважидкостей и газов методом переменного перепада давления. Методика выполненияизмерений с помощью сужающих устройств;

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

ГОСТ 12.1.007—76 ССБТ. Вредные вещества. Классификация иобщие требования безопасности;

ГОСТ 12.1.011—78* ССБТ. Смеси взрывоопасные. Классификацияи методы испытаний;

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

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

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

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

ГОСТ 34.003—90. Информационная технология. Комплексстандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Термины иопределения;

ГОСТ 34.201—89. Информационная технология. Комплексстандартов на автоматизированные системы. Виды, комплектность и обозначениедокументов при создании автоматизированных систем;

ГОСТ 34.601—90. Информационная технология. Комплексстандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадиисоздания;

ГОСТ 34.602—89. Информационная технология. Комплексстандартов на автоматизированные системы. Техническое задание на созданиеавтоматизированной системы;

ГОСТ Р 50571.3—94. Электроустановки зданий. Часть 4.Требования по обеспечению безопасности. Защита от поражений электрическимтоком;

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

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

ГОСТ Р 51617-2000. Жилищно-коммунальные услуги. Общиетехнические условия;

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

РД 34.21.122-90. Инструкция по устройству молниезащиты зданийи сооружений;

РД 50-34.698-90. Методические указания. Информационнаятехнология. Комплекс стандартов и руководящих документов на автоматизированныесистемы. Требования к содержанию документов;

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

РД 50-682-89. Методические указания. Информационнаятехнология. Комплекс стандартов и руководящих документов на автоматизированныесистемы. Общие положения.

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

ПБ 12-529-03. Правила безопасности систем газораспределенияи газопотребления;

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

Правила плавания по внутренним судоходным путям;

Правила речного регистра;

Правила технической эксплуатации речного транспорта.

ПБ 13-407-01. Единые правила безопасности при взрывныхработах;

ПУЭ. Правила устройства электроустановок;

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

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

 

3.ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

 

ВЫБОРСИСТЕМЫ ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ

 

3.1 Разработку проектов газораспределительных системследует вести на основании технических условий на присоединение объектагазового хозяйства к источникам газораспределения, выдаваемых владельцемгазовых сетей, и наличия согласования с организацией — разработчиком схемыгазоснабжения объекта.

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

3.3 Газораспределительные системы подразделяются по:

- виду газа (природный, СУГ);

- числу ступеней регулирования давления газа (одно- имногоступенчатые);

- принципу построения (кольцевые, тупиковые, смешанные).

3.4 Выбор системы распределения газа рекомендуетсяпроизводить в зависимости от объема, структуры и плотности газопотребленияпоселений, размещения жилых и производственных зон, а также источниковгазоснабжения (местоположение и мощность существующих и проектируемыхмагистральных газопроводов, газораспределительных станций (ГРС),газонаполнительных станций (ГНС) и т.д.).

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

3.5 При использовании одно- или многоступенчатой системыраспределения газ потребителям подается соответственно по распределительнымгазопроводам одной или нескольких категорий давления.

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

Для малых городов или отдельных жилых микрорайонов, а такжедля сельских поселений в качестве наиболее рациональной газораспределительнойсистемы рекомендуется система распределения среднего давления с ШРП употребителя или группы потребителей.

Одноступенчатые газораспределительные системы низкогодавления из-за значительных материаловложений являются целесообразными лишь вмалых поселениях с компактной застройкой, расположенных вблизи источникагазоснабжения.

В зависимости от величины давления газа в распределительныхгазопроводах и климатических условий рекомендуется применение ГРП, ГРПБ, какправило, с местными приборами отопления.

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

3.7 Принцип построения газораспределительных системвыбирается в зависимости от характера планировки и плотности застройкипоселения. Предпочтительными являются смешанные или кольцевыегазораспределительные системы, обеспечивающие наиболее равномерный режимдавления во всех точках отбора газа из распределительных газопроводов, а такжеповышающие надежность систем газоснабжения.

3.8 При газоснабжении СУГ рекомендуютсягазораспределительные системы на базе резервуарных установок или станцийрегазификации.

Газораспределительные системы с использованием групповыхили индивидуальных баллонных установок СУГ рекомендуется применять только притехнической невозможности или экономической нецелесообразности использованиярезервуарных установок.

 

НОРМЫПОТРЕБЛЕНИЯ ГАЗА

 

3.9 При решении вопросов газоснабжения поселенийиспользование газа предусматривается на:

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

- отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение жилых иобщественных зданий;

- отопление и нужды производственных и коммунально-бытовыхпотребителей.

3.10 Годовые расходы газа для каждой категории потребителейследует определять на конец расчетного периода с учетом перспективы развитияобъектов — потребителей газа.

Продолжительность расчетного периода устанавливается наосновании плана перспективного развития объектов — потребителей газа.

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

Нормы расхода газа для потребителей, не перечисленные вприложении А, следует принимать по нормам расхода других видов топлива или поданным фактического расхода используемого топлива с учетом КПД при переводе нагазовое топливо.

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

- при наличии централизованного горячего водоснабжения —120;

- при горячем водоснабжении от газовых водонагревателей —300;

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

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

3.14 Годовые расходы газа на нужды промышленных исельскохозяйственных предприятий следует определять по даннымтопливопотребления (с учетом изменения КПД при переходе на газовое топливо)этих предприятий с перспективой их развития или на основе технологических нормрасхода топлива (теплоты).

3.15 Годовые и расчетные часовые расходы теплоты на нуждыотопления, вентиляции и горячего водоснабжения определяют в соответствии суказаниями СНиП 2.04.01, СНиП 2.04.05 и СНиП 2.04.07.

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

 

Таблица 1

 

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

 

ОПРЕДЕЛЕНИЕРАСЧЕТНЫХ РАСХОДОВ ГАЗА

 

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

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

,                                                             (1)

где  — коэффициент часовогомаксимума (коэффициент перехода от годового расхода к максимальному часовомурасходу газа);

Q_y —годовой расход газа, м³/год.

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

Значения коэффициента часового максимума расхода газа нахозяйственно-бытовые нужды в зависимости от численности населения, снабжаемогогазом, приведены в таблице 2; для бань, прачечных, предприятий общественногопитания и предприятий по производству хлеба и кондитерских изделий — в таблице3.

 

Таблица 2

 

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

 

Таблица 3

 

Предприятия	Коэффициент часового максимума расходов газа
Бани	1/2700
Прачечные	1/2900
Общественного питания	1/2000
По производству хлеба, кондитерских изделий	1/6000
Примечание. Для бань и прачечных значения коэффициента часового максимума расхода газа приведены с учетом расхода газа на нужды отопления и вентиляции.

 

3.19 Расчетный часовой расход газа для предприятийразличных отраслей промышленности и предприятий бытового обслуживанияпроизводственного характера (за исключением предприятий, приведенных в таблице4) следует определять по данным топливопотребления (с учетом изменения КПД припереходе на газовое топливо) или по формуле (1) исходя из годового расхода газас учетом коэффициентов часового максимума по отрасли промышленности,приведенных в таблице 4.

 

Таблица 4

 

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

 

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

,                                                        (2)

где  — сумма произведенийвеличин K_sim, q_nomи n_i от iдо m;

K_sim — коэффициент одновременности,принимаемый для жилых домов по таблице 5;

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

n_i — числооднотипных приборов или групп приборов;

m — число типов приборов илигрупп приборов.

 

Таблица 5

 

Число квартир	Коэффициент одновременности Ksim в зависимости от установки в жилых домах газового оборудования
	Плита 4-конфорочная	Плита 2-конфорочная	Плита 4-конфорочная и газовый проточный водонагреватель	Плита 2-конфорочная и газовый проточный водонагреватель
1	1	1	0,700	0,750
2	0,650	0,840	0,560	0,640
3	0,450	0,730	0,480	0,520
4	0,350	0,590	0,430	0,390
5	0,290	0,480	0,400	0,375
6	0,280	0,410	0,392	0,360
7	0,280	0,360	0,370	0,345
8	0,265	0,320	0,360	0,335
9	0,258	0,289	0,345	0,320
10	0,254	0,263	0,340	0,315
15	0,240	0,242	0,300	0,275
20	0,235	0,230	0,280	0,260
30	0,231	0,218	0,250	0,235
40	0,227	0,213	0,230	0,205
50	0,223	0,210	0,215	0,193
60	0,220	0,207	0,203	0,186
70	0,217	0,205	0,195	0,180
80	0,214	0,204	0,192	0,175
90	0,212	0,203	0,187	0,171
100	0,210	0,202	0,185	0,163
400	0,180	0,170	0,150	0,135
Примечания: 1. Для квартир, в которых устанавливается несколько однотипных газовых приборов, коэффициент одновременности следует принимать как для такого же числа квартир с этими газовыми приборами. 2. Значение коэффициента одновременности для емкостных водонагревателей, отопительных котлов или отопительных печей рекомендуется принимать равным 0,85 независимо от количества квартир.

 

РАСЧЕТДИАМЕТРА ГАЗОПРОВОДА И ДОПУСТИМЫХ ПОТЕРЬ ДАВЛЕНИЯ

 

3.21 Пропускная способность газопроводов может приниматьсяиз условий создания при максимально допустимых потерях давления газа наиболееэкономичной и надежной в эксплуатации системы, обеспечивающей устойчивостьработы ГРП и газорегуляторных установок (ГРУ), а также работы горелокпотребителей в допустимых диапазонах давления газа.

3.22 Расчетные внутренние диаметры газопроводовопределяются исходя из условия обеспечения бесперебойного газоснабжения всехпотребителей в часы максимального потребления газа.

3.23 Расчет диаметра газопровода следует выполнять, какправило, на компьютере с оптимальным распределением расчетной потери давлениямежду участками сети.

При невозможности или нецелесообразности выполнения расчетана компьютере (отсутствие соответствующей программы, отдельные участкигазопроводов и т.п.) гидравлический расчет допускается производить поприведенным ниже формулам или по номограммам (приложение Б), составленным поэтим формулам.

3.24 Расчетные потери давления в газопроводах высокого исреднего давления принимаются в пределах категории давления, принятой длягазопровода.

3.25 Расчетные суммарные потери давления газа вгазопроводах низкого давления (от источника газоснабжения до наиболееудаленного прибора) принимаются не более 180 даПа, в том числе враспределительных газопроводах 200 даПа, в газопроводах-вводах и внутреннихгазопроводах — 60 даПа.

3.26 Значения расчетной потери давления газа припроектировании газопроводов всех давлений для промышленных,сельскохозяйственных и бытовых предприятий и организаций коммунально-бытовогообслуживания принимаются в зависимости от давления газа в месте подключения сучетом технических характеристик принимаемого к установке газовогооборудования, устройств автоматики безопасности и автоматики регулированиятехнологического режима тепловых агрегатов.

3.27 Падение давления на участке газовой сети можноопределять:

- для сетей среднего и высокого давлений по формуле

,                             (3)

где Р_н — абсолютное давление в началегазопровода, МПа;

Р_к — абсолютное давление в концегазопровода, МПа;

Р₀ = 0,101325 МПа;

l — коэффициентгидравлического трения;

l — расчетная длинагазопровода постоянного диаметра, м;

d — внутренний диаметр газопровода, см;

r₀ —плотность газа при нормальных условиях, кг/м³;

Q₀ — расход газа, м³/ч, принормальных условиях;

- для сетей низкого давления по формуле

,                                  (4)

где Р_н — давление в начале газопровода,Па;

Р_к — давление в конце газопровода, Па;

l, l, d, r₀, Q₀— обозначения те же, что и в формуле (3).

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

,                                                   (5)

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

Q₀, d —обозначения те же, что и в формуле (3), и гидравлической гладкости внутреннейстенки газопровода, определяемой по условию (6),

,                                                           (6)

где Re — число Рейнольдса;

n — эквивалентная абсолютнаяшероховатость внутренней поверхности стенки трубы, принимаемая равной для новыхстальных — 0,01 см, для бывших в эксплуатации стальных — 0,1 см, дляполиэтиленовых независимо от времени эксплуатации — 0,0007 см;

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

В зависимости от значения Re коэффициент гидравлическоготрения l определяется:

- для ламинарного режима движения газа Re £ 2000

;                                                                   (7)

- для критического режима движения газа Re = 2000-4000

;                                                         (8)

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

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

- при 4000 < Re < 100 000 по формуле

;                                                                (9)

- при Re > 100 000

;                                                  (10)

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

;                                                   (11)

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

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

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

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

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

,                                                        (12)

где l₁ —действительная длина газопровода, м;

 — сумма коэффициентовместных сопротивлений участка газопровода;

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

l — коэффициентгидравлического трения, определяемый в зависимости от режима течения игидравлической гладкости стенок газопровода по формулам (7)—(11).

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

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

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

,                                                          (13)

где l — коэффициентгидравлического трения;

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

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

Коэффициент гидравлического трения l определяется по формуле (11).

3.34 Расчет диаметра газопровода паровой фазы СУГвыполняется в соответствии с указаниями по расчету газопроводов природного газасоответствующего давления.

3.35 При расчете внутренних газопроводов низкого давлениядля жилых домов допускается определять потери давления газа на местныесопротивления в размере, %:

- на газопроводах от вводов в здание:

до стояка — 25 линейных потерь

на стояках — 20       »               »

- на внутриквартирной разводке:

при длине разводки 1—2 м — 450 линейных потерь

   »       »             »       3—4    — 300         »          »

   »       »             »       5—7    — 120         »          »

   »       »             »       8—12   — 50          »          »

3.36 При расчете газопроводов низкого давления учитываетсягидростатический напор H_g, даПа, определяемый по формуле (14)

,                                                    (14)

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

h — разность абсолютных отметок начальных и конечныхучастков газопровода, м;

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

r₀ —обозначение то же, что в формуле (3).

3.37 Расчет кольцевых сетей газопроводов следует выполнятьс увязкой давлений газа в узловых точках расчетных колец. Неувязка потерьдавления в кольце допускается до 10 %.

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

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

,                                                        (15)

где d_p —расчетный диаметр, см;

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

Q₀ — расчетныйрасход газа, м³/ч, при нормальных условиях;

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

,                                                           (16)

DР_доп— допустимые потери давления (Па — для сетей низкого давления, МПа/м — длясетей среднего и высокого давления);

L — расстояние до самой удаленной точки, м.

 

Таблица 6

 

Категория сети	А
Сети низкого давления	106 / (162 p2) = 626
Сети среднего и высокого давления	P0 = 0,101325 МПа, Pm — усредненное давление газа (абсолютное) в сети, МПа.

 

Таблица 7

 

Материал	В	m	m1
Сталь	0,022	2	5
Полиэтилен	, v — кинематическая вязкость газа при нормальных условиях, м2/с.	1,75	4,75

 

3.40 Внутренний диаметр газопровода принимается изстандартного ряда внутренних диаметров трубопроводов: ближайший больший — длястальных газопроводов и ближайший меньший — для полиэтиленовых.

 

АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕСИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ПРОЦЕССОМ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ГАЗА

 

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

Верхний уровень АСУ ТП РГ реализуется в ЦДП в виде одногоили нескольких автоматизированных рабочих мест (АРМ), связанных между собойлокальной вычислительной сетью (ЛВС).

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

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

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

ГРП — обеспечивающие редуцирование давления газа в сетяхвысокого и среднего давления;

ГРП — питающие тупиковые сети низкого давления с часовымпотреблением газа свыше 1000 м³/ч (при нормальных условиях);

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

ГРП — питающие кольцевые сети низкого давления;

ГРП — расположенные в удаленных населенных пунктах.

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

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

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

 

Таблица 8

 

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

 

Таблица 9

 

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

 

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

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

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

- давление газа перед каждым замерным узлом расхода газа;

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

- температура газа по каждому замерному узлу;

- давление газа на каждом выходе ГС;

- положение регулирующего устройства;

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

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

- положение запорного устройства;

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

- состояние предохранительно-запорного клапана(«закрыт/открыт»);

- загазованность помещения (норма/выше нормы);

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

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

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

г) контроль отклонений параметров состояниятехнологического оборудования от установленных значений в соответствии спаспортными данными на технологическое оборудование, фиксация и запоминаниеотклонений;

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

е) расчет объемов газа по каждому замерному узлу заследующие периоды:

- 5 с (значение мгновенного расхода газа);

- 1ч;

- 1 сут;

- 1 мес;

ж) ввод и хранение следующих нормативно-справочных данных:

- текущее время;

- дата (год, месяц, число);

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

- плотность газа в нормальных условиях;

- диаметр измерительного трубопровода;

- диаметр отверстия диафрагмы;

- тип устройства отбора давления;

- тип счетчика расхода газа;

- барометрическое давление;

- диапазоны измерения датчиков давления;

- диапазоны измерения датчиков температуры;

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

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

- величины максимальных перепадов давления, при которыхдолжны происходить переключения дифманометров (при применении сужающихустройств);

з) автоматическое фиксирование во времени и запоминаниетехнологических параметров функционирования ГС при следующих нештатныхситуациях:

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

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

- переключение датчиков перепада давления, давления итемпературы в рабочий режим;

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

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

- отказ датчиков контроля состояния технологическогооборудования;

- отказ датчиков перепада давления, датчиков давления итемпературы газа, счетчиков расхода газа;

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

- отклонение напряжения электропитания за допускаемыезначения;

- отсутствие сетевого электропитания;

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

- название (код) КП;

- код (номер) замерного узла КП;

- дату и время составления отчета;

- значение всех введенных оператором констант и время ихвведения.

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

- дату (число, месяц, год);

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

- суммарный объем газа при нормальных условиях за отчетныйпериод, м³;

- средний суточный расход, м³/ч;

- среднесуточное значение перепада давления, МПа (длядиафрагм);

- среднесуточное значение давления на входе замерного узла,МПа;

- среднесуточное значение атмосферного давления;

- среднесуточное значение температуры газа;

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

- нештатные ситуации и время их возникновения.

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

- дату (число, месяц, год);

- время (часы, минуты);

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

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

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

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

- нештатные ситуации и время их возникновения.

Часовой отчет содержит:

- время (начало часа);

- средний расход газа за час, м³/ч;

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

- среднее давление на входе замерного узла за час;

- среднюю температуру газа за час;

- записи о вмешательстве оператора и нештатных ситуациях.

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

- текущее время (время опроса);

- давление газа на каждом ЗУ, МПа;

- температура газа на каждом ЗУ;

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

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

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

- нештатные ситуации и время их возникновения;

- давление газа на каждом входе ГС, МПа;

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

- данные о состоянии технологического оборудования;

- перепады давления на фильтрах.

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

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

3.47 Регулирование параметров технологического процессагазораспределения в АСУ ТП РГ производится по командным сигналам с ЦДП путемвоздействия на управляющие и исполнительные устройства, установленные нагазовых объектах газораспределительной системы.

Для управления отключающими устройствами применяютсядистанционно управляемые задвижки или предохранительные клапаны, а дляуправления настройкой регуляторов давления газа — переключаемые или плавнонастраиваемые регуляторы управления, при этом на ГРП низкого давления настройкадолжна осуществляться с установкой не менее трех уровней выходного давления.

3.48 Проектирование АСУ ТП РГ осуществляется в соответствиис ПУЭ, ГОСТ 34.003, ГОСТ 34.201, ГОСТ 34.601, ГОСТ 34.602, РД 50-34.698, РД50-680, РД 50-682 и положениями настоящего раздела.

3.49 Проектирование и строительство АСУ ТП РГ рекомендуетсяпроизводить по очередям.

Первая очередь внедрения АСУ ТП РГ должна предусматриватьфункционирование системы в информационном режиме централизованного контроля приограниченном числе контролируемых объектов.

3.50 Параметры выходных электрических сигналов датчиковдолжны соответствовать параметрам входных электрических сигналов средстввычислительной техники по ГОСТ 21552.

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

3.52 СА, устанавливаемые на ГС, должны быть рассчитаны наэксплуатацию во взрывоопасных зонах помещений классов В-la, В-1г (ПУЭ), гдевозможно образование взрывоопасных смесей категорий 11А, 11В групп 1-ТЗсогласно ГОСТ 12.1.011.

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

3.54 ЦДП следует размещать в помещениях, обеспечивающихоптимальные условия эксплуатации аппаратуры и комфортные условия работыдиспетчерского персонала.

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

а) контур заземления;

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

в) телефонный ввод или каналообразующую аппаратурурадиоканала.

Для размещения аппаратуры АСУ ТП РГ на КП допускаетсяустройство отдельного (аппаратного) помещения, которое, кроме указанных вышетребований к обустройству КП, должно:

1) примыкать к технологическому помещению КП;

2) иметь отдельный вход;

3) иметь площадь не менее 4 м².

 

4НАРУЖНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ

 

ОБЩИЕПОЛОЖЕНИЯ

 

4.1 Требования настоящего раздела распространяются напроектирование газопроводов от источников газораспределения до потребителейгаза.

При прокладке наружных газопроводов в особых условияхдополнительно следует руководствоваться положениями подраздела «Требования ксооружению газопроводов в особых природных и климатических условиях» (СП42-102, СП 42-103).

4.2 При проектировании подземных газопроводов рекомендуетсяпредусматривать полиэтиленовые трубы, за исключением случаев, когда по условиямпрокладки, давлению и виду транспортируемого газа эти трубы применить нельзя.

При проектировании газораспределительных систем следуетучитывать планировку поселений, плотность и этажность застройки, объемыпотребляемого газа, наличие и характеристики газопотребляющих установок,стоимость труб, оборудования, строительства и эксплуатации.

4.3 Выбор трассы газопроводов производится из условийобеспечения экономичного строительства, надежной и безопасной эксплуатациигазопроводов с учетом перспективного развития поселений, предприятий и другихобъектов, а также прогнозируемого изменения природных условий.

4.4 Согласование и представление (отвод, передача в аренду)земельных участков для строительства газопроводов производятся органамиместного самоуправления в пределах своих полномочий, руководствуясь при этомосновными положениями Земельного кодекса России, земельного законодательствасубъектов Российской Федерации, законами об основах градостроительства, охраныокружающей среды, а также нормативно-правовыми актами, регулирующимиземлеприродопользование, проектирование и строительство.

4.5 Проекты наружных газопроводов следует выполнять натопографических планах в масштабах, предусмотренных ГОСТ 21.610. Разрешаетсявыполнение проектов газопроводов, прокладываемых между поселениями, на планах вмасштабе 1:5000 при закреплении оси трассы в натуре.

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

Для участков газопровода, прокладываемого на местности соспокойным рельефом и однородными грунтовыми условиями, за исключением участковпересечений газопровода с естественными и искусственными преградами, различнымисооружениями и коммуникациями, продольные профили можно не составлять. Длятаких участков в местах пересечения с коммуникациями рекомендуется составлятьэскизы.

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

4.7 На территории поселений прокладка газопроводовпредусматривается преимущественно подземной, в соответствии с требованиями СНиП2.07.01.

Прокладка надземного газопровода осуществляется притехническом обосновании, которое составляется проектной организацией исходя изсложившихся архитектурно-планировочных, грунтовых и других условий районастроительства. Прокладку распределительных газопроводов по улицам рекомендуетсяпредусматривать на разделительных полосах, избегая по возможности прокладкигазопроводов под усовершенствованными дорожными покрытиями.

На территории производственных предприятийпредусматривается подземный или надземный способ прокладки в соответствии стребованиями СНиП II-89.

Транзитную прокладку распределительных газопроводов черезтерритории предприятий, организаций и т.п. (при отсутствии возможности инойпрокладки) можно предусматривать для газопроводов давлением до 0,6 МПа приусловии обеспечения постоянного доступа на эти территории представителейпредприятия, эксплуатирующего данный газопровод.

4.8 Проектирование вводов газопроводов в зданиярекомендуется вести с учетом обеспечения свободного перемещения газопровода вслучаях деформаций зданий и (или) газопровода за счет компенсатора (какправило, П-, Г- или Z-образного, сильфонного и т.д.) на наружном газопроводеили размеров и конструкции заделки футляра в местах прохода через наружныестены здания и фундаменты.

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

 

ПОДЗЕМНЫЕГАЗОПРОВОДЫ

 

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

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

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

При разнице в глубине заложений смежных газопроводов свыше0,4 м указанные расстояния следует увеличивать с учетом крутизны откосовтраншей, но принимать не менее разницы заложения газопроводов.

4.11 При прокладке газопровода неосушенного газа следуетпредусматривать установку конденсатосборников.

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

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

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

4.13 Газопроводы, прокладываемые в футлярах, должны иметьминимальное количество стыковых соединений.

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

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

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

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

- для оползневых участков — зеркала скольжения;

- для участков, подверженных эрозии, — границыпрогнозируемого размыва.

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

4.17 В грунтах с несущей способностью менее 0,025 МПа(неслежавшиеся насыпные или илистые грунты и т.п.), а также в грунтах свключением строительного мусора и перегноя (содержание больше 10—15 %) днотраншеи рекомендуется усиливать путем прокладки бетонных, антисептированныхдеревянных брусьев, устройства свайного основания, втрамбовыванием щебня илигравия или другими способами.

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

Выбор способа защиты определяется в каждом конкретномслучае исходя из инженерно-геологических, топографических и гидрогеологическихусловий местности.

4.19 При наличии вблизи охранной зоны трассы газопроводарастущих оврагов и провалов, карстов и т.п., которые могут повлиять набезопасную эксплуатацию газопроводов, рекомендуется предусматривать мероприятияпо предотвращению их развития.

4.20 Для определения местонахождения газопровода на углахповорота трассы, местах изменения диаметра, установки арматуры и сооружений,принадлежащих газопроводу, а также на прямолинейных участках трассы (через200—500 м) устанавливаются опознавательные знаки.

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

Опознавательные знаки устанавливаются на железобетонныестолбики или металлические реперы высотой не менее 1,5 м или другие постоянныеориентиры.

В местах перехода газопроводов через судоходные илесосплавные водные преграды на обоих берегах предусматривается установкасигнальных знаков в соответствии с требованиями Устава внутреннего водноготранспорта. На границе подводного перехода предусматривается установкапостоянных реперов: при ширине преграды при меженном горизонте до 75 м — наодном берегу, при большей ширине — на обоих берегах.

 

ПЕРЕСЕЧЕНИЯГАЗОПРОВОДАМИ ЕСТЕСТВЕННЫХ И ИСКУССТВЕННЫХ ПРЕГРАД

 

4.21 Переходы газопроводов через водные преградыпредусматривают на основании данных гидрологических, инженерно-геологических итопографических изысканий с учетом условий эксплуатации существующих истроительства проектируемых мостов, гидротехнических сооружений, перспективныхработ в заданном районе и экологии водоема.

4.22 Место перехода через водные преграды следуетсогласовывать с бассейновыми управлениями речного флота, рыбоохраны, местнымиорганами Минприроды России, местным комитетом по водному хозяйству и другимизаинтересованными организациями.

4.23 Створы подводных переходов через реки выбираются напрямолинейных устойчивых плесовых участках с пологими неразмываемыми берегамирусла при минимальной ширине заливаемой поймы. Створ подводного переходаследует предусматривать, как правило, перпендикулярным динамической оси потока,избегая участков, сложенных скальными грунтами. Устройство переходов наперекатах, как правило, не допускается.

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

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

Вторая нитка не предусматривается при прокладке:

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

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

- методом наклонно-направленного бурения или другомобосновании принятого решения.

Диаметр каждой нитки газопровода должен подбираться изусловия обеспечения пропускной способности трубы по 0,75 расчетного расходагаза.

4.26 Для подводных газопроводов, предназначенных длягазоснабжения потребителей, не допускающих перерывов в подаче газа, или приширине заливаемой поймы более 500 м по уровню ГВВ 10 % обеспеченности ипродолжительности подтопления паводковыми водами более 20 дней, а также длягорных рек и водных преград с неустойчивым дном и берегами рекомендуетсяпрокладка второй нитки.

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

На пойменных участках переходов на несудоходных реках сруслом и берегами, не подверженными размыву, а также при пересечении водныхпреград в пределах поселений разрешается предусматривать укладку нитокгазопроводов в одну траншею.

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

4.28 Прокладка газопроводов на подводных переходахпредусматривается с заглублением в дно пересекаемых водных преград. Величиназаглубления принимается в соответствии с требованиями СНиП 42-01 с учетомвозможных деформаций русла и перспективных дноуглубительных работ на русловыхучастках в течение 25 лет (углубление дна, расширения, срезки, переформированиерусла, размыв берегов и т.п.).

На подводных переходах через несудоходные и несплавныеводные преграды, а также в скальных грунтах разрешается уменьшение глубиныукладки газопроводов, но верх газопровода (балласта, футеровки) во всех случаяхдолжен быть не ниже отметки возможного размыва дна водоема на расчетный срокэксплуатации газопровода.

4.29 При проектировании подводных переходов и газопроводов,прокладываемых в водонасыщенных грунтах, производится расчет устойчивостиположения (против всплытия) и необходимости балластировки газопровода всоответствии с разделом «Расчет газопроводов на прочность и устойчивость» (СП42-102 и СП 42-103).

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

Установка пригрузов на газопроводах, прокладываемых насезонно подтопляемых участках, не требуется, если грунт засыпки траншеиобеспечивает проектное положение газопровода при воздействии на неговыталкивающей силы воды.

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

При проектировании газопровода на участках, сложенныхгрунтами, которые могут перейти в жидкопластичное состояние, при определениивыталкивающей силы следует вместо объемного веса воды принимать объемный весразжиженного грунта по данным инженерно-геологических изысканий.

4.30 Проектом предусматриваются необходимые решения поукреплению берегов русла в местах прокладки подводного перехода и попредотвращению размыва траншеи поверхностными водами (одерновка, каменнаянаброска, устройство канав и перемычек).

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

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

В болотах I типа (целиком заполненных торфом, допускающихработу и неоднократное передвижение болотной техники, с удельным давлением0,02—0,03 МПа или работу обычной техники с помощью щитов, сланей или дорог,обеспечивающих снижение удельного давления на поверхность залежи до 0,02 МПа),а также в болотах II типа (допускающих работу и передвижение строительнойтехники только по щитам, сланям или дорогам, обеспечивающим снижение удельногодавления на поверхность залежи до 0,01 МПа) можно применять любые способыпрокладки газопровода (подземную, наземную или надземную).

В болотах III типа (заполненных растекающимся торфом иводой с плавающей торфяной коркой, допускающих работу только специальнойтехники на понтонах или обычной техники с плавучих средств) наиболеецелесообразна надземная прокладка. Допускается подземная прокладка при условиизаглубления газопровода на минеральный грунт и устройства балластировки, какдля болот I—II типов.

Наземную прокладку рекомендуется предусматривать вследующих случаях:

- болота не примыкают к затопляемым поймам рек;

- продольный и поперечный уклон болот не превышает 10 %;

- болота не подлежат осушению;

- существует возможность укладки газопровода вгоризонтальных и вертикальных плоскостях естественным изгибом.

При наземной прокладке обваловку газопровода следуетвыполнять торфом с откосами не менее 1:1,25 и устройством под газопроводомдвухслойной хворостяной выстилки, уплотненной слоем торфа. Поверх торфянойприсыпки допускается устраивать обвалование минеральным грунтом.

При подземной прокладке рекомендуется руководствоватьсяследующими положениями:

- откосы траншей принимаются для I типа болот не менее1:0,75 (слаборазложившийся торф) и 1:1 (хорошо разложившийся торф), для II типаболот — соответственно 1:1 и 1:1,25;

- газопровод прокладывается в горизонтальной и вертикальнойплоскостях с помощью естественного изгиба;

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

4.33 Пересечения газопроводами железнодорожных и трамвайныхпутей и автомобильных дорог I—III категорий следует предусматривать под углом90°. В стесненных условиях в обоснованных случаях разрешается уменьшать уголпересечения до 60°.

4.34 Пересечения газопроводом железных и автомобильныхдорог, трамвайных путей предусматривают подземно (под земляным полотном) илинадземно (на опорах или эстакадах). При этом необходимо учитывать перспективуразвития дороги, оговоренную в технических условиях предприятия, в ведениикоторого находится пересекаемая дорога.

4.35 Прокладка газопровода в теле насыпи, а также подмостами и в искусственных сооружениях (водопропускных, водоотводных, дренажныхтрубах и т.д.) железной дороги не рекомендуется.

4.36 При подземном пересечении газопроводами железных дорогна участках насыпей высотой более 6 м, а также на косогорных участках (суклоном более 200 ‰) в проекте предусматривают дополнительные мероприятия пообеспечению устойчивости земляного полотна.

4.37 Габариты приближения надземных переходов газопроводовчерез железные дороги общей сети, а также внутренние подъездные путипредприятий принимаются в соответствии с ГОСТ 9238 с учетом сохранения целостностиземляного полотна при производстве работ.

 

 

РАЗМЕЩЕНИЕОТКЛЮЧАЮЩИХ УСТРОЙСТВ НА ГАЗОПРОВОДАХ

 

4.38 Отключающие устройства на наружных газопроводахразмещаются:

а) подземно — в грунте (бесколодезная установка) или вколодцах;

б) надземно — на специально обустроенных площадках (дляподземных газопроводов), на стенах зданий, а также на надземных газопроводах,прокладываемых на опорах.

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

4.39 Установку отключающих устройств предусматривают сучетом обеспечения возможности их монтажа и демонтажа. С этой целью приразмещении отключающих устройств в колодце на газопроводах с условным диаметромменее 100 мм предусматривают преимущественно П-образные компенсаторы, прибольших диаметрах — линзовые или сильфонные компенсаторы.

При установке в колодце стальной фланцевой арматуры нагазопроводах допускается предусматривать вместо компенсирующего устройствакосую фланцевую вставку.

При надземной установке арматуры и арматуры, изготовленнойдля неразъемного присоединения к газопроводу, компенсирующее устройство и косуювставку можно не предусматривать.

4.40 Отключающие устройства на ответвлениях отраспределительных газопроводов следует предусматривать, как правило, внетерритории потребителя на расстояниях не более 100 м от распределительногогазопровода и не ближе чем на 2 м от линии застройки или ограждения территориипотребителя.

4.41 Размещение отключающих устройств предусматривают вдоступном для обслуживания месте.

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

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

4.42 При надземной установке запорной арматуры сэлектроприводом рекомендуется предусматривать навес для защиты ее отатмосферных осадков.

4.43 В соответствии с требованиями СНиП 2.05.03 отключающиеустройства, как правило, следует предусматривать на газопроводах давлением до0,6 МПа при прокладке их по большим (длиной св. 100 м или с пролетами св. 60 м)и средним (длиной св. 25 м до 100 м) автомобильным, городским и пешеходныммостам с обеих сторон от моста. Длину моста определяют между концами береговыхопор (закладных щитов), при этом длину переходных плит в длину моста невключают.

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

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

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

4.45 При пересечении газопроводами воздушных линийэлектропередачи отключающие устройства следует предусматривать вне охраннойзоны ЛЭП, которым является участок земли и пространства, заключенный междувертикальными плоскостями, проходящими через параллельные прямые, отстоящие открайних проводов (при неотклоненном их положении) на расстоянии, зависящем отвеличины напряжения ЛЭП, а именно: для линий напряжением до 1 кВ — 2 м; от 1 до20 кВ включ. — 10 м; 35 кВ — 15 м; 110 кВ — 20 м; 150 кВ и 220 кВ — 25 м, 330кВ, 400 кВ и 500 кВ — 50 м; 750 кВ — 40 м; 800 кВ (постоянный ток) — 30 м.

4.46 На закольцованных газопроводах установку отключающихустройств предусматривают на обоих берегах, а на тупиковых газопроводах — наодном берегу до перехода (по ходу газа).

4.47 В случаях необходимости размещения отключающихустройств на подтопляемых участках при небольшой продолжительности подтопления(до 20 дней) и незначительной глубине этого подтопления (до 0,5 м) высота ихустановки принимается на 0,5 м выше прогнозируемой отметки подтопления за счетустройства специальных площадок, насыпей и т.д. В этих случаях необходимопредусматривать мероприятия по обеспечению доступа обслуживающего персонала котключающим устройствам во время подъема воды (отсыпка грунтовых подходов,плавсредства и т. д.).

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

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

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

 

СООРУЖЕНИЯНА ГАЗОПРОВОДАХ

 

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

Для защиты конструкций колодцев от возможного проникновенияповерхностных или грунтовых вод необходимо предусматривать устройствогидроизоляции.

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

В местах прохода газопровода через стенки колодцев следуетпредусматривать футляры, выходящие не менее чем на 2 см за стенки. Диаметрфутляра принимается исходя из условий обеспечения выполнениястроительно-монтажных работ, в том числе его герметизация, и с учетом возможныхсмещений газопровода.

4.50 Для защиты от механических повреждений контрольныхтрубок, контактных выводов контрольно-измерительных пунктов, водоотводящихтрубок конденсатосборников, гидрозатворов и арматуры следует предусматриватьковеры, которые устанавливают на бетонные железобетонные подушки, располагаемыена основании, обеспечивающем их устойчивость.

4.51 При прокладке газопровода под проезжей частью дороги сусовершенствованным дорожным покрытием отметки крышек колодца и ковера должнысоответствовать отметке дорожного покрытия, в местах отсутствия проездатранспорта и прохода людей — быть не менее чем на 0,5 м выше уровня земли.

При отсутствии усовершенствованного дорожного покрытиявокруг колодцев и коверов предусматривают устройство отмостки шириной не менее0,7 м с уклоном 50 ‰, исключающим проникновение поверхностных вод в грунт близколодца (ковера).

Диаметр контрольной трубки должен быть не менее 32 мм.

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

Варианты установки контрольных трубок приведены на рисунке1.

 

а	б

 

а— над поверхностью земли; б — под ковер

 

Рисунок1 — Установка контрольных трубок

 

4.52 Для отбора проб из футляров предусматривают вытяжнуюсвечу, изготовленную из стальных труб, с установкой на фундамент или инуюопору.

Вариант установки вытяжной свечи приведен на рисунке 2.

 

 

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

 

Рисунок2 — Вытяжная свеча

 

4.53 Футляры для газопроводов следует предусматривать длязащиты газопровода от внешних нагрузок, от повреждений в местах пересечения сподземными сооружениями и коммуникациями, а также для возможности ремонта изамены, обнаружения и отвода газа в случае утечки. Соединения составных частейфутляра должны обеспечивать его герметичность и прямолинейность.

Футляры изготавливаются из материалов, отвечающих условиямпрочности, долговечности и надежности (сталь, асбестоцемент, полиэтилен ит.д.). При этом в местах пересечения газопровода с каналами тепловых сетей, атакже на переходах через железные дороги общей сети рекомендуетсяпредусматривать металлические футляры.

Для газопровода, прокладываемого внутри футляра, можнопредусматривать опоры (для стальных газопроводов — диэлектрические), которыедолжны обеспечивать сохранность газопровода и его изоляции при протаскиванииплети в футляре. Шаг опор должен определяться расчетом в соответствии сразделом «Расчет газопроводов на прочность и устойчивость» (СП 42-102, СП42-103).

Допускается размещение нескольких газопроводов внутри футлярапри условии обеспечения свободного перемещения их относительно друг друга исохранности их поверхности (изоляции), т.е. газопроводы не должны соприкасатьсядруг с другом.

Опоры могут быть скользящими, катковыми (роликовыми).

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

Вариант конструкции опор приведен на рисунке 3.

Диаметр футляра выбирается исходя из условий производствастроительно-монтажных работ, а также возможных перемещений под нагрузкой и припрокладке его в особых условиях.

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

 

 

1— газопровод; 2 — опорно-направляющее кольцо; 3 — футляр; 4 — прокладочныйматериал

 

Рисунок3 — Прокладка газопровода в футляре

 

 

1— трубная плеть; 2 — защитный футляр; 3 — резиновая манжета;

4— малый хомут; 5 — большой хомут

 

Рисунок4 — Эластичное уплотнение на конце футляра

 

Конструкция уплотнений должна обеспечивать устойчивость отвоздействия грунта и проникновения грунтовых вод, а также свободные перемещениягазопровода в футляре от изменения давления и температуры без нарушенияцелостности.

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

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

На русловых и морских участках подводных переходоврекомендуется применение кольцевых (чугунных, железобетонных и т.п.) пригрузовили сплошного покрытия (монолитное, армированное бетонное и т.п.), напойменных, заболоченных участках, а также участках с высоким уровнем грунтовыхвод — седловых, поясных, шарнирных, контейнерных пригрузов (чугунных,железобетонных, из нетканых синтетических материалов и т.п.), а также анкерныхустройств.

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

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

4.56 Установку конденсатосборника рекомендуетсяпредусматривать в характерных низших точках трассы, ниже зоны сезонногопромерзания грунта с уклоном трассы газопровода к конденсатосборникам не менее3 ‰.

Необходимость установки конденсатосборников должнаоговариваться в технических условиях на проектирование газораспределительных систем.

Диаметр конденсатосборника, мм, рекомендуется определять поформуле (17)

,                                                       (17)

где Q_р — расчетный расход газа вгазопроводе, м³/ч.

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

Установка сальниковых компенсаторов на газопроводах недопускается.

При проектировании и строительстве газопроводов следуетиспользовать естественную самокомпенсацию труб за счет изменения направлениятрассы как в вертикальном, так и в горизонтальном направлении и установки вобоснованных случаях неподвижных опор.

 

ЗАЩИТАГАЗОПРОВОДА ОТ МЕХАНИЧЕСКИХ ПОВРЕЖДЕНИЙ

 

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

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

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

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

4.61 Защиту от повреждений газопровода после его укладкиобеспечивают, как правило, путем устройства присыпки из песчаного или глинистогогрунтов на толщину не менее 20 см над верхней образующей трубы. Плюсовой допускна толщину присыпки составляет 10 см; минусовой — равен нулю.

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

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

Возможно также для этих целей применять местный грунт (вчастности, из отвала), если предварительно его просеять или подвергнутьсортировке с помощью грохота.

4.64 При формировании присыпки для исключения овализациитруб диаметром более 500 мм желательно обеспечивать полное и плотное заполнениепазух между стенками траншеи и газопроводом. При необходимости для обеспеченияэтой цели следует применять трамбовку грунта, используя механические,электрические или пневматические трамбовки. В отдельных случаях можно проводитьуплотнение грунта в пазухах за счет полива его водой.

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

4.66 Вместо присыпки из песчаного или глинистого грунтов вкачестве средств механической защиты могут быть использованы рулонныематериалы, обладающие высокими прочностными и защитными свойствами, вчастности, эластичностью и долговечностью.

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

4.67 Защита газопровода от повреждений в местах установкиштучных балластирующих пригрузов или силовых поясов анкерных устройств должнапроизводиться в соответствии с требованиями технических условий на применениеуказанных изделий.

4.68 Защиту изоляционного покрытия газопровода отмеханических повреждений можно также производить с применением пенополимерныхматериалов (ППМ), срок службы которых соответствует сроку службы газопровода.

Толщина слоя пенополимерного материала на дне траншеи принанесении должна составлять 200—250 мм. После укладки на него газопровода ППМуплотняется, и за счет этого толщина слоя уменьшается до 100—150 мм.

При формировании защитного слоя над уложенным газопроводомего толщина должна находиться в пределах 300—400 мм; под действием веса грунтазасыпки эта величина уменьшается до 200—250 мм.

 

5ГАЗОРЕГУЛЯТОРНЫЕ ПУНКТЫ И ГАЗОРЕГУЛЯТОРНЫЕ УСТАНОВКИ

 

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

5.2 По давлению газа ГРП, ГРПБ подразделяются на:

- с входным давлением до 0,6 МПа;

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

5.3 По давлению газа ШРП подразделяются на:

- с входным давлением газа до 0,3 МПа;

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

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

 

РАЗМЕЩЕНИЕГРП, ГРПБ, ШРП И ГРУ

 

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

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

5.6 Для отдельно стоящих ГРП и ГРПБ, размещаемых вблизизданий, особенно повышенной этажности, учитывают зону ветрового подпора приустройстве вентиляции.

5.7 Вентиляция помещений ГРУ должна соответствоватьтребованиям основного производства.

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

ШРП с входным давлением газа до 0,6 МПа допускаетсяустанавливать на наружных стенах газифицируемых производственных зданий не нижеIII степени огнестойкости класса С0, зданий котельных, общественных и бытовыхзданий производственного назначения, а также на наружных стенах действующихГРП.

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

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

При размещении ГРУ на площадках, расположенных выше уровняпола более 1,5 м, на площадку обеспечивают доступ с двух сторон по отдельнымлестницам.

5.10 Оборудование, размещаемое в помещениях ГРП, должнобыть доступно для ремонта и обслуживания, ширина основных проходов междуоборудованием и другими предметами должна быть не менее 0,8 м, а междупараллельными рядами оборудования — не менее 0,4 м.

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

Стены, разделяющие помещения ГРП, необходимопредусматривать противопожарными I типа, газонепроницаемыми, они должныопираться на фундамент. Швы сопряжения стен и фундаментов всех помещений ГРПперевязываются.

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

Двери ГРП и ГРПБ предусматривают противопожарными иоткрывающимися наружу.

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

Помещения, в которых расположены узлы редуцирования срегуляторами давления, отдельно стоящих, пристроенных и встроенных ГРП и ГРПБдолжны отвечать требованиям СНиП 2.09.03 и СНиП 21-01 для помещений категорииА.

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

5.13 Необходимость отопления помещений ГРП, ГРПБ и видтеплоносителя определяются в соответствии с требованиями СНиП 2.04.05 с учетомклиматического исполнения и категорий применяемых изделий и оборудования поГОСТ 15150.

При устройстве местного отопления ГРП и ГРПБ от газовыхводонагревателей узел редуцирования на отопительную установку размещается восновном технологическом помещении.

5.14 При размещении в ГРП смежных с регуляторным заломпомещений, где размещаются отопительные приборы, приборы КИП и др., отверстиядля прохода коммуникаций из зала в смежные помещения при прокладке в них трубдолжны иметь уплотнения, исключающие возможность проникновения газовоздушнойсмеси из технологического помещения.

 

ОБОРУДОВАНИЕГРП, ГРУ, ГРПБ И ШРП

 

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

- запорная арматура;

- регуляторы давления;

- предохранительно-запорные клапаны (далее - ПЗК);

- предохранительные сбросные клапаны (далее - ПСК);

- приборы замера расхода газа;

- приборы КИП.

5.16 Запорная арматура выбирается согласно требованиямраздела 7 «Запорная арматура» настоящего СП.

5.17 В качестве регулирующих устройств могут применяться:

- регуляторы давления газа с односедельным клапаном;

- клапаны регулирующие двухседельные;

- поворотные заслонки с электронным регулятором иисполнительным механизмом.

5.18 Для прекращения подачи газа к потребителям принедопустимом повышении или понижении давления газа за регулирующим устройствомприменяются ПЗК различных конструкций (рычажные, пружинные, с соляноиднымприводом и др.), отвечающие приведенным ниже требованиям:

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

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

- герметичность запорного органа ПЗК должна соответствоватьклассу «А» по ГОСТ 9544;

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

5.19 Для сброса газа за регулятором в случаекратковременного повышения давления газа сверх установленного должныприменяться предохранительные сбросные клапаны (ПСК), которые могут бытьмембранными и пружинными.

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

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

5.22 ПСК должны быть рассчитаны на входное рабочеедавление, МПа, по ряду: от 0,001 до 1,6 с диапазоном срабатывания, МПа, от0,001 до 1,6.

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

5.24 Для ШРП пропускной способностью до 400 м³/чдопускается предусматривать вывод сбросного газопровода от ПСК за заднюю стенкушкафа.

5.25 При наличии телефонной связи установку телефонногоаппарата предусматривают вне помещения регуляторов или снаружи здания вспециальном ящике.

Допускается установка телефонного аппарата вовзрывозащищенном исполнении непосредственно в помещении регуляторов.

5.26 Для очистки газа от механических примесей и пылиприменяют фильтры заводского изготовления, в паспортах которых должныуказываться их пропускная способность при различных входных рабочих давлениях ипотери давления в фильтрах.

5.27 Фильтрующие материалы должны обеспечивать требуемуюочистку газа, не образовывать с ним химических соединений и не разрушаться отпостоянного воздействия газа.

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

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

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

- фильтр или группа фильтров с байпасами или без них;

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

- предохранительный запорный клапан (ПЗК);

- регулятор давления газа;

- предохранительный сбросной клапан (ПСК) после регулятора.

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

Диаметр байпаса должен быть не менее диаметра седла клапанарегулятора давления газа.

В ШРП вместо байпаса рекомендуется устройство второй ниткиредуцирования.

При отсутствии в ШРП расходомера установка регистрирующихприборов для измерения входного и выходного давления и температуры газа необязательна.

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

В ГРП, ГРПБ и ГРУ предусматривают продувочные газопроводы:

- на входном газопроводе — после первого отключающегоустройства;

- на байпасе (обводном газопроводе) — между двумяотключающими устройствами;

- на участках газопровода — с оборудованием, отключаемымдля производства профилактического осмотра и ремонта.

Условный диаметр таких газопроводов должен быть не менее 20мм.

Условный диаметр сбросного газопровода, отводящего газ отПСК, должен быть равен условному диаметру выходного патрубка клапана, но неменее 20 мм.

Продувочные и сбросные газопроводы должны иметь минимальноечисло поворотов. На концах продувочных и сбросных газопроводов предусматриваютустройства, исключающие попадание атмосферных осадков в эти газопроводы.

 

ВЫБОРОБОРУДОВАНИЯ ГРП, ГРПБ, ШРП И ГРУ

 

5.31 При выборе оборудования ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУнеобходимо учитывать:

- рабочее давление газа в газопроводе, к которомуподключается объект;

- состав газа, его плотность, температуру точки росы,теплоту сжигания (Q_н);

- потери давления на трение в газопроводе от местаподключения до ввода его в ГРП или подвода к ГРУ;

- температурные условия эксплуатации оборудования иприборов КИП ГРП и ГРУ.

 

Выборрегулятора давления

 

5.32 При подборе регулятора следует руководствоватьсяноменклатурой ряда регуляторов, выпускаемых промышленностью.

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

5.34 Пропускная способность регуляторов с односедельнымклапаном определяется согласно паспортным данным, а при их отсутствии можетбыть определена по формуле (18)

,                                                    (18)

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

f — площадь седла клапана,см²;

L — коэффициент расхода;

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

j — коэффициент,зависящий от отношения Р₂ к P₁,где Р₂ — абсолютное выходное давление после регулятора, равносумме Р_2раб и P_атм,МПа, определяется по рисунку 5;

Р₀ — плотность газа, кг/м³,при t = 0 °С и P_атм = 0,1033МПа.

 

 

К— показатель адиабаты газа при давлении 750 мм вод. ст. и температуре 0 °С,

С_р— теплоемкость при постоянном давлении, ккал/(м³ · °С),

С_v — теплоемкость при постоянном объеме, ккал/(м³· °С)

 

Рисунок5 — График определения коэффициента j взависимости от Р₂/Р₁ при

К= C_p / C_v = 1,32

 

Если в паспортных данных регулятора приведена величинарасхода газа при максимальном давлении с соответствующей плотностью, то придругих значениях Р — входного давления и r₀— плотности пропускная способность регулятора может быть определена по формуле(19)

,                                                    (19)

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

Q₁ — расход газапри P₁, j₁,r₀ согласно паспортнымданным;

Р₁ — входное абсолютное давление, МПа;

j₁ —коэффициент по отношению Р₂ / Р₁;

r₀ —плотность газа, кг/м³, при t = 0 °С и Р_атм =0,1033 МПа;

,  и  —принятые данные при использовании других параметров газа.

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

,                                                   (20)

где Q — расход газа, м³/ч, притемпературе газа, равной t₁ и Р_бар= 0,1033 МПа;

В — коэффициент, учитывающий расширение среды изависящий от отношения Р₂ / Р₁;

Р₁ и Р₂ — входные ивыходные давления, МПа;

К_vy —коэффициент пропускной способности;

DР — перепаддавления на клапанах, DР = Р₁- Р₂, МПа;

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

r₀ —плотность газа при t;

t₁ — температура газа.

 

 

Рисунок6— Зависимость коэффициента B от Р₂/ Р₁.

 

Выборфильтра

 

5.36 Пропускная способность фильтра должна определятьсяисходя из максимального допустимого перепада давления на его кассете, чтодолжно быть отражено в паспорте на фильтр.

5.37 Фильтры, устанавливаемые в ГРП (ГРУ) для защитырегулирующих и предохранительных устройств от засорения механическимипримесями, должны соответствовать данным, приведенным в таблице 10.

 

Таблица 10

 

Параметр	Значение параметра
Давление на входе (рабочее), МПа	0,3(3); 0,6(6); 1,2(12)
Максимально допустимое падение давления на кассете фильтра, даПа:
сетчатого	500 (500)
висцинового	500 (500)
волосяного	1000 (1000)

 

Выборпредохранительного запорного клапана — ПЗК

 

5.38 Выбор типа ПЗК определяется исходя из параметров газа,проходящего через регулятор давления, а именно: максимального давления газа навходе в регулятор; выходного давления газа из регулятора и подлежащегоконтролю; диаметра входного патрубка в регулятор.

5.39 Выбранный ПЗК должен обеспечивать герметичное закрытиеподачи газа в регулятор в случае повышения или понижения давления за ним сверхустановленных пределов.

 

Выборпредохранительного сбросного клапана — ПСК

 

5.40 Количество газа, подлежащего сбросу ПСК, следуетопределять:

- при наличии перед регулятором давления ПЗК — по формуле(21)

,                                                           (21)

где Q — количество газа, подлежащее сбросу ПСК втечение часа, м³/ч, при t = 0 °С и Р_бар=0,10132МПа;

Q_d — расчетная пропускная способностьрегулятора давления, м³/ч, при t = 0 °С и Р_бар=0,10132МПа;

- при отсутствии перед регулятором давления ПЗК — поформулам (22) и (23);

- для регуляторов давления с золотниковыми клапанами

,                                                            (22)

- для регулирующих заслонок с электронными регуляторами

.                                                            (23)

При необходимости установки в ГРП (ГРУ) параллельнонескольких регуляторов давления количество газа, подлежащего сбросу ПСК,следует определять по формуле (24)

,                                                                (24)

где Q¹ — необходимое суммарное количествогаза, подлежащее сбросу ПСК в течение часа, м³/ч, при t = 0°С и Р_бар = 0,10132 МПа;

n — количество регуляторов,шт.;

Q — количество газа, подлежащее сбросу ПСК в течениечаса каждым регулятором, м³/ч, при t = 0 °С и Р_бар= 0,10132 МПа.

5.41 Пропускную способность ПСК следует определять поданным заводов-изготовителей или расчетам.

 

Подборшкафных регуляторных пунктов — ШРП

 

5.42 При выборе типа ШРП следует руководствоватьсяуказанием 5.28 — 5.32, а также учитывать следующие факторы:

- влияние климатической зоны, где будет эксплуатироватьсяШРП;

- влияние отрицательных температур наружного воздуха;

- температуру точки росы природного газа, при которой изнего выпадает конденсат.

 

6ГАЗОПРОВОДЫ И ГАЗОИСПОЛЬЗУЮЩЕЕ ОБОРУДОВАНИЕ

 

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

В качестве гибких рукавов рекомендуется применятьсильфонные металлорукава, стойкие к воздействию транспортируемого газа призаданных давлении и температуре.

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

6.3 Гибкие рукава, используемые для присоединения бытовогогазоиспользующего оборудования, должны иметь маркировку «газ», внутреннийдиаметр — не менее 10 мм.

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

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

6.4 При подключении электрифицированного бытовогогазоиспользующего оборудования в помещениях, не отвечающих требованиям ГОСТ Р50571.3 по устройству системы выравнивания потенциалов, на газопроводе следуетпредусматривать изолирующие вставки (после крана на опуске к оборудованию) дляисключения протекания через газопровод токов утечки, замыкания на корпус иуравнительных токов. Роль изолирующих вставок могут выполнять токонепроводящиегибкие рукава.

6.5 Открытая прокладка газопроводов предусматривается нанесгораемых опорах, креплениях к конструкциям зданий, каркасам и площадкамгазоиспользующих установок, котлов и т.п.

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

6.6 Расстояние от газопровода до строительных конструкций,технологического оборудования и коммуникаций следует принимать из условияобеспечения возможности его монтажа и их эксплуатации, до кабелейэлектроснабжения — в соответствии с ПУЭ.

Пересечение газопроводами вентиляционных решеток, оконных идверных проемов не допускается.

6.7 При прокладке газопроводов через конструкции зданий исооружений газопроводы следует заключать в футляр. Пространство междугазопроводом и футляром на всю его длину необходимо заделывать просмоленнойпаклей, резиновыми втулками или другим эластичными материалами. Пространствомежду стеной и футляром следует тщательно заделывать цементным или бетоннымраствором на всю толщину пересекаемой конструкции.

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

Диаметр футляра должен уточняться расчетом, но кольцевойзазор между газопроводом и футляром должен быть не менее 10 мм, а длягазопроводов условным диаметром до 32 мм — не менее 5 мм.

6.8 Не допускается прокладывать газопроводы в местах, гдеони могут омываться горячими продуктами сгорания или соприкасаться с нагретымили расплавленным металлом, а также в местах возможного разлива илиразбрызгивания коррозионно-активных жидкостей.

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

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

6.10 Скрытая прокладка газопроводов предусматривается всоответствии со следующими требованиями:

а) в штрабе стены:

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

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

б) в полах монолитной конструкции:

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

- толщина подстилающего слоя над газопроводом принимаетсяне менее 3 см;

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

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

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

в) в каналах полов:

- конструкция каналов должна исключать возможностьраспространения газа в конструкции полов и обеспечивать возможность осмотра иремонта газопроводов (каналы засыпаются песком и перекрываются съемныминесгораемыми плитами);

- не допускаются прокладка газопроводов в местах, где поусловиям производства возможно попадание в каналы агрессивных сред, а такжепересечения газопроводов каналами других коммуникаций.

6.11 При прокладке газопроводов в штрабе предусматриваюткрепления его к конструкциям здания. Прокладка газопроводов в каналепредусматривается на несгораемых опорах.

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

6.13 На газопроводах производственных зданий (в том числекотельных), а также общественных и бытовых зданий производственного назначенияпредусматривают продувочные трубопроводы от наиболее удаленных от места вводаучастков газопровода, а также от отводов к каждой газоиспользующей установкеперед последним по ходу газа отключающим устройством.

Диаметр продувочного газопровода следует принимать не менее20 мм.

Расстояние от концевых участков продувочных трубопроводовдо заборных устройств приточной вентиляции должно быть не менее 3 м повертикали.

После отключающего устройства на продувочном трубопроводепредусматривают штуцер с краном для отбора пробы, если для этого не может бытьиспользован штуцер для присоединения запальника.

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

При расположении здания вне зоны молниезащиты необходимопредусматривать молниезащиту продувочных трубопроводов в соответствии стребованиями РД 34.21.122.

6.14 На подводящих газопроводах к газонепользующемуоборудованию предусматривается установка отключающих устройств:

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

- к оборудованию, у которого отключающее устройство передгорелками предусмотрено в конструкции, — одно.

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

При установке газоиспользующего оборудования конвективногодействия в жилых помещениях забор воздуха на горение должен осуществлятьсяснаружи помещения и отвод продуктов сгорания также через стену наружу или вдымоход.

6.16 Рекомендации по устройству дымовых и вентиляционныхканалов приведены в приложении Г.

 

ГАЗОИСПОЛЬЗУЮЩЕЕОБОРУДОВАНИЕ ЖИЛЫХ ЗДАНИЙ

 

6.17 Помещения, предназначенные для установкигазоиспользующего оборудования, должны отвечать требованиям СНиП 42-01 и другихнормативных документов.

В помещении, где устанавливается отопительное газоиспользующееоборудование, в качестве легкосбрасываемых ограждающих конструкций допускаетсяиспользование оконных проемов, остекление которых должно выполняться изусловия: площадь отдельного стекла должна быть не менее 0,8 м² притолщине стекла 3 мм, 1,0 м² при — 4 мм и 1,5 м² при — 5мм.

6.18 Рекомендуется для помещений, предназначенных дляустановки отопительного газоиспользующего оборудования, соблюдать следующиеусловия:

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

- естественная вентиляция из расчета: вытяжка — в объеме3-кратного воздухообмена в час; приток — в объеме вытяжки и дополнительногоколичества воздуха на горение газа. Для оборудования мощностью св. 60 кВтразмеры вытяжных и приточных устройств определяются расчетом;

- оконные проемы с площадью остекления из расчета 0,03 м²на 1 м³ объема помещения и ограждающие от смежных помещенийконструкции с пределом огнестойкости не менее REI 45 — при установкеоборудования мощностью св. 60 кВт или размещении оборудования в подвальномэтаже здания независимо от его мощности;

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

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

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

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

6.22 Расстояния от строительных конструкций помещений добытовых газовых плит и отопительного газоиспользующего оборудования следуетпредусматривать в соответствии с паспортами или инструкциями по монтажупредприятий-изготовителей.

6.23 При отсутствии требований в паспортах или инструкцияхзаводов-изготовителей газоиспользующее оборудование устанавливают исходя изусловия удобства монтажа, эксплуатации и ремонта, при этом рекомендуетсяпредусматривать установку:

газовой плиты:

- у стены из несгораемых материалов на расстоянии не менее6 см от стены (в том числе боковой стены). Допускается установка плиты у стениз трудносгораемых и сгораемых материалов, изолированных несгораемымиматериалами (кровельной сталью по листу асбеста толщиной не менее 3 мм,штукатуркой и т.п.), на расстоянии не менее 7 см от стен. Изоляция стенпредусматривается от пола и должна выступать за габариты плиты на 10 см скаждой стороны и не менее 80 см сверху;

настенного газоиспользующего оборудования для отопления игорячего водоснабжения:

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

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

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

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

Допускается установка данного оборудования у стен изтрудносгораемых и сгораемых материалов без защиты на расстоянии более 25 см отстен.

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

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

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

Топки газифицируемых печей следует предусматривать, какправило, со стороны коридора или другого нежилого (неслужебного) помещения.Помещения, в которые выходят топки печей, должны иметь вытяжной вентиляционныйканал, окно с форточкой (открывающейся фрамугой) и дверь, выходящую в нежилоепомещение или тамбур. Перед печью должен быть предусмотрен проход шириной неменее 1 м.

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

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

 

ГАЗОИСПОЛЬЗУЮЩЕЕОБОРУДОВАНИЕ ОБЩЕСТВЕННЫХ, АДМИНИСТРАТИВНЫХ И БЫТОВЫХ ЗДАНИЙ

 

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

6.27 Допускается переводить на газовое топливо пищеварочныекотлы и плиты, кипятильники и т.п., предназначенные для работы на твердом илижидком топливе. В пищеварочных плитах следует предусматривать замену съемныхконфорочных колец сплошным настилом. Газогорелочные устройства, устанавливаемыев этом оборудовании, должны быть оснащены автоматикой безопасности поотключению горелок при погасании пламени и нарушении тяги в дымоходе.

6.28 Газоиспользующее оборудование для предприятийторговли, общественного питания и других аналогичных потребителей следуетоснащать приборами автоматики безопасности, обеспечивающими отключение основных(рабочих) горелок в случае прекращения подачи газа, погасания пламени ипрекращения подачи воздуха (для оборудования, оснащенного горелками спринудительной подачей воздуха). Для горелки или группы горелок, объединенных вблок, имеющих номинальную тепловую мощность менее 5,6 кВт, установка автоматикибезопасности не обязательна.

 

ГАЗОИСПОЛЬЗУЮЩЕЕОБОРУДОВАНИЕ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ЗДАНИЙ И КОТЕЛЬНЫХ

 

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

Для горелок котлов котельных с теплопроизводительностьюединичного котлоагрегата 120 МВт и более перед каждой горелкой предусматриваютдва запорных устройства с электрическими приводами, а во вновь вводимых вэксплуатацию котельных — установку предохранительно-запорного клапана и запорногоустройства с электроприводом.

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

6.30 Газоиспользующее оборудование по комбинированнойвыработке электроэнергии и тепла размещают в изолируемом помещении сограждающими конструкциями стен перекрытий не ниже II степени огнестойкости, сминимальными пределами огнестойкости 0,75 ч и пределом распространения огня поконструкциям, равным нулю.

Помещения установок по комбинированной выработкеэлектроэнергии и тепла оборудуют:

- шумопоглощающими устройствами;

- постоянно действующей вентиляцией с механическимпобуждением, сблокированной с автоматическим запорным органом, установленнымнепосредственно на вводе газопровода в помещение;

- системами по контролю загазованности и пожарнойсигнализацией, сблокированной с автоматическим запорным органом на вводе впомещение, с выводом сигнала опасности на диспетчерский пульт.

При газоснабжении установок по комбинированной выработкеэлектроэнергии и тепла обвязку отдельных двигателей предусматривают как длягазовых горелок по ГОСТ 21204.

На газопроводах предусматривают систему продувочныхтрубопроводов.

6.31 Допускается размещение производственных газоиспользующихустановок, а также газогорелочных устройств с обвязкойконтрольно-измерительными приборами, арматурой, средствами автоматики,безопасности и регулирования на отметке ниже уровня пола первого этажапомещения (в техническом подполье), если это обусловлено технологическимпроцессом.

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

Техническое подполье должно быть оборудовано системойконтроля загазованности с автоматическим отключением подачи газа и должно бытьоткрыто сверху. Допускается перекрывать подполье решетчатым настилом дляобслуживания установки при условии полностью автоматизированного газовогооборудования.

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

- в техническом подполье следует предусматривать лестницу споручнями, изготовленную из несгораемых материалов и устанавливаемую с уклономне менее 45°;

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

- для обслуживания газоиспользующих установок необходимопредусматривать свободные проходы шириной не менее 0,6 м, а передгазогорелочными устройствами — не менее 1,0 м. При полностью автоматизированномоборудовании ширина проходов принимается из расчета свободного доступа притехническом обслуживании.

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

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

Для паровых котлов с давлением пара св. 0,07 МПа иводогрейных котлов с температурой воды выше 115 °С взрывные клапаныпредусматривают в соответствии с требованиями ПБ 10-574 «Правил устройства ибезопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов», утвержденныхГосгортехнадзором России.

Для вновь устанавливаемых котлов необходимость устройствавзрывных клапанов определяется конструкцией котла, а на газоходах — решаетсяпроектной организацией.

Необходимость установки взрывных клапанов на печах и другихгазоиспользующих установках (за исключением котлов) и газоходах, местаустановки взрывных клапанов и их число определяются нормами технологическогопроектирования, а при отсутствии указанных норм — решаются проектнойорганизацией.

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

6.33 При наличии в котельной нескольких котлов, работающихс топкой под наддувом и подключенных к общей дымовой трубе, предусматриваютконтроль разрежения у основания дымовой трубы с выводом сигнала от датчика наавтоматику безопасности всех котлов. При нарушении работы дымовой трубы поразрежению подача газа на горелки всех работающих котлов должна прекращатьсяавтоматически.

6.34 Печи и другие газоиспользующие установки оборудуютавтоматикой безопасности, обеспечивающей отключение подачи газа при отклонениизаданных параметров от нормы.

6.35 Аварийное отключение подачи газа в системе автоматикибезопасности может быть заменено сигнализацией об изменении контролируемыхпараметров, если технологический процесс не допускает перерывов в подаче газа.

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

На отводах к КИП предусматривают отключающие устройства.

При установке КИП на приборном щите допускаетсяиспользование одного прибора с переключателем для измерения параметров внескольких точках.

Присоединение КИП и приборов автоматики к газопроводампредусматривают с помощью металлических труб, если иного не предусмотренотребованиями паспорта на прибор или оборудование.

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

6.37 Для обеспечения стабильного давления газа передгазовыми горелками газоиспользующего оборудования и котлов производственныхзданий и котельных рекомендуется установка на газовых сетяхрегуляторов-стабилизаторов.

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

6.38 Вентиляция производственных помещений и котельныхдолжна соответствовать требованиям строительных норм и правил по размещенному вних производству.

 

ГОРЕЛКИИНФРАКРАСНОГО ИЗЛУЧЕНИЯ

 

6.39 Горелки инфракрасного излучения (ГИИ) должнысоответствовать требованиям ГОСТ 25696 (ГИИ со светлыми излучателями), ГОСТ Р50670 (ГИИ с темными излучателями) и требованиям технических условий наконкретный тип горелок в соответствии с областью их применения.

При использовании систем обогрева с ГИИ помимо положенийнастоящего документа следует руководствоваться требованиями ГОСТ 12.1.005, СНиП2.04.05 и других нормативных документов.

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

- рабочих мест и зон производственных помещений;

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

- помещений, конструкций зданий и сооружений и грунта впроцессе строительства зданий и сооружений;

- общественных помещений с временным пребыванием людей:

а) торговых залов, кроме торговых залов и помещений дляобработки и хранения материалов, содержащих легковоспламеняющиеся ивзрывоопасные вещества;

б) помещений общественного питания, кроме ресторанов;

- животноводческих зданий и помещений;

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

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

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

6.42 Отопительные установки с ГИИ, предназначенные дляотопления помещений без постоянного обслуживающего персонала, предусматривают савтоматикой, обеспечивающей прекращение подачи газа в случае погасания пламенигорелки.

Необходимость оборудования автоматикой ГИИ, устанавливаемыхвне помещений, определяется проектной организацией исходя из конкретных условийразмещения и эксплуатации горелок (технологическое размещение ГИИ, розжиггорелок, установленных на высоте более 2,2 м, наличие обслуживающего персоналаи др.).

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

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

6.44 Расчет вентиляции помещений, где предусматриваетсяустановка ГИИ, следует выполнять, руководствуясь нормами предельно допустимыхконцентраций СО₂ и NO_х в воздухе рабочей зоны. Размещениевытяжных устройств следует предусматривать выше излучателей (горелок), априточных устройств - вне зоны излучения горелок.

Системы обогрева с ГИИ должны быть сблокированы с системойместной или общеобменной вентиляции, исключая возможность пуска и работысистемы обогрева при неработающей вентиляции.

 

РАЗМЕЩЕНИЕСЧЕТЧИКОВ

 

6.45 Приборы (узлы) учета расхода газа рекомендуетсяустанавливать:

- в газифицируемом помещении;

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

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

- в ГРП, ШРП, ГРПБ;

- вне здания.

6.46 В качестве приборов учета газа разрешаетсяиспользовать бытовые газовые счетчики (далее — счетчики), размещение которыхрегламентируется данным подразделом.

6.47 Установка счетчиков предусматривается исходя изусловий удобства их монтажа, обслуживания и ремонта. Высоту установкисчетчиков, как правило, следует принимать 1,6 м от уровня пола помещения илиземли.

6.48 С целью исключения коррозионного повреждения покрытиясчетчика при его установке следует предусматривать зазор (2—5 см) междусчетчиком и конструкцией здания (сооружения) или опоры.

6.49 Установку счетчика внутри помещения предусматриваютвне зоны тепло- и влаговыделений (от плиты, раковины и т.п.) в естественнопроветриваемых местах. Не рекомендуется устанавливать счетчики в застойныхзонах помещения (участки помещения, отгороженные от вентиляционного канала илиокна, ниши и т.п.).

Расстояние от мест установки счетчиков до газовогооборудования принимают в соответствии с требованиями и рекомендациямипредприятий-изготовителей, изложенными в паспортах счетчиков. При отсутствии впаспортах вышеуказанных требований размещение счетчиков следуетпредусматривать, как правило, на расстоянии (по радиусу) не менее:

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

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

6.50 Наружная (вне здания) установка счетчикапредусматривается под навесом, в шкафах или других конструкциях, обеспечивающихзащиту счетчика от внешних воздействий. Разрешается открытая установкасчетчика.

Размещение счетчика предусматривают:

- на отдельно стоящей опоре на территории потребителя газа;

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

Размещение счетчиков под проемами в стенах нерекомендуется.

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

 

7ЗАПОРНАЯ АРМАТУРА

 

7.1 При проектировании стальных и полиэтиленовыхгазопроводов рекомендуется предусматривать типы запорной арматуры, приведенныев таблице 11. Герметичность запорной арматуры должна соответствовать ГОСТ 9544.

 

Таблица 11

 

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

 

На подземных газопроводах низкого давления, кромепрокладываемых в районах с сейсмичностью св. 7 баллов, на подрабатываемых икарстовых территориях в качестве запорных устройств допускается применятьгидрозатворы.

7.2 Запорная арматура, устанавливаемая на наружныхгазопроводах в районах с очень холодным и холодным климатом (районы I₁и I₂ по ГОСТ 16350), должна быть в климатическом исполнении 5 поГОСТ 15150 УХЛ1, УХЛ2, ХЛ1, ХЛ2; на внутренних газопроводах в отапливаемыхпомещениях — У1, У2, У3, У5, УХЛ4, УХЛ5, ХЛ.

Запорная арматура, устанавливаемая в районах с умереннохолодным климатом (районы I₁ и I₂по ГОСТ 16350) на наружных газопроводах и на внутренних газопроводах внеотапливаемых помещениях должна быть в климатическом исполнении по ГОСТ 15150У1, У2, У3, УХЛ1, УХЛ2, УХЛ3.

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

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

 

Таблица 12

 

Материал запорной арматуры	Нормативный документ	Давление в газопроводе, МПа	Диаметр газопровода, мм	Температура эксплуатации, °С	Примечания
Серый чугун	ГОСТ 1412	Паровая фаза СУГ до 0,05, природный газ до 0,6	Без ограничения	Не ниже минус 35	Не ниже минус 60 °С при диаметре до 100 мм и давлении до 0,005 МПа
Ковкий чугун	ГОСТ 1215, ГОСТ 28394	СУГ до 1,6, природный газ до 1,2
Высокопрочный чугун	ГОСТ 7293
Углеродистая сталь	ГОСТ 380, ГОСТ 1050			Не ниже минус 40	—
Легированная сталь	ГОСТ 4543 ГОСТ 5520 ГОСТ 19281			Не ниже минус 60
Сплавы на основе меди	ГОСТ 17711, ГОСТ 15527, ГОСТ 613
Сплавы на основе алюминия*	ГОСТ 21488, ГОСТ 1583		До 100
* Корпусные детали должны изготавливаться: - кованые и штампованные — из деформируемого сплава марки Д-16; - литые — гарантированного качества с механическими свойствами не ниже марки АК-7ч (АЛ-9) по ГОСТ 1583.

 

7.4 В районах строительства с особыми грунтовыми условиямидля подземных газопроводов всех давлений условным диаметром св. 80 ммрекомендуется предусматривать стальную арматуру. Для подземных газопроводовусловным диаметром до 80 мм допускается применение запорной арматуры из ковкогочугуна.

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

На подземных газопроводах, прокладываемых в районах ссейсмичностью 8 баллов и выше, следует применять только стальную запорнуюарматуру.

Полиэтиленовые краны на подземных газопроводах применяютсявне зависимости от грунтовых условий.

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

При использовании запорной арматуры, предназначенной дляжидких и газообразных нефтепродуктов, попутного нефтяного газа, а также дляаммиака, пара и воды, уплотнительные материалы затвора и разъемов корпусадолжны быть стойкими к транспортируемому газу (природному или СУГ).

7.6 Выбор рабочего давления запорной арматуры следуетпроизводить в соответствии с давлением газа в газопроводе в зависимости отвеличины нормативного условного давления арматуры по таблице 13.

 

Таблица 13

 

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

 

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

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

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

 

Таблица 14

 

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

 

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

- наименование и адрес завода-изготовителя;

- условное обозначение изделия;

- тип, марку, нормативный документ, по которому изготовленаарматура;

- номер и дату выдачи сертификата установленного образца;

- номер и дату выдачи лицензии Госгортехнадзора России наизготовление изделия;

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

- вид и температуру рабочей среды;

- класс герметичности в соответствии с ГОСТ 9544;

- материал основных деталей изделия и уплотнения.

7.10 Условное обозначение запорной арматуры должносоответствовать приложению Д.

7.11 Электропривод запорной арматуры выполняют вовзрывозащищенном исполнении.

7.12 Для уплотнений фланцевых соединений применяютпрокладки, стойкие к воздействию транспортируемого газа. Материалы дляизготовления прокладок рекомендуется предусматривать по таблице 15.

 

Таблица 15

 

Уплотнительные листовые материалы для фланцевых соединений	Толщина листа, мм	Назначение
1. Паронит по ГОСТ 481 (марка ПМБ)	0,4-4,0	Для уплотнения соединений на газопроводах давлением до 1,6 МПа
2. Резина маслобензостойкая по ГОСТ 7338	3-5	Для уплотнения соединений на газопроводах давлением до 0,6 МПа
3. Алюминий по ГОСТ 21631 или ГОСТ 13726	1-4	Для уплотнения соединений на газопроводах всех давлений, в том числе транспортирующих сернистый газ
4. Медь по ГОСТ 495 (марки M1, М2)	1-4	Для уплотнения соединений на газопроводах всех давлений, кроме газопроводов, транспортирующих сернистый газ
5. Пластмассы: полиэтилен высокой плотности (ВД) по ГОСТ 16338, низкой плотности (НД) по ГОСТ 16337, фторопласт-4 по ГОСТ 10007	1-4	Для уплотнения соединений на газопроводах давлением до 0,6 МПа
Примечание. Прокладки из паронита должны соответствовать требованиям ГОСТ 15180.

 

7.13 Технические характеристики выпускаемой отечественнымизаводами-изготовителями запорной арматуры и перечень заводов-изготовителейприведены соответственно в приложениях Е и Ж.

 

8РЕЗЕРВУАРНЫЕ И БАЛЛОННЫЕ УСТАНОВКИ СУГ

 

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

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

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

Для надземной установки разрешается предусматривать какстационарные, так и транспортабельные (съемные) резервуары, наполняемые СУГ наГНС.

8.2 Производительность резервуаров вместимостью 2,5 и 5 м³при подземном расположении и естественном испарении следует определять порисунку 7.

 

 

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

Рисунок7 — Номограмма для определения производительности резервуара сжиженного газавместимостью 2,5 и 5 м³ (подземного)

 

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

Находим производительность резервуаров — 2 м³/чпо линии А—Б—В—Г—Д—Е—Ж (рисунок 7).

Примечание. Для резервуаровбольшей вместимости их производительность следует определять опытным путем.

 

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

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

При числе резервуаров больше восьми значение коэффициента m определяется экстраполяцией.

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

 

 

Таблица 16

 

Содержание пропана в сжиженных газах, %	600 л						1000 л						1600 л
	Температура наружного воздуха, °С
	-30	-20	-10	0	10	20	-30	-20	-10	0	10	20	-30	-20	-10	0	10	20
0	—	—	—	—	0,7	2,3	—	—	—	—	1,1	3,5	—	—	—	—	1,5	4,7
10	—	—	—	—	1,4	3,0	—	—	—	—	2,3	4,7	—	—	—	—	3,0	6,4
20	—	—	—	0,3	2,0	3,7	—	—	—	0,5	3,4	5,9	—	—	—	1,0	4,6	8,0
30	—	—	—	1,1	2,7	4,3	—	—	—	1,7	4,6	7,0	—	—	—	2,8	6,3	9,3
40	—	—	0,2	1,8	3,4	5,0	—	—	0,3	2,8	5,6	8,2	—	—	0,4	4,3	7,8	11,4
50	—	—	0,9	2,6	4,0	5,6	—	—	1,4	4,0	6,8	9,3	—	—	1,9	5,9	9,4	13,2
60	—	—	1,7	3,2	4,8	6,3	—	—	2,8	5,0	8,0	10,6	—	—	3,8	7,5	11,1	14,8
70	—	0,7	2,4	4,0	5,4	7,0	—	2,5	5,3	7,3	10,2	13,0	—	3,5	7,3	10,8	14,3	16,5
80	—	1,5	3,3	4,7	6,1	7,6	—	2,5	5,3	7,3	10,2	13,0	—	3,5	7,3	10,8	14,3	18,2
90	0,5	2,2	4,0	5,4	6,8	8,2	0,8	3,6	6,4	8,6	11,5	14,2	1,1	5,0	8,9	12,4	15,8	19,8
100	1,2	2,9	4,7	6,1	7,5	9,0	1,9	4,7	7,5	9,6	12,5	15,1	2,7	6,6	10,4	14,0	17,5	21,8
Примечание. При температурах, отличающихся от приведенных в таблице 16, производительность следует определять экстраполяцией.

 

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

,                                                         (25)

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

 — коэффициент суточнойнеравномерности потребления газа в течение года (при наличии в квартирахгазовых плит  = 1,4; при наличии плит ипроточных водонагревателей  = 2,0);

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

 — показатель часовогомаксимума суточного расхода — 0,12;

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

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

8.6 На газопроводе паровой фазы, объединяющем подземныерезервуары, предусматривают установку отключающего устройства между группамирезервуаров на высоте не менее 0,5 м от земли. Арматуру и КИП резервуарныхустановок защищают от повреждений и атмосферных воздействий запирающимисякожухами.

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

8.8 Пропускную способность ПСК следует определять расчетомв соответствии с ГОСТ 12.2.085.

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

Испарительные установки необходимо оборудовать КИП, а такжерегулирующей и предохранительной арматурой, исключающей выход жидкой фазы изиспарительной установки в газопровод паровой фазы и повышение давления паровойи жидкой фаз выше допустимого. Испарительные установки, для которых в качестветеплоносителя предусматривается горячая вода или водяной пар, должны быть оборудованысигнализацией о недопустимом снижении температуры теплоносителя.

Температура паровой фазы не должна превышать температуруначала полимеризации непредельных углеводородов (70 °С) с отложениемобразовавшихся продуктов на поверхности испарителя, а жидкой фазы — минус 45°С.

В элементах испарительной установки, включая регулятордавления, запорно-предохранительный клапан и трубопроводы, предусматриваютмероприятия по предупреждению образования конденсата и кристаллогидратов.

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

Проточные и емкостные испарительные установки рекомендуетсяпредусматривать с подземными резервуарами. Допускается использоватьиспарительные установки с надземными резервуарами при условии нанесениясоответствующей тепловой изоляции на их наружную поверхность.

При испарении СУГ непосредственно в подземных резервуарах спомощью регазификаторов предусматривают систему автоматической защиты отснижения уровня жидкой фазы в резервуаре ниже минимально допустимой, а также отповышения температуры жидкой фазы в резервуаре по сравнению с температуройокружающего грунта сверх допустимой величины.

8.11 При использовании в испарительных установкахэлектронагрева электрооборудование должно соответствовать требованиям ПУЭ вчасти взрывозащищенного исполнения. При этом система регулирования должнаобеспечивать автоматическое включение электронагревателей после временныхперебоев в подаче электроэнергии.

В электрических проточных испарительных установках спромежуточным теплоносителем (антифризом) должна предусматриваться системазащиты от повышения температуры антифриза выше допустимого, предотвращения еговскипания и перегорания электронагревателей.

В районах особых грунтовых условий, а также в районах ссейсмичностью выше 6 баллов соединительную трубопроводную и электрическуюобвязку рекомендуется устанавливать на крышках горловин подземных резервуаров ссоблюдением соответствующих требований ПУЭ. Соединения подземных резервуаров сподземными распределительными газопроводами и линиями электропередачи в этихрайонах должны предусматривать компенсацию их взаимных, в том числепротивоположно направленных, перемещений.

При использовании в испарительных установках в качестветеплоносителя горячей воды или пара из тепловых сетей следует предусматриватьмероприятия (отстойники и т.д.), исключающие возможность попадания СУГ втепловые сети.

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

Для испарителей, размещаемых вне помещений, следуетпредусматривать тепловую изоляцию корпуса и других элементов, теплопотери снаружных поверхностей которых могут нарушить их нормальный режим эксплуатации.

8.13 Испарительные установки в комплексе со смесительнымиустановками (установки пропановоздушной смеси) следует предусматривать вследующих случаях:

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

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

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

- при использовании в системах газоснабжения техническогобутана.

 

Таблица 17

 

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

 

8.14 Число квартир, которое целесообразно снабжать от однойрезервуарной установки, допускается принимать при подаче паровой фазы СУГ потаблице 17.

8.15 Групповые баллонные установки размещают в запирающихсяшкафах из негорючих материалов, при этом шкафы должны устанавливаться на опорахи иметь естественную вентиляцию.

8.16 Прокладку подземных газопроводов низкого давления от групповыхбаллонных и резервуарных установок с искусственным испарением газа следуетпредусматривать на глубине, где минимальная температура выше температурыконденсации газа.

8.17 Прокладку надземных газопроводов от групповыхбаллонных установок, размещаемых в отапливаемых помещениях, и от подземныхрезервуарных установок следует (при необходимости) предусматривать с тепловойизоляцией и обогревом газопроводов. Необходимость обогрева газопроводаопределяется проектной организацией. Тепловую изоляцию следует предусматриватьиз негорючих материалов.

8.18 Уклон газопроводов следует предусматривать не менее 5‰ в сторону конденсатосборников для подземных газопроводов. Вместимостьконденсатосборников следует принимать не менее 4 л на 1 м³расчетного часового расхода газа.

 

9ГАЗОНАПОЛНИТЕЛЬНЫЕ СТАНЦИИ (ПУНКТЫ)

 

ОБЩИЕПОЛОЖЕНИЯ

 

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

 

ОСНОВНЫЕЗДАНИЯ И СООРУЖЕНИЯ

 

9.2 Территории ГНС, ГНП подразделяются на производственнуюи вспомогательную зоны, в пределах которых в зависимости от технологическогопроцесса, транспортирования, хранения и поставки потребителям СУГ могутпредусматриваться следующие основные здания, помещения и сооружения:

а) в производственной зоне:

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

- база хранения с резервуарами для СУГ;

- насосно-компрессорное отделение;

- испарительное отделение;

- наполнительный цех;

- отделение технического освидетельствования баллонов;

- отделение окраски баллонов;

- колонки для наполнения автоцистерн, слива газа изавтоцистерн при доставке газа на ГНС автомобильным транспортом, заправкигазобаллонных автомобилей;

- теплообменные установки для подогрева газа;

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

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

б) во вспомогательной зоне:

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

- котельную (при невозможности подключения к существующимисточникам теплоснабжения);

- трансформаторную подстанцию;

- резервуары для противопожарного запаса воды с насосной станцией;

- водонапорную башню;

- складские и другие помещения;

- очистные сооружения;

- мойку для автомобилей;

- здание для технического обслуживания автомобилей;

- пункт технического контроля;

- автовесы и другие здания и сооружения, связанные сфункциональностью ГНС.

9.3 Во вспомогательной или производственной зонедопускается предусматривать:

- воздушную компрессорную;

- железнодорожные и автомобильные весы или заменяющие ихвесовые устройства.

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

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

Допускается прохождение подъездного железнодорожного пути кГНС через территорию не более одного предприятия (по согласованию с этимпредприятием) с примыканием подъездного пути ГНС к существующей железнодорожнойветке предприятия.

9.6 Производственную и вспомогательную зоны и участокразмещения автохозяйства следует разделять конструкциями облегченного типа изнегорючих материалов, например металлической сеткой.

Территория ГНС и ГНП должна быть ограждена проветриваемойоградой из негорючих материалов.

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

- наполнительное отделение баллонов;

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

- отделение для пустых баллонов;

- административные и бытовые помещения.

9.8 Котельная и испарительное отделение предусматриваютсяпри отсутствии централизованного теплоснабжения.

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

 

ПЛАНИРОВКАТЕРРИТОРИИ

 

9.10 Планировка территорий должна исключать возможностьобразования мест скопления сжиженных газов (застойных зон) и вместе с системойводостоков обеспечивать водоотвод и защиту территории от попадания извне талыхи ливневых вод.

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

9.12 Участок железной дороги от места примыкания, включаятерриторию ГНС, следует относить к подъездной дороге V категории; подъезднуюавтодорогу ГНС — к IV категории.

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

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

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

Для резервуаров вместимостью свыше 500 м³предусматривают два рассосредоточенных выезда: основной и запасной дляаварийной эвакуации автотранспорта.

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

9.15 Автомобильные дороги для противопожарных проездовпроектируются на две полосы движения для ГНС.

Автомобильные дороги на территориях предусматривают по IVкатегории.

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

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

На подъездах к колонкам необходимо предусматривать защитуот наезда автомобилей.

9.17 Для ГНС, размещаемых на территории промышленныхпредприятий, следует предусматривать один въезд на их территорию с разработкойрегламента.

9.18 Проектирование зданий и сооружений должно выполнятьсяв соответствии с требованиями СНиП 2.08.02, СНиП 2.09.03, СНиП 21-01, СНиП42-01 и настоящих положений.

9.19 Насосно-компрессорное отделение размещают в отдельностоящем здании, в котором, при необходимости, допускается предусматриватьразмещение испарительной (теплообменной) установки.

Допускается совмещение в отдельно выделенном помещениинасосно-компрессорного отделения с наполнительным отделением (цехом), заисключением ГНС и ГНП.

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

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

- отделение дегазации баллонов (по назначению объекта);

- погрузочно-разгрузочную площадку для баллонов.

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

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

9.22 Отделение окраски баллонов предусматриваютсблокированным с отделением технического освидетельствования баллонов.

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

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

Размеры площадки с учетом проходов и свободного проездатранспортных средств определяются из расчета обеспечения размещения баллонов вколичестве двойной суточной производительности наполнительного отделения.

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

Территорию площадки следует планировать горизонтально сдопустимым уклоном не более 2 %.

Дороги въезда — выезда и территория площадки должны иметьтвердое покрытие из негорючих материалов.

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

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

Площадка имеет две зоны:

- производственную, на которой осуществляется заправкабытовых баллонов;

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

Места расположения порожних и наполненных баллонов должныобозначаться соответствующими табличками.

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

Над погрузочно-разгрузочной площадкой предусматриваютнавесы из негорючих материалов, а по периметру — сплошное решетчатое ограждение(при необходимости). Полы следует предусматривать с покрытиями из негорючих, недающих искры материалов. Выбор материалов для изготовления полов и различныхметаллических конструкций следует производить в соответствии с приложением И.

При необходимости территория площадки может бытьоборудована наружным освещением, обеспечивающим требуемую нормативнымидокументами величину минимальной общей освещенности. Освещение выполняют сприменением арматуры, соответствующей уровню взрывозащиты, определяемому поПУЭ, или устанавливают вне взрывоопасных зон.

Предусматривать на площадке воздушные линии электропередачине допускается.

При размещении площадки вблизи посадок сельскохозяйственныхкультур, по которым возможно распространение пламени, вдоль прилегающих кпосадкам границ площадки должны предусматриваться наземное покрытие,выполненное из материалов, не распространяющих пламя по своей поверхности, иливспаханная полоса земли шириной не менее 5 м. На расстоянии ближе 20 м отплощадки не допускается расположение кустарников и деревьев, выделяющих прицветении хлопья, волокнистые вещества или опушенные семена.

 

СЛИВНЫЕУСТРОЙСТВА

 

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

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

9.27 На газопроводах для слива газа из железнодорожныхцистерн в непосредственной близости от места соединения стационарныхгазопроводов ГНС со сливными устройствами транспортных средств предусматривают:

- на газопроводах жидкой фазы — обратный клапан;

- на газопроводах паровой фазы — скоростной клапан;

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

Допускается не предусматривать скоростной клапан прибесшланговом способе слива (налива) газа по металлическим газопроводамспециальной конструкции при обеспечении безопасных условий слива (налива).

9.28 Для слива газа, поступающего на ГНС и ГНП вавтоцистернах, следует предусматривать сливные колонки, обвязка которых должнаобеспечивать соединение автоцистерны с газопроводами паровой и жидкой фазрезервуаров базы хранения через запорно-предохранительную арматуру аналогичносливным железнодорожным устройствам.

Колонки для заправки газобаллонных автомобилей следуетоборудовать запорно-предохранительной арматурой и устройством для замерарасхода газа.

 

РЕЗЕРВУАРЫДЛЯ СУГ

 

9.29 Обвязку резервуаров, предназначенных для приема ихранения СУГ, предусматривают с учетом раздельного приема и хранения газаразличных марок предусмотренных ГОСТ 20448.

9.30 Вместимость базы хранения СУГ на ГНС определяют взависимости от суточной производительности станции (без пунктов), степенизаполнения резервуаров и количества резервируемых для хранения СУГ нагазонаполнительной станции. Количество резервируемого для хранения газа следуетопределять в зависимости от расчетного времени работы объекта без поступлениягаза t, сут, определяемого по формуле (26)

,                                                           (26)

где L — расстояние от завода—поставщика сжиженныхгазов до объекта, км;

V — нормативная суточная скорость доставки грузовМПС повагонной отправки, км/сут (допускается 330 км/сут);

t₁ — время,затрачиваемое на операции,, связанные с отправлением и прибытием груза(принимается 1 сут);

t₂ — время, которое следуетпредусматривать на эксплуатационный запас сжиженных газов на объекте(принимается в зависимости от местных условий в размере 3—5 сут).

При соответствующем обосновании (ненадежность транспортныхсвязей и др.) допускается увеличивать t₂,но не более, чем до 10 сут.

9.31 При расположении объекта в непосредственной близостиот предприятия, вырабатывающего сжиженные газы, транспортирование которых наобъект осуществляется в автоцистернах или по трубопроводам, допускаетсясокращать запас газа до 2 сут.

При размещении ГНС на промышленном предприятии запассжиженных газов следует определять в зависимости от принятого для промышленногопредприятия норматива по хранению резервного топлива.

9.32 Надземные резервуары устанавливают с уклоном 2—3 % всторону сливного патрубка.

Надземными считаются резервуары, у которых нижняяобразующая находится на одном уровне или выше планировочной отметки прилегающейтерритории.

9.33 Надземные резервуары устанавливают на опоры изнегорючих материалов (с пределами огнестойкости не менее 2 ч) с устройствомстационарных металлических площадок с лестницами.

Площадки должны предусматриваться с двух сторон отарматуры, приборов и люков. К штуцеру для вентиляции следует предусматриватьплощадку с одной стороны.

При устройстве одной площадки для нескольких резервуаровлестницы следует предусматривать в концах площадки. При длине площадки более 60м в средней ее части следует предусматривать дополнительную лестницу. Лестницыдолжны выводиться за обвалование.

9.34 Надземные резервуары защищают от нагрева солнечнымилучами (например, окраска резервуаров в белый или серебристый цвет, водяноеохлаждение).

9.35 Для подземного размещения базы храненияпредусматривают только цилиндрические резервуары.

9.36 Подземные и наземные резервуары, засыпаемые грунтом,устанавливают на фундаменты из негорючих материалов.

Допускается устанавливать такие резервуары непосредственнона грунт при несущей способности грунта не менее 0,1 МПа.

Подземно расположенными резервуарами следует считатьрезервуары, у которых верхняя образующая резервуара находится нижепланировочной отметки земли не менее чем на 0,2 м.

К подземным резервуарам приравниваются надземные,засыпаемые грунтом на высоту не менее 0,2 м выше их верхней образующей ишириной не менее 6 м, считая от стенки резервуара до бровки насыпи, илизащищенные иным негорючим материалом, обеспечивающим такую же теплоизоляцию отвоздействия пожара. При этом следует обеспечить предотвращение образованияпустот между резервуаром и защищающим его материалом в течение времениэксплуатации резервуара.

Засыпку резервуаров следует предусматривать песками илиглинистым грунтом, не имеющим в своем составе органических примесей с дерном.

9.37 В местах с прогнозированным высоким стоянием грунтовыхвод должны быть предусмотрены решения, исключающие всплытие резервуаров.

9.38 Резервуары следует защищать от коррозии:

- подземные — в соответствии с требованиями ГОСТ 9.602 инормативно-технической документации, утвержденной в установленном порядке;

- надземные — покрытием, состоящим из двух слоев грунтовкии двух слоев краски, лака и эмали, предназначенной для наружных работ прирасчетной температуре в районе строительства.

9.39 Соединение электродвигателей с насосами икомпрессорами предусматривают муфтовым с диэлектрическими прокладками ишайбами.

9.40 Контроль степени наполнения баллонов предусматриваютнезависимо от способа их наполнения путем взвешивания или другим методом,обеспечивающим неменьшую точность определения степени наполнения всех баллонов(100 %).

9.41 Испарители и теплообменники для подогрева СУГ (в дальнейшем— испарительные установки), размещаемые вне помещений, располагают нарасстоянии не менее 10 м от резервуаров для хранения СУГ и не менее 1 м от стенздания насосно-компрессорного отделения или наполнительного цеха.

9.42 Испарительные установки производительностью до 200кг/ч допускается размещать в насосно-компрессорном отделении илинепосредственно на крышках горловин (на штуцерах) подземных и надземныхрезервуаров, а также в пределах базы хранения на расстоянии не менее 1 м отрезервуаров.

9.43 Расстояние между испарителями принимают не менеедиаметра испарителя, но не менее 1 м.

 

Газопроводы,арматура и КИП

 

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

9.45 Газопроводы жидкой и паровой фазы СУГ следуетпредусматривать из стальных труб в соответствии с требованиями СНиП 42-01 и СП42-102.

9.46 Для присоединения сливных, наливных и заправочныхустройств ГНС предусматривают резиновые и резинотканевые рукава, материалкоторых должен обеспечивать стойкость рукавов к транспортируемому газу призаданных давлении и температуре.

9.47 Прокладку газопроводов в производственной зоне ГНС иГНП предусматривают надземной на опорах из негорючих материалов высотой неменее 0,5 м от уровня земли.

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

9.49 Проходы газопроводов и других коммуникаций черезстены, отделяющие помещения с взрывоопасными зонами класса В-la от помещенийневзрывоопасных зон, предусматривают в футлярах, уплотненных с двух сторонгазонепроницаемым материалом.

9.50 Расчет пропускной способности газопроводов сжиженныхгазов производят в соответствии с разделом «Расчет диаметра газопровода идопустимых потерь давления» настоящего СП.

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

9.52 В помещениях насосно-компрессорном, наполнения ислива, дегазации баллонов, окрасочном, а также в других помещениях категории Апредусматривают установку сигнализаторов опасной концентрации газа в воздухепомещения.

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

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

9.55 Отвод газа от предохранительных клапанов резервуаровпредусматривают через сбросные газопроводы, которые должны быть выведены навысоту не менее 3 м от настила обслуживающей площадки надземных резервуаров илиот поверхности засыпки подземных резервуаров. Допускается присоединениенескольких предохранительных клапанов к одному газопроводу.

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

На сбросных газопроводах от предохранительных клапановустановка отключающих устройств не допускается.

9.56 КИП, регулирующую, предохранительную и запорнуюарматуру подземных резервуаров устанавливают над засыпной частью ипредусматривают защиту их от повреждений.

 

ИНЖЕНЕРНЫЕКОММУНИКАЦИИ

 

9.57 Система водоснабжения должна обеспечиватьпроизводственные и бытовые нужды, а также потребность в воде на тушение пожара.

Расход воды на пожаротушение для резервуаров сжиженныхгазов должен быть обеспечен в количестве, определенном СНиП 42-01.

9.58 При водоснабжении газовых объектов от артезианскихскважин или открытых водоемов вода, идущая на бытовые нужды, должна хлорироватьсяи подвергаться бактериологическому анализу в сроки, установленные органамисанитарного надзора.

9.59 В теплое (жаркое) время года рекомендуется проверятьработу системы орошения резервуаров парка хранения сжиженных газов.

9.60 Задвижки водопровода, подающего воду в системуорошения резервуаров, располагаются в доступных местах на расстоянии не менее25 м от резервуаров.

9.61 При проектировании канализации предусматриваютпроизводственно-ливневую, хозяйственно-фекальную канализации и повторное использованиенезагрязненных производственных стоков, а также загрязненных стоков после ихлокальной очистки.

9.62 Для улавливания жидкостей, не растворяющихся в воде, атакже взвешенных частиц на производственно-ливневой канализации устанавливаетсяспециальный отстойник.

9.63 Вода после гидравлических испытаний или промывокрезервуаров, автоцистерн и баллонов отводится в канализацию только черезотстойник с гидрозатвором, исключающим возможность попадания сжиженных газов вканализацию.

9.64 Отвод поверхностных вод с территории базы хранения,станции и других объектов предусматривают за счет планировки территорий свыпуском воды через дождеприемник с гидрозатвором.

9.65 В производственных и вспомогательных зданиях ипомещениях допускается устройство водяного, парового (низкого давления) иливоздушного отопления.

9.66 Трубопроводы тепловых сетей предусматриваютсянадземными. Подземная бесканальная прокладка трубопроводов допускается наотдельных участках при невозможности осуществить надземную прокладку.

9.67 Прокладка трубопроводов системы отопления внутрипроизводственных помещений категории А предусматривается открытой. Допускаетсяпрокладка трубопроводов отопления в штрабе пола, засыпанной песком.

9.68 Вентиляторы и электродвигатели вытяжных вентиляторовдолжны применяться только во взрывобезопасном исполнении.

Оборудование приточных систем вентиляции следуетпроектировать в соответствии с требованиями СНиП 2.04.05.

9.69 В помещениях, где располагается вытяжноевентиляционное оборудование (вентиляционные камеры), предусматриваетсявентиляция, обеспечивающая не менее однократного воздухообмена в 1 ч.

9.70 Системы вентиляции оборудуются устройствами длярегулирования производительности.

9.71 Все шиберы на коробах вытяжной и приточной вентиляциивыполняются из цветного металла.

9.72 Все воздуховоды выполняются из несгораемых материалови подлежат заземлению. Мягкие вставки вентиляционных систем должны иметьметаллические перемычки.

9.73 В помещениях категории А отверстия отсоса воздухавытяжных вентиляционных систем закрывают сеткой, предотвращающей попадание всистему посторонних предметов.

9.74 В помещениях категории А устанавливают приборы,сигнализирующие об опасной концентрации газа в помещении.

9.75 Вентиляционная система блокируется с пусковымиустройствами технологического оборудования, причем блокировка должнаобеспечивать возможность включения в работу оборудования не ранее, чем через 15мин после начала работы вентиляторов, и исключать возможность работыоборудования при выключенной вентиляции.

Аварийная вентиляция должна быть сблокирована сгазоанализаторами, установленными стационарно во взрывоопасных помещениях.

 

Электроснабжение,электрооборудование, молниезащита и связь

 

9.76 Выбор электрооборудования, электропроводок и кабельныхлиний для взрывоопасных зон производится в соответствии с требованиями «Правилустройства электроустановок» Министерства топлива и энергетики РоссийскойФедерации.

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

ТП, КТП, РУ, ПП, питающие электроустановки зданий исооружений ГНС, ГНП и других объектов СУГ, проектируют в соответствии стребованиями ПУЭ.

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

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

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

9.79 Во взрывоопасных зонах любого класса могут применятьсяэлектрические машины при условии, что уровень их взрывозащиты или степень защитыоболочки соответствует ГОСТ 17494.

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

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

9.82 Для зданий, сооружений, наружных технологическихустановок и коммуникаций в зависимости от класса взрывоопасных зон предусматриваютмолниезащиту в соответствии с требованиями РД 34.21.122.

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

На ГНС также предусматривают внутреннюю связь.

На СБ предусматривается возможность выхода на внешнюютелефонную сеть.

 

10СТРОИТЕЛЬСТВО

 

ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕИ ЗЕМЛЯНЫЕ РАБОТЫ

 

10.1 Трассовые подготовительные работы включают:

- разбивку и закрепление пикетажа, геодезическую разбивкугоризонтальных и вертикальных углов поворота, разметку строительной полосы;

- расчистку строительной полосы от леса и кустарника,корчевку пней; снятие и складирование в специально отведенных местахплодородного слоя земли;

- планировку строительной полосы, уборку валунов,устройство полок на косогорах;

- осушение строительной полосы, промораживание или защитуот промерзания (в зависимости от периода года), подготовку технологическихпроездов;

- устройство защитных ограждений, обеспечивающихбезопасность производства работ, монтаж средств наружного освещения;

- проведение противоэрозионных мероприятий.

10.2 Осушение строительной полосы и площадок можетосуществляться путем:

- устройства боковых, отводных, нагорных и дренажных канав;

- строительства водопропускных и водоотводных сооружений,которые служат для отвода поверхностных вод и понижения уровня грунтовых вод;

- строительства подземного дренажного трубопровода;

- устройства вертикальных иглофильтров.

На участках с плывунными грунтами через каждые 50—60 м поствору будущей траншеи должны устраиваться водопонизительные колодцы глубинойпо 3—4 м для откачки из них воды.

10.3 Планировку монтажной полосы для прохода строительнойтехники рекомендуется осуществлять, как правило, за счет устройства грунтовыхнасыпей из привозного грунта. Планировка микрорельефа со срезкой неровностейдопускается только на полосе будущей траншеи. Зимой допускается планировкамикрорельефа формированием уплотненного транспортными средствами снежногопокрова.

10.4 Промораживание плохозамерзающих участков строительнойполосы осуществляется проминкой растительного покрова гусеничной техникой сдавлением на грунт не более 0,25 кгс/см² и удалением оседающего настроительной полосе снежного покрова. При этом убираемый снег необходиморазравнивать. Снежные отвалы высотой более 1 м рекомендуется устраивать соткосом 1:6.

10.5 Расчистка трассы газопровода производится в границахстроительной полосы, установленной проектом после получения заказчикомспециального разрешения, — лесопорубочного билета (ордера).

10.6 При обнаружении в ходе земляных работ фрагментовдревних зданий и сооружений, археологических древностей и других предметов,которые могут представлять исторический или научный интерес, работы следуетприостановить и вызвать на место представителей НПЦ по охране памятниковистории и культуры, управления культуры органов администрации.

10.7 При производстве работ, связанных с разработкой грунтана территории существующей застройки, строительная организация, производящаяработы, обязана обеспечить проезд спецавтотранспорта и проход к домам путемустройства мостов, пешеходных мостиков с поручнями, трапов — по согласованию свладельцем территории.

10.8 Организация, выполняющая работы, должна обеспечиватьуборку территории стройплощадки и пятиметровой прилегающей зоны. Бытовой истроительный мусор должен вывозиться своевременно в сроки и в порядке,установленные органом местного самоуправления.

10.9 Работы, связанные с разработкой грунта на улицах,тротуарах и дорогах, должны производиться с соблюдением следующихдополнительных правил.

Каждое место разрытия должно ограждаться защитнымиограждениями установленного образца, а расположенное на транспортных ипешеходных путях, кроме того, оборудоваться красными габаритными фонарями,соответствующими временными дорожными знаками и информационными щитами собозначениями направлений объезда и обхода, согласованными с ГИБДЦ.

10.10 Организационно-технологические решения должны бытьориентированы на максимальное сокращение неудобств, причиняемых строительнымиработами пользователям и населению. С этой целью коммуникации, прокладываемыевдоль улиц и дорог, должны выполняться и сдаваться под восстановлениеблагоустройства участками длиной, как правило, не более одного квартала;восстановительные работы должны вестись в две-три смены; отходы асфальтобетонаи другой строительный мусор должен вывозиться своевременно в сроки и в порядке,установленные органом местного самоуправления.

10.11 При необходимости складирования материалов иконструкций, а также устройства временного отвала грунта за пределамистроительной площадки места для этого определяются стройгенпланом и подлежатсогласованию с органами местного самоуправления. Лишний грунт, который не можетбыть использован на других объектах строительства, должен быть вывезен впостоянные отвалы, указанные в проектной документации, или заказчиком. Позапросу заказчика территориальный орган по архитектуре и градостроительствумуниципального образования обязан указать такое место.

 

Разработкатраншеи и котлованов

 

10.12 Земляные работы при сооружении газопроводов должныпроизводиться в соответствии с требованиями ГОСТ Р 12.3.048 и настоящегораздела.

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

10.14 При прокладке газопроводов в поселениях под улицамиили площадями следует применять преимущественно закрытые способы строительствас использованием установок наклонно-направленного бурения, продавливания илипрокола.

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

10.16 При строительстве газопровода вдоль действующегогазопровода схема производства работ выбирается исходя из условия исключениянаезда техники на действующий газопровод. Перед началом работ по осидействующего газопровода необходимо выставить через 10 м вешки с указаниемглубины заложения газопровода.

10.17 Сроки выполнения работ на обрабатываемых землях ипорядок проведения рекультивационных работ должны быть согласованы сземлепользователем.

10.18 К моменту укладки газопровода дно траншеи должно бытьочищено от веток, корней деревьев, камней, строительного мусора и выровнено всоответствии с проектом.

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

10.19 Размеры и профили траншеи при строительствегазопроводов устанавливаются проектом.

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

а) при соединении труб сваркой:

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

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

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

- на участках, балластируемых железобетонными грузами илианкерами, — 2,2 D;

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

б) при соединении одиночных труб муфтами или фланцами:

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

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

10.21 При откосах положе 1:0,5 минимальная ширина траншеипринимается D + 0,5 м для укладки отдельными трубами и D + 0,3 м — для укладкиплетями.

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

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

- в песках и супесях — К + 0,15 м;

- в глинистых грунтах — К + 0,4 м;

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

где К— ширина ковша по режущим кромкам.

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

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

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

- для стальных труб — длина 1,0 м, ширина D + 2 м, глубина0,7 м;

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

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

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

- в супесях — не более 1,25;

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

Для рытья траншей и котлованов большей глубины необходимоустраивать откосы различного заложения в зависимости от состава грунта и еговлажности в соответствии с требованиями СНиП III-42 ипо таблице 18.

 

Таблица 18

 

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

 

10.28 Крутизна откосов траншеи и котлованов,разрабатываемых на болотах, принимается в соответствии с требованиями ГОСТ Р12.3.048 по таблице 19.

 

Таблица 19

 

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

 

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

На дне котлована устраивается приямок для сбора ипериодической откачки воды.

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

10.30 Крутизну откосов подводных траншей при ширине воднойпреграды более 30 м или глубине более 1,5 м (при среднем рабочем уровне воды) сучетом безопасных условий производства водолазных работ следует принимать потаблице 20.

 

Таблица 20

 

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

 

10.31 Наибольшую крутизну откосов обводненных береговыхтраншей рекомендуется принимать по таблице 21.

 

Таблица 21

 

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

 

10.32 Наибольшую высоту вертикальных стенок траншеи икотлованов в мерзлых грунтах, кроме сыпучемерзлых, при среднесуточнойтемпературе воздуха ниже минус 2 °С допускается увеличивать по сравнению свеличиной глубины промерзания грунта, но не более чем до 2 м.

10.33 Необходимость временного крепления стенок траншеи икотлованов устанавливается проектом в зависимости от глубины выемки, состояниягрунта, гидрогеологических условий, величины и характера временных нагрузок наберме и других местных условий.

10.34 При невозможности применения инвентарных крепленийстенок котлованов или траншей следует применять крепления, изготовленные поиндивидуальным проектам, утвержденным в установленном порядке.

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

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

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

10.35 Разработка траншейными (роторным, цепным)экскаваторами в связных грунтах (суглинках, глинах) траншей с вертикальнымистенками без крепления допускается на глубину не более 3 м. В местах, гдетребуется пребывание рабочих, должны устраиваться крепления траншей илиоткосов.

10.36 При производстве работ по разработке выемок состав контролируемыхпоказателей, допустимые отклонения и методы контроля рекомендуются всоответствии с таблицей К.1 приложения К.

10.37 К началу работ по рытью траншеи и котлована должнобыть получено письменное разрешение на право производства земляных работ в зонерасположения подземных коммуникаций, выданное организацией, ответственной заэксплуатацию этих коммуникаций.

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

10.39 Разработку траншеи рекомендуется производитьодноковшовым экскаватором:

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

- в мягких грунтах с включением валунов;

- на участках повышенной влажности;

- в обводненных грунтах;

- при широких траншеях под многониточные газопроводы.

10.40 Разработку траншеи экскаваторами непрерывногодействия рекомендуется производить на участках со спокойным рельефом местности,на отлогих возвышенностях, на участках с плотными, нескальными и мерзлымигрунтами крепостью до 400 ударов плотномера ДорНИИ. Траншея под газопроводдиаметром 20—100 мм в глинистых и песчаных грунтах может разрабатыватьсяплужным способом.

10.41 В мерзлых грунтах в зависимости от темповстроительства и объемов работ рекомендуются комбинированные способы разработкитраншеи под отметку:

- поочередная работа по рыхлению с помощью гидромолотов наодноковшовых экскаваторах с последующей навеской ковша и выемкой грунта;

- послойная разработка с помощью рыхлителей на базахбульдозеров с последующей экскавацией одноковшовыми или непрерывного действияэкскаваторами;

- нарезки щелей баровыми установками на бульдозерах споследующей экскавацией мерзлых блоков одноковшовыми экскаваторами.

10.42 Приямки под технологические захлесты и сооружения нагазопроводах разрабатывают одновременно с рытьем траншеи, если позволяетустойчивость грунтов.

10.43 Разработку траншей одноковшовым экскаватором следуетвести с устранением гребешков на дне в процессе копания, что достигаетсяпротаскиванием ковша по дну траншей в обратном копанию направлении послезавершения разработки забоя.

10.44 На участках с высоким уровнем грунтовых водразработку траншей следует начинать с более низких мест для обеспечения стокаводы и осушения вышележащих участков.

10.45 Для районов с глубиной промерзания 0,4 м и более вППР должны предусматриваться мероприятия по предохранению грунта от промерзания(рыхление поверхностного слоя, снежный валик, утепление древесными остатками идр.).

10.46 Технологический задел по рытью траншеи определяетсяППР.

10.47 В зимнее время, когда слабые грунты промороженынедостаточно для прохода землеройных машин, траншею разрабатывают по технологиилетнего строительства.

10.48 На участках с межболотными озерами при разработкетраншеи в летнее время следует использовать понтоны и скреперные установки; взимнее время при промерзании воды до дна озера разработку траншеи производят сольда. При непромерзании воды до дна устраивают майну и траншею разрабатываютэкскаватором с понтона. Майну устраивают путем нарезки льда баровыми машинами.Лед удаляют одноковшовыми экскаваторами.

10.49 В скальных грунтах с полосы траншеи снимают вскрышнойслой рыхлого минерального грунта на всю глубину до обнажения скального грунтапри толщине вскрышного слоя более 0,2 м.

При меньшей толщине вскрышного слоя его можно не удалять.

Снятый грунт вскрыши укладывают на берме траншеи раздельноот скального и используют для подсыпки и присыпки газопровода.

Траншеи в скальных грунтах разрабатываются спредварительным рыхлением грунта механическим или взрывным способами.

10.50 По крутым продольным уклонам (св. 15°) планировкапроизводится путем срезки грунта. Траншея должна быть выкопана не в насыпномгрунте, а в материковом.

На участках с поперечным уклоном до 15° разработку выемокпод полки рекомендуется производить поперечными проходами бульдозеровперпендикулярно к оси газопровода, если это позволяет условие прохождениягазопровода.

10.51 На участках с поперечным уклоном более 15° дляразработки разрыхленного или нескального грунта при устройстве полокрекомендуется применять одноковшовые экскаваторы, оборудованные прямой лопатой.Экскаватор разрабатывает грунт в пределах полувыемки и отсыпает его в насыпнуючасть полки. В процессе первоначальной разработки полки экскаватор необходимоякорить бульдозером. Окончательная доработка и планировка полки производитсябульдозером.

10.52 Разработку траншей на продольных уклонах до 15°, еслинет поперечных косогоров, следует выполнять одноковшовым экскаватором сверхувниз. Работа на продольных уклонах от 15° до 36° должна осуществляться сякорением экскаватора. Число якорей и метод их закрепления определяются расчетом.

10.53 Работа траншейных экскаваторов разрешается напродольных уклонах до 36° при движении их сверху вниз. При уклонах от 36° до45° применяется якорение экскаватора. Работа бульдозера разрешается напродольных уклонах до 36°.

10.54 В зависимости от несущей способности болотаразработку траншей осуществляют:

- на болотах с несущей способностью более 0,01 МПа —болотными одноковшовыми экскаваторами или обычными одноковшовыми экскаваторами,установленными на перекидных щитах или сланях;

- на болотах с несущей способностью менее 0,01 МПа —экскаваторами, установленными на понтонах или пеноволокушах.

При глубине торфяного слоя до 1 м с подстилающимоснованием, имеющим высокую несущую способность, разработка траншеиосуществляется с предварительным удалением торфа бульдозером или экскаватором.При этом глубина траншеи должна быть на 0,15—0,2 м ниже проектной отметки. Прииспользовании экскаватора для выторфовывания протяженность создаваемого фронтаработ должна быть 40-50 м.

На болотах большой протяженности с низкой несущейспособностью траншею следует разрабатывать зимой, после предварительногопромораживания.

На участках с глубоким промерзанием болота работы должнывыполняться с предварительным рыхлением мерзлого слоя.

10.55 При прокладке газопровода через межболотные озерашириной до 50 м и глубиной до 1 м траншеи разрабатывают одновременно с двухпротивоположных берегов одноковшовыми экскаваторами с дамбы, устанавливаемой скаждого берега пионерным способом. Дамба также используется для монтажа иукладки газопровода.

На озерах шириной более 50 м или глубиной более 2 м траншеина дне этих водоемов разрабатывают одноковшовыми экскаваторами, установленнымина понтонах. При этом понтоны якорятся.

10.56 Траншеи в песчаных грунтах с большими откосамиразрабатываются бульдозерами, скреперами, одноковшовыми экскаваторами.

Неглубокие траншеи (до 1,2 м — в сыпучих грунтах и до 1,5 м— во влажных) допускается разрабатывать бульдозерами продольно-поперечнымспособом.

При устройстве глубоких траншей в сыпучих песках применяетсякомбинированный способ разработки грунта. Верхний слой грунта (глубиной до 1,0м) разрабатывается бульдозерами, а остальная часть до проектной отметки —одноковшовыми экскаваторами.

10.57 При многониточной прокладке газопроводов в общейтраншее широкие траншеи следует, как правило, разрабатывать бульдозерамипродольно-поперечным способом.

10.58 Во влажных песках разработку траншеи следует, какправило, вести роторным экскаватором с откосниками или разрабатывать верхнийслой бульдозерами с последующей доработкой траншеи одноковшовым или роторнымэкскаватором до проектной глубины.

 

Засыпкагазопровода

 

10.59 Засыпку газопровода рекомендуется производить притемпературах окружающего воздуха, близких к температуре его эксплуатации.

10.60 При засыпке газопровода необходимо обеспечить:

- сохранность труб и изоляции:

- плотное прилегание газопровода к дну траншеи;

- проектное положение газопровода.

При засыпке газопровода необходимо исключить подвижки.

Рекомендуемые предельные отклонения и методы контроля при засыпкетраншей и котлованов приведены в таблице К.2 приложения К.

10.61 Засыпку траншей в непросадочных грунтах следуетпроизводить в три стадии:

- засыпка пазух немерзлым грунтом;

- присыпка на высоту 0,2 м над верхом трубы тем же грунтомс подбивкой пазух;

- окончательная засыпка после предварительного испытания сравномерным послойным уплотнением до проектной плотности с обеих сторон трубы.

Обратную засыпку (за исключением выполняемой в просадочныхгрунтах II типа) узких пазух, где невозможно обеспечить уплотнение грунта дотребуемой плотности имеющимися средствами, рекомендуется выполнятьмалосжимаемыми (модуль деформации 20 МПа и более) грунтами(гравийно-галечниковыми и песчано-гравийными грунтами, песками крупными исредней крупности).

10.62 Засыпка газопровода диаметром более 500 ммпроизводится с послойным уплотнением пазух траншеи во избежание овализациитруб.

Уплотнение пазух производится гидравлическим одноковшовымэкскаватором, специальными трамбовочными машинами или средствами малоймеханизации.

10.63 Обратную засыпку траншей, на которые не передаютсядополнительные нагрузки (кроме собственного веса грунта), можно выполнять безуплотнения грунта, но, где это возможно, с отсыпкой по трассе траншеи валика,размеры которого следует определять с учетом последующей естественной осадкигрунта. Наличие валика не должно препятствовать использованию территории всоответствии с ее назначением.

10.64 Траншеи и котлованы, кроме разрабатываемых впросадочных грунтах II типа, на участках пересечения с существующими дорогами идругими территориями, имеющими дорожные покрытия, засыпают на всю глубинупесчаным грунтом или другими аналогичными малосжимаемыми (модуль деформаций 20МПа и более) местными материалами, не обладающими цементирующими свойствами, суплотнением. Допускается совместным решением заказчика, подрядчика и проектнойорганизации использовать для обратных засыпок супеси и суглинки при условииобеспечения их уплотнения до проектной плотности.

10.65 Засыпку газопровода бульдозерами выполняют косопоперечнымипроходами с наращиванием отвала в траншее с целью исключения динамическоговоздействия падающих комьев грунта на газопровод.

10.66 На горизонтальных участках поворота газопроводоввначале засыпается участок поворота, а затем остальная часть. Засыпку участкаповорота начинают с его середины, двигаясь поочередно к концам.

На участках с вертикальными поворотами газопровода (воврагах, балках, на холмах и т.п.) засыпку следует производить сверху вниз.

10.67 Засыпка газопровода на протяженных продольных уклонахдолжна производиться бульдозером, который перемещается с грунтом сверху внизпод углом к траншее, а также может осуществляться траншеезасыпателем сверхувниз по склону с обязательным его якорением на уклонах крутизной свыше 15°.

10.68 Для предотвращения размыва грунта на крутыхпродольных уклонах (св. 15°) засыпка должна производиться после устройстваперемычек в траншее.

10.69 Присыпку уложенного газопровода в мерзлых, скальныхили полускальных грунтах осуществляют мелкогранулированным грунтом, как правило,из отвала специальной машиной, производящей рыхление и просеивание грунта.Допускается осуществлять присыпку газопровода разрыхленным грунтом из отвалароторным траншеезасыпателем или роторным экскаватором. При применении роторногоэкскаватора необходимо предварительно осуществить планировку отвала, а потокгрунта с транспортера направлять на противоположную стенку траншеи, избегаяпрямого попадания грунта на уложенный газопровод.

10.70 При засыпке газопровода в зимнее время мерзлымгрунтом поверх него должен устраиваться валик грунта с учетом последующей егоосадки при оттаивании или последующей его отсыпки.

10.71 Способы засыпки газопровода в болотах I и II типов,выполняемой в летнее время, зависят от структуры болота. На болотах с несущейспособностью более 0,01 МПа засыпку газопровода производят бульдозерами иэкскаваторами на уширенных или болотных гусеницах или одноковшовымиэкскаваторами, работающими с перекидных сланей, щитов и др.

Засыпка на болотах III типа производится экскаваторами,установленными на понтонах.

Засыпку траншей на болотах, промерзших в зимнее время иимеющих достаточную несущую способность, осуществляют так же, как при засыпкетраншей в обычных мерзлых грунтах.

При недостаточном промерзании болота и малой несущейспособности для засыпки траншей используют бульдозеры и одноковшовыеэкскаваторы на уширенных или болотных гусеницах или экскаваторы на щитах,сланях и др.

При наземной (в насыпи) прокладке газопровода через болотаI и II типов обваловка производится грунтом, забираемым из траншеи,разрабатываемой параллельно газопроводу, при этом траншея разрабатывается неближе 5 м от газопровода. При отсутствии торфа для подсыпки и присыпкигазопровода он доставляется из карьера, указанного в проекте.

10.72 Засыпку газопровода в песчаных грунтах необходимоосуществлять непосредственно вслед за изоляционно-укладочными работами.

10.73 Для подсыпки и присыпки газопровода, прокладываемогов многолетнемерзлых грунтах, применяется крупнозернистый песок, заготовкакоторого производится в течение летнего периода.

Заготовка грунта в карьерах производится безпредварительного рыхления, путем снятия грунта бульдозером послойно по мере егоестественного оттаивания и создания буртов для обезвоживания и высыхания.

Песок для подсыпки может заготавливаться со дна рек путемгидронамыва.

10.74 Насыпи для наземных газопроводов устраиваются изпривозного грунта, добываемого в карьерах. Размеры насыпи указываются впроекте.

Насыпи следует отсыпать из однородных грунтов на всю ихширину во избежание образования внутри насыпи водяных линз и плоскостейскольжения.

Не допускается возводить и уплотнять насыпи при интенсивномвыпадении осадков, а также возводить насыпь из грунта, включающего лед и снег.

10.75 В пучинистых, просадочных и набухающих грунтах дно траншейуплотняют с применением вибромеханических трамбовочных установок.

10.76 Подготовка химически закрепленного грунтапроизводится для противоэрозионных перемычек в бетономешалках. При этомприменяются только экологически чистые химические вещества, указанные впроекте.

 

Укладкаметодом бестраншейного заглубления

 

10.77 Газопроводы могут укладываться в проектное положениеметодом бестраншейного заглубления с применением специальной машины — ножевоготрубозаглубителя (рисунок 8).

 

 

1— гусеничный тягач; 2 — режущий нож; 3 — щелезасыпщик; 4 — трубная плеть;

5— роликоопоры

 

Рисунок8 — Ножевой трубозаглубитель

 

Эффективность данного метода укладки может быть повышенапутем создания предварительной прорези в грунте (пропорки) или проведения работпо его рыхлению.

Пропорку грунта осуществляют тракторным рыхлителем.

Плеть газопровода выкладывают по оси укладки, затемсвободный ее конец с помощью трубоукладчика заводят на роликоопоры, после чегоначинается движение трубозаглубителя, который прорезает в грунте щель, кудапроизводится опуск плети. Завершающей операцией является подача на засыпкугрунта с помощью грейдерных отвалов щелезасыпщика. Того объема грунта, которыйпри создании щели выталкивается наружу режущим ножом, как правило, оказываетсядостаточно для ее полной засыпки.

10.78 При использовании данного метода на укладываемуюплеть из стальных труб предварительно наносят изоляционное покрытие и проверяютего качество.

При работе на слабых грунтах трубозаглубитель работает безбуксировки; на плотных — в сопровождении дополнительных тягачей.

Метод бестраншейного заглубления может быть применен такжев случаях, когда трубы поставляются на трассы в бухтах (длинномернымиотрезками). Для выполнения работ по укладке в этих условиях необходимодоукомплектовать трубозаглубитель кассетой, в которую помещают предназначенныедля укладки бухты.

10.79 В работы по трубозаглублению входят следующиеоперации:

- отрывка котлована для первоначального заглублениярабочего органа трубозаглубителя;

- монтаж конической заглушки на конце трубной плети для еезаправки в кассету;

- заглубление рабочего органа;

- очистка рабочего органа от корней, комьев грунта и т.п.;

- укладка плети;

- отрывка котлована для выглубления рабочего органа.

10.80 Срезку крутых берегов для прохода трубозаглубителя напереходах с уклоном более 1:2 следует производить бульдозером в продольномнаправлении (по отношению к оси газопровода), при этом не допускаетсяустраивать запруды и перемычки на оврагах, балках, ручьях срезанным грунтом.Переезды для трубозаглубителя, устроенные через ручьи, овраги и балки, следуетпосле окончания строительных работ разобрать и произвести рекультивацию всехповрежденных площадей. На поливных землях после прохода трубозаглубителяследует немедленно восстанавливать поливные борозды.

10.81 Укладку длинномерных труб на переходах черезестественные и искусственные препятствия можно осуществлять следующимиспособами:

- бестраншейным методом с использованием трубозаглубителя(«сквозной проход»);

- непрерывной ниткой с укладкой трубозаглубителем в заранееотрытую через переход траншею.

10.82 При сооружении перехода бестраншейным способом сиспользованием трубозаглубителя следует:

- произвести шурфовку подземных коммуникаций под осьюстроящегося газопровода в точках пересечения для определения допустимогозаглубления рабочего органа трубозаглубительной машины в тех случаях, когдасооружаемый газопровод пересекает существующие коммуникации «по верху»;

- верхние инженерные сооружения (дренажные или поливныелотки и т.п.) временно демонтировать, а насыпь срезать до уровня «черной»отметки земли.

 

Рекультивацияземель

 

10.83 Рекультивацию строительной полосы газопроводовосуществляют в соответствии с проектами на рекультивацию в процессестроительства газопроводов.

В проекте рекультивации земель должны быть определены:

- площади (по трассе газопровода — ширина полосы), накоторых необходимо проведение технической и биологической рекультивации;

- глубина снимаемого плодородного слоя почвы;

- место расположения отвала для временного хранения плодородногослоя почвы;

- объем и способы вывозки лишнего минерального грунта послезасыпки траншеи и котлованов.

10.84 Плодородный слой почвы должен быть, как правило, сняти перемещен в отвал хранения на одну или обе стороны от оси газопровода нарасстояние, обеспечивающее раздельное размещение отвала минерального грунта, недопуская перемешивания его с плодородным слоем почвы.

10.85 На рекультивируемых землях засыпку газопроводапроизводят с послойным уплотнением грунта и без устройства валика над газопроводом.

10.86 При сооружении временных дорог по сельхозугодиямплодородный слой почвы должен быть снят со всей полосы строительства сперемещением его в отвалы временного хранения.

10.87 Работы по снятию плодородного слоя почвы могутвыполняться в любое время года, а работы по его возвращению — только в теплоевремя года.

10.88 При выполнении рекультивации на поливных земляхследует восстанавливать поливные борозды, канавы и т.п.

 

МОНТАЖНАРУЖНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

 

10.89 При монтаже газопроводов должны быть приняты меры попредотвращению засорения полости труб, секций, плетей.

Укладывать газопроводы в траншею следует, преимущественноопуская с бермы траншеи плети (нитки).

После укладки газопровода в траншею должны быть проверены:

- проектная глубина, уклон и прилегание газопровода ко днутраншеи на всем его протяжении;

- состояние защитного покрытия газопровода;

- фактические расстояния между газопроводом и стенкамитраншеи, пересекаемыми им сооружениями и их соответствие проектным расстояниям.

Правильность укладки газопровода диаметром более 500 ммпроверяют путем нивелировки уложенного газопровода и мест его пересечения сподземными сооружениями.

10.90 При вварке в газопровод фасонных частей, узлов,арматуры и прочих устройств обеспечивают соосность ввариваемых элементов сгазопроводом. Перекосы в горизонтальной и вертикальной плоскостях недопускаются.

10.91 При надземной прокладке подъем и укладку плетейгазопровода на опоры производят только после контроля качества сварных стыков.

10.92 Колодцы на газопроводах следует сооружать изнесгораемых материалов: сборного или монолитного железобетона, монолитногобетона, обыкновенного керамического кирпича, камней, в редких случаях — изметалла.

При строительстве колодцев из сборного железобетона подднищем устанавливают подготовку из песка или из тощего бетона.

Зазоры между днищем, стеновыми панелями и плитамиперекрытия тщательно заделывают цементным раствором не ниже марки 400.

Крепление сборных элементов осуществляют с помощью сваркизакладных металлических деталей.

Отверстия между футляром и газопроводом заделываютэластичным влагоустойчивым материалом, а отверстия за пределами футляразаделывают высокомарочным цементным или бетонным раствором.

Размер футляра и зазоры между ним и газопроводом принимаютпо проекту.

После монтажа элементов колодца выполняют засыпку пазухместным грунтом слоями толщиной 10—15 см с тщательным трамбованием всоответствии с ГОСТ Р 12.3.048 и устройство асфальтобетонной отмостки попериметру колодца, которая должна выступать за пределы котлована с каждойстороны не менее чем на 0,5 м и иметь уклон не менее 0,05.

Для защиты конструкций колодца от грунтовой воды иповерхностных вод наружные поверхности стен и перекрытий обмазывают горячимбитумом по предварительной грунтовке раствором битума в бензине.

Перед нанесением битумного покрытия заделывают раковины вбетонных и железобетонных поверхностях стен колодцев, швы между сборнымиэлементами, устраняют острые углы, срезают выступающие арматурные стержни,закладные детали для строповки, а в кирпичной кладке стены — затирают цементнымраствором, поверхность должна быть сухой.

При высоком уровне грунтовых вод, агрессивности грунтовыхвод и грунта по отношению к бетону следует выполнить дополнительныемероприятия, предусмотренные проектом (оклеечная гидроизоляция, использованиесульфатостойкого цемента и т.д.).

10.93 Ковер устанавливают на опорную железобетонную подушкуили перекрытие смотрового колодца.

Опорную железобетонную подушку устанавливают на грунтовоеоснование, утрамбованное щебнем.

Вокруг ковера устраивают асфальтовую или асфальтобетоннуюотмостку шириной 0,7 м с уклоном не менее 0,05.

10.94 Перед установкой контрольной трубки газопроводобваловывают слоем гравийно-песчаной подушки толщиной не менее 100 мм изакрывают металлическим кожухом из листовой стали толщиной 5 мм, к которомуприваривают нюхательную трубку.

10.95 Конденсатосборник устанавливают ниже зоны промерзанияна несущий грунт или утрамбованную песчаную подушку толщиной 10-15 см.

Конденсатоотводящую трубку устанавливают строго вертикальнопо отвесу.

10.96 Крепления опознавательных знаков заглубляют не менеечем на 1 м в грунт.

 

ПЕРЕХОДЫЧЕРЕЗ ВОДНЫЕ ПРЕГРАДЫ

 

10.97 Строительство переходов через водные преграды ширинойв межень более 30 м и глубиной более 1,5 м рекомендуется осуществлять сприменением специальной техники.

Строительство переходов через водные преграды с глубинамидо 1,5 м в межень, а также с глубинами более 1,5 м, но шириной не более 30 мосуществляют в общем потоке строительства.

10.98 На сооружение переходов через крупные водные преградыразрабатываются отдельные проекты производства работ (ППР), которые вдополнение к требованиям СНиП 3.01.01 должны содержать:

- календарный план выполнения подводных земляных работ,согласованный с соответствующими бассейновыми управлениями, органами охранырыбных запасов, водных ресурсов и с другими организациями; в плане также должныбыть указаны сроки рекультивации земель в пойме;

- устройство временных причалов при строительстве переходовна судоходных реках и водохранилищах (при необходимости);

- схемы разработки подводных и береговых траншей;

- способы укладки подводного газопровода.

Указанный в проекте организации строительства способукладки подводного газопровода должен быть обоснован расчетом напряженногосостояния газопровода при укладке.

10.99 До начала строительства заказчик (генподрядчик)передает по акту подрядной строительной организации створ подводного перехода,закрепленный геодезическими знаками, с необходимым числом реперов за пределамизоны производства земляных работ.

Строительная организация обеспечивает сохранность опорныхгеодезических знаков на время строительства и передает их заказчику послезавершения строительства перехода.

В подготовительный период строительная организацияосуществляет следующие мероприятия:

- проверку наличия основных реперов и установку временныхреперов на период строительства перехода;

- выполняет контрольную нивелировку основных и привязку кним временных реперов;

- выполняет нивелировку подводного участка трассы постворам подводных газопроводов;

- осуществляет проверку и разбивку углов поворота трассы;

- устанавливает временный водомерный пост с привязкой его креперу.

10.100 При применении плавучих средств на строительствеподводных переходов необходимо руководствоваться «Правилами плавания повнутренним судоходным путям», «Правилами речного регистра» и «Правиламитехнической эксплуатации речного транспорта».

10.101 Буровзрывные работы при строительстве подводныхпереходов следует выполнять в соответствии с ПБ 13-407 «Единые правила безопасностипри взрывных работах», утвержденными Госгортехнадзором России.

10.102 Строительство подводных переходов производится:

- открытым (траншейным) способом в соответствии сположениями настоящего раздела;

- закрытым (бестраншейным) способом наклонно-направленногобурения (ННБ).

 

Открытый(траншейный) способ строительства

 

10.103 Величина заглубления газопровода в дно реки иливодоема, принимаемая в соответствии с требованиями СНиП 42-01, определяется отверха балластирующего устройства и указывается в проекте.

10.104 Для разработки подводной траншеи рекомендуетсяприменять:

- одноковшовые экскаваторы, установленные на плавучихсредствах;

- одноковшовые экскаваторы, перемещающиеся по льду;

- землечерпательные ковшовые снаряды;

- землесосные рефулерные снаряды;

- гидромониторные установки;

- канатно-скреперные установки и др.

10.105 Необходимость применения взрывных работ и методывзрыва устанавливаются проектом.

10.106 Места отвалов грунтов выбирают с учетом технологииразработки траншей, направления течения воды, судоходства и лесосплава.

10.107 При строительстве одновременно нескольких нитокгазопроводов в общем коридоре разработку траншеи следует начинать с нижней потечению нитки газопровода.

10.108 Перед укладкой плети в подводную траншею должны бытьсделаны промеры ее глубины по проектному створу (проверка отметок продольногопрофиля траншеи), а также составлен акт о готовности траншеи в соответствии спроектом продольного профиля трассы перехода.

10.109 Укладка трубных плетей в подводную траншею производитсяследующими способами:

- протаскиванием забалластированной плети по дну подводнойтраншеи;

- погружением плавающей на поплавках забалластированнойплети на дно подводной траншеи;

- погружением плавающей плети путем залива полости водой споследующей ее балластировкой;

- опусканием плети в майну со льда.

10.110 Технологические параметры укладки (нагрузки нагрузоподъемные средства, их расстановка вдоль газопровода, величина опуска)указываются в ППР исходя из допустимых строительных напряжений в стенке трубы инагрузок.

При определении нагрузок учитываются масса трубы (сбалластировкой или без балластировки), сила воздействия потока воды,грузоподъемность поплавков и их количество, усилия тяговых средств (припротаскивании).

10.111 Укладка способом протаскивания осуществляется приналичии пологих берегов, наличии площадки достаточных размеров для размещенияпротаскиваемой плети, достаточной прочности труб в следующейпоследовательности:

- установка тяговых средств;

- подготовка трубной плети к протаскиванию (приваркаоголовка, навеска балластных грузов (при необходимости) и футеровка);

- установка спусковой дорожки (при необходимости);

- укладка плети в створ перехода (на спусковую дорожку);

- навеска поплавков (при необходимости);

- протяжка тяговых тросов;

- протаскивание всей плети или отдельных секций с ихсоединением в плеть;

- контроль положения уложенной плети в подводной траншее.

Поплавки навешиваются на плети больших диаметров дляуменьшения веса труб (отрицательной плавучести) и после укладки подлежатотстроповке с помощью специальных устройств.

В качестве спускового пути может быть использованазаполненная водой траншея, разработанная в пойменной части водоема.

В качестве тяговых средств используются лебедки илигусеничные тягачи, работающие в сцепе. Если тягачи не могут перемещаться встворе перехода, то используется заякоренный блок для изменения направлениятягового троса. Если тяговых усилий тяговых средств недостаточно, то плеть наберегу приподнимают с помощью кранов-трубоукладчиков.

10.112 Укладка плети способом погружения плавающей напоплавках забалластированной плети осуществляется в следующейпоследовательности:

- подготовка трубной плети на берегу;

- навеска балластных грузов и поплавков;

- сплав плети с помощью кранов-трубоукладчиков;

- установка плети в створе перехода (якорение) с помощьюплавсредств;

- погружение плети путем отстроповки поплавков;

- контроль положения плети в подводной траншее.

10.113 Укладка способом погружения плавающей плети путемзалива полости водой с последующей балластировкой осуществляется в следующейпоследовательности:

- подготовка плети на берегу к сплаву;

- приварка вентилей на концах для залива воды и выпускавоздуха (на противоположном берегу);

- заполнение плети водой и ее погружение с одновременнымвыпуском воздуха через вентиль;

- окончательная балластировка плети;

- контроль положения плети;

- вытеснение воды сжатым воздухом (путем пропуска поршней);

- осушка полости плети.

10.114 Если водная преграда является судоходной, то подоговоренности с судоходной компанией устанавливается перерыв в судоходстве навремя укладки газопровода способом сплава.

Если из-за большой глубины водной преграды могут возникнутьнедопустимые напряжения в стенках трубы при погружении, рекомендуется принятьследующие меры:

- уменьшить начальную плавучесть плети за счетбалластировки до требуемой расчетной величины;

- приложить продольное растягивающее усилие к укладываемойплети.

10.115 Технологический процесс укладки газопровода в майнусо льда производится в следующей последовательности:

- проверка несущей способности льда по всей ширине воднойпреграды (при недостаточной несущей способности осуществляют искусственноенаращивание толщины льда путем полива водой);

- выкладка трубной плети в створе перехода;

- балластировка трубной плети;

- разработка майны;

- опуск плети в майну грузоподъемными машинами илимеханизмами;

- контроль положения плети в подводной траншее.

10.116 Засыпка подводного газопровода производится послеконтрольных промеров положения газопровода и их сопоставления с проектнымиданными.

Засыпка подводной траншеи может выполняться рефулированиемместного грунта земснарядами или землеройными машинами с плавучих средств.

10.117 При прокладке газопровода через водные преградынепосредственно по дну водоема в защитных футлярах применяются два способапроизводства:

- предварительная укладка футляра с последующимпротаскиванием трубной плети;

- укладка на переходе уложенной в футляр на берегу плети.

 

Закрытыйспособ строительства с использованием метода наклонно-направленного бурения(ННБ)

 

10.118 Способ бестраншейной прокладки газопроводоврекомендуется к применению:

- при прокладке газопроводов через препятствия — реки,водоемы, овраги, автомобильные или железные дороги, улицы, парки, леса и т.д.;

- при прокладке газопроводов внутри жилых кварталов;

- при пересечении подземных коммуникаций;

- при необходимости прокладывать заглубленные газопроводы.

10.119 Применение данного способа при строительствеподводных переходов позволяет:

- прокладывать газопроводы ниже прогнозируемого уровняизменения русла;

- исключить выполнение дноуглубительных, подводных,водолазных и берегоукрепительных работ, которые составляют более 50 % стоимостистроительства подводного перехода;

- снизить стоимость строительства подводного перехода;

- исключить необходимость балластировки газопровода;

- не нарушать рыболовный режим водоема;

- сохранить естественно-экологическое состояние водоема.

10.120 Прокладку газопроводов бестраншейным способомдопускается выполнять в грунтах следующих классов по ГОСТ 25100:

- природных дисперсных, к которым относятся:

глинистые грунты: супеси, суглинки, глины;

песчаные грунты: крупный, средний, мелкий песок;

- техногенных дисперсных, к которым относятся отходыпроизводственной и хозяйственной деятельности человека: шлаки, шламы, золы,золошламы.

Ограничением возможности применения способанаклонно-направленного бурения являются крупнообломочные грунты: гравийные,грунты с включениями валунов и гальки, а также песчаные и глинистые гравелистыегрунты (содержание гравия более 30 %). Невозможна прокладка газопроводов вводонасыщенных грунтах (плывунах) (при коэффициенте текучести грунта I_L> 1) из-за невозможности создать стабильный буровой канал. Затрудненапрокладка газопроводов в рыхлых песках (при коэффициенте пористости е> 0,7) из-за сложности создания прочных стенок бурового канала.

10.121 При прокладке газопроводов в многолетнемерзлыхгрунтах необходимо предусмотреть технологические приемы, предупреждающиезамерзание бурового раствора.

10.122 Инженерные изыскания для строительства газопроводабестраншейным способом включают комплексное и детальное изучение природныхусловий района строительства для получения необходимых, достаточных идостоверных материалов для проектирования и строительства перехода. Инженерныеизыскания следует выполнять в соответствии с требованиями СНиП 11-02 с учетомдополнительных рекомендаций, изложенных в настоящем СП. В результателабораторных исследований должны быть получены данные:

- о прочности грунта, его сопротивлении деформации ипроницаемости;

- о гранулометрическом составе, плотности, удельном иобъемном весе грунта;

- о пределах пластичности и текучести грунта;

- о коэффициентах трения режущего инструмента и материалатрубы газопровода о сухой грунт, о влажный грунт, о грунт, смоченный буровымраствором;

- о пористости грунта.

Нормативные значения прочностных и деформационныххарактеристик грунтов принимают согласно СНиП 2.02.01.

10.123 Способ наклонно-направленного бурения позволяетпрокладывать газопроводы из стальных и полиэтиленовых труб как попрямолинейной, так и по криволинейной трассе.

Минимально допустимые радиусы изгиба:

- для стальных газопроводов ³1200 d_н;

- для газопроводов из полиэтиленовых труб ³ 25 d_н,где d_н — наружный диаметргазопровода.

10.124 Для газопроводов из полиэтиленовых труб следуетприменять трубы с SDR не более 11 по ГОСТ Р 50838. Для прокладки газопроводовдиаметром до 160 мм включительно рекомендуется применять длинномерные трубы.При прокладке газопроводов сварку следует выполнять при помощи муфт сзакладными нагревателями или встык нагретым инструментом согласно требованиямСП 42-103. Допускается использование импортных полиэтиленовых труб, разрешенныхк применению в установленном порядке.

10.125 При строительстве стальных газопроводов способом наклонно-направленногобурения применяют изоляционные покрытия труб весьма усиленного типа,выполненные в заводских условиях в соответствии с ГОСТ 9.602 и состоящие из:

- адгезионного подслоя на основе сэвилена садгезионно-активными добавками;

- слоя экструдированного полиэтилена:

для труб диаметром до 250 мм — толщина слоя не менее 2,5мм, адгезия к стальной поверхности — не менее 35 Н/см, прочность при ударе — неменее 12,5 Дж, отсутствие пробоя при испытательном электрическом напряжении —не менее 12,5 кВ;

для труб диаметром до 500 мм — толщина слоя не менее 3,0мм, адгезия к стальной поверхности — не менее 35 Н/см, прочность при ударе — неменее 15 Дж, отсутствие пробоя при испытательном электрическом напряжении — неменее 15,0 кВ;

для труб диаметром св. 500 мм — толщина слоя не менее 3,5мм, адгезия к стальной поверхности — не менее 35 Н/см, прочность при ударе — неменее 17,5 Дж, отсутствие пробоя при испытательном электрическом напряжении —не менее 17,5 кВ.

Для изоляции стыковых сварных соединений в условиях трассырекомендуется трехслойная изоляция (эпоксидная смола, твердоплавкий клеевойслой и армированный стекловолокном слой полиолефина) в виде термоусаживающихсяманжет типа «Райхен», «Canusatube™», «Canusawrap™», «Wrapid Sleeve» и т.д.,предназначенных для изоляции сварных стыков стальных газопроводов в полевыхусловиях.

Допускается изоляцию стыковых сварных соединений в условияхтрассы выполнять:

- полимерными липкими лентами на основе поливинилхлорида,состоящими из слоев:

грунтовки битумно-полимерной типа ГТ-760ин или полимернойтипа ГТП-831;

не менее трех слоев ленты поливинилхлоридной изоляционноготипа ПВХ-БК, ПВХ-Л, ПВХ-СК общей толщиной не менее 1,2 мм;

не менее одного слоя защитной обертки типа ПЭКОМ или ПДБ,общей толщиной не менее 0,6 мм;

- полимерными липкими лентами на основе полиэтилена,состоящими из слоев:

грунтовки полимерной типа П-001;

не менее двух слоев ленты полиэтиленовой дублированной типаПолилен или НКПЭЛ общей толщиной не менее 1,2 мм;

не менее одного слоя защитной обертки на основе полиэтиленатипа Полилен-0 толщиной не менее 0,6 мм.

Изоляционные покрытия липкими лентами должны отвечатьследующим требованиям:

- прочность при разрыве при температуре 20 °С не менее 18,0МПа;

- относительное удлинение при температуре 20 °С не менее200 %;

- температура хрупкости не выше минус 60 °С;

- адгезия при температуре 20 °С к стали — не менее 20 Н/см,ленты к ленте — не менее 7 Н/см, обертки к ленте — не менее 5 Н/см.

10.126 При прокладке газопровода способомнаклонно-направленного бурения применяются бурильные установки напневмоколесном или гусеничном ходу, снабженные силовыми агрегатами,резервуарами и насосами для подачи бурового раствора, смонтированныминепосредственно на установке или на специальных прицепах.

Кроме того, для прокладки трубопровода необходимы:

- набор буровых штанг;

- буровая головка для прокладки пилотной скважины сукрепленным на ней резцом (ножом);

- расширители различных типов для выполнения обратногорасширения бурового канала;

- вертлюги и т.д.

Буровые штанги передают осевое усилие и крутящий момент отбурильной установки на буровую головку (расширитель). Внутренняя полостьбуровых штанг используется для подачи бурового раствора к зоне бурения, растворслужит для стабилизации стенок пилотной скважины (бурового канала), являясьсвоего рода смазкой, облегчающей разработку грунта и протаскивание труб сменьшими тяговыми усилиями. Разработанный грунт выносится буровым раствором ввырытые приямки.

10.127 Технология бестраншейной прокладки газопроводоввключает:

- на первом этапе — бурение пилотной скважины вращающейсябуровой головкой с закрепленным на ней резцом (рисунок 9, а);

- на втором этапе — расширение бурового канала вращающимсярасширителем до нужного диаметра, таких предварительных расширений может быть несколькодо сформирования бурового канала необходимого диаметра (рисунок 9, б);

- на третьем этапе — протаскивание газопровода по буровомуканалу (рисунок 9, в).

При строительстве газопроводов незначительной длины (до 100м) диаметром до 110 мм допускается протаскивание газопровода с одновременнымрасширением бурового канала.

 

 

Рисунок9 — Технология прокладки газопровода через водную преграду методом ННБ

 

10.128 Обязательным условием бурения является применениебурового раствора. Буровой раствор представляет собой водную суспензиюбентонита и химических добавок.

Основными функциями бурового раствора являются:

- охлаждение и смазка режущего инструмента и штанг;

- удаление грунта из буровой скважины;

- формирование прочных стенок пилотной скважины (буровогоканала);

- создание избыточного давления внутри пилотной скважины(бурового канала) и тем самым предотвращение просачивания грунтовых вод вбуровой раствор;

- стабилизация буровой скважины, предотвращающая ее обвалот давления окружающего грунта.

Состав бурового раствора выбирается в зависимости от типагрунтов; анализ грунтов для определения количественного и качественного составабурового раствора, технология его приготовления и очистки, методики определениякачества воды, бентонитовых порошков, химических добавок, следует выполнятьсогласно требованиям ведомственных норм.

10.129 Сваренный газопровод перед протаскиванием долженбыть испытан на герметичность согласно требованиям проекта. После протаскиваниягазопровод должен быть повторно испытан на герметичность.

Перед протаскиванием стального газопровода по буровомуканалу проверяют диэлектрическую сплошность изоляционного покрытия трубопроводаискровым дефектоскопом на отсутствие пробоя при электрическом напряжении неменее 5 кВ на 1 мм толщины защитного покрытия.

10.130 После окончания протаскивания газопровода побуровому каналу выполняют контрольные измерения состояния изоляционногопокрытия методом катодной поляризации с учетом следующих условий:

- трубопровод должен быть изолирован от всех токопроводящихобъектов;

- неизолированные участки трубопровода не должны иметьконтакта с землей;

- подключения к трубопроводу для электропитания и измеренияпотенциала должны быть всегда раздельны;

- во время проведения измерений любые другие работы возлетрубопровода запрещаются.

Данные измерений следует сравнить с проектными. Приобнаружении недопустимых отклонений следует уточнить местонахождение дефектногоучастка изоляции и принять меры по устранению дефекта.

Допускается использование импортных материалов в качествезащитных покрытий, разрешенных к применению в установленном порядке. Технологиянанесения защитных покрытий на основе импортных материалов должнасоответствовать требованиям фирм, выпускающих эти материалы.

10.131 Порядок проведения наклонно-направленного бурения(ННБ), а также методика расчета геометрических параметров скважины, усилийпроходки и воздействий внешних нагрузок приводятся в приложении Л.

Примеры расчета параметров при строительстве газопроводаметодом даны ННБ даны в приложении М.

 

Подземныепереходы через овраги, балки и водные каналы

 

10.132 В проекте производства работ, как правило, должнабыть разработана технологическая карта на монтаж трубной плети (с указаниеммест технологических захлестов и последовательности их сборки и сварки).

10.133 Строительство переходов необходимо вести, какправило, без срезки грунта на строительной полосе (во избежание эрозии) сприменением специальных способов производства работ (протаскивание плетей накрутых склонах, сварка одиночных труб в траншее, использование индивидуальныхтехнологических схем, якорение машин и т.д.).

10.134 В местах пересечения траншеи с осушительными,нагорными, мелиоративными каналами (канавами) надлежит делать временныеводопропуски с целью недопущения проникания воды в траншеи. После окончанияработ каналы (канавы) необходимо восстановить.

10.135 Перед укладкой плети на переходе рекомендуетсяпроизвести контрольное нивелирование дна траншеи, а в случае необходимости днотраншеи доработать.

10.136 Монтаж плети на продольном уклоне во избежание еесползания вниз по склону следует производить снизу вверх с подачей труб(секций) сверху вниз, чем облегчается процесс сборки стыков.

10.137 Монтаж технологических захлестов с целью минимизацииостаточных напряжений производится после окончания балластировки и засыпкигазопровода.

 

Переходыгазопроводов на пересечениях с подземными коммуникациями

 

10.138 Организации, эксплуатирующие подземные коммуникации,должны до начала производства указанных работ обозначить на местности оси играницы этих коммуникаций хорошо заметными знаками.

Места пересечения, как правило, должны быть вскрыты шурфами(шириной, равной ширине траншеи, длиной по 2 м в каждую сторону от местапересечения) до проектных отметок дна траншеи и, при необходимости, раскреплены.

10.139 Разработка грунта экскаватором или другимиземлеройными машинами разрешается не ближе 2 м от боковой стенки и не ближе 1 мнад верхом подземной коммуникации. Оставшийся грунт дорабатываетсяпневмовакуумными установками или вручную без применения ударов (ломом, киркой,лопатой, механизированным инструментом) и с принятием мер, исключающихповреждения коммуникаций при вскрытии. Мерзлый грунт должен быть предварительноотогрет.

10.140 При обнаружении действующих подземных коммуникаций идругих сооружений, не обозначенных в имеющейся проектной документации, земляныеработы приостанавливают, на место работы вызывают представителей организаций,эксплуатирующих эти сооружения, одновременно указанные места ограждаются ипринимаются меры к предохранению обнаруженных подземных сооружений отповреждений.

10.141 Вскрытые электрические кабели и кабели связизащищают от механических повреждений и провисания с помощью футляров изполиэтиленовых или металлических труб, подвешиваемых к брусу (рисунок 10).

 

 

1— деревянный брус; 2 — кабель; 3 — футляр; 4 — подвеска из скруток проволоки;

5— прокладываемый газопровод

 

Рисунок10 — Схема подвешивания инженерных коммуникаций при пересечении с газопроводом

 

Асбестоцементные и керамические трубы заключают вдеревянные короба из досок толщиной 3—5 см и подвешивают. Концы бруса должныперекрывать траншею не менее чем на 0,5 м в каждую сторону.

При ширине разрабатываемой траншеи более 1 м в местахпересечения с водопроводом, газопроводом, теплопроводом (при бесканальной прокладке)необходимо в целях защиты этих трубопроводов от повреждения и провисанияподвесить их к деревянному или металлическому брусу с помощью скруток изпроволоки или стальных подвесок. При этом обеспечивают сохранность изоляциигазопроводов, а в отношении водовода принимают меры против замораживания (приотрицательных температурах воздуха).

Во всех случаях тепловая изоляция защищается от увлажненияоберткой гидроизоляционными материалами. Толщина тепловой изоляции принимаетсяв пределах 50—100 мм в зависимости от продолжительности вскрытия и температурывоздуха.

10.142 Укладка газопровода на переходе через подземныекоммуникации производится продольным перемещением секции (трубы) в траншее подкоммуникациями или соединением одиночных труб в нитку непосредственно на днетраншеи.

10.143 На участке пересечения траншей, кромеразрабатываемых в просадочных грунтах, с действующими подземными коммуникациями(газопроводами, кабелями и др.), проходящими в пределах глубины траншей, должнабыть выполнена подсыпка под действующие коммуникации немерзлым песком илидругим малосжимаемым (модуль деформаций 20 МПа и более) грунтом по всемупоперечному сечению траншеи на высоту до половины диаметра пересекаемоготрубопровода (кабеля) или его защитной оболочки с послойным уплотнением грунта.Размер подсыпки по верху должен быть, как правило, на 1 м больше диаметрапересекаемой коммуникации.

10.144 В местах пересечения газопроводом подземныхосушительных систем (например, из керамических труб) они временно демонтируютсяи восстанавливаются после прокладки газопровода.

СПОСОБЫСТРОИТЕЛЬСТВА ПЕРЕХОДОВ ГАЗОПРОВОДОВ ПОД АВТО- И ЖЕЛЕЗНЫМИ ДОРОГАМИ,ТРАМВАЙНЫМИ ПУТЯМИ

 

10.145 Открытый (траншейный) способ строительства переходовпод автомобильными дорогами включает следующие способы организации работ:

- без нарушения интенсивности движения транспорта (сустройством объезда или переезда);

- с перекрытием движения транспорта в два этапа на однойполовине ширины дороги, затем на другой;

- с краткосрочным перекрытием движения транспорта по дороге(без устройства объезда или переезда).

10.146 При закрытом (бестраншейном) способе прокладкиприменяют следующие способы:

- прокалывание;

- продавливание;

- горизонтальное бурение;

- щитовая проходка.

10.147 Прокалывание применяется в дисперсных грунтах дляфутляров малых диаметров (до 300 мм). Этот метод не рекомендуется применять принеглубоком заложении (менее 2 м) футляра во избежание образования вертикальноговыпора грунта и нарушения полотна дороги.

Прокалывание, как правило, осуществляется путемстатического силового воздействия (гидродомкратами).

10.148 Горизонтальное бурение применяется для газопроводовсредних и больших диаметров (530—1220 мм) в грунтах I—IV категорий. Проходкаскважины ведется установками горизонтального бурения. Этот метод нерекомендуется применять на слабых (водонасыщенных и сыпучих) грунтах воизбежание просадки дорожного полотна.

10.149 Продавливание является наиболее универсальнымспособом прокладки футляров и наилучшим образом обеспечивает сохранностьдорожных насыпи и полотна.

Как правило, продавливание футляров осуществляетсягидродомкратами.

10.150 Щитовая проходка применяется в полускальных искальных грунтах, где невозможно применить другие способы. При этомиспользуются бетонные (железобетонные) трубы.

Щитовая проходка применяется также для прокладки футляровбольших диаметров под пучок газопроводов.

10.151 При наличии высоких грунтовых вод на участкестроительства перехода грунт следует осушить методом открытого водоотлива илиспособом закрытого понижения уровня грунтовых вод.

При закрытом способе понижения уровня грунтовых водиспользуются иглофильтры и водопонижающие установки. Для осушениямелкозернистых грунтов (пылеватых и глинистых песков, супесей, легкихсуглинков, илов и лессов) целесообразно применять одноярусную двухряднуюустановку типа УВВ-2.

10.152 При прокладке защитного футляра закрытым способомследует провести следующие подготовительные работы:

- геодезическую разбивку места перехода и установкупредупредительных знаков;

- водопонижение грунтовых вод (не менее 0,5 м от низазащитного футляра);

- планировку участка по обе стороны дороги;

- рытье рабочего и приемного котлованов с устройствомнеобходимых креплений.

Технология прокладки включает следующие операции:

- монтаж упорных стенок в котловане;

- сварку защитного футляра (или подготовку элементовсборного защитного футляра к монтажу с постепенным наращиванием в процессепроходки);

- монтаж буровой установки или оборудования дляпродавливания (прокола) защитного футляра;

- прокладку защитного футляра.

10.153 На переходах через железные дороги в песках,крупнообломочных водонасыщенных сыпучих грунтах необходимо перед началомпрокладки защитного футляра устанавливать страховочные рельсовые пакеты.

10.154 Строительство переходов газопроводов под дорогамизакрытым способом следует выполнять в соответствии с проектом производстваработ (ППР), согласованным с владельцем дороги.

10.155 Во время прокладки защитного футляра под дорогаминеобходимо осуществлять постоянный геодезический надзор за осадками дорожнойповерхности. Методика геодезических наблюдений устанавливается в ППР.

10.156 Для крепления вертикальных стенок котловановглубиной до 3 м в связных грунтах оптимальной влажности при отсутствии илинезначительном притоке грунтовых вод применяют инвентарные щиты сплошные или спрозорами. В несвязных грунтах и при сильном притоке грунтовых вод применяютсясплошные деревянные шпунтовые крепления.

Крепление стенок котлованов глубиной более 3 мосуществляется по индивидуальным проектам.

В устойчивых грунтах нормальной влажности котлованы роютбез устройства креплений, но с откосами стенок 1:1 или 1:1,5.

 

Прокладказащитных футляров под автодорогами открытым способом с устройством объезда

 

10.157 До начала работ необходимо:

- выбрать и обустроить объездную дорогу или переезд, покоторым будет осуществляться движение транспорта;

- установить ограждения, препятствующие движению транспортаи посторонних лиц на участке производства работ;

- установить предупреждающие, запрещающие и предписывающиедорожные знаки, а также световые сигналы, видимые днем и ночью, которыезапрещают движение транспорта на перекрытом участке дороги. Места установкивсех знаков необходимо согласовать с ГИБДД;

- нанести в натуре границы разработки дорожной насыпи ирытья траншеи;

- уточнить места расположения подземных коммуникацийсовместно с представителями организаций, владеющих этими коммуникациями;

- нанести в натуре границы разборки дорожных покрытий иразрытия насыпи, а также траншей за ее пределами, произвести разбивку трассыперехода.

10.158 Строительство объездной дороги для временногодвижения автотранспорта выполняют в пределах границ полосы, отведенной длядороги.

10.159 Дорожные покрытия разбирают на ширину, превышающуюширину разрытия насыпи: при асфальтовом покрытии на 0,2 м (или 0,1 м насторону), при булыжном или брусчатом покрытии — на 0,6 м (или 0,3 м насторону). Разборку дорожных покрытий допускается вести по линии границыразработки насыпи. Материалы от разобранных дорожных покрытий складывают вспециально отведенных местах на сооружаемом переходе.

10.160 Разработку траншеи на участке перехода ираскапывание насыпи можно производить одноковшовыми экскаваторами ибульдозерами.

10.161 Ширина траншеи определяется в соответствии стребованиями ГОСТ Р 12.3.048.

10.162 Профиль траншеи ниже подошвы насыпи зависит отгидрогеологических условий и может иметь прямоугольную, трапециевидную илисмешанную формы. Откосы выполняются в соответствии с требованиями ГОСТ Р12.3.048 и настоящего СП.

10.163 Для крепления стенок глубоких траншей в грунтахповышенной влажности рекомендуются виды крепи, указанные в таблице 22.

Кроме распорной крепи, возможно применение крепи анкерноготипа.

 

Таблица 22

 

Грунтовые условия	Виды крепи траншей
Грунты малого водонасыщения, за исключением песков	Горизонтальная с прозором, сплошная горизонтальная
Грунты высокого водонасыщения и пески	Сплошная горизонтальная или вертикальная
Грунты всех видов при сильном притоке грунтовых вод (более 1 м3/ч)	Шпунтовая в пределах уровня грунтовых вод до глубины на 0,5—0,7 м ниже проектной отметки

 

10.164 Укладка футляра и трубной плети на переходе можетпроизводиться двумя способами:

- отдельно футляра с последующим протаскиванием через негоплети;

- совместно футляра с плетью; при этом на плеть«насаживают» футляр, предварительно оснастив ее опорами.

10.165 В траншею с креплеными стенками защитный футлярукладывают путем протаскивания кранами-трубоукладчиками вдоль траншей поднижними распорками крепи.

10.166 Футляр, уложенный на дно траншеи, засыпается впределах насыпи дороги грунтом с послойным трамбованием. Толщина одного слоязасыпки составляет 0,25—0,3 м.

Для послойного трамбования грунта применяют пневматическиетрамбовки. Трамбование каждого слоя необходимо осуществлять до тех пор, покастепень уплотнения его не станет равной или большей плотности грунта дорожнойнасыпи. Засыпку защитного футляра сначала осуществляют в пределах насыпидороги, а затем по всей его длине.

Эффективность уплотнения грунтов зависит от их влажности.Оптимальная влажность уплотняемых грунтов находится в следующих пределах:

- пески — 8—12 %;

- крупнообломочный грунт — 9—15 %;

- песок мелкий — 16—22 %;

- глинистый грунт — 12—15 %;

- тяжелый суглинок — 16—20 %.

Чтобы предотвратить повреждения изоляционного покрытияфутляра, выполняют предварительную присыпку его мелкозернистым грунтом.Присыпка должна вестись одновременно с двух сторон, чтобы устранить возможныйсдвиг защитного футляра с оси газопровода. Присыпка ведется с трамбовкой грунтав пазухах во избежание овализации футляра.

При необходимости сухие грунты следует увлажнять передтрамбовкой.

10.167 Одновременно с засыпкой защитного футляра производятразборку крепи траншеи в направлении снизу вверх.

10.168 После засыпки футляра и восстановления насыпи дорогивосстанавливают покрытия. Верхний слой дорог (дорог без покрытий)восстанавливают интенсивной трамбовкой.

При этом следует учитывать возможную осадку грунта впроцессе эксплуатации дороги и необходимость насыпки верхнего слоя нескольковыше полотна дороги. Величина осадки зависит от вида грунта и способов засыпкиили возведения насыпи (таблица 23).

 

Таблица 23

 

Грунт	Осадка насыпей высотой до 4 м при засыпке машинами, %
	бульдозерами, самосвалами, автомобилями	одноковшовыми экскаваторами, траншее-засыпателями
Песок мелкий	3	4
Песок крупный	4	6
Крупноблочный, легкий суглинок	4	6
Тяжелый суглинок	8	10
Глинистый	9	10

 

Прокладказащитных футляров под автодорогами открытым способом с перекрытием движениятранспорта на половине ширины дороги

 

10.169 Прокладка защитного футляра в два этапа сперекрытием движения транспорта на половине ширины дороги рекомендуется припересечении газопроводом автомобильных дорог III и IV категорий с ширинойполотна не менее 6 м.

Прокладываемый защитный футляр монтируется из двух секций,примерно равных половине его общей длины.

10.170 Проезжую часть дороги делят на две зоны:

- на первой зоне перекрывают движение транспорта ипроизводят работы, а по второй открывают двухстороннее движение с ограничениемскорости;

- на закрытой для движения транспорта зоне дорогипоследовательно выполняют все работы, предусмотренные настоящим разделом.

Перед укладкой обе секции защитного футляра должны бытьтщательно подогнаны между собой. Концы секций во избежание попадания грунтаперед укладкой их в траншею закрываются заглушкой, которую снимают перед ихстыковкой между собой.

По окончании работ по восстановлению насыпи на первой зонедороги устраивают временное покрытие с учетом того, что грунт засыпки дастосадку в процессе работы на второй зоне (таблица 23).

10.171 Второй этап работы начинается одновременно соткрытием движения по первой половине дороги. Все ограждения переносят навторую половину дороги, закрывают по ней движение транспорта и приступают кпрокладке второй секции защитного футляра.

Концы обеих секций сваривают, сварной стык изолируют.

 

 

 

Прокладказащитных футляров под автодорогами открытым способом без нарушенияинтенсивности движения с устройством переезда

 

10.172 Прокладка защитных футляров без нарушенияинтенсивности движения транспорта с устройством переезда рекомендуется подавтомобильными дорогами I и II категорий путем устройства переездных илиинвентарных мостов.

10.173 Укладку футляров под настилом (мостом) производятметодом протаскивания.

 

Прокладказащитных футляров под автодорогами открытым способом без устройства объезда илипереезда

 

10.174 Прокладка защитного футляра открытым способом безустройства объезда или переезда с временным перекрытием движения транспортавозможна при пересечении газопроводом автомобильных дорог с малойинтенсивностью движения транспорта.

10.175 Для производства работ выбирается период в течениесуток с наименее интенсивным движением транспорта.

10.176 До перекрытия движения ведутся разработка траншеи наприлегающих к дороге участках с обеих сторон дороги, подготовка защитногофутляра и плети к укладке, заготовка грунта, щебня, гравия и др.,обеспечивается наличие резервной техники и персонала.

10.177 Разработка траншей ведется без крепления стеноктраншей с минимальными откосами. При этом нахождение людей в траншее запрещается.

10.178 Укладка защитного футляра производится с бермытраншеи краном-трубоукладчиком путем его надвижки и опуска на дно траншеи.Возможна укладка футляра с «продетой» через него трубной плетью.

 

Открытыйспособ строительства переходов под железными дорогами

 

10.179 Открытый способ строительства используется напереходах под железными дорогами с малой интенсивностью движения (лесовозныежелезные дороги; тупиковые, подъездные и т.п.).

10.180 Прокладку открытым способом осуществляют безустройства переезда или с применением временных переездных мостов,изготовленных из рельсовых пакетов, или инвентарных мостов, монтируемых научастке перехода из пакетов сварной конструкции. Наиболее простыми визготовлении и монтаже являются инвентарные мосты с использованием рельсовыхпакетов для подвески несущих шпал, на которые опираются путевые рельсы вграницах длины расчетного пролета.

10.181 Временные инвентарные переездные мосты могут бытьприменены при условии ограничения скорости движения поезда до 25 км/ч. Переездыизготавливаются по типовым проектам или специальному проекту.

10.182 Работы по раскопке насыпи и рытью траншеивыполняются в присутствии представителей службы пути. Устройство крепленийвыполняют сверху вниз по мере углубления траншеи. Разрешается разрабатыватьгрунт без крепления только на глубину, равную ширине одной закладной доски.

10.183 При рытье траншей рекомендуется соблюдать следующийпорядок выполнения операций по устройству крепления:

- крепление стенок траншеи осуществлять в пределах балластногослоя на глубину 1 — 1,5 м шпунтом, а ниже — досками толщиной 70 мм;

- доски закладывать за вертикальные стойки по мереуглубления траншеи вплотную к грунту и укреплять распорками;

- стойки крепления траншеи устанавливать не реже, чем через1,25 м;

- распорки крепления располагать на расстоянии одна отдругой по вертикали не более 1 м; распорки закреплять на стойках бобышкамисверху и снизу;

- верхние доски должны выступать, как правило, выше бровкитраншеи на 10 см.

10.184 После укладки в траншею защитного футляра еезасыпают сначала в пределах насыпи, а затем по всей длине футляра. При этомтраншеи, пересекающие железнодорожное полотно, засыпают песком с тщательнымпослойным уплотнением. При засыпке крепления разбирают в обратном порядке, т.е.снизу вверх. Толщина слоя засыпки 25—30 см. Порядок разборки креплений такойже, как при засыпке траншей, пересекающих автомобильные дороги. После засыпкитраншеи и разборки крепления восстанавливают балластный слой. Затемосуществляют демонтаж переезда и засыпку щебнем углублений в тех местах, гденаходились несущие шпалы. Затем монтируют рельсы. Восстановление балластногослоя и верхнего строения железной дороги производится силами железнодорожнойбригады.

 

Прокладказащитного футляра продавливанием

 

10.185 При прокладке защитного футляра методомпродавливания к его переднему концу приваривают кольцевой нож для уменьшениялобового сопротивления вдавливанию футляра в грунт (рисунок 11). Скосы режущихкромок ножей выполняют под углом 15—22°, при этом они могут быть изготовлены снаклоном внутрь или наружу.

Наиболее часто применяют расширительные ножи серпообразногоили кольцевого сечения. Ножи серпообразного сечения позволяют создаватьсерпообразный зазор в верхней части горизонтальной скважины на 0,60—0,75 длиныее окружности, что способствует сохранению направления проходки.

 

 

1— внутреннее кольцо; 2 — наружное кольцо; 3 — наплавка; 4 — прокладываемыйфутляр

 

Рисунок11 — Устройство кольцевого ножа на конце футляра

 

Для уменьшения сил трения, возникающих между стенкойзащитного футляра и грунта, необходимо обеспечить зазор между футляром искважиной. Для формирования такого зазора наружный диаметр кольцевых ножей D_kпринимают на 30—60 мм больше наружного диаметра прокладываемого защитногофутляра (рисунок 11, таблица 24).

10.186 При продавливании особо уделяется внимание прочностизадней (упорной) стенки, воспринимающей упорные реакции усилий подачи,развиваемых гидродомкратной установкой. Конструкции типовых упорных стенок (прирасстоянии h от поверхности земли до оси трубы более 2,4 м) в различныхгрунтах приведены на рисунке 12.

10.187 По окончании отрывки рабочего котлована и креплениястенок дно котлована выравнивают и размещают направляющие конструкции, агрегатыи узлы установки продавливания футляра.

При монтаже направляющих конструкций в рабочем котлованеособое внимание обращают на правильное их размещение в горизонтальной ивертикальной плоскостях, так как это обеспечивает сохранение заданногонаправления прокладки и минимальное отклонение фактического положения осизащитного футляра от проектного.

Для сохранения направления прокладки применяют вертикальныеи горизонтальные рамы.

10.188 На рисунке 13 показана схема установки сгидродомкратами, предусматривающая ручную разработку грунта и транспортировкуего из забоя по полости защитного футляра.

10.189 Разработка и транспортировка грунта могутпроизводиться также механизированным устройством (грунтозаборной капсулой).

10.190 Процесс продавливания футляра включает следующиеоперации:

- укладка первого звена футляра длиной 3—6 м с лобовойобделкой (ножом);

- установка нажимной заглушки на торец звена;

- поэтапное задавливание звена в грунт гидродомкратами;

- разработка грунта в футляре и его транспортировка(вручную или механизировано);

- подъем грунта краном из котлована и укладка в отвал.

 

Таблица 24

 

Условный диаметр футляра Dy, мм	Толщина стенки футляра S, мм	Наружный диаметр футляра Dн, мм	Наружный диаметр первого кольца D1, мм	Наружный диаметр второго кольца D2, мм	Длина первого кольца l1, мм	Длина второго кольца l2, мм	Длина сварного шва а, мм	Масса кольцевых ножей, кг
700	12	724	748	762	500	325	25	172
800	12	824	848	862	500	325	25	193
900	12	924	948	962	500	325	25	221
1000	14	1028	1056	1070	600	425	30	335
1200	14	1228	1256	1270	700	525	30	508
1400	14	1428	1456	1470	800	625	30	691

 

 

ТипI и II — дляслабых грунтов (j £ 18°); тип IIIи IV — для средних грунтов (j £ 18—30°); тип V, VI и VII— для прочных грунтов (j > 30°)

1— шпунт металлический шк-1; 2 — шпунтовая крепь; 3 — бревна диаметром 160 мм;

4— опорный пакет; 5 — балка двутавровая № 16; 6 — сваи деревянные диаметром 200мм;

7— деревянные брусья 160х160 мм; 8— бетонные блоки; 9 — опорный башмак

 

Рисунок12 — Конструкции типовых упорных стенок в различных грунтах

 

После выбора хода штока гидродомкрата между нажимнойзаглушкой и домкратом вставляют нажимные патрубки.

Продвижение защитного футляра и смену нажимных патрубковосуществляют до тех пор, пока первое звено футляра не будет полностью вдавленов грунт под насыпью. После этого штоки гидродомкратов отводят назад вместе сзаглушкой, одновременно удаляют и нажимные патрубки.

На освободившееся от патрубков место укладывают второезвено, которое центрируют и присоединяют к первому звену защитного футлярасваркой.

10.191 Для производства сварочных работ в котлованесооружается приямок, в котором размещаются сварщики. Если в приямкенакапливается вода, то ее время от времени удаляют насосом.

10.192 В наборе технологического оборудования необходимоиметь круг-заслонку, которая устанавливается в футляре и перекрывает егополость в случае опасности утечки обводненных грунтов дорожной насыпи черезфутляр.

 

 

1— насосная станция; 2 — газопровод; 3 — рабочий котлован; 4 — водоотводнойлоток;

5— защитный футляр; 6 — лобовая обделка (нож); 7 — приемный котлован; 8 —приямок для сварки защитного футляра; 9 — направляющая рама; 10 — нажимнойпатрубок;

11— нажимная заглушка; 12 — гидродомкраты; 13 — башмак; 14 — упорная стенка

 

Рисунок13 — Схема установки с гидродомкратами

 

10.193 В принятой последовательности все операции повторяютдо тех пор, пока лобовой конец первого звена не войдет в приемный котлован. Принеобходимости защитный футляр наращивают до проектной длины со стороныприемного котлована либо с обеих сторон дороги.

 

Прокладказащитного футляра прокалыванием

 

10.194 Прокладка защитных футляров прокалываниемосуществляется статическим и динамическим методами.

Методы прокалывания применяют для прокладки защитныхфутляров диаметром до 300 мм в суглинистых и глинистых грунтах нормальнойвлажности, не содержащих твердых включений. При этом прокладываемаятруба-футляр или специальное устройство, снабженные наконечниками, вдавливаютсяв грунт под воздействием напорных усилий (рисунок 14).

10.195 Наконечники монтируются на переднем концепрокладываемой трубы-футляра и предназначены для уменьшения сопротивлений,возникающих при деформации грунта, и снижения сил трения при движениитрубы-футляра в грунте. Это достигается тем, что наружный диаметр наконечникапринимают на 20—50 мм больше диаметра прокладываемого футляра, благодаря чемумежду стенкой скважины и футляром создается некоторый зазор.

10.196 Для прокладки защитных футляров прокалыванием восновном применяются конусные наконечники (рисунок 15, а, б, в, г, д) ирасширительные пояса с заглушками (рисунок 15, к, л).

 

1— конусный наконечник; 2 — приямок для сварки звеньев футляра в потолочномположении; 3 — приямок для стока грунтовых вод; 4 — труба-футляр; 5, 6 —направляющая рама; 7 — набор нажимных патрубков; 8 — гидродомкрат; 9 — опорныйбашмак; 10 — упорная стенка; 11 — насосная станция; 12 — трубки высокогодавления; 13 — торцовая нажимная заглушка; 14 — рабочий котлован; 15 —водоотводной лоток; 16 — приемный котлован

 

Рисунок14 — Схема прокладки защитных футляров прокалыванием

 

а,б, в — конусные наконечники; г — конусный наконечник с эксцентриситетом;

д— конусный наконечник с направляющей иглой; е — конусный наконечник сотверстиями для увлажнения грунта; ж — открытый конец футляра без наконечника;з — открытый конец кожуха с кольцом из круглой стали; и — кольцевой нож снаружным скосом режущих кромок;

к— кольцевой нож с наружным скосом режущих кромок и приварной заглушкой; л — ножсерпообразного сечения с приварной заглушкой

 

Рисунок15 — Конструкции конусных наконечников

 

При небольшой длине прокладки применяют прокалываниеоткрытым концом прокладываемой трубы-футляра без какого-либо наконечника(рисунок 15, ж) или с расширительным кольцом, приваренным к трубе-футляру(рисунок 15, з). В этих случаях прокладываемый кожух открытым концомвдавливается в грунт, который в виде керна проникает в полость футляра, образуяплотную пробку.

Обычно после окончания прокладки конец футляра с грунтовойпробкой отрезают, так как для ее удаления требуются большие усилия.

10.197 Для прокладки футляров в глинистых и лессовыхгрунтах с пониженной влажностью применяют конусный наконечник с отверстиями(рисунок 15, е), который позволяет осуществлять предварительное увлажнениегрунта в зоне прокола.

Напорные усилия, необходимые для продвижения в грунте трубы-футлярас наконечником любой конструкции, создаются гидродомкратными установками,тяговыми лебедками, виброударными и вибрационными молотами.

Для сохранения направления прокладки применяют вертикальныеи горизонтальные направляющие рамы.

Для монтажа установки на месте сооружения перехода по обестороны дороги роют рабочий и приемный котлованы.

Процесс прокалывания аналогичен процессу продавливания стой разницей, что не требуется разрабатывать и удалять грунт из футляра, таккак он туда не поступает. Оборудование применяется такое же, что припродавливании.

Диаграмма зависимости нажимных усилий от длины проходки припрокладке футляров разных условных диаметров D_yпрокалыванием в песчаных и глинистых грунтах приведена на рисунке 16.

 

 

 — песчаныйгрунт

 — глинистыйгрунт

 

Рисунок16 — Диаграмма зависимости нажимных усилий от длины проходки при прокладкефутляров

 

10.198 Динамические методы прокладки труб-футляров основанына движении труб-футляров в грунте под воздействием знакопеременныхколебательных нагрузок. Могут быть использованы высокочастотные вибрационные инизкочастотные виброударные установки.

 

МОНТАЖВНУТРЕННИХ ГАЗОПРОВОДОВ И ГАЗОИСПОЛЬЗУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ

 

10.199 Основными видами работ при монтаже внутренних системгазопотребления зданий всех назначений являются:

- сборка внутренних газопроводов из трубных заготовок имонтажных узлов заводского (ЦЗЗ, ЦЗМ) изготовления;

- присоединение газоиспользующего оборудования кгазопроводам;

- испытание смонтированной системы на герметичность.

10.200 Внутренние газопроводы рекомендуется монтировать изтрубных заготовок, монтажных узлов и деталей, изготовленных в ЦЗЗ (ЦЗМ)строительно-монтажных организаций по проектам или схемам замеров с максимальновозможным использованием типовых узлов и деталей. В таблице 25 приведенпримерный перечень основного оборудования для производства стальных трубныхзаготовок.

 

Таблица 25

 

Наименование механизма	Марка
Отмерное устройство	РОА и др.
Трубоотрезной механизм	ВМС-35а
Резьбонарезной механизм	ВМС-2а
Механизм для навертывания соединительных частей	ВМС-48
Трубогибочный станок	ВМС-23В ГСТМ-21М
Шланговый полуавтомат	А-547-У и др.
Машина для стыковой сварки	МСР-50, МСР-75, МТП-100 и др.

 

10.201 Изготовление стальных трубных заготовокрекомендуется производить поточным методом в следующей технологическойпоследовательности:

- разметка и отрезка труб;

- нарезка резьбы;

- сверление и обработка отверстий под сварные соединения;

- изготовление раструбов;

- выполнение гнутых деталей;

- сварка и сборка монтажных узлов;

- окраска узлов и деталей, комплектация;

- изготовление деталей крепления газопроводов к стенамздания.

10.202 При изготовлении деталей и сборке узлов мастеросуществляет пооперационный контроль за качеством работ при выполнении всехтехнологических операций.

10.203 Изготовленные детали и узлы должны быть, какправило, промаркированы по каждому объекту, при газификации жилых зданий — покаждому дому, подъезду, квартире.

10.204 Запорная арматура до установки в монтажный узел (илидо поставки на объект) должна быть, как правило, расконсервирована иподвергнута ревизии. При этом производят полное удаление консервирующей смазки,проверяют сальниковые и прокладочные уплотнения.

Запорная арматура, не предназначенная для газовой среды,должна быть, как правило, притерта и испытана на прочность и плотностьматериала и герметичность затвора. Нормы испытаний приведены в таблице 26.Продолжительность испытаний — в течение времени, необходимого для выявлениядефектов, но не менее 1 мин на каждое испытание.

Герметичность затвора должна соответствовать ГОСТ 9544.

Пропуск среды через металл, сальниковые и прокладочныеуплотнения не допускается.

10.205 Монтаж внутреннего газооборудования рекомендуетсяпроизводить после выполнения следующих работ:

- устройства междуэтажных перекрытий, стен, полов,перегородок, на которых будут монтироваться газопроводы, арматура, газовоеоборудование и приборы;

- устройства отверстий, каналов и борозд для прокладкигазопроводов в фундаментах, стенах, перегородках и перекрытиях;

- отштукатуривания стен в кухнях, топочных и другихпомещениях, в которых предусмотрена установка газового оборудования;

- установки ванн, моек, раковин и другого сантехническогооборудования;

- устройства отопительной системы (при установкеавтономного отопительного газоиспользующего оборудования);

- проверки и очистки дымоходов;

- устройства системы вентиляции;

- установки футляров для прокладки газопроводов через стеныи перекрытия.

В подготовленном к монтажу здании или сооружении должнабыть, как правило, обеспечена возможность подключения электроэнергии кэлектрифицированному инструменту и сварочным агрегатам.

 

Таблица 26

 

Запорная арматура	На прочность		На герметичность
	Испытательное давление	Испытательная среда	Испытательное давление	Испытательная среда
Краны
Низкого давления	0,2 МПа	Воздух	1,25 рабочего	Воздух
Среднего и высокого давления	1,5 рабочего, но не менее 0,3 МПа	Вода	То же	»
Задвижки
Низкого давления	0,2 МПа, 0,1 МПа	Вода и воздух	—	Керосин
Среднего и высокого давления	1,5 рабочего, но не менее 0,3 МПа	То же	—	»

 

10.206 Выполнение работ по монтажу внутренних газопроводоврекомендуется производить в следующей последовательности:

- прокладка вводов;

- разметка мест установки креплений газопроводов игазоиспользующего оборудования;

- пристрелка средств крепления газопроводов игазоиспользующего оборудования с помощью строительно-монтажного пистолета илисверление отверстий, установка средств крепления;

- сборка газопровода от ввода до мест присоединения кгазоиспользующему оборудованию;

- испытание газопровода на герметичность на участке ототключающего устройства на вводе в здание до отключающего устройства передгазоиспользующим оборудованием;

- установка газоиспользующего оборудования;

- присоединение отопительного газоиспользующегооборудования к дымоходам;

- присоединение газоиспользующего оборудования кгазопроводу и водопроводу (для отопительного газоиспользующего оборудования);

- испытание газопровода на герметичность совместно сустановленным газоиспользующим оборудованием.

10.207 Прокладку газопроводов и способ соединения трубпредусматривают в соответствии с требованиями СНиП 42-01, размещениегазоиспользующего оборудования, а также отключающих устройств и арматуры — всоответствии с положениями настоящего СП.

10.208 Входной контроль качества труб и соединительныхдеталей производят в соответствии с положениями СП 42-102.

В общий объем входного контроля качества газоиспользующегооборудования входит проверка:

- наличия паспорта завода-изготовителя;

- комплектности поставки;

- наличия всех крепежных деталей и степени их затяжки;

- жесткости крепления газо- и водопроводов, наличиязаглушек на их присоединительных концах;

- наличия и качества антикоррозионных изащитно-декоративных покрытий;

- возможности и надежности установки ручек на стержникранов, легкости открытия и закрытия кранов, фиксирования кранов в закрытомположении, удобства пользования другими органами управления аппаратами;

- надежности крепления датчиков автоматики безопасности;

- установочных размеров и качества резьбы присоединительныхпатрубков газа и воды;

- отсутствия острых кромок и заусенцев на наружных исъемных деталях;

- герметичности газопроводных и водопроводных деталей;

- соответствия размеров диаметров сопел виду и давлениюсжигаемого газа.

10.209 При установке газоиспользующего оборудования,присоединении его к газовым сетям и отопительным системам, а также приустановке автоматики и контрольно-измерительных приборов, прокладке импульсныхгазопроводов, кроме требований проекта, следует выполнять требования по монтажузаводов-изготовителей.

10.210 Прокладку импульсных линий следует предусматривать всоответствии с требованиями СНиП 3.05.07.

10.211 При прокладке газопровода через стену расстояние отсварного шва до футляра должно быть, как правило, не менее 50 мм.

10.212 Футляр, устанавливаемый в перекрытии, должен, какправило, выступать выше пола на 50 мм и быть заподлицо с потолком; заделываемыйв стену — заподлицо с обеих сторон стены.

10.213 Участок газопровода, прокладываемый в футляре,окрашивают до его монтажа.

Пространство между газопроводом и футляром заполняютбитумом или промасленной паклей. Футляр закрывается алебастром, гипсом илицементом. Пространство между футляром и стеной или перекрытием плотнозаделывают цементом или алебастром на всю толщину стены или перекрытия.

10.214 Участки газопроводов, проложенные в футлярах, недолжны иметь стыковых, резьбовых и фланцевых соединений, а проложенные вканалах со съемными перекрытиями и в бороздах стен — резьбовых и фланцевыхсоединений.

10.215 Крепление открыто прокладываемых газопроводов кстенам зданий предусматривают кронштейнами, хомутами, крючьями.

10.216 Отклонение стояков и прямолинейных участковгазопроводов от проектного положения допускается не более 2 мм на 1 м длиныгазопровода, если другие нормы не обоснованы проектом.

При отсутствии в проекте данных о расстоянии между трубой истеной это расстояние должно быть, как правило, не менее радиуса трубы.

10.217 Расстояние между кольцевым швом газопровода и швомприварки патрубка должно быть, как правило, не менее 100 мм.

При врезках ответвлений диаметром до 50 мм на внутреннихгазопроводах (в том числе импульсных линиях), а также в ГРП и ГРУ расстояние отшвов ввариваемых штуцеров до кольцевых швов основного газопровода должно бытьне менее 50 мм.

10.218 Газопровод к плите допускается прокладывать науровне присоединительного штуцера. При этом отключающий кран следуетустанавливать на расстоянии не менее 0,2 м сбоку от плиты. При верхней разводкеотключающий кран должен быть установлен на опуске к плите на высоте 1,5 — 1,6 мот пола.

10.219 При монтаже на внутридомовых газопроводахотключающих устройств (кранов) следует предусматривать после них (считая походу газа) установку сгонов.

10.220 Краны на горизонтальных и вертикальных газопроводахустанавливаются так, чтобы ось пробки крана была параллельна стене, установкаупорной гайки в сторону стены не допускается.

10.221 Для уплотнения резьбовых соединений наряду с льнянойпрядью по ГОСТ 10330, пропитанной свинцовым суриком по ГОСТ 19151, замешаннымна олифе по ГОСТ 7931, рекомендуется применять ФУМ-ленту, фторопластовые идругие уплотнительные материалы типа «Loctite» при наличии на них паспорта илисертификата соответствия.

Для фланцевых соединений рекомендуется использоватьпрокладочные листовые материалы типа паронит марки ПМБ по ГОСТ 481, алюминий поГОСТ 13726 или ГОСТ 21631, медь M1 или М2 по ГОСТ 495 и др. при наличии на нихпаспорта или сертификата соответствия.

10.222 Газоиспользующее оборудование устанавливают наместа, предусмотренные проектом. Менять места их установки без согласования сорганизацией, разработавшей проект, не рекомендуется.

Установку газоиспользующего оборудования производят строговертикально по уровню и ватерпасу.

10.223 Проточные водонагреватели крепят к стенам наподвесках — металлических планках, заделываемых в стены на цементном растворе.

Расстояние от пола до горелки водонагревателя рекомендуетсяпринимать 90 — 120 см.

10.224 Монтаж внутренних газопроводов и газоиспользующегооборудования при газоснабжении СУГ от резервуарных и групповых баллонныхустановок производят в соответствии с требованиями настоящего раздела.

Индивидуальные баллонные установки, устанавливаемые внутризданий, размещают на расстоянии не менее 1 м от газового прибора, радиатораотопления, печи. Установка баллонов против топочных дверок печей и плит недопускается. Баллон рекомендуется прикрепить к стене скобами или ремнями.

10.225 Испытания внутренних газопроводов на герметичность иисправление обнаруженных дефектов производят в соответствии с требованиями СНиП42-01.

При обнаружении утечек в резьбовых соединениях этисоединения следует разобрать и собрать вновь. Устранение утечек путемуплотнения льняной пряди или окраской не допускается.

10.226 В процессе монтажа производителю работ рекомендуетсяпроводить пооперационный контроль проектных уклонов газопроводов, расстояний отстен и других газопроводов, вертикальность стояков, расстояний междукреплениями, а также исправности действия арматуры, надежности крепления труб игазового оборудования, укомплектованности газового оборудования, качестварезьбовых и сварных соединений.

 

КОНТРОЛЬКАЧЕСТВА РАБОТ

 

10.227 Организацию контроля качества строительно-монтажныхработ при сооружении систем газораспределения рекомендуется предусматривать всоответствии с требованиями СНиП 3.01.01, СНиП 42-01, «Правил безопасности вгазовом хозяйстве» Госгортехнадзора России и положениями настоящего раздела.

10.228 Система контроля качества строительно-монтажныхработ должна предусматривать:

- проведение производственного контроля качества работ;

- проведение ведомственного контроля за качеством работ итехникой безопасности;

- проведение технического надзора со стороныэксплутационной организации;

- контроль со стороны органов Госгортехнадзора России.

По решению заказчика в систему контроля качества работмогут быть включены технический надзор со стороны заказчика и авторский надзорорганизации, разработавшей проект газоснабжения.

10.229 Производственный контроль качества работ можетпроизводиться строительно-монтажной организацией на всех стадиях строительства.

Объемы и методы контроля выполняемых работ должнысоответствовать требованиям СНиП 42-01, СП 42-102 , СП 42-103 и данного СП.

10.230 Производственный контроль качества работ долженобеспечивать:

- ответственность специалистов и рабочих строительно-монтажнойорганизации за качество выполняемых работ;

- выполнение работ в соответствии с проектом;

- соблюдение требований нормативных документов,утвержденных в установленном порядке;

- производство работ в соответствии с применяемыми пристроительстве объекта технологиями;

- предупреждение брака при производстве работ;

- правильное и своевременное составление исполнительнойдокументации;

- выполнение требований по охране труда и техникебезопасности при производстве работ.

10.231 Производственный контроль качества должен включать:

- входной контроль рабочей документации, оборудования,материалов и технических изделий;

- операционный контроль технологических операций;

- приемочный контроль отдельных выполненных работ.

10.232 Входной контроль качества работ должен производитьсялабораториями строительно-монтажных организаций, оснащенных техническимисредствами, обеспечивающими достоверность и полноту контроля.

10.233 Операционный контроль качества должен производитьсяпроизводителем работ (мастером, прорабом) в ходе выполнения технологическихопераций.

Операционный контроль качества должен производится привыполнении земляных, сварочных, изоляционных, монтажных работ, а также работ поиспытанию газопроводов на герметичность.

Операционный контроль рекомендуется производить по схемам,составляемым для каждого из видов контролируемых работ.

Пример схемы операционного контроля приведен в приложении Ннастоящего СП.

10.234 При приемочном контроле следует производить проверкукачества выполненных работ. Результаты приемочного контроля оформляютсязаписями в строительном паспорте, актами, протоколами испытаний.

 

 

11ПРОИЗВОДСТВО ИСПЫТАНИЙ

 

ОБЩИЕПОЛОЖЕНИЯ

 

11.1 Законченные строительством или реконструкцией наружныеи внутренние газопроводы (далее — газопроводы) и оборудование ГРП испытываютсяна герметичность внутренним давлением воздухом в соответствии с требованиямиСНиП 42-01 и настоящего раздела.

11.2 Испытания производят после установки арматуры,оборудования, контрольно-измерительных приборов. Если арматура, оборудование иприборы не рассчитаны на испытательное давление, то вместо них на периодиспытаний следует устанавливать катушки, заглушки, пробки.

11.3 Надземные участки длиной до 10 м на подземныхгазопроводах испытываются по нормам подземных газопроводов.

При совместном строительстве вводов диаметром до 100 мм сраспределительными газопроводами их испытывают по нормам, предусмотренным дляраспределительных газопроводов.

11.4 Испытание газопроводов и оборудования ГРП и ГРУпроизводят по нормам испытаний на стороне входного давления газа или по частям:

- до регулятора давления — по нормам испытаний на стороневходного давления газа;

- после регулятора давления — по нормам испытаний настороне выходного давления газа.

11.5 Испытания газопроводов паровой фазы СУГ производят понормам, предусмотренным для испытаний газопроводов природного газа.

11.6 Для проведения испытания газопровод разделяют научастки длиной не более указанной в таблицах 27—37, ограниченные арматурой илизаглушками. Арматура может быть использована в качестве ограничительногоэлемента, если она рассчитана на испытательное давление и имеет герметичностьне ниже класса «А» по ГОСТ 9544.

11.7 Если испытываемый газопровод состоит из участков сразными внутренними диаметрами, величина диаметра определяется по формуле (27)

,                                               (27)

где d₁, d₂,..., d_n — внутренние диаметры участков газопровода, мм;

l₁, l₂, ..., l_n— длины участков газопроводов соответствующих диаметров, м.

В таблицах 27—37 указывается номинальное — усредненноезначение величины внутреннего диаметра для стальных, медных и полиэтиленовыхтруб.

11.8 Подземные газопроводы до начала испытаний после ихзаполнения воздухом рекомендуется выдерживать под испытательным давлением втечение времени, необходимого для выравнивания температуры воздуха вгазопроводе с температурой грунта, но не менее 24 ч.

Надземные и внутренние газопроводы, газопроводы иоборудование ГРП и ГРУ до начала испытаний после их заполнения воздухомрекомендуется выдерживать под испытательным давлением в течение времени,необходимого для выравнивания температуры воздуха внутри газопроводов стемпературой окружающего воздуха, но не менее 1 ч.

11.9 Газопроводы жилых, общественных и бытовых непроизводственногоназначения, административных зданий испытываются на участке от отключающегоустройства на вводе в здание до кранов газовых приборов и оборудования.

При установке дополнительных газовых приборов испытаниеновых участков газопроводов к этим приборам при их длине до 5 м допускаетсяпроизводить газом (рабочим давлением) с проверкой всех соединенийгазоиндикаторами или мыльной эмульсией.

11.10 Внутренние газопроводы котельных, общественных ибытовых зданий производственного назначения, производственных зданий следуетиспытывать на участке от отключающего устройства на вводе до отключающихустройств у газовых горелок.

11.11 Газопроводы обвязки резервуара СУГ при раздельномиспытании их с резервуаром СУГ допускается испытывать в соответствии стребованиями настоящего раздела.

11.12 Герметичность арматуры, газопроводов иприсоединительных рукавов индивидуальных баллонных установок СУГ, а такжеприсоединительные рукава газоиспользующего оборудования иконтрольно-измерительных приборов разрешается проверять рабочим давлением газас применением газоиндикатора или мыльной эмульсии.

11.13 Манометры класса точности 0,15 рекомендуетсяприменять для проведения испытаний газопроводов всех диаметров и давлений.

11.14 Манометры класса точности 0,4 рекомендуется применятьдля проведения испытаний:

- подземных (наземных) газопроводов:

низкого и среднего давления; высокого давления (св. 0,3 МПадо 0,6 МПа) в поселениях — диаметром не более 700 мм;

высокого давления (св. 0,6 МПа до 1,2 МПа) межпоселковых —диаметром не более 600 мм;

- надземных и внутренних газопроводов всех диаметров идавлений.

11.15 Манометры класса точности 0,6 рекомендуется применятьдля проведения испытаний:

- подземных (наземных) газопроводов:

низкого давления, среднего давления — диаметром не более 150мм в поселениях и не более 200 мм для межпоселковых;

при давлении св. 0,3 МПа до 0,6 МПа — диаметром не более125 мм в поселениях и не более 150 мм для межпоселковых;

при давлении св. 0,6 МПа до 1,2 МПа — не более 80 мм дляпоселений и не более 100 мм для межпоселковых газопроводов;

- надземных и внутренних газопроводов:

низкого давления — диаметром не более 100 мм;

среднего давления — диаметром не более 50 мм;

при давлении св. 0,3 МПа до 0,6 МПа — не более 40 мм впоселениях и не более 25 мм для межпоселковых.

11.16 Рекомендуется при проведении испытаний нагерметичность не ограничивать максимально допустимую длину газопровода, диаметркоторого не превышает значений, указанных в таблице 27.

 

Таблица 27

 

Рабочее давление газа, МПа	Испытательное давление	Максимальный диаметр газопровода (мм), длину которого можно не ограничивать при проведении испытаний, в зависимости от класса точности манометра
		0,15	0,4	0,6
Подземные (наземные) газопроводы
Низкое	0,3	Не ограничивается
	0,6	200
Среднее	0,6	65 в поселениях	100 в поселениях	80 в поселениях
	1,5	150 межпоселковый	150 межпоселковый	125 межпоселковый
Высокое	0,75	50 в поселениях 100 межпоселковый	100 в поселениях 80 межпоселковый	50 в поселениях 80 межпоселковый
	1,5
	1,5
Надземные и внутренние газопроводы	До 0,3	50
	0,45	50 межпоселковый	25 межпоселковый
	0,75	25 межпоселковый	Длина ограничена (см. таблицы 36, 37)

 

ИСПЫТАНИЕГАЗОПРОВОДОВ НИЗКОГО ДАВЛЕНИЯ

 

11.17 Максимальную длину подземных (наземных) газопроводовнизкого давления в поселениях для проведения испытаний при величинеиспытательного давления 0,6 МПа рекомендуется принимать по таблице 28.

 

Таблица 28

 

Класс точности манометра	Рекомендуемая максимальная длина, км, подземного газопровода при номинальном диаметре (мм)
	250	300	350	400	500	600	700	800 и более
0,15	13,3	9,2	6,7	5,2	3,4	2,4	1,8	1,0
0,4	5,0	3,4	2,5	2,0	1,3	1,0	1,0	1,0
0,6	3,3	2,3	1,7	1,3	—	—	—	—
Примечание. Знак «— » означает, что применение манометров класса точности 0,6 для испытания данных газопроводов не рекомендуется.

 

11.18 Максимальную длину надземных и внутреннихгазопроводов низкого давления в поселениях для проведения испытанийрекомендуется принимать по таблице 29.

 

Таблица 29

 

Класс точности манометра	Рекомендуемая максимальная длина, км, надземного и внутреннего газопроводов при номинальном диаметре (мм)
	65	80	100	125	150	200 и более
0,15	11,5	8,0	5,3	3,0	2,3	1,0
0,4	4,3	3,0	2,0	1,2	—	—
0,6	2,9	2,0	1,3	1,3	—	—
Примечание. Знак «— » означает, что применение манометров указанного класса точности для испытания данных газопроводов не рекомендуется.

 

ИСПЫТАНИЯПОДЗЕМНЫХ (НАЗЕМНЫХ) ГАЗОПРОВОДОВ СРЕДНЕГО И ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ

 

11.19 При использовании манометров класса точности 0,15рекомендуется принимать максимальную длину испытуемого участка для газопроводовв поселениях по таблице 30, а для межпоселковых — по таблице 31.

 

Таблица 30

 

Рабочее давление газа, МПа	Испытательное давление, МПа	Рекомендуемая максимальная длина, км, подземного газопровода в поселении при номинальном диаметре (мм)
		65	80	100	125	150	200	250	300
0,005-0,3	0,6		16,8	11	6,4	4,8	2,6	1,6	1,1
	1,5		15,3	10	5,9	4,4	2,3	1,5	1,0
0,3-0,6	0,75	16,6	11,7	7,7	4,5	3,4	1,8	1,1	1,0
	1,5	12,5	8,8	5,8	3,4	2,5	1,3	1,0	1,0
0,6-1,2	1,5	67	47	3,1	1,8	1,4	1,0	1,0	1,0
Примечание. Для газопроводов среднего и высокого давления диаметром более 300 мм максимальная длина испытуемого участка равна 1,0 км.

 

Таблица 31

 

Рабочее давление газа, МПа	Испытательное давление, МПа	Рекомендуемая максимальная длина, км, подземного межпоселкового газопровода при номинальном диаметре (мм)
		125	150	200	250	300	350	400
0,005-0,3	0,6				16,4	11,4	8,4	6,5
	1,5				15,0	10,4	7,6	5,0
0,3-0,6	0,75			17,9	11,4	7,9	5,8	5,0
	1,5			13,5	8,6	6,0	5,0	5,0
0,6-1,2	1,5	17,9	13,6	7,3	5,0	5,0	5,0	5,0
Примечание. Для газопроводов среднего и высокого давления диаметром более 400 мм максимальная длина испытуемого участка равна 5,0 км.

 

11.20 При использовании манометров класса точности 0,4рекомендуется принимать максимальную длину испытуемого участка для газопроводовв поселениях по таблице 32, а для межпоселковых — по таблице 33.

 

Таблица 32

 

Рабочее давление газа, МПа	Испытательное давление, МПа	Рекомендуемая максимальная длина, км, подземного газопровода в поселении, при номинальном диаметре (мм)
		65	80	100	125	150
0,005-0,3	0,6				2,4	1,8
	1,5				2,2	1,7
0,3-0,6	0,75				1,7	1,3
	1,5				1,3	1,0
0,6-1,2	1,5	2,5	1,8	1,2	1,0	1,0
Примечание. Для газопроводов среднего и высокого давления диаметром более 150 мм максимальная длина испытуемого участка равна 1,0 км.

 

Таблица 33

 

Рабочее давление газа, МПа	Испытательное давление, МПа	Рекомендуемая максимальная длина, км, подземного межпоселкового газопровода при номинальном диаметре (мм)
		100	125	150	200	250
0,005-0,3	0,6				9,6	6,2
	1,5				8,8	5,6
0,3-0,6	0,75		16,7	12,6	6,7	5,0
	1,5		12,6	9,5	5,0	5,0
0,6-1,2	1,5	11,7	6,8	5,1	5,0	5,0
Примечания: 1. Для газопроводов среднего давления диаметром св. 250 мм максимальная длина испытуемого участка равна 5,0 км. 2. Для газопроводов высокого давления (св. 0,3 МПа до 0,6 МПа) диаметром св. 200 мм до 800 мм максимальная длина испытуемого участка равна 5,0 км. 3 Для газопроводов высокого давления (св. 0,6 МПа до 1,2 МПа) диаметром св. 200 мм до 400 мм максимальная длина испытуемого участка равна 5,0 км, а диаметром 500 мм и 600 мм — 4,0 км.

 

11.21 При использовании манометров класса точности 0,6рекомендуется принимать максимальную длину испытуемого участка для газопроводовв поселениях по таблице 34, а для межпоселковых — по таблице 35.

 

Таблица 34

 

Рабочее давление газа, МПа	Испытательное давление, МПа	Рекомендуемая максимальная длина, км, подземного газопровода в поселении при номинальном диаметре (мм)
		65	80	100	125	150
0,005-0,3	0,6			2,8	1,6	1,2
	1,5			2,5	1,5	1,1
0,3-0,6	0,75	4,1	2,9	1,9	1,1	—
	1,5	3,1	2,2	1,4	—	—
0,6-1,2	1,5	1,7	1,2	—	—	—
Примечание. Знак «—» означает, что применение манометров класса точности 0,6 для испытания данных газопроводов не рекомендуется.

 

Таблица 35

 

Рабочее давление газа, МПа	Испытательное давление, МПа	Рекомендуемая максимальная длина, км, подземного межпоселкового газопровода при номинальном диаметре (мм)
		65	80	100	125	150	200
0,005-0,3	0,6					12,1	6,4
	1,5				14,6	11,0	5,9
0,3-0,6	0,75				11,2	8,4	—
	1,5			14,4	8,4	6,3	—
0,6-1,2	1,5	16,8	11,8	7,8	—	—	—
Примечание. Знак «—» означает, что применение манометров класса точности 0,6 для испытания данных газопроводов не рекомендуется.

 

ИСПЫТАНИЯНАДЗЕМНЫХ И ВНУТРЕННИХ ГАЗОПРОВОДОВ

 

11.22 Максимальную длину надземных и внутреннихгазопроводов среднего и высокого давления в поселениях для проведения испытанийрекомендуется принимать по таблице 36, а для межпоселковых — по таблице 37.

12ПРИЕМКА В ЭКСПЛУАТАЦИЮ И ИСПОЛНИТЕЛЬНАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ

 

ПРИЕМКАВ ЭКСПЛУАТАЦИЮ

 

12.1 Приемку в эксплуатацию законченных строительствомобъектов систем газораспределения (газоснабжения) производят в соответствии стребованиями СНиП 42-01, «Правил безопасности систем газораспределения игазопотребления» Госгортехнадзора России и положениями настоящего раздела.

 

Таблица 36

 

Рабочее давление газа, МПа	Испытательное давление, МПа	Рекомендуемая максимальная длина, км, надземного и внутреннего газопроводов в поселении при номинальном диаметре (мм)
		25	40	50	65	80	100	125 и более
При использовании манометров класса точности 0,15
0,005-0,3	0,45	8,9	3,6	2,3	1,3	1,0	1,0	1,0
0,3-0,6	0,75	4,7	1,9	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
0,6-1,2	1,5	1,9	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
Св. 1,2 до 1,6 (для СУГ)	2,0	1,9	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
При использовании манометров класса точности 0,4
0,005-0,3	0,45		1,3	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
0,3-0,6	0,75	1,8	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
0,6-1,2	1,5	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
Св. 1,2 до 1,6 (для СУГ)	2,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
При использовании манометров класса точности 0,6
0,005-0,3	0,45	2,2	—	—	—	—	—	—
0,3-0,6	0,75	1,2	4,8	—	—	—	—	—
Примечание. Знак «—» означает, что применение манометров данного класса точности для испытания данных газопроводов не рекомендуется.

 

Таблица 37

 

Рабочее давление газа, МПа	Испытательное давление, МПа	Рекомендуемая максимальная длина, км, надземного и внутреннего межпоселкового газопроводов при номинальном диаметре (мм)
		25	40			50		65	80	100		125	150	200	250 и более
При использовании манометров класса точности 0,15
0,005-0,3	0,45							13,0	9,2	6,0		3,5	2,6	1,4	1,0
0,3-0,6	0,75		19,0			12,3		6,9	4,9	3,2		1,9	1,4	1,0	1,0
0,6-1,2	1,5	19,2	7,7			5,0		2,8	2,0	1,3		1,0	1,0	1,0	1,0
При использовании манометров класса точности 0,4
0,005-0,3	0,45			13,4	8,7		5,0		5,0		5,0	5,0	—	—		—
0,3-0,6	0,75	17,7		7,1	5,0		5,0		5,0		5,0	5,0	—	—		—
0,6-1,2	1,5	7,2		5,0	5,0		5,0		5,0		5,0	5,0	—	—		—
При использовании манометров класса точности 0,6
0,005-0,3	0,45			9,0	5,8		—		—		—	—	—	—		—
0,3-0,6	0,75	11,8		—	—		—		—		—	—	—	—		—
Примечание. Знак «—» означает, что применение манометров данного класса точности для испытания данных газопроводов не рекомендуется.

 

12.2 Приемочная комиссия проверяет комплектность иправильность составления исполнительной документации, производит внешний осмотробъекта с целью определения соответствия выполненных строительно-монтажныхработ проекту, СНиП 42-01, «Правилам безопасности систем газораспределения игазопотребления» Госгортехнадзора России и другим нормативным документам,утвержденным в установленном порядке.

12.3 Приемочная комиссия имеет право с привлечениемисполнителей проверять любые участки газопроводов и качество сварки физическимиметодами или вырезкой их для механических испытаний, производить дополнительныеиспытания газопроводов и оборудования, образовывать при необходимостиподкомиссии с привлечением требуемых специалистов для проверки отдельныхсооружений и оборудования.

12.4 Не допускается принимать в эксплуатацию объекты,неполностью законченные строительством, с несогласованными в установленномпорядке отступлениями от проекта или состава пускового комплекса, безпроведения комплексного опробования оборудования (если оно необходимо), а такжебез принятой в эксплуатацию ЭХЗ газопроводов (если она предусмотрена проектом),испытаний газопроводов на герметичность, проверки качества изоляционныхпокрытий, комплекта исполнительной документации в соответствии с требованиямиСНиП 42-01.

12.5 Результаты работы приемочной комиссии оформляютсяактом приемки законченного строительством объекта системы газораспределения,являющимся основанием для ввода объекта в эксплуатацию. Форма акта приемкиприведена в приложении Б СНиП 42-01.

12.6 В тех случаях, когда после монтажа системыгазоснабжения требуется проведение пуско-наладочных работ, приемочной комиссиирекомендуется произвести приемку смонтированных газопроводов и установленногогазоиспользующего оборудования с автоматикой безопасности и регулирования дляпроведения комплексного опробования, результаты которой оформляются актом поформе приложения П настоящего СП, на основании которого заказчик получаетразрешение на пуск газа для проведения пуско-наладочных работ.

В период производства пуско-наладочных работ объектстроительства передается заказчику, который несет ответственность за егобезопасность. После представления заказчиком приемочной комиссии результатовкомплексного опробования производится приемка объекта в эксплуатацию, котораяоформляется актом приемки по приложению Б СНиП 42-01, являющимся основанием дляпуска газа и ввода объекта системы газораспределения в эксплуатацию.

 

ИСПОЛНИТЕЛЬНАЯДОКУМЕНТАЦИЯ

 

12.7 При приемке в эксплуатацию объекта системыгазораспределения генеральный подрядчик должен представить приемочной комиссиикомплект исполнительной документации в соответствии с требованиями СНиП 42-01.

Из перечня исполнительной документации, предусмотреннойСНиП 42-01, в комплект исполнительной документации на конкретный объектстроительства должны быть включены документы, соответствующие видамстроительно-монтажных работ, выполненных на этом объекте.

12.8 В приложениях к настоящему СП приведены следующиерекомендуемые формы исполнительной документации:

- строительный паспорт подземного (надземного) газопровода,газового ввода - приложение Р;

- строительный паспорт внутридомового (внутрицехового)газооборудования - приложение С;

- строительный паспорт ГРП (ГРУ) - приложение Т;

- строительный паспорт резервуарной установки СУГ -приложение У;

- протокол проверки сварных стыков газопроводарадиографическим методом - приложение Ф;

- протокол механических испытаний сварных стыков стальногогазопровода - приложение X;

- протокол механических испытаний сварных соединений полиэтиленовогогазопровода - приложение Ц;

- протокол проверки сварных стыков газопроводаультразвуковым методом - приложение Ш;

- протокол проверки параметров контактной сварки (пайки)газопроводов — приложение Щ.

Система сварных стыков стальных и полиэтиленовыхгазопроводов входит в состав строительного паспорта газопровода (газовоговвода).

Пример оформления схемы приведен в приложении П. Пристроительстве межпоселковых подземных газопроводов разрешается указывать насхеме только стыки углов поворота газопроводов, выполненные фитингами, стыки научастках газопровода, прокладываемых в стесненных условиях, за пределамифутляра (по одному стыку в каждую сторону от футляра), монтажные (замыкающие)стыки, стык врезки в существующий газопровод.

12.9 Исполнительная документация, представляемаягенеральным подрядчиком в соответствии с требованиями СНиП 42-01, формы которойне приведены в настоящем СП, может составляться в соответствии с требованиямидругих нормативных документов, а при их отсутствии — в произвольной форме.

12.10 Журнал учета работ рекомендуется составлять всоответствии с требованиями СНиП 3.01.01.

12.11 При приемке в эксплуатацию систем газораспределенияодно-, двухэтажного жилого дома с количеством квартир не более четырехдопускается предъявлять приемочной комиссии исполнительную документацию набланке по форме приложения Э.

12.12 Заказчик представляет приемочной комиссии результатыкомплексного опробования газового оборудования, комплект документов всоответствии с требованиями ПБ 12-529 и ПБ 12-609, акты приемки работ,выполненных по договору с ним субподрядными организациями.

 

 

ПРИЛОЖЕНИЕА

(справочное)

 

НОРМЫРАСХОДА ГАЗА НА КОММУНАЛЬНО-БЫТОВЫЕ НУЖДЫ

(извлечениеиз ГОСТ Р 51617)

 

Таблица А.1

 

Потребители газа	Показатель потребления газа	Нормы расхода теплоты, МДж (тыс. ккал)
1. Население
При наличии в квартире газовой плиты и централизованного горячего водоснабжения при газоснабжении:
природным газом	На 1 чел. в год	4100 (970)
СУГ	То же	3850 (920)
При наличии в квартире газовой плиты и газового водонагревателя (при отсутствии централизованного горячего водоснабжения) при газоснабжении:
природным газом	»	10000 (2400)
СУГ	»	9400 (2250)
При наличии в квартире газовой плиты и отсутствии централизованного горячего водоснабжения и газового водонагревателя при газоснабжении:
природным газом	»	6000 (1430)
СУГ	»	5800 (1380)
2. Предприятия бытового обслуживания населения
Фабрики-прачечные:
на стирку белья в механизированных прачечных	На 1 т сухого белья	8800 (2100)
на стирку белья в немеханизированных прачечных с сушильными шкафами	То же	12 600 (3000)
на стирку белья в механизированных прачечных, включая сушку и глажение	»	18 800 (4500)
Дезкамеры:
на дезинфекцию белья и одежды в паровых камерах	»	2240 (535)
на дезинфекцию белья и одежды в горячевоздушных камерах	»	1260 (300)
Бани:
мытье без ванн	На 1 помывку	40 (9,5)
мытье в ваннах	То же	50 (12)
3. Предприятия общественного питания
Столовые, рестораны, кафе:
на приготовление обедов (вне зависимости от пропускной способности предприятия)	На 1 обед	4,2 (1)
на приготовление завтраков или ужинов	На 1 завтрак или ужин	2,1 (0,5)
4. Учреждения здравоохранения
Больницы, родильные дома:
на приготовление пищи	На 1 койку в год	3200 (760)
на приготовление горячей воды для хозяйственно-бытовых нужд и лечебных процедур (без стирки белья)	То же	9200 (2200)
5. Предприятия по производству хлеба и кондитерских изделий
Хлебозаводы, комбинаты, пекарни:
на выпечку хлеба формового	На 1 т изделий	2500 (600)
на выпечку хлеба подового, батонов, булок, сдобы	То же	5450 (1300)
на выпечку кондитерских изделий (тортов, пирожных, печенья, пряников и т. п.)	»	7750 (1850)
Примечания: 1. Нормы расхода теплоты на жилые дома, приведенные в таблице, учитывают расход теплоты на стирку белья в домашних условиях. 2. При применении газа для лабораторных нужд школ, вузов, техникумов и других специальных учебных заведений норму расхода теплоты следует принимать в размере 50 МДж (12 тыс. ккал) в год на одного учащегося.

 

 

ПРИЛОЖЕНИЕБ

(рекомендуемое)

 

НОМОГРАММЫРАСЧЕТА ДИАМЕТРА ГАЗОПРОВОДА

 

Абсолютная шероховатость внутренней поверхностигазопроводов принята: из стальных труб n =0,01см; из полиэтиленовых труб n = 0,0007 см.

Наружные диаметры и толщины стенок стальных иполиэтиленовых газопроводов, использованные при построении номограмм, приведеныв таблице Б.1.

В номограммах приняты следующие условные обозначения:

буквенные:

- СТ108 — газопровод из стальных труб диаметром D =108 мм;

- ПЭ110 — газопровод из полиэтиленовых труб диаметром D= 110 мм;

линейные:

- сплошная линия — для новых труб;

- штриховая линия «экс» — для труб после годичнойэксплуатации с учетом увеличения эквивалентной абсолютной шероховатости до 0,02см для стальных труб и увеличения диаметра до 5 % под воздействием внутреннего давлениядля полиэтиленовых труб;

- штриховая линия «экс 10» — для стальных труб после10-летней эксплуатации с учетом увеличения эквивалентной абсолютнойшероховатости до 0,1 см.

 

Таблица Б.1

 

Газопроводы из стальных труб низкого, среднего и высокого давления
Диаметр D, мм	32			38			45			57		76		89		108			133		159			194			219		273		325			375			426			530			630
Толщина стенки D, мм	2,5			2,5			2,5			3,0		3,0		3,5		5,0			5,5		5,5			6,0			7,0		9,0		5,0			6,0			6,0			6,0			6,0
Газопроводы из полиэтиленовых труб низкого и среднего давления (SDR11 £ 63 мм и SDR 17,6 ³ 75 мм)
Диаметр D, мм		32				40			50				63		75			90				110			125			140				160			180			200			225
Толщина стенки D, мм		3,0				3,7			4,6				5,8		4,3			5,2				6,3			7,1			8,0				9,1			10,3			11,4			12,8
Газопроводы из полиэтиленовых труб высокого давления (SDR11)
Диаметр D мм			32		40			50			63			75			90			110			125			140				160			180			200			225			—
Толщина стенки D, мм			3,0		3,7			4,6			5,8			6,8			8,2			10,0			11,4			12,7				14,6			16,4			18,2			20,5			—

 

Удельныепотери давления для стальных и полиэтиленовых труб (новых и бывших вэксплуатации) низкого давления

(Q500 - 3000 м³/ч, r = 0,73кг/м³, v = 1,4 · 10^-6 м²/с)

 

 

Удельныепотери давления для стальных и полиэтиленовых труб (новых и бывших вэксплуатации) низкого давления

(Q50 - 500 м³/ч, r = 0,73 кг/м³,v = 1,4 · 10^-6м²/с)

 

Удельныепотери давления для стальных и полиэтиленовых труб (новых и бывших вэксплуатации) низкого давления

(Q 10 - 150 м³/ч, r = 0,73 кг/м³, v = 1,4 · 10^-6м²/с)

 

Удельныепотери давления для стальных и полиэтиленовых труб (новых и бывших вэксплуатации) среднего давления

(Q 1000 - 5000 м³/ч, r = 0,73 кг/м³, v = 1,4 · 10^-6м²/с)

 

Удельныепотери давления для стальных и полиэтиленовых труб (новых и бывших вэксплуатации) низкого давления

(Q250 - 1250 м³/ч, r = 0,73кг/м³, v = 1,4 · 10^-6м²/с)

 

Удельныепотери давления для стальных и полиэтиленовых труб (новых и бывших вэксплуатации) среднего давления

(Q 0 - 300 м³/ч, r= 0,73 кг/м³, v = 1,4 · 10^-6м²/с)

 

Удельныепотери давления для стальных и полиэтиленовых труб (новых и бывших вэксплуатации) среднего давления

(Q250 - 1000 м³/ч, r = 0,73кг/м³, v = 1,4 · 10^-6м²/с)

 

Удельныепотери давления для стальных и полиэтиленовых труб (новых и бывших вэксплуатации) среднего давления

(Q 0 - 150 м³/ч, r= 0,73 кг/м³, v = 1,4 · 10^-6м²/с)

 

Удельныепотери давления для стальных и полиэтиленовых труб (новых и бывших в эксплуатации)среднего давления

(Q0 - 300 м³/ч, r = 0,73 кг/м³,v = 1,4 · 10^-6м²/с)

 

Удельныепотери давления для стальных и полиэтиленовых труб (новых и бывших вэксплуатации) высокого давления

(Q 2000 - 10000 м³/ч, r = 0,73 кг/м³, v = 1,4 · 10^-6м²/с)

 

Удельныепотери давления для стальных и полиэтиленовых труб (новых и бывших вэксплуатации) высокого давления

(Q 500 - 2500 м³/ч, r = 0,73 кг/м³, v = 1,4 · 10^-6м²/с)

 

Удельныепотери давления для стальных и полиэтиленовых труб (новых и бывших в эксплуатации)высокого давления

(Q0 - 550 м³/ч, r = 0,73 кг/м³,v = 1,4 · 10^-6м²/с)

 

Удельныепотери давления для стальных и полиэтиленовых труб (новых и бывших вэксплуатации) высокого давления

(Q500 - 1000 м³/ч, r = 0,73кг/м³, v = 1,4 · 10^-6м²/с)

 

Удельныепотери давления для стальных и полиэтиленовых труб (новых и бывших вэксплуатации) высокого давления

(Q0 - 200 м³/ч, r = 0,73 кг/м³,v = 1,4 · 10^-6м²/с)

 

Удельныепотери давления для стальных и полиэтиленовых труб (новых и бывших вэксплуатации) высокого давления

(Q0 - 500 м³/ч, r = 0,73 кг/м³,v = 1,4 · 10^-6м²/с)

 

ПРИЛОЖЕНИЕВ

(справочное)

 

РАССТОЯНИЯОТ ГАЗОПРОВОДА ДО ДРУГИХ ИНЖЕНЕРНЫХ КОММУНИКАЦИЙ (извлечение из проекта СНиП«Градостроительство»)

 

Таблица В.1

 

Здания, сооружения и коммуникации		Расстояния по вертикали (в свету), м, при пересечении	Расстояния по горизонтали (в свету), м, при давлении газопровода, МПа
			до 0,005	св. 0,005 до 0,3	св. 0,3 до 0,6	св. 0,6 до 1,2
1. Водопровод		0,2	1,0	1,0	1,5	2,0
2. Канализация бытовая		0,2	1,0	1,5	2,0	5,0
3. Водосток, дренаж, дождевая канализация		0,2	1,0	1,5	2,0	5,0
4. Тепловые сети:
от наружной стенки канала, тоннеля		0,2	0,2	2,0	2,0	4,0
от оболочки бесканальной прокладки		0,2	1,0	1,0	1,5	2,0
5. Газопроводы давлением до 1,2 МПа		0,2	0,5	0,5	0,5	0,5
6. Кабели силовые напряжением:
до 35 кВ		0,5	1,0	1,0	1,0	2,0
110-220 кВ		1,0	1,0	1,0	1,0	2,0
Кабели связи		0,5	1,0	1,0	1,0	1,0
7. Каналы, тоннели		0,2	2,0	2,0	2,0	4,0
8. Нефтепродуктопроводы на территории поселений:
для стальных газопроводов		0,35	2,5	2,5	2,5	2,5
для полиэтиленовых газопроводов		0,35*	20,0	20,0	20,0	20,0
Магистральные трубопроводы		0,35*		По СНиП 2.05.06
9. Фундаменты зданий и сооружений до газопроводов условным диаметром:
до 300 мм		—	2,0	4,0	7,0	10,0
св. 300 мм		—	2,0	4,0	7,0	20,0
10. Здания и сооружения без фундамента		—	Из условий возможности и безопасности производства работ при строительстве и эксплуатации газопровода
11. Фундаменты ограждений, предприятий, эстакад, опор контактной сети и связи, железных дорог		—	1,0	1,0	1,0	1,0
12. Железные дороги общего пользования колеи 1520 мм:
межпоселковые газопроводы:
подошва насыпи или бровка откоса выемки (крайний рельс на нулевых отметках) железных дорог общей сети колеи 1520 мм		По СНиП 42-01 в зависимости от способа производства работ	50	50	50	50
газопроводы на территории поселений и межпоселковые газопроводы в стесненных условиях:
ось крайнего рельса, но не менее глубины траншеи до подошвы насыпи и бровки выемки			3,8	4,8	7,8	10,8
13. Ось крайнего пути железных дорог колеи 750 мм и трамвая	По СНиП 42-01 в зависимости от способа производства работ		2,8	2,8	3,8	3,8
14. Бортовой камень улицы, дороги (кромки проезжей части, укрепленной полосы, обочины)	То же		1,5	1,5	2,5	2,5
15. Наружная бровка кювета или подошва насыпи дороги	»		1,0	1,0	1,0	2,0
16. Фундаменты опор воздушных линий электропередачи напряжением:
до 1,0 кВ	—		1,0	1,0	1,0	1,0
св. 1 кВдо35 кВ	—		5,0	5,0	5,0	5,0
» 35 кВ	—		10,0	10,0	10,0	10,0
17. Ось ствола дерева с диаметром кроны до 5 м	—		1,5	1,5	1,5	1,5
18. Автозаправочные станции	—		20	20	20	20
19. Кладбища	—		15	15	15	15
20. Здания закрытых складов категорий А, Б (вне территории промпредприятий) до газопровода условным диаметром:
до 300 мм	—		9,0	9,0	9,0	10,0
св. 300 мм	—		9,0	9,0	9,0	20,0
То же, категорий В, Г и Д до газопровода условным диаметром:
до 300 мм	—		2,0	4,0	7,0	10,0
св. 300 мм	—		2,0	4,0	7,0	20,0
21. Бровка оросительного канала (при непросадочных грунтах)	В соответствии со СНиП 42-01		1,0	1,0	2,0	2,0
Примечания: 1. Вышеуказанные расстояния следует принимать от границ, отведенных предприятиям территорий с учетом их развития, для отдельно стоящих зданий и сооружений — от ближайших выступающих их частей, для всех мостов — от подошвы конусов. 2. Допускается уменьшение до 0,25 м расстояния по вертикали между газопроводом и электрокабелем всех напряжений или кабелем связи при условии прокладки кабеля в футляре. Концы футляра должны выходить на 2 м в обе стороны от стенок пересекаемого газопровода. 3. Знак «—» обозначает, что прокладка газопроводов в данных случаях запрещена. 4. При прокладке полиэтиленовых газопроводов вдоль трубопроводов, складов, резервуаров и т.д., содержащих агрессивные по отношению к полиэтилену вещества (среды), расстояния от них принимаются не менее 20 м. 5. Знак «*» обозначает, что полиэтиленовые газопроводы следует заключать в футляр, выходящий на 10 м в обе стороны от места пересечения.

 

Расстояние от газопровода до опор воздушной линии связи,контактной сети трамвая, троллейбуса и электрифицированных железных дорогследует принимать как до опор воздушной линии электропередачи соответствующегонапряжения.

Минимальные расстояния от газопроводов до тепловой сетибесканальной прокладки с продольным дренажем следует принимать аналогично канальнойпрокладке тепловых сетей.

Минимальные расстояния в свету от газопровода до ближайшейтрубы тепловой сети бесканальной прокладки без дренажа следует принимать как доводопровода.

Расстояние от анкерных опор, выходящих за габариты трубтепловой сети, следует принимать с учетом их сохранности.

Минимальное расстояние по горизонтали от газопровода донапорной канализации допускается принимать как до водопровода.

Минимальное расстояние от мостов железных и автомобильныхдорог длиной не более 20 м следует принимать как от соответствующих дорог.