Поиск

Полнотекстовый поиск:
Где искать:
везде
только в названии
только в тексте
Выводить:
описание
слова в тексте
только заголовок

Рекомендуем ознакомиться

'Документ'
1. Формирования общего видения будущего у населения совместными усилиями органов власти, местного самоуправления, средств массовой информации, институ...полностью>>
'Рабочая программа'
Рабочая программа по курсу «Технология» разработана на основе Концепции стандарта второго поколения, требований к результатам освоения основной общеоб...полностью>>
'Документ'
ООО “Сиском”, именуемое в дальнейшем «Сублицензиар» («Правообладатель»), в лице Генерального директора Габринец Леонида Валерьевича, действующего на о...полностью>>
'Документ'
Музыкальный зал МБДОУ «ЦРР – детский сад № 93» расположен на втором этаже здания дошкольного учреждения. Музыкальный зал предназначен для реализации з...полностью>>

Главная > Реферат

Сохрани ссылку в одной из сетей:
Информация о документе
Дата добавления:
Размер:
Доступные форматы для скачивания:

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ 
ПО
 ПРОЕКТИРОВАНИЮ И СТРОИТЕЛЬСТВУ 
ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ
 СИСТЕМ 
ИЗ
 МЕТАЛЛИЧЕСКИХ 
И
 ПОЛИЭТИЛЕНОВЫХ ТРУБ

СП 42-101-2003

ЗАО «ПОЛИМЕРГАЗ»

Москва

2003

ПРЕДИСЛОВИЕ

1РАЗРАБОТАН коллективом ведущих специалистов ОАО «ГипроНИИгаз, АО «ВНИИСТ», ОАО«МосгазНИИпроект», ОИ «Омскгазтехнология», ЗАО «Надежность», ГосгортехнадзораРоссии, Госстроя России и ряда газораспределительных хозяйств России прикоординации ЗАО «Полимергаз»

2СОГЛАСОВАН

ГосгортехнадзоромРоссии, письмо от 16.06.2000 г.№ 03-35/240 ГУГПС МЧС России, письмо от 20.06.2000 г. № 20/2.2/2229

3ОДОБРЕН постановлением Госстроя России от 26.06.2003 г. № 112

ВВЕДЕНВПЕРВЫЕ

4 ПРИНЯТ ИВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ решением Межведомственного координационного совета повопросам технического совершенствования газораспределительных систем и другихинженерных коммуникаций, протокол от 8 июля 2003 г. № 32

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

Область применения

Нормативные ссылки

3 Основные положения

Выбор системы газораспределения

Нормы потребления газа

Определение расчетных расходов газа

Расчет диаметра газопровода и допустимых потерь давления

Автоматизированные системы управления процессом распределения газа

Наружные газопроводы

Общие положения

Подземные газопроводы

Пересечения газопроводами естественных и искусственных преград

Размещение отключающих устройств на газопроводах

Сооружения на газопроводах

Защита газопровода от механических повреждений

Газорегуляторные пункты и газорегуляторные установки

Размещение ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ

Оборудование ГРП, ГРУ, ГРПБ и ШРП

Выбор оборудования ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ

Выбор регулятора давления

Выбор фильтра

Выбор предохранительного запорного клапана - ПЗК

Выбор предохранительного сбросного клапана - ПСК

Подбор шкафных регуляторных пунктов - ШРП

Газопроводы и газоиспользующее оборудование

Газоиспользующее оборудование жилых зданий

Газоиспользующее оборудование общественных, административных и бытовых зданий

Газоиспользующее оборудование производственных зданий и котельных

Горелки инфракрасного излучения

Размещение счетчиков

Запорная арматура

Резервуарные и баллонные установки СУГ

Газонаполнительные станции (пункты)

Общие положения

Основные здания и сооружения

Планировка территории

Сливные устройства

Резервуары для СУГ

Газопроводы, арматура и КИП

Инженерные коммуникации

Электроснабжение, электрооборудование, молниезащита и связь

10 Строительство

Подготовительные и земляные работы

Разработка траншеи и котлованов

Засыпка газопровода

Укладка методом бестраншейного заглубления

Рекультивация земель

Монтаж наружных газопроводов

Переходы через водные преграды

Открытый (траншейный) способ строительства

Закрытый способ строительства с использованием метода наклонно-направленного бурения (ННБ)

Подземные переходы через овраги, балки и водные каналы

Переходы газопроводов на пересечениях с подземными коммуникациями

Способы строительства переходов газопроводов под авто- и железными дорогами, трамвайными путями

Прокладка защитных футляров под автодорогами открытым способом с устройством объезда

Прокладка защитных футляров под автодорогами открытым способом с перекрытием движения транспорта на половине ширины дороги

Прокладка защитных футляров под автодорогами открытым способом без нарушения интенсивности движения с устройством переезда

Прокладка защитных футляров под автодорогами открытым способом без устройства объезда или переезда

Открытый способ строительства переходов под железными дорогами

Прокладка защитного футляра продавливанием

Прокладка защитного футляра прокалыванием

Монтаж внутренних газопроводов и газоиспользующего оборудования

Контроль качества работ

11 Производство испытаний

Общие положения

Испытание газопроводов низкого давления

Испытания подземных (наземных) газопроводов среднего и высокого давления

Испытания надземных и внутренних газопроводов

12 Приемка в эксплуатацию и исполнительная документация

Приемка в эксплуатацию

Исполнительная документация

Приложение А. Нормы расхода газа на коммунально-бытовые нужды

Приложение Б. Номограммы расчета диаметра газопровода

Приложение В. Расстояния от газопровода до других инженерных коммуникаций

Приложение Г. Дымовые и вентиляционные каналы

Приложение Д. Условное обозначение запорной арматуры

Приложение Е. Арматура

Приложение Ж. Список заводов-изготовителей запорной арматуры

Приложение И. Требования по обеспечению фрикционной искробезопасности во взрывоопасных зонах и помещениях производств с обращением природных и сжиженных углеводородных газов

Приложение К. Предельные отклонения, объем и методы контроля при разработке траншей и котлованов, планировке земли и засыпке котлованов

Приложение Л. Метод наклонно-направленного бурения

Л.1 Организация строительства

Л.2 Расчет геометрических параметров трассы

Расчеты геометрических параметров пилотной скважины

Л.3 Расчет усилия проходки пилотной скважины

Л.4 Расчет общего усилия протаскивания Р

Л.5 Расчет вертикальных внешних нагрузок на газопровод

Л.6 Технология производства работ по бестраншейной прокладке газопроводов

Л.7 Контроль качества строительства бестраншейных переходов газопроводов

Л.8 Техника безопасности

Форма А. Протокол бурения

Форма Б. Исполнительный паспорт на переход газопровода, построенного способом наклонно-направленного бурения

Форма В. Акт приемки перехода газопровода, выполненного способом наклонно-направленного бурения

Форма Г. Профиль бурения

Форма Д. Карта бурения

Приложение М. Примеры расчетов некоторых параметров при строительстве газопровода из полиэтиленовых труб методом наклонно-направленного бурения

Приложение Н. Примерная схема операционного контроля производства работ по изоляции сварных стыков и ремонту мест повреждений изоляционного покрытия

Приложение П. Акт приемки газопроводов и газоиспользующей установки для проведения комплексного опробования (пуско-наладочных работ)

Приложение Р. Строительный паспорт подземного (надземного, наземного) газопровода, газового ввода

Приложение С. Строительный паспорт внутридомового (внутрицехового) газоиспользующего оборудования

Приложение Т. Строительный паспорт ГРП

Приложение У. Строительный паспорт резервуарной установки СУГ

Приложение Ф. Протокол проверки сварных стыков газопровода радиографическим методом

Приложение X. Протокол механических испытаний сварных стыков стального газопровода

Приложение Ц. Протокол механических испытаний сварных стыков полиэтиленового газопровода

Приложение Ш. Протокол проверки сварных стыков газопровода ультразвуковым методом

Приложение Щ. Протокол проверки параметров контактной сварки (пайки) газопроводов

Приложение Э. Упрощенный вариант строительного паспорта подземного (надземного) газопровода, газового ввода

ВВЕДЕНИЕ

СП42-101-2003 «Общие положения по проектированию и строительствугазораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб» разработанв соответствии с требованиями СНиП10-01 в развитие основополагающего СНиП 42-01-2002«Газораспределительные системы».

Вположениях СП 42-101 приведены подтвержденные научными исследованиями,опробованные на практике и рекомендуемые в качестве официально признанныхтехнические решения, средства и способы реализации обязательных требований попроектированию и строительству систем газораспределения, установленных СНиП 42-01.

НастоящийСвод правил содержит раздел 7«Запорная арматура» взамен СП42-104-97 «Свод правил по применению запорной арматуры для строительствасистем газоснабжения».

Вразработке настоящего Свода правил приняли участие:

Волков B.C., Вольнов Ю.Н.,Габелая Р.Д., Голик В.Г., ГусеваН.Б., Зубаилов Г.И., Китайцева Е.Х.,КрасниковМ.А., Маевский М.А., НечаевА.С., Пальчиков С.А., Сафронова И.П.,Платонов О.В., Удовенко В.Е.,ЧирчинскаяГ.П., Шишов Н.А., Шурайц А.Л.

СВОД ПРАВИЛ ПОПРОЕКТИРОВАНИЮ И СТРОИТЕЛЬСТВУ

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ И СТРОИТЕЛЬСТВУ 
ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ ИЗ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ 
И ПОЛИЭТИЛЕНОВЫХ ТРУБ

THE GENERAL PROVISION ANDCONSTRUCTION 
GAS DISTRIBUTION SYSTEM FROM STEEL 
AND POLYETHYELENE PIPES

Дата введения 2003-07-08

1 ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

1.1 Положениянастоящего СП распространяются на вновь сооружаемые и реконструируемыегазораспределительные системы, нормы и правила на проектирование истроительство которых регламентированы СНиП 42-01.

1.2 В настоящем СПприведены общие положения в части применения стальных и полиэтиленовых труб.Особенности проектирования, строительства новых и реконструкции изношенныхгазопроводов приведены соответственно в СП42-102 «Проектирование и строительство газопроводов из металлических труб»и СП42-103 «Проектирование и строительство газопроводов из полиэтиленовых труби реконструкция изношенных газопроводов».

2 НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

2.1 В настоящем СПиспользованы ссылки на следующие документы:

СНиП 2.02.01-83*.Основания зданий и сооружений;

СНиП2.03.11-85. Защита строительных конструкций от коррозии;

СНиП 2.03.13-88. Полы;

СНиП2.04.01-85*. Внутренний водопровод и канализация зданий;

СНиП2.04.05-91*. Отопление, вентиляция и кондиционирование;

СНиП 2.04.07-86*. Тепловые сети;

СНиП 2.05.02-85. Автомобильныедороги;

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. Туннелигидротехнические;

СНиП2.07.01-89*. Градостроительство. Планировка и застройка городских исельских 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 Системыавтоматизации;

СНиП10-01-94. Система нормативных документов в строительстве. Основныеположения;

СНиП11-01-2003. Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения исоставе проектной документации на строительство предприятий, зданий исооружений;

СНиП11-02-96. Инженерные изыскания для строительства. Основные положения;

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

СНиП 23-01-99*. Строительнаяклиматология;

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

СНиП II-35-76. Котельныеустановки;

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

СНиП III-42-80*.Магистральные трубопроводы;

СНиП 42-01-2002.Газораспределительные системы;

ГОСТ9.602-89. ЕСЗКС. Сооружения подземные. Общие требования к защите откоррозии;

ГОСТ356-80*. Арматура и детали трубопроводов. Давления условные, пробные ирабочие. Ряды;

ГОСТ380-94*. Сталь углеродистая обыкновенного качества. Марки;

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

ГОСТ481-80*. Паронит и прокладки из него. Технические условия;

ГОСТ 613-79.Бронзы оловянные литейные. Марки;

ГОСТ1050-88*. Прокат сортовой, калиброванный со специальной отделкойповерхности из углеродистой качественной конструкционной стали. Общиетехнические условия;

ГОСТ1215-79. Отливки из ковкого чугуна. Общие технические условия;

ГОСТ1412-85. Чугун с пластинчатым графитом для отливок. Марки;

ГОСТ1583-93. Сплавы алюминиевые литейные. Технические условия;

ГОСТ4543-71. Прокат из легированной конструкционной стали. Технические условия;

ГОСТ4666-75. Арматура трубопроводная. Маркировка и отличительная окраска;

ГОСТ5520-79. Прокат листовой из углеродистой низколегированной и легированнойстали для котлов и сосудов, работающих под давлением. Технические условия;

ГОСТ6787-2001. Плитки керамические для полов. Технические условия

ГОСТ7293-85. Чугун с шаровидным графитом для отливок. Марки;

ГОСТ7338-90. Пластины резиновые и резинотканевые. Технические условия;

ГОСТ 7931-76.Олифа натуральная. Технические условия;

ГОСТ8568-77. Листы стальные с ромбическим и чечевичным рифлением. Техническиеусловия;

ГОСТ8832-76. Материалы лакокрасочные. Методы получения лакокрасочного покрытиядля испытаний;

ГОСТ9238-83. Габариты приближения строений и подвижного состава железных дорогколеи 1520 (1524) мм;

ГОСТ9544-93. Арматура трубопроводная запорная. Нормы герметичности затворов;

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

ГОСТ 10330-76.Лен трепаный. Технические условия;

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

ГОСТ13726-97. Ленты из алюминия и алюминиевых сплавов. Технические условия;

ГОСТ14202-69. Трубопроводы промышленных предприятий. Опознавательная окраска,предупреждающие знаки и маркировочные щитки;

ГОСТ14254-96. Степени защиты, обеспечиваемые оболочками. Межгосударственныйстандарт. (Код GP);

ГОСТ15150-69. Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения дляразличных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения итранспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды;

ГОСТ15180-86. Прокладки плоские эластичные. Основные параметры и размеры;

ГОСТ15527-70. Сплавы медно-цинковые (латуни), обрабатываемые давлением. Марки;

ГОСТ16337-77Е. Полиэтилен высокого давления. Технические условия;

ГОСТ16338-85Е. Полиэтилен низкого давления. Технические условия;

ГОСТ16350-80. Климат СССР. Районирование и статистические параметрыклиматических факторов для технических целей;

ГОСТ16569-86. Устройства газогорелочные для отопительных бытовых печей.Технические условия;

ГОСТ17494-87. Машины электрические вращающиеся. Классификация степеней защиты,обеспечиваемых оболочками вращающихся электрических машин;

ГОСТ17711-93. Сплавы медно-цинковые (латуни) литейные. Марки;

ГОСТ 19151-73.Сурик свинцовый. Технические условия;

ГОСТ19281-89. Прокат из стали повышенной прочности. Общие технические условия;

ГОСТ20448-90. Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытовогопотребления. Технические условия;

ГОСТ21204-97. Горелки газовые промышленные. Общие технические требования;

ГОСТ21488-97Е. Прутки прессованные из алюминия и алюминиевых сплавов.Технические условия;

ГОСТ21552-84Е. Средства вычислительной техники. Общие технические требования,приемка, методы испытаний, маркировка, упаковка, транспортирование и хранение;

ГОСТ21631-76Е. Листы из алюминия и алюминиевых сплавов. Технические условия;

ГОСТ 25100-95. Грунты.Классификация;

ГОСТ25696-83. Горелки газовые инфракрасного излучения. Общие техническиетребования и приемка;

ГОСТ28394-89. Чугун с вермикулярным графитом для отливок. Марки;

ГОСТ 2.601-95ЕСКД. Эксплуатационные документы;

ГОСТ8.143-75 ГСИ. Государственный первичный эталон и общесоюзная проверочнаясхема для средств измерений объемного расхода газа в диапазоне 110-6  1102 м3/с;

ГОСТ8.563.1-97 ГСИ. Измерение расхода и количества жидкостей и газов методомпеременного перепада давления. Диафрагмы, сопла ИСА 1932 и трубы Вентури,установленные в заполненных трубопроводах круглого сечения. Техническиеусловия;

ГОСТ8.563.2-97 ГСИ. Измерение расхода и количества жидкостей и газов методомпеременного перепада давления. Методика выполнения измерений с помощью сужающихустройств;

ГОСТ12.1.005-88 ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к воздухурабочей зоны;

ГОСТ12.1.007-76 ССБТ. Вредные вещества. Классификация и общие требованиябезопасности;

ГОСТ12.1.011-78* ССБТ. Смеси взрывоопасные. Классификация и методы испытаний;

ГОСТ12.2.085-85 ССБТ. Сосуды, работающие под давлением. Клапаны предохранительные.Требования безопасности;

ГОСТР 12.3.048-2002 ССБТ. Строительство. Производство земляных работ способомгидромеханизации. Требования безопасности;

ГОСТ12.4.059-89 ССБТ. Строительство. Ограждения предохранительные инвентарные.Общие технические условия;

ГОСТ21.610-85. СПДС. Газоснабжение. Наружные газопроводы. Рабочие чертежи;

ГОСТ34.003-90. Информационная технология. Комплекс стандартов наавтоматизированные системы. Автоматизированные системы. Термины и определения;

ГОСТ34.201-89. Информационная технология. Комплекс стандартов наавтоматизированные системы. Виды, комплектность и обозначение документов присоздании автоматизированных систем;

ГОСТ34.601-90. Информационная технология. Комплекс стандартов наавтоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания;

ГОСТ34.602-89. Информационная технология. Комплекс стандартов наавтоматизированные системы. Техническое задание на создание автоматизированнойсистемы;

ГОСТР 50571.3-94. Электроустановки зданий. Часть 4. Требования по обеспечениюбезопасности. Защита от поражений электрическим током;

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

ГОСТ Р50838-95. Трубы из полиэтилена для газопроводов. Технические условия;

ГОСТР 51617-2000. Жилищно-коммунальные услуги. Общие технические условия;

МДС41-2.2000. Инструкция по размещению тепловых агрегатов, предназначенных дляотопления и горячего водоснабжения одноквартирных или блокированных жилыхдомов;

РД34.21.122-90. Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений;

РД50-34.698-90. Методические указания. Информационная технология. Комплексстандартов и руководящих документов на автоматизированные системы. Требования ксодержанию документов;

РД50-680-88. Методические указания. Автоматизированные системы. Основныеположения;

РД50-682-89. Методические указания. Информационная технология. Комплексстандартов и руководящих документов на автоматизированные системы. Общиеположения.

ПБ03-576-03. Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающихпод давлением;

ПБ12-529-03. Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления;

ПБ12-609-03. Правила безопасности для объектов, использующих сжиженныеуглеводородные газы;

Правилаплавания по внутренним судоходным путям;

Правиларечного регистра;

Правилатехнической эксплуатации речного транспорта.

ПБ13-407-01. Единые правила безопасности при взрывных работах;

ПУЭ. Правилаустройства электроустановок;

Правилаустройства и безопасной эксплуатации паровых котлов с давлением пара не более0,07 МПа (0,7 кгс/см2), водогрейных котлов и водонагревателей стемпературой нагрева воды не выше 388 К (115 °С);

ПБ10-574-03. Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых иводогрейных котлов.

3 ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

ВЫБОРСИСТЕМЫ ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ

3.1 Разработкупроектов газораспределительных систем следует вести на основании техническихусловий на присоединение объекта газового хозяйства к источникамгазораспределения, выдаваемых владельцем газовых сетей, и наличия согласованияс организацией-разработчиком схемы газоснабжения объекта.

3.2 Порядокразработки, согласования, утверждения и состав проектной документации следуетпредусматривать в соответствии со СНиП II 11-01.

3.3Газораспределительные системы подразделяются по:

-виду газа (природный, СУГ);

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

-принципу построения (кольцевые, тупиковые, смешанные).

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

Выбортой или иной газораспределительной системы в проекте должен бытьтехникоэкономически обоснован.

3.5 Прииспользовании одно- или многоступенчатой системы распределения газ потребителямподается соответственно по распределительным газопроводам одной или несколькихкатегорий давления.

Длякрупных и средних поселений, как правило, предусматривают многоступенчатыегазораспределительные системы.

Длямалых городов или отдельных жилых микрорайонов, а также для сельских поселенийв качестве наиболее рациональной газораспределительной системы рекомендуетсясистема распределения среднего давления с ШРП у потребителя или группыпотребителей.

Одноступенчатыегазораспределительные системы низкого давления из-за значительныхматериаловложений являются целесообразными лишь в малых поселениях с компактнойзастройкой, расположенных вблизи источника газоснабжения.

Взависимости от величины давления газа в распределительных газопроводах иклиматических условий рекомендуется применение ГРП, ГРПБ, как правило, сместными приборами отопления.

3.6 Междугазопроводами различных категорий давления, входящих в системугазораспределения, как правило, следует предусматривать газорегуляторные пункты(установки).

3.7 Принцип построениягазораспределительных систем выбирается в зависимости от характера планировки иплотности застройки поселения. Предпочтительными являются смешанные иликольцевые газораспределительные системы, обеспечивающие наиболее равномерныйрежим давления во всех точках отбора газа из распределительных газопроводов, атакже повышающие надежность систем газоснабжения.

3.8 При газоснабжении СУГрекомендуются газораспределительные системы на базе резервуарных установок илистанций регазификации.

Газораспределительныесистемы с использованием групповых или индивидуальных баллонных установок СУГрекомендуется применять только при технической невозможности или экономическойнецелесообразности использования резервуарных установок.

НОРМЫ ПОТРЕБЛЕНИЯ ГАЗА

3.9 При решении вопросовгазоснабжения поселений использование газа предусматривается на:

-индивидуально-бытовые нужды населения: приготовление пищи и горячей воды, а длясельских поселений также для приготовления кормов и подогрева воды для животныхв домашних условиях;

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

-отопление и нужды производственных и коммунально-бытовых потребителей.

3.10 Годовые расходы газа для каждойкатегории потребителей следует определять на конец расчетного периода с учетомперспективы развития объектов - потребителей газа.

Продолжительностьрасчетного периода устанавливается на основании плана перспективного развитияобъектов - потребителей газа.

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

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

3.12 При составлении проектовгенеральных планов городов и других поселений допускается принимать укрупненныепоказатели потребления газа, м3/год на 1 чел., при теплоте сгораниягаза 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 сельскойместности).

3.13 Годовые расходыгаза на нужды предприятий торговли, бытового обслуживания непроизводственногохарактера и т.п. можно принимать в размере до 5 % суммарного расхода теплоты нажилые дома.

3.14 Годовые расходыгаза на нужды промышленных и сельскохозяйственных предприятий следуетопределять по данным топливопотребления (с учетом изменения КПД при переходе нагазовое топливо) этих предприятий с перспективой их развития или на основетехнологических норм расхода топлива (теплоты).

3.15 Годовые и расчетные часовыерасходы теплоты на нужды отопления, вентиляции и горячего водоснабженияопределяют в соответствии с указаниями СНиП 2.04.01СНиП 2.04.05и СНиП 2.04.07.

3.16 Годовые расходы теплоты наприготовление кормов и подогрев воды для животных рекомендуется принимать потаблице 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)

ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЕТНЫХРАСХОДОВ ГАЗА

3.17 Системагазоснабжения городов и других населенных пунктов должна рассчитываться намаксимальный часовой расход газа.

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

http://www.ohranatruda.ru/ot_biblio/normativ/data_normativ/40/40511/x002.gif                                                                  (1)

где Khmax - коэффициент часового максимума (коэффициент перехода отгодового расхода к максимальному часовому расходу газа);

Qy - годовой расход газа, м3/год.

Коэффициентчасового максимума расхода газа следует принимать дифференцированно по каждойобособленной зоне газоснабжения, снабжаемой от одного источника.

Значениякоэффициента часового максимума расхода газа на хозяйственно-бытовые нужды взависимости от численности населения, снабжаемого газом, приведены в таблице 2; для бань, прачечных, предприятийобщественного питания и предприятий по производству хлеба и кондитерскихизделий - в таблице 3.

Таблица 2

Число жителей, снабжаемых газом, тыс. чел.

Коэффициент часового максимума расхода газа (без отопления)Khmax

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 газаKhmax

Бани

1/2700

Прачечные

1/2900

Общественного питания

1/2000

По производству хлеба, кондитерских изделий

1/6000

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

3.19 Расчетный часовой расход газа для предприятий различныхотраслей промышленности и предприятий бытового обслуживания производственногохарактера (за исключением предприятий, приведенных в таблице4) следует определять по данным топливопотребления(с учетом изменения КПД при переходе на газовое топливо) или по формуле (1) исходя из годового расхода газа сучетом коэффициентов часового максимума по отрасли промышленности, приведенныхв таблице 4.

Таблица 4

Отрасль промышленности

Коэффициент часового максимума расхода газа Кhmax

В целом по предприятию

По котельным

По промышленным печам

Черная металлургия

1/6100

1/5200

1/7500

Судостроительная

1/3200

1/3100

1/3400

Резиноасбестовая

1/5200

1/5200

-

Химическая

1/5900

1/5600

1/7300

Строительных материалов

1/5900

1/5500

1/6200

Радиопромышленность

1/3600

1/3300

1/5500

Электротехническая

1/3800

1/3600

1/5500

Цветная металлургия

1/3800

1/3100

1/5400

Станкостроительная и инструментальная

1/2700

1/2900

1/2600

Машиностроение

1/2700

1/2600

1/3200

Текстильная

1/4500

1/4500

-

Целлюлозно-бумажная

1/6100

1/6100

-

Деревообрабатывающая

1/5400

1/5400

-

Пищевая

1/5700

1/5900

1/4500

Пивоваренная

1/5400

1/5200

1/6900

Винодельческая

1/5700

1/5700

-

Обувная

1/3500

1/3500

-

Фарфоро-фаянсовая

1/5200

1/3900

1/6500

Кожевенно-галантерейная

1/4800

1/4800

-

Полиграфическая

1/4000

1/3900

1/4200

Швейная

1/4900

1/4900

-

Мукомольно-крупяная

1/3500

1/3600

1/3200

Табачная

1/3850

1/3500

-

3.20 Для отдельных жилых домов и общественных зданий расчетныйчасовой расход газа Qhd, м3/ч, следует определять по сумме номинальных расходовгаза газовыми приборами с учетом коэффициента одновременности их действия поформуле

http://www.ohranatruda.ru/ot_biblio/normativ/data_normativ/40/40511/x004.gif                                                         (2)

где http://www.ohranatruda.ru/ot_biblio/normativ/data_normativ/40/40511/x006.gif - сумма произведений величин Ksimqnom и ni от i до m;

Ksim - коэффициент одновременности, принимаемый для жилых домов потаблице 5;

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

ni - число однотипных приборов или групп приборов;

т - число типов приборов или групп приборов.

Таблица 5

Число квартир

Коэффициент одновременности Ksim в зависимости от установки в жилых домах газового оборудования

Плита 4-конфорочная

Плита 2-конфо-рочная

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.

РАСЧЕТ ДИАМЕТРАГАЗОПРОВОДА И ДОПУСТИМЫХ ПОТЕРЬ ДАВЛЕНИЯ

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

3.22 Расчетные внутренние диаметрыгазопроводов определяются исходя из условия обеспечения бесперебойногогазоснабжения всех потребителей в часы максимального потребления газа.

3.23 Расчет диаметра газопроводаследует выполнять, как правило, на компьютере с оптимальным распределениемрасчетной потери давления между участками сети.

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

3.24 Расчетные потери давления вгазопроводах высокого и среднего давления принимаются в пределах категориидавления, принятой для газопровода.

3.25 Расчетные суммарные потеридавления газа в газопроводах низкого давления (от источника газоснабжения донаиболее удаленного прибора) принимаются не более 180 даПа, в том числе враспределительных газопроводах 120 даПа, в газопроводах-вводах и внутреннихгазопроводах - 60 даПа.

3.26Значения расчетной потери давления газа при проектировании газопроводов всехдавлений для промышленных, сельскохозяйственных и бытовых предприятий иорганизаций коммунально-бытового обслуживания принимаются в зависимости отдавления газа в месте подключения с учетом технических характеристикпринимаемого к установке газового оборудования, устройств автоматикибезопасности и автоматики регулирования технологического режима тепловыхагрегатов.

3.27 Падение давления на участкегазовой сети можно определять:

-для сетей среднего и высокого давлений по формуле

http://www.ohranatruda.ru/ot_biblio/normativ/data_normativ/40/40511/x008.gif                                                      (3)

где Pн - абсолютное давление в началегазопровода, МПа;

Рк - абсолютное давление в конце газопровода, МПа;

Р0 = 0,101325 МПа;

 - коэффициентгидравлического трения;

l - расчетная длина газопроводапостоянного диаметра, м;

d - внутреннийдиаметр газопровода, см;

0 - плотностьгаза при нормальных условиях, кг/м3;

Q0 - расход газа, м3/ч, при нормальных условиях;

-для сетей низкого давления по формуле

http://www.ohranatruda.ru/ot_biblio/normativ/data_normativ/40/40511/x010.gif                                      (4)

где Рн- давление в начале газопровода, Па;

Рк - давление в конце газопровода, Па;

, ld, 0Q0 - обозначения теже, что и в формуле (3).

3.28 Коэффициент гидравлическоготрения  определяется взависимости от режима движения газа по газопроводу, характеризуемого числомРейнольдса,

http://www.ohranatruda.ru/ot_biblio/normativ/data_normativ/40/40511/x012.gif                                                     (5)

где  - коэффициенткинематической вязкости газа, м2/с, при нормальных условиях;

Q0d - обозначения теже, что и в формуле (3), игидравлической гладкости внутренней стенки газопровода, определяемой по условию(6),

http://www.ohranatruda.ru/ot_biblio/normativ/data_normativ/40/40511/x014.gif                                                               (6)

где Re - число Рейнольдса;

п - эквивалентная абсолютная шероховатость внутренней поверхностистенки трубы, принимаемая равной для новых стальных - 0,01 см, для бывших вэксплуатации стальных - 0,1 см, для полиэтиленовых независимо от времениэксплуатации - 0,0007 см;

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

Взависимости от значения Re коэффициентгидравлического трения А определяется:

-для ламинарного режима движения газа Re  2000

http://www.ohranatruda.ru/ot_biblio/normativ/data_normativ/40/40511/x016.gif                                                                    (7)

-для критического режима движения газа Re = 2000 - 4000

 = 0,0025 Re0,333;                                                         (8)

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

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

-при 4000 < Re < 100000 по формуле

http://www.ohranatruda.ru/ot_biblio/normativ/data_normativ/40/40511/x018.gif                                                                 (9)

-при Re > 100000

http://www.ohranatruda.ru/ot_biblio/normativ/data_normativ/40/40511/x020.gif                                                    (10)

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

http://www.ohranatruda.ru/ot_biblio/normativ/data_normativ/40/40511/x022.gif,                                                       (11)

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

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

3.29 Расчетный расход газа научастках распределительных наружных газопроводов низкого давления, имеющихпутевые расходы газа, следует определять как сумму транзитного и 0,5 путевогорасходов газа на данном участке.

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

3.31 Длянаружных надземных и внутренних газопроводов расчетную длину газопроводовопределяют по формуле (12)

http://www.ohranatruda.ru/ot_biblio/normativ/data_normativ/40/40511/x024.gif                                                              (12)

где l1 -действительная длина газопровода, м;

 - суммакоэффициентов местных сопротивлений участка газопровода;

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

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

3.32 В тех случаях когдагазоснабжение СУГ является временным (с последующим переводом на снабжениеприродным газом), газопроводы проектируются из условий возможности ихиспользования в будущем на природном газе.

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

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

http://www.ohranatruda.ru/ot_biblio/normativ/data_normativ/40/40511/x026.gif                                                            (13)

где  - коэффициент гидравлического трения;

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

Сучетом противокавитационного запаса средние скорости движения жидкой фазыпринимаются: во всасывающих трубопроводах - не более 1,2 м/с; в напорныхтрубопроводах - не более 3 м/с.

Коэффициентгидравлического трения  определяется по формуле (11).

3.34 Расчет диаметра газопроводапаровой фазы СУГ выполняется в соответствии с указаниями по расчету газопроводовприродного газа соответствующего давления.

3.35 При расчете внутреннихгазопроводов низкого давления для жилых домов допускается определять потеридавления газа на местные сопротивления в размере, %:

-на газопроводах от вводов в здание:

до стояка - 25 линейных потерь

на стояках - 20       »               »

-на внутриквартирной разводке:

придлине разводки 1 - 2 м - 450 линейных потерь

»       »             »        3- 4 - 300          »             »

»       »             »        5- 7 - 120          »             »

»       »             »        8- 12 - 50          »             »

3.36 При расчете газопроводов низкогодавления учитывается гидростатический напор Нg,даПа,определяемый по формуле (14)

Hg = ±lgh(a - 0),                                                            (14)

где g - ускорениесвободного падения, 9,81 м/с2;

h - разность абсолютных отметок начальныхи конечных участков газопровода, м;

а - плотность воздуха, кг/м3, при температуре 0 °С идавлении 0,10132 МПа;

0 - обозначението же, что в формуле (3).

3.37 Расчет кольцевых сетейгазопроводов следует выполнять с увязкой давлений газа в узловых точкахрасчетных колец. Неувязка потерь давления в кольце допускается до 10 %.

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

3.39Привыполнении гидравлического расчета газопроводов, проведенного по формулам (5) - (14), а также по различным методикам и программам дляэлектронно-вычислительных машин, составленным на основе этих формул, расчетныйвнутренний диаметр газопровода следует предварительно определять по формуле(15)

http://www.ohranatruda.ru/ot_biblio/normativ/data_normativ/40/40511/x028.gif                                                          (15)

где dp - расчетный диаметр, см;

АВтт1 - коэффициенты,определяемые по таблицам 6 и 7 в зависимости от категории сети (подавлению) и материала газопровода;

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

Руд - удельныепотери давления (Па/м - для сетей низкого давления, МПа/м - для сетей среднегои высокого давления), определяемые по формуле (16)

http://www.ohranatruda.ru/ot_biblio/normativ/data_normativ/40/40511/x030.gif                                                               (16)

Рдоп - допустимыепотери давления (Па - для сетей низкого давления, МПа/м - для сетей среднего ивысокого давления);

L - расстояние до самой удаленной точки, м.

Таблица 6

Категория сети

А

Сети низкого давления

106/(1622) = 626

Сети среднего и высокого давления

Р0/(Рт1622),

Р0 = 0,101325 МПа,

Рт - усредненное давление газа (абсолютное) в сети, МПа.

Таблица 7

Материал

В

т

m1

Сталь

0,022

2

5

Полиэтилен

0,3164 (9)0,25 = 0,0446,

 - кинематическая вязкость газа при нормальных условиях, м2/с.

1,75

4,75

3.40 Внутренний диаметр газопровода принимается из стандартногоряда внутренних диаметров трубопроводов: ближайший больший - для стальныхгазопроводов и ближайший меньший - для полиэтиленовых.

АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫУПРАВЛЕНИЯ ПРОЦЕССОМ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ГАЗА

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

Верхнийуровень АСУ ТП РГ реализуется в ЦДП в виде одного или нескольких автоматизированныхрабочих мест (АРМ), связанных между собой локальной вычислительной сетью (ЛВС).

Принеобходимости создания многоуровневых АСУ ТП РГ предусматриваются промежуточныепункты управления (ППУ), координирующие работу КП. Работа ППУ координируется ЦДП.Допускается совмещение ППУ с одним из КП.

3.42 АСУ ТП РГохватывают следующие газорегулирующие сооружения (ГС):

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

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

ГРП- питающие тупиковые сети низкого давления с часовым потреблением газа свыше1000 м3/ч (при нормальных условиях);

ГРПпотребителей с расчетным расходом газа свыше 1000 м3/ч (принормальных условиях) - имеющие особые режимы газоснабжения или резервноетопливное хозяйство;

ГРП- питающие кольцевые сети низкого давления;

ГРП- расположенные в удаленных населенных пунктах.

Количествопотребителей, охваченных АСУ ТП РГ, должно, как правило, обеспечивать контрольпотребления не менее 80 % объема газа, потребляемого городом (регионом) сучетом сезонных колебаний потребления.

3.43 АСУ ТП РГсодержат информационные функциональные подсистемы, реализующие комплексызадач (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, функциональные подсистемы, реализующие комплексы задач(задачи) в соответствии с таблицей 9.

Таблица 8

Наименование функциональной подсистемы АСУ ТП РГ

Комплекс задач, задачи

Периодичность решения

1. Оперативный контроль технологического процесса распределения газа

1. Измерение, контроль и обработка технологических параметров по инициативе КП.

При возникновении аварийной или предаварийной ситуации.

2. Периодическое измерение и контроль технологических параметров КП.

Устанавливается диспетчерским персоналом, но не реже одного раза в 2 ч.

3. Измерение и контроль технологических параметров КП (выборочно) по инициативе диспетчерского персонала

По инициативе диспетчерского персонала в любой момент времени

2. Оперативный контроль состояния технологического оборудования

1. Передача в ЦДП информации об аварийных и нештатных ситуациях.

При возникновении за время не более 30 с.

2. Периодический контроль состояния технологического оборудования КП.

Один раз в час.

3. Контроль и обработка показателей состояния технологического оборудования по инициативе диспетчерского персонала

По инициативе диспетчерского персонала

Таблица 9

Наименование функциональной подсистемы АСУ ТП РГ

Комплекс задач, задачи

Периодичность решения

1. Оперативный учет поступления и реализации газа

1. Оперативный учет поступления газа в город (регион).

Не реже, чем один раз в сутки.

2. Оперативный учет расхода газа потребителями.

То же

3. Оперативный контроль за соответствием плану поставок газа поставщиком.

»

4. Оперативный контроль за соответствием плану расходов газа потребителями.

»

5. Оперативный баланс поступления газа в город (регион) и расхода газа потребителями

Не реже, чем один раз в месяц, а в условиях дефицита подачи газа - не реже, чем один раз в сутки

2. Прогнозирование технологического процесса газораспределения

1. Прогнозирование потребности подачи газа в город (регион).

Не реже, чем один раз в месяц, а в условиях дефицита подачи газа - не реже, чем один раз в сутки.

2. Прогнозирование расхода газа крупными предприятиями (ТЭЦ, крупные котельные и промпредприятия).

То же

3. Прогнозирование суточного баланса поступления газа в город (регион) и расхода газа потребителями

Один раз в сутки в условиях дефицита подачи газа

3. Анализ технологического процесса распределения газа в сетях низкого, среднего и высокого давлений

Анализ функционирования газовых сетей на основе гидравлической модели процесса распределения газа и электронной схемы газовых сетей, привязанной к карте (схеме) города (региона)

При изменении конфигурации газовой сети, подключении или отключении потребителей газа, локализации аварийных ситуаций и в других случаях при необходимости

4. Формирование и передача управляющих воздействий

1. Выдача команд-инструкций на сокращение или увеличение потребления газа.

При необходимости.

2. Выдача команд на принудительное сокращение подачи газа потребителям, превышающим договорные объемы поставки газа.

То же

3. Телерегулирование давления газа на выходах ГС, кроме ГРП потребителей.

»

4. Телеуправление отключающими устройствами

»

5. Автоматизированный контроль функционирования комплекса технических средств АСУ ТП РГ

1. Передача в ЦДП информации о состоянии датчикового оборудования.

При возникновении неисправности или по вызову диспетчерского персонала за время не более 30 с.

2. Передача в ЦДП информации о состоянии функциональных блоков КП, ППУ.

То же

3. Передача в ЦДП информации о состоянии линии связи

»

6. Связь АСУ ТП РГ с организационно-экономическими АСУ различного назначения

1. Обеспечение обмена информацией между АСУ ТП РГ и организационно-экономической АСУ.

По мере подготовки информации.

2. Обеспечение передачи и приема информации между АСУ ТП РГ и общегородской (региональной) АСУ

То же

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

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

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

-давление газа перед каждым замерным узлом расхода газа;

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

-температура газа по каждому замерному узлу;

-давление газа на каждом выходе ГС;

-положение регулирующего устройства;

б)сравнение измеренных значений параметров функционирования ГС с заданнымиминимальными и максимальными их значениями, фиксация и запоминание значенийотклонений;

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

-положение запорного устройства;

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

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

-загазованность помещения (норма/выше нормы);

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

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

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

г)контроль отклонений параметров состояния технологического оборудования отустановленных значений в соответствии с паспортными данными на технологическоеоборудование, фиксация и запоминание отклонений;

д)расчет расхода и количества газа через каждый замерный узел ГС, основанный наметоде переменного перепада давления, в соответствии с ГОСТ8.563.1ГОСТ8.563.2 при применении счетчиков;

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

- 5с (значение мгновенного расхода газа);

- 1ч;

- 1сут;

- 1мес;

ж)ввод и хранение следующих нормативно-справочных данных:

-текущее время;

-дата (год, месяц, число);

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

-плотность газа в нормальных условиях;

-диаметр измерительного трубопровода;

-диаметр отверстия диафрагмы;

-тип устройства отбора давления;

-тип счетчика расхода газа;

-барометрическое давление;

-диапазоны измерения датчиков давления;

-диапазоны измерения датчиков температуры;

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

-величины наименьшего перепада давления, при которых погрешность измерениярасхода газа превосходит допустимую по ГОСТ8.143 (при применении сужающих устройств);

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

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

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

-поочередное переключение датчиков перепада давления, давления и температуры нарежим калибровки;

-переключение датчиков перепада давления, давления и температуры в рабочийрежим;

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

-отклонение давления газа за пределы значений, установленных договором спотребителем газа;

-отказ датчиков контроля состояния технологического оборудования;

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

-замена текущих показаний датчиков перепада давления, давления и температурыконстантами;

-отклонение напряжения электропитания за допускаемые значения;

-отсутствие сетевого электропитания;

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

-название (код) КП;

-код (номер) замерного узла КП;

-дату и время составления отчета;

-значение всех введенных оператором констант и время их введения.

Вмесячном отчете представляются значения параметров потока газа за каждые суткиза последний контрактный месяц. Отчет должен, как правило, содержать следующиеданные:

-дату (число, месяц, год);

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

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

-средний суточный расход, м3/ч;

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

-среднесуточное значение давления на входе замерного узла, МПа;

-среднесуточное значение атмосферного давления;

-среднесуточное значение температуры газа;

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

-нештатные ситуации и время их возникновения.

Всуточном отчете должны быть представлены параметры потока газа за каждый часпрошедших суток. Отчет содержит следующие данные:

-дату (число, месяц, год);

-время (часы, минуты);

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

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

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

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

-нештатные ситуации и время их возникновения.

Часовойотчет 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.

Оперативныйотчет содержит полученные в результате последнего расчета, предшествующегосигналу запроса (опроса), следующие данные:

-текущее время (время опроса);

-давление газа на каждом ЗУ, МПа;

-температура газа на каждом ЗУ;

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

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

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

-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 объектамигазопотребления, контролируемыми АСУ ТП РГ, и информация об объеме газа,поступающем в систему газораспределения города (региона) через сетевую(сетевые) ГРС из магистральных газопроводов, должна быть пригодна для взаимныхрасчетов за поставленный газ по действующим нормативным документам.

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

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

Дляуправления отключающими устройствами применяются дистанционно управляемыезадвижки или предохранительные клапаны, а для управления настройкой регуляторовдавления газа - переключаемые или плавно настраиваемые регуляторы управления,при этом на ГРП низкого давления настройка должна осуществляться с установкойне менее трех уровней выходного давления.

3.48 Проектирование АСУ ТП РГосуществляется в соответствии с ПУЭГОСТ34.003ГОСТ34.201,ГОСТ34.601ГОСТ34.602, РД 50-34.698, РД50-680РД50-682 и положениями настоящего раздела.

3.49 Проектирование и строительствоАСУ ТП РГ рекомендуется производить по очередям.

Перваяочередь внедрения АСУ ТП РГ должна предусматривать функционирование системы винформационном режиме централизованного контроля при ограниченном числеконтролируемых объектов.

3.50 Параметры выходных электрическихсигналов датчиков должны соответствовать параметрам входных электрическихсигналов средств вычислительной техники по ГОСТ21552.

3.51 КСА, устанавливаемые на ГС,должны иметь степень защиты от воздействия окружающей среды 1Р54 по ГОСТ14254.

3.52 СА, устанавливаемые на ГС,должны быть рассчитаны на эксплуатацию во взрывоопасных зонах помещений классовВ-1a, В-1г (ПУЭ), где возможно образованиевзрывоопасных смесей категорий 11A, 11В групп 1-ТЗсогласно ГОСТ12.1.011.

3.53 По устойчивости к воздействиюклиматических факторов КСА, устанавливаемые на ЦДП, должны соответствоватьвторой группе, а КСА, устанавливаемые на ГС, третьей группе по ГОСТ21552 для средств вычислительной техники.

3.54 ЦДП следует размещать впомещениях, обеспечивающих оптимальные условия эксплуатации аппаратуры икомфортные условия работы диспетчерского персонала.

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

а)контур заземления;

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

в)телефонный ввод или каналообразующую аппаратуру радиоканала.

Дляразмещения аппаратуры АСУ ТП РГ на КП допускается устройство отдельного(аппаратного) помещения, которое, кроме указанных выше требований кобустройству КП, должно:

1)примыкать к технологическому помещению КП;

2)иметь отдельный вход;

3)иметь площадь не менее 4 м2.

4 НАРУЖНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ

ОБЩИЕПОЛОЖЕНИЯ

4.1 Требованиянастоящего раздела распространяются на проектирование газопроводов отисточников газораспределения до потребителей газа.

Припрокладке наружных газопроводов в особых условиях дополнительно следуетруководствоваться положениями подраздела «Требования к сооружению газопроводовв особых природных и климатических условиях» (СП42-102СП42-103).

4.2 Припроектировании подземных газопроводов рекомендуется предусматриватьполиэтиленовые трубы, за исключением случаев, когда по условиям прокладки,давлению и виду транспортируемого газа эти трубы применить нельзя.

Припроектировании газораспределительных систем следует учитывать планировкупоселений, плотность и этажность застройки, объемы потребляемого газа, наличиеи характеристики газопотребляющих установок, стоимость труб, оборудования,строительства и эксплуатации.

4.3 Выбор трассыгазопроводов производится из условий обеспечения экономичного строительства,надежной и безопасной эксплуатации газопроводов с учетом перспективногоразвития поселений, предприятий и других объектов, а также прогнозируемогоизменения природных условий.

4.4 Согласование ипредставление (отвод, передача в аренду) земельных участков для строительствагазопроводов производятся органами местного самоуправления в пределах своихполномочий, руководствуясь при этом основными положениями Земельного кодексаРоссии, земельного законодательства субъектов Российской Федерации, законами обосновах градостроительства, охраны окружающей среды, а такженормативно-правовыми актами, регулирующими землеприродопользование,проектирование и строительство.

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

Продольныепрофили составляются для газопроводов, прокладываемых на местности со сложнымрельефом, а также для технически сложных объектов при применении новыхтехнологий, для подземных газопроводов на территории поселений и т.д.

Дляучастков газопровода, прокладываемого на местности со спокойным рельефом иоднородными грунтовыми условиями, за исключением участков пересеченийгазопровода с естественными и искусственными преградами, различнымисооружениями и коммуникациями, продольные профили можно не составлять. Длятаких участков в местах пересечения с коммуникациями рекомендуется составлятьэскизы.

4.6 Возможностьиспользования материалов топографических, гидрологических и геологическихизысканий, срок давности которых превышает 2 года, должна быть подтвержденатерриториальными органами архитектуры.

4.7 На территории поселенийпрокладка газопроводов предусматривается преимущественно подземной, всоответствии с требованиями СНиП2.07.01.

Прокладканадземного газопровода осуществляется при техническом обосновании, котороесоставляется проектной организацией исходя из сложившихсяархитектурно-планировочных, грунтовых и других условий района строительства.Прокладку распределительных газопроводов по улицам рекомендуетсяпредусматривать на разделительных полосах, избегая по возможности прокладкигазопроводов под усовершенствованными дорожными покрытиями.

Натерритории производственных предприятий предусматривается подземный илинадземный способ прокладки в соответствии с требованиями СНиП II-89.

Транзитнуюпрокладку распределительных газопроводов через территории предприятий,организаций и т.п. (при отсутствии возможности иной прокладки) можнопредусматривать для газопроводов давлением до 0,6 МПа при условии обеспеченияпостоянного доступа на эти территории представителей предприятия,эксплуатирующего данный газопровод.

4.8 Проектирование вводовгазопроводов в здания рекомендуется вести с учетом обеспечения свободногоперемещения газопровода в случаях деформаций зданий и (или) газопровода за счеткомпенсатора (как правило, П-, Г- или Z-образного,сильфонного и т.д.) на наружном газопроводе или размеров и конструкции заделкифутляра в местах прохода через наружные стены здания и фундаменты.

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

ПОДЗЕМНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ

4.9 Минимальныерасстояния по горизонтали от подземных газопроводов до зданий и сооруженийпринимаются в соответствии с требованиями СНиП2.07.01СНиП II-89, приведеннымив приложении В.

Расстояниеот газопровода до наружных стенок колодцев и камер других подземных инженерныхсетей следует принимать не менее 0,3 м (в свету) при условии соблюдениятребований, предъявляемых к прокладке газопроводов в стесненных условиях научастках, где расстояние в свету от газопровода до колодцев и камер другихподземных инженерных сетей менее нормативного расстояния для даннойкоммуникации.

4.10 Допускаетсяукладка двух и более, в том числе стальных и полиэтиленовых газопроводов водной траншее на одном или разных уровнях (ступенями). В этих случаях и такжепри прокладке проектируемого газопровода вдоль действующего газопроводавысокого давления (св. 0,6 МПа до 1,2 МПа) расстояние между газопроводамиследует принимать исходя из условий возможности производствастроительно-монтажных и ремонтных работ для стальных газопроводов диаметром до300 мм не менее 0,4 м, диаметром более 300 мм - не менее 0,5 м и не менее 0,1 мдля полиэтиленовых газопроводов. При параллельной прокладке газопроводоврасстояние между ними следует принимать как для газопровода большего диаметра.

Приразнице в глубине заложений смежных газопроводов свыше 0,4 м указанныерасстояния следует увеличивать с учетом крутизны откосов траншей, но приниматьне менее разницы заложения газопроводов.

4.11 При прокладке газопроводанеосушенного газа следует предусматривать установку конденсатосборников.

Прокладкагазопроводов, транспортирующих неосушенный газ, должна предусматриваться нижезоны сезонного промерзания грунта с уклоном к конденсатосборникам не менее 2 ‰.

Вводыгазопроводов неосушенного газа в здания и сооружения должны предусматриваться суклоном в сторону распределительного газопровода. Если по условиям рельефаместности не может быть создан необходимый уклон к распределительномугазопроводу, допускается предусматривать прокладку газопровода с изломом впрофиле с установкой конденсатосборника в низшей точке.

4.12 При прокладкегазопроводов паровой фазы СУГ следует, как правило, дополнительно учитыватьположения раздела 8.

4.13 Газопроводы,прокладываемые в футлярах, должны иметь минимальное количество стыковыхсоединений.

4.14 В местах пересечениягазопроводов с дренажными трубами на последних предусматривают герметизациюотверстий и стыков на расстоянии по 2 м в обе стороны (в свету).

4.15 Глубинупрокладки подземного газопровода следует принимать в соответствии стребованиямиСНиП42-01.

Припрокладке газопроводов на пахотных и орошаемых землях глубину заложениярекомендуется принимать не менее 1,0 м до верха газопровода.

Наоползневых и подверженных эрозии участках прокладка газопроводовпредусматривается на глубину не менее 0,5 м ниже:

-для оползневых участков - зеркала скольжения;

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

4.16 При прокладкегазопроводов в скальных, гравийно-галечниковых, щебенистых и других грунтах свключениями вышеуказанных грунтов (свыше 15 %) по всей ширине траншеипредусматривают устройство основания под газопровод толщиной не менее 10 см изнепучинистых, непросадочных, ненабухающих глинистых грунтов или песков (кромепылеватых) и засыпку таким же грунтом на высоту не менее 20 см над верхнейобразующей трубы.

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

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

Выборспособа защиты определяется в каждом конкретном случае исходя изинженерно-геологических, топографических и гидрогеологических условийместности.

4.19 При наличии вблизи охранной зонытрассы газопровода растущих оврагов и провалов, карстов и т.п., которые могутповлиять на безопасную эксплуатацию газопроводов, рекомендуется предусматриватьмероприятия по предотвращению их развития.

4.20 Для определения местонахождениягазопровода на углах поворота трассы, местах изменения диаметра, установкиарматуры и сооружений, принадлежащих газопроводу, а также на прямолинейныхучастках трассы (через 200 - 500 м) устанавливаются опознавательные знаки.

Наопознавательный знак наносятся данные о диаметре, давлении, глубине заложениягазопровода, материале труб, расстоянии до газопровода, сооружения илихарактерной точки и другие сведения.

Опознавательныезнаки устанавливаются на железобетонные столбики или металлические реперывысотой не менее 1,5 м или другие постоянные ориентиры.

Вместах перехода газопроводов через судоходные и лесосплавные водные преграды наобоих берегах предусматривается установка сигнальных знаков в соответствии стребованиями Устава внутреннего водного транспорта. На границе подводногоперехода предусматривается установка постоянных реперов: при ширине преградыпри меженном горизонте до 75 м - на одном берегу, при большей ширине - на обоихберегах.

ПЕРЕСЕЧЕНИЯ ГАЗОПРОВОДАМИЕСТЕСТВЕННЫХ И ИСКУССТВЕННЫХ ПРЕГРАД

4.21 Переходы газопроводов черезводные преграды предусматривают на основании данных гидрологических,инженерно-геологических и топографических изысканий с учетом условийэксплуатации существующих и строительства проектируемых мостов,гидротехнических сооружений, перспективных работ в заданном районе и экологииводоема.

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

4.23 Створы подводных переходов черезреки выбираются на прямолинейных устойчивых плесовых участках с пологиминеразмываемыми берегами русла при минимальной ширине заливаемой поймы. Створподводного перехода следует предусматривать, как правило, перпендикулярнымдинамической оси потока, избегая участков, сложенных скальными грунтами.Устройство переходов на перекатах, как правило, не допускается.

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

4.25 При ширине водных преград примеженном горизонте 75 м и более подводные переходы следует предусматривать, какправило, в две нитки.

Втораянитка не предусматривается при прокладке:

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

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

-методом наклонно-направленного бурения или другом обосновании принятогорешения.

Диаметркаждой нитки газопровода должен подбираться из условия обеспечения пропускнойспособности трубы по 0,75 расчетного расхода газа.

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

4.27 При пересечении водных преградрасстояние между нитками подводных газопроводов назначается исходя изинженерно-геологических и гидрологических изысканий, а также условийпроизводства работ по устройству подводных траншей, возможности укладки в нихгазопроводов и сохранности газопровода при аварии на параллельно проложенном,но не менее расстояний, указанных в данном разделе.

Напойменных участках переходов на несудоходных реках с руслом и берегами, неподверженными размыву, а также при пересечении водных преград в пределахпоселений разрешается предусматривать укладку ниток газопроводов в однутраншею.

Расстояниемежду газопроводами рекомендуется принимать не менее 30 м или не менееуказанных в 4.10данного СП при укладкев одну траншею.

4.28 Прокладка газопроводов наподводных переходах предусматривается с заглублением в дно пересекаемых водныхпреград. Величина заглубления 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.).

Наподводных переходах через несудоходные и несплавные водные преграды, а также вскальных грунтах разрешается уменьшение глубины укладки газопроводов, но верхгазопровода (балласта, футеровки) во всех случаях должен быть не ниже отметкивозможного размыва дна водоема на расчетный срок эксплуатации газопровода.

4.29 При проектировании подводныхпереходов и газопроводов, прокладываемых в водонасыщенных грунтах, производитсярасчет устойчивости положения (против всплытия) и необходимости балластировкигазопровода в соответствии с разделом «Расчет газопроводов на прочность иустойчивость» (СП42-102 и СП42-103).

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

Установкапригрузов на газопроводах, прокладываемых на сезонно подтопляемых участках, нетребуется, если грунт засыпки траншеи обеспечивает проектное положениегазопровода при воздействии на него выталкивающей силы воды.

Приналичии напорных вод глубина траншеи под газопровод назначается с учетомнедопущения разрушения дна траншеи напорными водами.

Припроектировании газопровода на участках, сложенных грунтами, которые могутперейти в жидкопластичное состояние, при определении выталкивающей силы следуетвместо объемного веса воды принимать объемный вес разжиженного грунта по данныминженерно-геологических изысканий.

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

4.31 На обоих берегах судоходных илесосплавных водных преград следует предусматривать опознавательные знакиустановленных образцов. На границе подводного перехода необходимопредусматривать установку постоянных реперов: при ширине преграды при меженномгоризонте до 75 м - на одном берегу, при большей ширине - на обоих берегах.

4.32 Выбор способа прокладкигазопровода через болота основан на обеспечении надежности и безопасности,удобства обслуживания и экономических соображениях. Тип болот определяется всоответствии со СНиПIII-42.

Вболотах I типа (целиком заполненныхторфом, допускающих работу и неоднократное передвижение болотной техники, судельным давлением 0,02 - 0,03 МПа или работу обычной техники с помощью щитов,сланей или дорог, обеспечивающих снижение удельного давления на поверхностьзалежи до 0,02 МПа), а также в болотах II типа (допускающих работу и передвижение строительной техникитолько по щитам, сланям или дорогам, обеспечивающим снижение удельного давленияна поверхность залежи до 0,01 МПа) можно применять любые способы прокладкигазопровода (подземную, наземную или надземную).

Вболотах III типа (заполненных растекающимсяторфом и водой с плавающей торфяной коркой, допускающих работу толькоспециальной техники на понтонах или обычной техники с плавучих средств)наиболее целесообразна надземная прокладка. Допускается подземная прокладка приусловии заглубления газопровода на минеральный грунт и устройства балластировки,как для болот I - II типов.

Наземнуюпрокладку рекомендуется предусматривать в следующих случаях:

-болота не примыкают к затопляемым поймам рек;

-продольный и поперечный уклон болот не превышает 10 %;

-болота не подлежат осушению;

-существует возможность укладки газопровода в горизонтальных и вертикальныхплоскостях естественным изгибом.

Приназемной прокладке обваловку газопровода следует выполнять торфом с откосами неменее 1:1,25 и устройством под газопроводом двухслойной хворостяной выстилки,уплотненной слоем торфа. Поверх торфяной присыпки допускается устраиватьобвалование минеральным грунтом.

Приподземной прокладке рекомендуется руководствоваться следующими положениями:

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

-газопровод прокладывается в горизонтальной и вертикальной плоскостях с помощьюестественного изгиба;

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

4.33 Пересечения газопроводамижелезнодорожных и трамвайных путей и автомобильных дорог I - IIIкатегорийследует предусматривать под углом 90°. В стесненных условиях в обоснованныхслучаях разрешается уменьшать угол пересечения до 60°.

4.34 Пересечениягазопроводом железных и автомобильных дорог, трамвайных путей предусматриваютподземно (под земляным полотном) или надземно (на опорах или эстакадах). Приэтом необходимо учитывать перспективу развития дороги, оговоренную втехнических условиях предприятия, в ведении которого находится пересекаемаядорога.

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

4.36 При подземном пересечениигазопроводами железных дорог на участках насыпей высотой более 6 м, а также накосогорных участках (с уклоном более 200 ‰) в проекте предусматриваютдополнительные мероприятия по обеспечению устойчивости земляного полотна.

4.37 Габариты приближения надземныхпереходов газопроводов через железные дороги общей сети, а также внутренниеподъездные пути предприятий принимаются в соответствии с ГОСТ9238 с учетом сохранения целостности земляного полотна при производстверабот.

РАЗМЕЩЕНИЕ ОТКЛЮЧАЮЩИХУСТРОЙСТВ НА ГАЗОПРОВОДАХ

4.38 Отключающие устройства нанаружных газопроводах размещаются:

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

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

Полиэтиленовыекраны устанавливаются подземно, с выводом узла управления под ковер или вколодцах.

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

Приустановке в колодце стальной фланцевой арматуры на газопроводах допускается предусматриватьвместо компенсирующего устройства косую фланцевую вставку.

Принадземной установке арматуры и арматуры, изготовленной для неразъемногоприсоединения к газопроводу, компенсирующее устройство и косую вставку можно непредусматривать.

4.40 Отключающие устройства наответвлениях от распределительных газопроводов следует предусматривать, какправило, вне территории потребителя на расстояниях не более 100 м отраспределительного газопровода и не ближе чем на 2 м от линии застройки илиограждения территории потребителя.

4.41 Размещение отключающих устройствпредусматривают в доступном для обслуживания месте.

Отключающиеустройства, устанавливаемые на параллельных газопроводах, рекомендуется смещатьотносительно друг друга на расстояние, обеспечивающее удобство монтажа,обслуживания и демонтажа.

Дляотключающих устройств (их управляющих органов), устанавливаемых на высоте более2,2 м, в проекте предусматриваются решения, обеспечивающие удобство ихобслуживания (лестницы, площадки из негорючих материалов и т.д.).

4.42 При надземной установке запорнойарматуры с электроприводом рекомендуется предусматривать навес для защиты ее отатмосферных осадков.

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

Размещениеотключающих устройств следует предусматривать, как правило, на расстоянии всвету не менее 15 м от устоев моста.

4.44 На вводах и выходах газопроводовиз здания ГРП установку отключающих устройств рекомендуется предусматривать нарасстоянии не менее 5 м и не более 100 м от ГРП.

Отключающиеустройства перед встроенными, пристроенными и шкафными ГРП допускается предусматриватьна наружных надземных газопроводах на расстоянии менее 5 м от ГРП в удобном дляобслуживания месте.

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

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

4.47 В случаях необходимостиразмещения отключающих устройств на подтопляемых участках при небольшойпродолжительности подтопления (до 20 дней) и незначительной глубине этогоподтопления (до 0,5 м) высота их установки принимается на 0,5 м вышепрогнозируемой отметки подтопления за счет устройства специальных площадок,насыпей и т.д. В этих случаях необходимо предусматривать мероприятия по обеспечениюдоступа обслуживающего персонала к отключающим устройствам во время подъемаводы (отсыпка грунтовых подходов, плавсредства и т.д.).

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

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

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

СООРУЖЕНИЯ НА ГАЗОПРОВОДАХ

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

Длязащиты конструкций колодцев от возможного проникновения поверхностных илигрунтовых вод необходимо предусматривать устройство гидроизоляции.

Сцелью обеспечения возможности спуска обслуживающего персонала в колодцепредусматриваются металлические стремянки или скобы.

Вместах прохода газопровода через стенки колодцев следует предусматриватьфутляры, выходящие не менее чем на 2 см за стенки. Диаметр футляра принимаетсяисходя из условий обеспечения выполнения строительно-монтажных работ, в томчисле его герметизация, и с учетом возможных смещений газопровода.

4.50 Для защиты от механическихповреждений контрольных трубок, контактных выводов контрольно-измерительныхпунктов, водоотводящих трубок конденсатосборников, гидрозатворов и арматурыследует предусматривать коверы, которые устанавливают на бетонныежелезобетонные подушки, располагаемые на основании, обеспечивающем ихустойчивость.

4.51 При прокладке газопровода подпроезжей частью дороги с усовершенствованным дорожным покрытием отметки крышекколодца и ковера должны соответствовать отметке дорожного покрытия, в местахотсутствия проезда транспорта и прохода людей - быть не менее чем на 0,5 м вышеуровня земли.

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

Диаметрконтрольной трубки должен быть не менее 32 мм.

Привыведении контрольной трубки выше уровня земли ее конец должен быть изогнут на180°.

Вариантыустановки контрольных трубок приведены на рисунке 1.

http://www.ohranatruda.ru/ot_biblio/normativ/data_normativ/40/40511/x032.jpg

а - над поверхностью земли; б - под ковер

Рисунок 1 - Установкаконтрольных трубок

4.52 Для отбора проб из футляровпредусматривают вытяжную свечу, изготовленную из стальных труб, с установкой нафундамент или иную опору.

Вариантустановки вытяжной свечи приведен на рисунке 2.

4.53 Футляры для газопроводов следуетпредусматривать для защиты газопровода от внешних нагрузок, от повреждений вместах пересечения с подземными сооружениями и коммуникациями, а также длявозможности ремонта и замены, обнаружения и отвода газа в случае утечки.Соединения составных частей футляра должны обеспечивать его герметичность ипрямолинейность.

Футлярыизготавливаются из материалов, отвечающих условиям прочности, долговечности инадежности (сталь, асбестоцемент, полиэтилен и т.д.). При этом в местахпересечения газопровода с каналами тепловых сетей, а также на переходах черезжелезные дороги общей сети рекомендуется предусматривать металлические футляры.

http://www.ohranatruda.ru/ot_biblio/normativ/data_normativ/40/40511/x034.gif

1 -оголовник; 2 - вытяжнаятруба, 3 - отводнаятруба; 4 - фундамент

Рисунок 2 - Вытяжная свеча

Длягазопровода, прокладываемого внутри футляра, можно предусматривать опоры (длястальных газопроводов - диэлектрические), которые должны обеспечиватьсохранность газопровода и его изоляции при протаскивании плети в футляре. Шагопор должен определяться расчетом в соответствии с разделом «Расчетгазопроводов на прочность и устойчивость» (СП42-102СП42-103).

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

Опорымогут быть скользящими, катковыми (роликовыми).

Катковыеопоры рекомендуется применять при прокладке плети газопровода в футлярах длинойболее 60 м.

Вариантконструкции опор приведен на рисунке 3.

Диаметрфутляра выбирается исходя из условий производства строительно-монтажных работ,а также возможных перемещений под нагрузкой и при прокладке его в особыхусловиях.

Концыфутляра должны иметь уплотнение (манжету) (рисунок 4) из диэлектрического водонепроницаемого эластичногоматериала (пенополимерные материалы, пенополиуретан, битум, термоусадочныепленки, просмоленная пакля или прядь и т.д.).

http://www.ohranatruda.ru/ot_biblio/normativ/data_normativ/40/40511/x036.gif

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

Рисунок 3 - Прокладка газопровода в футляре

http://www.ohranatruda.ru/ot_biblio/normativ/data_normativ/40/40511/x038.gif

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

Рисунок 4 - Эластичноеуплотнение на конце футляра

Конструкцияуплотнений должна обеспечивать устойчивость от воздействия грунта ипроникновения грунтовых вод, а также свободные перемещения газопровода в футляреот изменения давления и температуры без нарушения целостности.

Применениепенополиуретана (типа «Макрофлекс», «Пенофлекс») рекомендуется дляполиэтиленовых газопроводов.

4.54 На участках с высоким уровнемгрунтовых вод (пойменных, заболоченных), а также участках подводных переходовтрассы следует предусматривать пригрузы для балластировки (предотвращениявсплытия) газопроводов.

Нарусловых и морских участках подводных переходов рекомендуется применениекольцевых (чугунных, железобетонных и т.п.) пригрузов или сплошного покрытия(монолитное, армированное бетонное и т.п.), на пойменных, заболоченныхучастках, а также участках с высоким уровнем грунтовых вод - седловых, поясных,шарнирных, контейнерных пригрузов (чугунных, железобетонных, из нетканых синтетическихматериалов и т.п.), а также анкерных устройств.

Дляпредохранения изоляции стального газопровода или поверхности трубыполиэтиленового газопровода от повреждения под чугунными, железобетонными ит.п. пригрузами рекомендуется предусматривать защитное покрытие (футеровкадеревянными рейками, резиновые, бризольные, гидроизольные и т.п. коврики ит.д.).

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

4.56 Установку конденсатосборникарекомендуется предусматривать в характерных низших точках трассы, ниже зонысезонного промерзания грунта с уклоном трассы газопровода к конденсатосборникамне менее 3 ‰.

Необходимостьустановки конденсатосборников должна оговариваться в технических условиях напроектирование газораспределительных систем.

Диаметрконденсатосборника, мм, рекомендуется определять по формуле (17)

http://www.ohranatruda.ru/ot_biblio/normativ/data_normativ/40/40511/x040.gif                                                          (17)

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

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

Установкасальниковых компенсаторов на газопроводах не допускается.

Припроектировании и строительстве газопроводов следует использовать естественнуюсамокомпенсацию труб за счет изменения направления трассы как в вертикальном,так и в горизонтальном направлении и установки в обоснованных случаяхнеподвижных опор.

ЗАЩИТА ГАЗОПРОВОДА ОТМЕХАНИЧЕСКИХ ПОВРЕЖДЕНИЙ

4.58 Конструкцию защиты газопроводаот механических повреждений в зависимости от грунтовых условий, сезонастроительства, особенностей местности (наличия карьеров, обеспеченноститранспортной сетью и т.п.) указывают в проекте.

4.59 На участках трассы, гдегазопровод прокладывают в скальных, полускальных и мерзлых грунтах, дно траншеиследует выравнивать, устраивая подсыпку из песчаного или глинистого грунтатолщиной не менее 10 см над выступающими частями основания.

4.60 В качестве подстилающего слоявместо сплошной подсыпки из указанных грунтов могут применяться различныеэластичные изделия (например, резино-тканевые маты), рулонные материалы типа«скальный лист» или полотнища из геотекстильных материалов, сложенные внесколько слоев.

Вэтих случаях в рабочих чертежах должны быть указаны основные параметрыподстилающих устройств, в частности их размеры.

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

4.62 Грунт, используемый для созданияпостели и присыпки, не должен содержать мерзлые комья, щебень, гравий и другиевключения размером более 50 мм в поперечнике.

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

Возможнотакже для этих целей применять местный грунт (в частности, из отвала), еслипредварительно его просеять или подвергнуть сортировке с помощью грохота.

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

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

4.66 Вместо присыпки из песчаного илиглинистого грунтов в качестве средств механической защиты могут бытьиспользованы рулонные материалы, обладающие высокими прочностными и защитнымисвойствами, в частности, эластичностью и долговечностью.

Прииспользовании таких материалов пазухи между газопроводом и стенками траншеизаполняются (с послойным уплотнением) грунтом, не содержащим крупных обломочныхвключений.

4.67 Защитагазопровода от повреждений в местах установки штучных балластирующих пригрузовили силовых поясов анкерных устройств должна производиться в соответствии стребованиями технических условий на применение указанных изделий.

4.68 Защитуизоляционного покрытия газопровода от механических повреждений можно такжепроизводить с применением пенополимерных материалов (ППМ), срок службы которыхсоответствует сроку службы газопровода.

Толщинаслоя пенополимерного материала на дне траншеи при нанесении должна составлять200 - 250 мм. После укладки на него газопровода ППМ уплотняется, и за счетэтого толщина слоя уменьшается до 100 - 150 мм.

Приформировании защитного слоя над уложенным газопроводом его толщина должнанаходиться в пределах 300 - 400 мм; под действием веса грунта засыпки этавеличина уменьшается до 200 - 250 мм.

5 ГАЗОРЕГУЛЯТОРНЫЕ ПУНКТЫИ ГАЗОРЕГУЛЯТОРНЫЕ УСТАНОВКИ

5.1 Для снижения давления газа иподдержания его на заданном уровне в системах газоснабжения должныпредусматриваться газорегуляторные пункты (ГРП, ГРПБ, ШРП) или газорегуляторныеустановки (ГРУ).

5.2 По давлению газа ГРП, ГРПБподразделяются на:

- свходным давлением до 0,6 МПа;

- свходным давлением св. 0,6 МПа до 1,2 МПа.

5.3 По давлению газа ШРПподразделяются на:

- свходным давлением газа до 0,3 МПа;

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

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

РАЗМЕЩЕНИЕ ГРП, ГРПБ, ШРПИ ГРУ

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

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

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

5.7 Вентиляция помещений ГРУ должнасоответствовать требованиям основного производства.

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

ШРПс входным давлением газа до 0,6 МПа допускается устанавливать на наружныхстенах газифицируемых производственных зданий не ниже III степени огнестойкости класса С0, зданий котельных, общественных ибытовых зданий производственного назначения, а также на наружных стенахдействующих ГРП.

5.9 ГРУ размещают в свободных длядоступа обслуживающего персонала местах с естественным и/или искусственнымосвещением. Основной проход между выступающими ограждениями и ГРУ должен бытьне менее 1 м.

Напромышленных предприятиях при наличии в них собственных газовых службдопускается подача газа одинакового давления от ГРУ, расположенного в одномздании, к другим отдельно стоящим зданиям.

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

5.10 Оборудование, размещаемое впомещениях ГРП, должно быть доступно для ремонта и обслуживания, ширинаосновных проходов между оборудованием и другими предметами должна быть не менее0,8 м, а между параллельными рядами оборудования - не менее 0,4 м.

5.11 В помещениях категории А полыдолжны быть безыскровыми, конструкции окон и дверей должны исключатьобразование искр.

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

Вспомогательныепомещения оборудуются самостоятельным выходом наружу из здания, не связанным стехнологическим помещением.

ДвериГРП и ГРПБ предусматривают противопожарными и открывающимися наружу.

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

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

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

5.13 Необходимость отопленияпомещений ГРП, ГРПБ и вид теплоносителя определяются в соответствии стребованиями СНиП2.04.05 с учетом климатического исполнения и категорий применяемых изделийи оборудования по ГОСТ15150.

Приустройстве местного отопления ГРП и ГРПБ от газовых водонагревателей узелредуцирования на отопительную установку размещается в основном технологическомпомещении.

5.14 При размещении в ГРП смежных срегуляторным залом помещений, где размещаются отопительные приборы, приборы КИПи др., отверстия для прохода коммуникаций из зала в смежные помещения припрокладке в них труб должны иметь уплотнения, исключающие возможностьпроникновения газовоздушной смеси из технологического помещения.

ОБОРУДОВАНИЕ ГРП, 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 выбираетсясогласно требованиям раздела 7«Запорная арматура» настоящего СП.

5.17 В качестве регулирующих устройствмогут применяться:

-регуляторы давления газа с односедельным клапаном;

-клапаны регулирующие двухседельные;

-поворотные заслонки с электронным регулятором и исполнительным механизмом.

5.18 Для прекращения подачи газа кпотребителям при недопустимом повышении или понижении давления газа зарегулирующим устройством применяются ПЗК различных конструкций (рычажные,пружинные, с соляноидным приводом и др.), отвечающие приведенным нижетребованиям:

-ПЗК рассчитывают на входное рабочее давление, МПа, по ряду: 0,05; 0,3; 0,6;1,2; 1,6 с диапазоном срабатывания при повышении давления, МПа, от 0,002 до0,75, а также с диапазоном срабатывания при понижении давления, МПа, от 0,0003до 0,03;

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

-герметичность запорного органа ПЗК должна соответствовать классу «А» по ГОСТ9544;

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

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

5.20 Пружинные ПСК должны бытьснабжены устройством для их принудительного открытия. ШРП пропускнойспособностью до 100 м3/ч, оснащенные регулятором с двухступенчатымрегулированием, допускается не оснащать ПСК.

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

5.22 ПСК должны быть рассчитаны навходное рабочее давление, МПа, по ряду: от 0,001 до 1,6 с диапазономсрабатывания, МПа, от 0,001 до 1,6.

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

5.24 Для ШРП пропускной способностьюдо 400 м3/ч допускается предусматривать вывод сбросного газопроводаот ПСК за заднюю стенку шкафа.

5.25 При наличии телефонной связиустановку телефонного аппарата предусматривают вне помещения регуляторов или снаружиздания в специальном ящике.

Допускаетсяустановка телефонного аппарата во взрывозащищенном исполнении непосредственно впомещении регуляторов.

5.26 Для очистки газа от механическихпримесей и пыли применяют фильтры заводского изготовления, в паспортах которыхдолжны указываться их пропускная способность при различных входных рабочихдавлениях и потери давления в фильтрах.

5.27 Фильтрующие материалы должныобеспечивать требуемую очистку газа, не образовывать с ним химическихсоединений и не разрушаться от постоянного воздействия газа.

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

5.29 Газовое оборудование вгазорегулирующих блоках ГРП, ГРПБ и ГРУ располагают в следующейпоследовательности:

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

-фильтр или группа фильтров с байпасами или без них;

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

-предохранительный запорный клапан (ПЗК);

-регулятор давления газа;

-предохранительный сбросной клапан (ПСК) после регулятора.

5.30 При устройстве байпасагазорегуляторного блока ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ предусматривается установкапоследовательно двух отключающих устройств с установкой манометра между ними.

Диаметрбайпаса должен быть не менее диаметра седла клапана регулятора давления газа.

ВШРП вместо байпаса рекомендуется устройство второй нитки редуцирования.

Приотсутствии в ШРП расходомера установка регистрирующих приборов для измерениявходного и выходного давления и температуры газа не обязательна.

ГазопроводыГРП, ГРПБ, ШРП, ГРУ следует окрашивать в цвет согласно ГОСТ14202.

ВГРП, ГРПБ и ГРУ предусматривают продувочные газопроводы:

-на входном газопроводе - после первого отключающего устройства;

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

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

Условныйдиаметр таких газопроводов должен быть не менее 20 мм.

Условныйдиаметр сбросного газопровода, отводящего газ от ПСК, должен быть равенусловному диаметру выходного патрубка клапана, но не менее 20 мм.

Продувочныеи сбросные газопроводы должны иметь минимальное число поворотов. На концахпродувочных и сбросных газопроводов предусматривают устройства, исключающиепопадание атмосферных осадков в эти газопроводы.

ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ ГРП,ГРПБ, ШРП И ГРУ

5.31 При выборе оборудования ГРП,ГРПБ, ШРП и ГРУ необходимо учитывать:

-рабочее давление газа в газопроводе, к которому подключается объект;

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

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

-температурные условия эксплуатации оборудования и приборов КИП ГРП и ГРУ.

ВЫБОР РЕГУЛЯТОРА ДАВЛЕНИЯ

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

5.33 При определении пропускнойспособности регулятора необходимо определить располагаемое давление газа передним и после него с учетом потерь давления и дополнительных потерь давления варматуре, фильтре, расходомере и ПЗК, установленных до регулятора давления.

5.34 Пропускная способностьрегуляторов с односедельным клапаном определяется согласно паспортным данным, апри их отсутствии может быть определена по формуле (18)

http://www.ohranatruda.ru/ot_biblio/normativ/data_normativ/40/40511/x042.gif                                                   (18)

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

f - площадь седла клапана, см2;

L - коэффициент расхода;

Р1 - абсолютное входное давление газа, равно сумме Pизб и Ратм, где Ризб- рабочее избыточное давление, МПа, Ратм = 0,1033 МПа;

 - коэффициент,зависящий от отношения Р2 к Р1 где Р2 - абсолютное выходное давление послерегулятора, равно сумме Р2 раб и Ратм, МПа, определяется по рисунку 5;

0 - плотностьгаза, кг/м3, при t = 0 °С и Ратм= 0,1033 МПа.

http://www.ohranatruda.ru/ot_biblio/normativ/data_normativ/40/40511/x044.jpg

К - показатель адиабаты газа придавлении 750 мм вод. ст. и температуре 0 °С, Ср - теплоемкость при постоянномдавлении, ккал/(м3 °С), C - теплоемкость при постоянномобъеме, ккал/(м3  °С)

Рисунок 5 - Графикопределения коэффициента  в зависимостиот Р2/Р1 при К = Cp/C = 1,32

Еслив паспортных данных регулятора приведена величина расхода газа при максимальномдавлении с соответствующей плотностью, то при других значениях Р - входного давления и 0 - плотностипропускная способность регулятора может быть определена по формуле (19)

http://www.ohranatruda.ru/ot_biblio/normativ/data_normativ/40/40511/x046.gif                                                            (19)

где Q2 - расход газа, м3/ч,при t°C, и Pбар = 0,1033 МПа со значениями Р11, 11 и 01, отличными отприведенных в паспорте на регулятор;

Q1 - расход газа при Р1 , 1, 0 согласнопаспортным данным;

Р1 - входное абсолютное давление, Па;

1 - коэффициентпо отношению Р2/Р1;

0 - плотностьгаза, кг/м3, при t = 0 °С и Ратм= 0,1033 МПа;

Р11, 11, и 01 - принятыеданные при использовании других параметров газа.

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

http://www.ohranatruda.ru/ot_biblio/normativ/data_normativ/40/40511/x048.gif                                                     (20)

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

В - коэффициент, учитывающий расширение среды и зависящий от отношенияР2/Р1;

Р1 и Р2- входные и выходные давления,МПа;

Ку - коэффициент пропускной способности;

Р - перепаддавления на клапанах, Р = Р1Р2, МПа;

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

0 - плотностьгаза при t;

t1 - температура газа.

http://www.ohranatruda.ru/ot_biblio/normativ/data_normativ/40/40511/x050.jpg

Рисунок 6 - Зависимостькоэффициента В от Р2/Р1.

ВЫБОР ФИЛЬТРА

5.36Пропускнаяспособность фильтра должна определяться исходя из максимального допустимогоперепада давления на его кассете, что должно быть отражено в паспорте нафильтр.

5.37 Фильтры, устанавливаемые в ГРП(ГРУ) для защиты регулирующих и предохранительных устройств от засорениямеханическими примесями, 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)

ВЫБОР ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНОГО ЗАПОРНОГО КЛАПАНА - ПЗК

5.38 Выбор типа ПЗК определяетсяисходя из параметров газа, проходящего через регулятор давления, а именно:максимального давления газа на входе в регулятор; выходного давления газа изрегулятора и подлежащего контролю; диаметра входного патрубка в регулятор.

5.39 Выбранный ПЗК долженобеспечивать герметичное закрытие подачи газа в регулятор в случае повышенияили понижения давления за ним сверх установленных пределов.

ВЫБОР ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНОГО СБРОСНОГО КЛАПАНА - ПСК

5.40 Количество газа, подлежащегосбросу ПСК, следует определять:

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

 0,0005Qd,                                                                 (21)

где Q - количество газа,подлежащее сбросу ПСК в течение часа, м3/ч, при t = 0 °С и Рбар= 0, 10132 МПа;

Qd - расчетная пропускная способность регулятора давления, м3/ч,при t = 0 °С и Рбар = 0,10132 МПа;

-при отсутствии перед регулятором давления ПЗК - по формулам (22) и (23);

-для регуляторов давления с золотниковыми клапанами

 0,01Qd,                                                                  (22)

-для регулирующих заслонок с электронными регуляторами

 0,02Qd.                                                                  (23)

Принеобходимости установки в ГРП (ГРУ) параллельно нескольких регуляторов давленияколичество газа, подлежащего сбросу ПСК, следует определять по формуле (24)

Q1  Qn,                                                                     (24)

где Q1 - необходимоесуммарное количество газа, подлежащее сбросу ПСК в течение часа, м3/ч,при t = 0 °С иРбар = 0,10132 МПа;

п - количество регуляторов, шт.;

Q - количество газа,подлежащее сбросу ПСК в течение часа каждым регулятором, м3/ч, при t = 0 °С и Р6ар = 0,10132 МПа.

5.41 Пропускную способность ПСКследует определять по данным заводов-изготовителей или расчетам.

ПОДБОР ШКАФНЫХ РЕГУЛЯТОРНЫХ ПУНКТОВ - ШРП

5.42 При выборе типа ШРП следуетруководствоваться указанием 5.28 - 5.32, а также учитывать следующие факторы:

-влияние климатической зоны, где будет эксплуатироваться ШРП;

-влияние отрицательных температур наружного воздуха;

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

6 ГАЗОПРОВОДЫ ИГАЗОИСПОЛЬЗУЮЩЕЕ ОБОРУДОВАНИЕ

6.1 Для внутреннихгазопроводов применяются стальные и медные трубы. Прокладка газопроводов изуказанных труб должна предусматриваться согласно требованиям СНиП 42-01 с учетом положенийнастоящего СП и СП42-102.

Вкачестве гибких рукавов рекомендуется применять сильфонные металлорукава,стойкие к воздействию транспортируемого газа при заданных давлении итемпературе.

6.2 Гибкие рукава рекомендуетсяприменять со сроком службы, установленным техническими условиями илистандартами, но не менее 12 лет. Импортные гибкие рукава должны иметьтехническое свидетельство, подтверждающее их пригодность.

6.3 Гибкие рукава, используемые дляприсоединения бытового газоиспользующего оборудования, должны иметь маркировку«газ», внутренний диаметр - не менее 10 мм.

Гибкиерукава для присоединения бытовых приборов и лабораторных горелок КИП, баллоновСУГ не должны иметь стыковых соединений.

Недопускаются скрытая прокладка гибких рукавов, пересечение гибкими рукавамистроительных конструкций, в том числе оконных и дверных проемов.

6.4 При подключенииэлектрифицированного бытового газоиспользующего оборудования в помещениях, неотвечающих требованиям ГОСТР 50571.3 по устройству системы выравнивания потенциалов, на газопроводеследует предусматривать изолирующие вставки (после крана на спуске коборудованию) для исключения протекания через газопровод токов утечки,замыкания на корпус и уравнительных токов. Роль изолирующих вставок могутвыполнять токонепроводящие гибкие рукава.

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

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

6.6 Расстояние отгазопровода до строительных конструкций, технологического оборудования икоммуникаций следует принимать из условия обеспечения возможности его монтажа иих эксплуатации, до кабелей электроснабжения - в соответствии с ПУЭ.

Пересечениегазопроводами вентиляционных решеток, оконных и дверных проемов не допускается.

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

Краяфутляров должны быть на одном уровне с поверхностями пересекаемых конструкцийстен и не менее чем на 50 мм выше поверхности пола.

Диаметрфутляра должен уточняться расчетом, но кольцевой зазор между газопроводом ифутляром должен быть не менее 10 мм, а для газопроводов условным диаметром до32 мм - не менее 5 мм.

6.8 Не допускается прокладыватьгазопроводы в местах, где они могут омываться горячими продуктами сгорания илисоприкасаться с нагретым или расплавленным металлом, а также в местахвозможного разлива или разбрызгивания коррозионно-активных жидкостей.

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

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

6.10 Скрытаяпрокладка газопроводов предусматривается в соответствии со следующимитребованиями:

а)в штрабе стены:

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

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

б)в полах монолитной конструкции:

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

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

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

-отсутствие воздействия на полы в местах прокладки газопровода нагрузок всоответствии с требованиямиСНиП 2.03.13 (оттранспорта, оборудования и т.п.) и агрессивных сред;

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

в)в каналах полов:

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

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

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

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

6.13 На газопроводах производственныхзданий (в том числе котельных), а также общественных и бытовых зданийпроизводственного назначения предусматривают продувочные трубопроводы отнаиболее удаленных от места ввода участков газопровода, а также от отводов ккаждой газоиспользующей установке перед последним по ходу газа отключающимустройством.

Диаметрпродувочного газопровода следует принимать не менее 20 мм.

Расстояниеот концевых участков продувочных трубопроводов до заборных устройств приточнойвентиляции должно быть не менее 3 м по вертикали.

Послеотключающего устройства на продувочном трубопроводе предусматривают штуцер скраном для отбора пробы, если для этого не может быть использован штуцер дляприсоединения запальника.

Допускаетсяобъединение продувочных трубопроводов от газопроводов с одинаковым давлениемгаза, за исключением продувочных трубопроводов для газов, имеющих плотностьбольше плотности воздуха.

Прирасположении здания вне зоны молниезащиты необходимо предусматриватьмолниезащиту продувочных трубопроводов в соответствии с требованиями РД 34.21.122.

6.14 На подводящихгазопроводах к газоиспользующему оборудованию предусматривается установкаотключающих устройств:

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

- коборудованию, у которого отключающее устройство перед горелками предусмотрено вконструкции, - одно.

6.15 Для отопленияпомещений без центрального отопления или, если центральная система необеспечивает эффективного отопления, рекомендуется устанавливать, в том числе вжилых помещениях, отопительное газоиспользующее оборудование радиационного иконвективного действия (камины, калориферы, термоблоки, конвекторы и т.д.).Устанавливаемое оборудование должно быть заводского изготовления с отводомпродуктов сгорания в атмосферу. Газогорелочные устройства данного оборудования должныбыть оснащены автоматикой безопасности по отключению горелок при погасаниипламени и нарушении тяги в дымоходе. Помещения для установки вышеуказанногооборудования должны иметь окно с форточкой (открывающейся фрамугой) иливытяжной вентиляционный канал. Для притока воздуха в помещение с вытяжнымканалом следует предусматривать приточное устройство. Размер вытяжного канала иприточного устройства определяется расчетом.

Приустановке газоиспользующего оборудования конвективного действия в жилыхпомещениях забор воздуха на горение должен осуществляться снаружи помещения иотвод продуктов сгорания также через стену наружу или в дымоход.

6.16 Рекомендации поустройству дымовых и вентиляционных каналов приведены в приложении Г.

ГАЗОИСПОЛЬЗУЮЩЕЕОБОРУДОВАНИЕ ЖИЛЫХ ЗДАНИЙ

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

Впомещении, где устанавливается отопительное газоиспользующее оборудование, вкачестве легкосбрасываемых ограждающих конструкций допускается использованиеоконных проемов, остекление которых должно выполняться из условия: площадьотдельного стекла должна быть не менее 0,8 м2 при толщине стекла 3мм, 1,0 м2 при - 4 мм и 1,5 м2 при - 5 мм.

6.18 Рекомендуетсядля помещений, предназначенных для установки отопительного газоиспользующегооборудования, соблюдать следующие условия:

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

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

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

-выход непосредственно наружу - для помещений цокольных и подвальных этажейодноквартирных и блокированных жилых зданий при установке оборудованиямощностью св. 150 кВт в соответствии с требованиями МДС41-2.

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

6.20 Допускаетсяустановка газовых бытовых плит в летних кухнях или снаружи под навесом. Приустановке плиты под навесом горелки плиты должны защищаться от задуванияветром.

6.21 Допускаетсяперевод на газовое топливо отопительного оборудования заводского изготовления,предназначенного для работы на твердом или жидком топливе. Газогорелочныеустройства, устанавливаемые в оборудовании, должны соответствовать ГОСТ 21204или ГОСТ16569.

6.22 Расстояния отстроительных конструкций помещений до бытовых газовых плит и отопительногогазоиспользующего оборудования следует предусматривать в соответствии спаспортами или инструкциями по монтажу предприятий-изготовителей.

6.23 При отсутствиитребований в паспортах или инструкциях заводов-изготовителей газоиспользующееоборудование устанавливают исходя из условия удобства монтажа, эксплуатации иремонта, при этом рекомендуется предусматривать установку:

газовойплиты:

- устены из несгораемых материалов на расстоянии не менее 6 см от стены (в томчисле боковой стены). Допускается установка плиты у стен из трудносгораемых исгораемых материалов, изолированных несгораемыми материалами (кровельной стальюпо листу асбеста толщиной не менее 3 мм, штукатуркой и т.п.), на расстоянии неменее 7 см от стен. Изоляция стен предусматривается от пола и должна выступатьза габариты плиты на 10 см с каждой стороны и не менее 80 см сверху;

настенногогазоиспользующего оборудования для отопления и горячего водоснабжения:

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

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

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

Оборудованиедля поквартирного отопления следует предусматривать на расстоянии не менее 10см от стены из несгораемых материалов и от стен из трудносгораемых и горючихматериалов.

Допускаетсяустановка данного оборудования у стен из трудносгораемых и сгораемых материаловбез защиты на расстоянии более 25 см от стен.

Приустановке вышеуказанного оборудования на пол с деревянным покрытием последнийдолжен быть изолирован несгораемыми материалами, обеспечивая пределогнестойкости конструкции не менее 0,75 ч. Изоляция пола должна выступать загабариты корпуса оборудования на 10 см.

6.24 Расстояние отвыступающих частей газоиспользующего оборудования в местах прохода должно бытьв свету не менее 1,0 м.

6.25 Газовыегорелки, устанавливаемые в топках отопительных и отопительно-варочных печей,должны быть оснащены автоматикой безопасности по отключению горелок припогасании пламени и нарушении тяги в дымоходе (в соответствии с требованиями ГОСТ16569).

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

Впомещениях с печным газовым отоплением не допускается устройство вытяжнойвентиляции с искусственным побуждением.

Топливникиотопительных печей при переводе на газовое топливо следует футероватьтугоплавким и огнеупорным кирпичом.

ГАЗОИСПОЛЬЗУЮЩЕЕОБОРУДОВАНИЕ ОБЩЕСТВЕННЫХ, АДМИНИСТРАТИВНЫХ И БЫТОВЫХ ЗДАНИЙ

6.26 Не допускаетсяпереводить на газ отопительно-варочные печи в помещениях, расположенных подспальными и групповыми комнатами детских учреждений, обеденными и торговымизалами кафе, столовых и ресторанов, больничными палатами, аудиториями, классамиучебных заведений, фойе, зрительными залами зданий культурно-просветительных изрелищных учреждений и других помещений с массовым пребыванием людей.

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

6.28Газоиспользующее оборудование для предприятий торговли, общественного питания идругих аналогичных потребителей следует оснащать приборами автоматикибезопасности, обеспечивающими отключение основных (рабочих) горелок в случаепрекращения подачи газа, погасания пламени и прекращения подачи воздуха (дляоборудования, оснащенного горелками с принудительной подачей воздуха). Длягорелки или группы горелок, объединенных в блок, имеющих номинальную тепловую мощностьменее 5,6 кВт, установка автоматики безопасности не обязательна.

ГАЗОИСПОЛЬЗУЮЩЕЕОБОРУДОВАНИЕ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ЗДАНИЙ И КОТЕЛЬНЫХ

6.29 Обвязка газовыхгорелок запорной арматурой и средствами автоматики безопасности должна отвечатьтребованиям ГОСТ 21204.

Длягорелок котлов котельных с теплопроизводительностью единичного котлоагрегата120 МВт и более перед каждой горелкой предусматривают два запорных устройства сэлектрическими приводами, а во вновь вводимых в эксплуатацию котельных -установку предохранительно-запорного клапана и запорного устройства сэлектроприводом.

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

6.30Газоиспользующее оборудование по комбинированной выработке электроэнергии итепла размещают в изолируемом помещении с ограждающими конструкциями стенперекрытий не ниже II степени огнестойкости, сминимальными пределами огнестойкости 0,75 ч и пределом распространения огня поконструкциям, равным нулю.

Помещенияустановок по комбинированной выработке электроэнергии и тепла оборудуют:

-шумопоглощающими устройствами;

-постоянно действующей вентиляцией с механическим побуждением, сблокированной савтоматическим запорным органом, установленным непосредственно на вводегазопровода в помещение;

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

Пригазоснабжении установок по комбинированной выработке электроэнергии и теплаобвязку отдельных двигателей предусматривают как для газовых горелок по ГОСТ 21204.

Нагазопроводах предусматривают систему продувочных трубопроводов.

6.31Допускаетсяразмещение производственных газоиспользующих установок, а также газогорелочныхустройств с обвязкой контрольно-измерительными приборами, арматурой, средствамиавтоматики, безопасности и регулирования на отметке ниже уровня пола первогоэтажа помещения (в техническом подполье), если это обусловлено технологическимпроцессом.

Приэтом автоматика безопасности должна прекращать подачу газа в случае прекращенияэнергоснабжения, нарушения вентиляции помещения, понижения или повышениядавления газа сверх допустимого, понижения давления воздуха перед смесительнымигорелками.

Техническоеподполье должно быть оборудовано системой контроля загазованности савтоматическим отключением подачи газа и должно быть открыто сверху.Допускается перекрывать подполье решетчатым настилом для обслуживания установкипри условии полностью автоматизированного газового оборудования.

Приразмещении газоиспользующих установок с обвязкой в техническом подпольерекомендуется выполнить следующие требования:

- втехническом подполье следует предусматривать лестницу с поручнями,изготовленную из несгораемых материалов и устанавливаемую с уклоном не менее45°;

-открытое сверху техническое подполье должно иметь защитное ограждение попериметру (перила), выполняемое по ГОСТ12.4.059;

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

Вентиляциятехнического подполья должна отвечать требованиям основного производства сучетом требований СНиП 2.04.05.

6.32 При переводекотлов на газовое топливо предусматривают устройство предохранительных взрывныхклапанов на котлах и газоходах от них в соответствии с требованиями «Правилустройства и безопасной эксплуатации паровых котлов с давлением пара не более0,07 МПа (0,7 кгс/см2), водогрейных котлов и водонагревателей стемпературой нагрева воды не выше 388 К (115 °С)», утвержденных МинстроемРоссии.

Дляпаровых котлов с давлением пара св. 0,07 МПа и водогрейных котлов стемпературой воды выше 115 °С взрывные клапаны предусматривают в соответствии стребованиями ПБ10-574 «Правил устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейныхкотлов», утвержденных Госгортехнадзором России.

Длявновь устанавливаемых котлов необходимость устройства взрывных клапановопределяется конструкцией котла, а на газоходах - решается проектнойорганизацией.

Необходимостьустановки взрывных клапанов на печах и других газоиспользующих установках (заисключением котлов) и газоходах, места установки взрывных клапанов и их числоопределяются нормами технологического проектирования, а при отсутствииуказанных норм - решаются проектной организацией.

Приневозможности установки взрывных клапанов в местах, безопасных дляобслуживающего персонала, предусматривают защитные устройства на случайсрабатывания клапана.

6.33 При наличии вкотельной нескольких котлов, работающих с топкой под наддувом и подключенных кобщей дымовой трубе, предусматривают контроль разрежения у основания дымовойтрубы с выводом сигнала от датчика на автоматику безопасности всех котлов. Принарушении работы дымовой трубы по разрежению подача газа на горелки всехработающих котлов должна прекращаться автоматически.

6.34 Печи и другие газоиспользующиеустановки оборудуют автоматикой безопасности, обеспечивающей отключение подачигаза при отклонении заданных параметров от нормы.

6.35 Аварийное отключение подачи газав системе автоматики безопасности может быть заменено сигнализацией обизменении контролируемых параметров, если технологический процесс не допускаетперерывов в подаче газа.

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

Наотводах к КИП предусматривают отключающие устройства.

Приустановке КИП на приборном щите допускается использование одного прибора спереключателем для измерения параметров в нескольких точках.

ПрисоединениеКИП и приборов автоматики к газопроводам предусматривают с помощьюметаллических труб, если иного не предусмотрено требованиями паспорта на приборили оборудование.

Придавлении газа до 0,1 МПа допускается предусматривать присоединение КИП спомощью гибких рукавов длиной не более 3 м.

6.37 Для обеспечения стабильного давлениягаза перед газовыми горелками газоиспользующего оборудования и котловпроизводственных зданий и котельных рекомендуется установка на газовых сетяхрегуляторов-стабилизаторов.

Приустановке регуляторов-стабилизаторов наличия перед ними ПЗК, а после них ПСК нетребуется.

6.38 Вентиляция производственныхпомещений и котельных должна соответствовать требованиям строительных норм иправил по размещенному в них производству.

ГОРЕЛКИ ИНФРАКРАСНОГОИЗЛУЧЕНИЯ

6.39 Горелки инфракрасного излучения(ГИИ) должны соответствовать требованиям ГОСТ25696 (ГИИ со светлыми излучателями), ГОСТР 50670 (ГИИ с темными излучателями) и требованиям технических условий наконкретный тип горелок в соответствии с областью их применения.

Прииспользовании систем обогрева с ГИИ помимо положений настоящего документаследует руководствоваться требованиями ГОСТ12.1.005СНиП 2.04.05 и другихнормативных документов.

6.40 ГИИ допускается применять дляобогрева в соответствии с требованиями паспортов и инструкцийзаводов-изготовителей:

-рабочих мест и зон производственных помещений;

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

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

-общественных помещений с временным пребыванием людей:

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

б)помещений общественного питания, кроме ресторанов;

-животноводческих зданий и помещений;

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

- всистемах снеготаяния на открытых и полуоткрытых площадках, на кровлях зданий исооружений.

6.41 Не допускаетсяустанавливать ГИИ в производственных помещениях категорий А, Б, В1 повзрывопожарной и пожарной опасности, в зданиях категорий ниже III степени огнестойкости класса С0, а также в цокольных иподвальных помещениях.

6.42 Отопительныеустановки с ГИИ, предназначенные для отопления помещений без постоянногообслуживающего персонала, предусматривают с автоматикой, обеспечивающейпрекращение подачи газа в случае погасания пламени горелки.

Необходимостьоборудования автоматикой ГИИ, устанавливаемых вне помещений, определяетсяпроектной организацией исходя из конкретных условий размещения и эксплуатациигорелок (технологическое размещение ГИИ, розжиг горелок, установленных навысоте более 2,2 м, наличие обслуживающего персонала и др.).

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

Открытаяэлектропроводка должна находиться на расстоянии не менее 1 м от ГИИ иповерхности облучения.

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

Системыобогрева с ГИИ должны быть сблокированы с системой местной или общеобменнойвентиляции, исключая возможность пуска и работы системы обогрева принеработающей вентиляции.

РАЗМЕЩЕНИЕ СЧЕТЧИКОВ

6.45 Приборы (узлы)учета расхода газа рекомендуется устанавливать:

- вгазифицируемом помещении;

- внежилом помещении газифицируемого жилого здания, имеющем естественнуювентиляцию;

- всмежном с газифицируемым помещением и соединенным с ним открытым проемомпомещении производственного здания и котельной;

- вГРП, ШРП, ГРПБ;

-вне здания.

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

6.47 Установка счетчиковпредусматривается исходя из условий удобства их монтажа, обслуживания иремонта. Высоту установки счетчиков, как правило, следует принимать 1,6 м отуровня пола помещения или земли.

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

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

Расстояниеот мест установки счетчиков до газового оборудования принимают в соответствии стребованиями и рекомендациями предприятий-изготовителей, изложенными впаспортах счетчиков. При отсутствии в паспортах вышеуказанных требованийразмещение счетчиков следует предусматривать, как правило, на расстоянии (порадиусу) не менее:

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

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

6.50 Наружная (внездания) установка счетчика предусматривается под навесом, в шкафах или другихконструкциях, обеспечивающих защиту счетчика от внешних воздействий.Разрешается открытая установка счетчика.

Размещениесчетчика предусматривают:

-на отдельно стоящей опоре на территории потребителя газа;

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

Размещениесчетчиков под проемами в стенах не рекомендуется.

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

7 ЗАПОРНАЯ АРМАТУРА

7.1 При проектировании стальных иполиэтиленовых газопроводов рекомендуется предусматривать типы запорнойарматуры, приведенные в таблице 11.Герметичность запорной арматуры должна соответствоватьГОСТ9544.

Таблица 11

Тип арматуры

Область применения

1. Краны конусные натяжные

Наружные надземные и внутренние газопроводы природного газа и паровой фазы СУГ давлением до 0,005 МПа

2. Краны конусные сальниковые

Наружные и внутренние газопроводы природного газа давлением до 1,2 МПа, паровой и жидкой фазы СУГ давлением до 1,6 МПа

3. Краны шаровые, задвижки, клапаны (вентили)

Наружные и внутренние газопроводы природного газа давлением до 1,2 МПа, паровой и жидкой фазы СУГ давлением до 1,6 МПа

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

7.2 Запорная арматура,устанавливаемая на наружных газопроводах в районах с очень холодным и холоднымклиматом (районы I1, и I2 по ГОСТ16350), должна быть в климатическом исполнении 5 поГОСТ15150 УХЛ1, УХЛ2, ХЛ1, ХЛ2; на внутренних газопроводах в отапливаемыхпомещениях - У1, У2, У3, У5, УХЛ4, УХЛ5, ХЛ.

Запорнаяарматура, устанавливаемая в районах с умеренно холодным климатом (районы I1, и I2 поГОСТ16350) на наружных газопроводах и на внутренних газопроводах внеотапливаемых помещениях должна быть в климатическом исполнении по ГОСТ15150 У1, У2, У3, УХЛ1, УХЛ2, УХЛ3.

7.3 Материал запорной арматуры,устанавливаемой на наружных газопроводах и на внутренних газопроводах внеотапливаемых помещениях, рекомендуется принимать с учетом температурыэксплуатации в зависимости от рабочего давления газа по таблице 12. За температуру эксплуатациипринимается температура, до которой может охлаждаться газопровод притемпературе наружного воздуха наиболее холодной пятидневки обеспеченностью 0,92по 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

СУГ до 1,6, природный газ до 1,2

Без ограничения

Не ниже минус 60

-

Сплавы на основе меди

ГОСТ17711, ГОСТ15527, ГОСТ 613

Сплавы на основе алюминия *

ГОСТ21488, 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 районахстроительства с особыми грунтовыми условиями для подземных газопроводов всехдавлений условным диаметром св. 80 мм рекомендуется предусматривать стальнуюарматуру. Для подземных газопроводов условным диаметром до 80 мм допускаетсяприменение запорной арматуры из ковкого чугуна.

Дляподземных газопроводов давлением до 0,6 МПа, проектируемых для районов сосреднепучинистыми, средненабухающими и I типа просадочности грунтами, допускается применять чугуннуюзапорную арматуру, при этом арматуру из серого чугуна следует устанавливать скомпенсирующим устройством, обеспечивающим вертикальное перемещениегазопровода.

Наподземных газопроводах, прокладываемых в районах с сейсмичностью 8 баллов ивыше, следует применять только стальную запорную арматуру.

Полиэтиленовыекраны на подземных газопроводах применяются вне зависимости от грунтовыхусловий.

7.5 Запорная арматура должна бытьпредназначена для природного (или сжиженного) газа и иметь соответствующуюзапись в паспорте.

Прииспользовании запорной арматуры, предназначенной для жидких и газообразныхнефтепродуктов, попутного нефтяного газа, а также для аммиака, пара и воды,уплотнительные материалы затвора и разъемов корпуса должны быть стойкими ктранспортируемому газу (природному или СУГ).

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

Таблица 13

Рабочее давление газопровода, МПа

Условное давление запорной арматуры, МПа, по ГОСТ 356, не менее

До 0,005

0,1

Св.0,005 до 0,3

0,4

» 0,3 » 0,6

0,6 (1,0 - для арматуры из серого чугуна)

» 0,6 » 1,2

1,6

Для жидкой фазы СУГ св. 0,6 до 1,6

1,6

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

7.7 Запорная арматура в соответствиис ГОСТ 4666должна иметь 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 неокрашиваются, их цвет зависит от цвета полиэтилена, из которого ониизготовлены.

Таблица 14

Материал корпуса

Цвет окраски

Чугун

Черный

Сталь углеродистая

Серый

Сталь коррозионностойкая (нержавеющая)

Голубой

Сталь легированная

Синий

Цветные металлы

Не окрашивается

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.

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

-наименование и адрес завода-изготовителя;

-условное обозначение изделия;

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

-номер и дату выдачи сертификата установленного образца;

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

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

-вид и температуру рабочей среды;

-класс герметичности в соответствии с ГОСТ9544;

-материал основных деталей изделия и уплотнения.

7.10 Условное обозначение запорнойарматуры должно соответствовать приложению Д.

7.11 Электропривод запорной арматурывыполняют во взрывозащищенном исполнении.

7.12 Для уплотнений фланцевых соединенийприменяют прокладки, стойкие к воздействию транспортируемого газа. Материалыдля изготовления прокладок рекомендуется предусматривать по таблице15.

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) поГОСТ 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 Техническиехарактеристики выпускаемой отечественными заводами-изготовителями запорнойарматуры и перечень заводов-изготовителей приведены соответственно вприложениях Е и Ж.

8 РЕЗЕРВУАРНЫЕ ИБАЛЛОННЫЕ УСТАНОВКИ СУГ

8.1 Требования настоящего разделараспространяются на проектирование систем газоснабжения СУГ от резервуарных ибаллонных установок, а также на проектирование испарительных установок иустановок по смешению СУГ с воздухом.

Длярезервуарных установок следует применять стальные резервуары цилиндрическойформы, устанавливаемые подземно или надземно.

Врезервуарах следует предусматривать уклон не менее 2 ‰ в сторону сборникаконденсата, воды и неиспарившихся остатков. При этом сборник конденсата недолжен иметь выступов над нижней образующей резервуара, препятствующих полномусбору и удалению конденсата воды и неиспарившихся остатков.

Длянадземной установки разрешается предусматривать как стационарные, так итранспортабельные (съемные) резервуары, наполняемые СУГ на ГНС.

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

http://www.ohranatruda.ru/ot_biblio/normativ/data_normativ/40/40511/x052.jpg

I - резервуар 5 м3, заполнение 85 %; II - резервуар 5 м3,заполнение 50 %; III - резервуар 5 м3, заполнение 35 % и резервуар2,5 м3, заполнение 50 %; IV - резервуар 2,5 м3,заполнение 85 %; V - резервуар 2,5 м3, заполнение 35 %

Рисунок 7 - Номограмма дляопределения производительности резервуара сжиженного газа вместимостью 2,5 и 5м3 (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); заполнение35 %.

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

Примечание. Для резервуаров большейвместимости 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 т взависимости от числа резервуаров в установке:

Число резервуаров в установке

Значение коэффициента теплового воздействия т

2

3

4

6

8

0,93

0,84

0,74

0,67

0,64

При числе резервуаров больше восьми значение коэффициента т определяется экстраполяцией.

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

Таблица 16

Содержание пропана в сжиженных газах, %

600 л

1000 л

Температура наружного воздуха, °С

-30

-20

-10

0

10

20

-30

-20

-10

0

-

-

-

-

0,7

2,3

-

-

-

10

-

-

-

-

1,4

3,0

-

-

-

20

-

-

-

0,3

2,0

3,7

-

-

-

30

-

-

-

1,1

2,7

4,3

-

-

-

40

-

-

0,2

1,8

3,4

5,0

-

-

0,3

50

-

-

0,9

2,6

4,0

5,6

-

-

1,4

60

-

-

1,7

3,2

4,8

6,3

-

-

2,8

70

-

0,7

2,4

4,0

5,4

7,0

-

2,5

5,3

80

-

1,5

3,3

4,7

6,1

7,6

-

2,5

5,3

90

0,5

2,2

4,0

5,4

6,8

8,2

0,8

3,6

6,4

100

1,2

2,9

4,7

6,1

7,5

9,0

1,9

4,7

7,5

Окончание таблицы 16

Содержание пропана в сжиженных газах, %

1000 л

1600 л

Температура наружного воздуха, °С

0

10

20

-30

-20

-10

0

10

20

0

-

1,1

3,5

-

-

-

-

1,5

4,7

10

-

2,3

4,7

-

-

-

-

3,0

6,4

20

0,5

3,4

5,9

-

-

-

1,0

4,6

8,0

30

1,7

4,6

7,0

-

-

-

2,8

6,3

9,3

40

2,8

5,6

8,2

-

-

0,4

4,3

7,8

11,4

50

4,0

6,8

9,3

-

-

1,9

5,9

9,4

13,2

60

5,0

8,0

10,6

-

-

3,8

7,5

11,1

14,8

70

7,3

10,2

13,0

-

3,5

7,3

10,8

14,3

16,5

80

7,3

10,2

13,0

-

3,5

7,3

10,8

14,3

18,2

90

8,6

11,5

14,2

1,1

5,0

8,9

12,4

15,8

19,8

100

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 Расчетныйчасовой расход сжиженных газов Qhd, кг/ч, при газоснабжении жилых зданий следует определять по формуле(25)

http://www.ohranatruda.ru/ot_biblio/normativ/data_normativ/40/40511/x054.gif                                                              (25)

где п - число жителей, пользующихся газом,чел. При отсутствии данных п принимаетсяпо числу газифицируемых квартир и коэффициенту семейности, принятому по даннымадминистрации газифицируемого района;

Kd - коэффициентсуточной неравномерности потребления газа в течение года (при наличии вквартирах газовых плит Kd = 1,4; при наличииплит и проточных водонагревателей Kd = 2,0);

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

Kd - показательчасового максимума суточного расхода - 0,12;

Qe1 - теплота сгорания газа, кДж/год (ккал/год).

Расчетныйчасовой расход сжиженных газов для общественных, административных ипроизводственных зданий определяется по тепловой мощности газоиспользующегооборудования.

8.6Нагазопроводе паровой фазы, объединяющем подземные резервуары, предусматриваютустановку отключающего устройства между группами резервуаров на высоте не менее0,5 м от земли. Арматуру и КИП резервуарных установок защищают от повреждений иатмосферных воздействий запирающимися кожухами.

8.7 Установку предохранительных сбросныхклапанов (ПСК) предусматривают на каждом резервуаре, а при объединениирезервуаров в группы (по жидкой и паровой фазам) - на одном из резервуаровкаждой группы.

8.8 Пропускную способность ПСКследует определять расчетом в соответствии с ГОСТ12.2.085.

8.9 Испарительные установкипредусматривают в случаях, когда резервуарные установки с естественнымиспарением и резервуарные установки с грунтовыми испарителями не обеспечиваютрасчетную потребность в газе.

Испарительныеустановки необходимо оборудовать КИП, а также регулирующей и предохранительнойарматурой, исключающей выход жидкой фазы из испарительной установки вгазопровод паровой фазы и повышение давления паровой и жидкой фаз вышедопустимого. Испарительные установки, для которых в качестве теплоносителяпредусматривается горячая вода или водяной пар, должны быть оборудованысигнализацией о недопустимом снижении температуры теплоносителя.

Температурапаровой фазы не должна превышать температуру начала полимеризации непредельныхуглеводородов (70 °С) с отложением образовавшихся продуктов на поверхностииспарителя, а жидкой фазы - минус 45 °С.

Вэлементах испарительной установки, включая регулятор давления,запорно-предохранительный клапан и трубопроводы, предусматривают мероприятия попредупреждению образования конденсата и кристаллогидратов.

8.10 Испарительные установкиподразделяются на проточные, обеспечивающие получение паровой фазы постоянногосостава в специальных теплообменных аппаратах (испарителях), и емкостные сиспарением сжиженных газов непосредственно в расходных резервуарах с помощьюспециальных погружных нагревателей (регазификаторов).

Проточныеи емкостные испарительные установки рекомендуется предусматривать с подземнымирезервуарами. Допускается использовать испарительные установки с надземнымирезервуарами при условии нанесения соответствующей тепловой изоляции на ихнаружную поверхность.

Прииспарении СУГ непосредственно в подземных резервуарах с помощью регазификаторовпредусматривают систему автоматической защиты от снижения уровня жидкой фазы врезервуаре ниже минимально допустимой, а также от повышения температуры жидкойфазы в резервуаре по сравнению с температурой окружающего грунта сверхдопустимой величины.

8.11 При использовании виспарительных установках электронагрева электрооборудование должносоответствовать требованиям ПУЭ в части взрывозащищенногоисполнения. При этом система регулирования должна обеспечивать автоматическоевключение электронагревателей после временных перебоев в подаче электроэнергии.

Вэлектрических проточных испарительных установках с промежуточным теплоносителем(антифризом) должна предусматриваться система защиты от повышения температурыантифриза выше допустимого, предотвращения его вскипания и перегоранияэлектронагревателей.

Врайонах особых грунтовых условий, а также в районах с сейсмичностью выше 6баллов соединительную трубопроводную и электрическую обвязку рекомендуетсяустанавливать на крышках горловин подземных резервуаров с соблюдениемсоответствующих требований ПУЭ. Соединения подземныхрезервуаров с подземными распределительными газопроводами и линиямиэлектропередачи в этих районах должны предусматривать компенсацию их взаимных,в том числе противоположно направленных, перемещений.

Прииспользовании в испарительных установках в качестве теплоносителя горячей водыили пара из тепловых сетей следует предусматривать мероприятия (отстойники ит.д.), исключающие возможность попадания СУГ в тепловые сети.

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

Дляиспарителей, размещаемых вне помещений, следует предусматривать тепловуюизоляцию корпуса и других элементов, теплопотери с наружных поверхностей которыхмогут нарушить их нормальный режим эксплуатации.

8.13 Испарительные установки вкомплексе со смесительными установками (установки пропано-воздушной смеси)следует предусматривать в следующих случаях:

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

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

- вкачестве резервного топлива для объектов и установок, требующих бесперебойногогазоснабжения;

- при использовании в системах газоснабжения техническогобутана.

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

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

8.15 Групповыебаллонные установки размещают в запирающихся шкафах из негорючих материалов,при этом шкафы должны устанавливаться на опорах и иметь естественнуювентиляцию.

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

8.17 Прокладку надземных газопроводовот групповых баллонных установок, размещаемых в отапливаемых помещениях, и отподземных резервуарных установок следует (при необходимости) предусматривать степловой изоляцией и обогревом газопроводов. Необходимость обогрева газопроводаопределяется проектной организацией. Тепловую изоляцию следует предусматриватьиз негорючих материалов.

8.18 Уклонгазопроводов следует предусматривать не менее 5 ‰ в сторону конденсатосборниковдля подземных газопроводов. Вместимость конденсатосборников следует приниматьне менее 4 л на 1 м3расчетного часового расхода газа.

9 ГАЗОНАПОЛНИТЕЛЬНЫЕСТАНЦИИ (ПУНКТЫ)

ОБЩИЕПОЛОЖЕНИЯ

9.1 Раздел содержитположения по проектированию и реконструкции газонаполнительных станций (ГНС),газонаполнительных пунктов (ГНП), складов баллонов (СБ). Проектировать станциирегазификации рекомендуется по нормам ГНС.

ОСНОВНЫЕ ЗДАНИЯ ИСООРУЖЕНИЯ

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

а)в производственной зоне:

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

-база хранения с резервуарами для СУГ;

-насосно-компрессорное отделение;

-испарительное отделение;

-наполнительный цех;

-отделение технического освидетельствования баллонов;

-отделение окраски баллонов;

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

-теплообменные установки для подогрева газа;

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

-прирельсовый склад баллонов и другие здания и сооружения, требуемые потехнологии 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 существующим источникамтеплоснабжения);

-трансформаторную подстанцию;

-резервуары для противопожарного запаса воды с насосной станцией;

-водонапорную башню;

-складские и другие помещения;

-очистные сооружения;

-мойку для автомобилей;

- зданиедля технического обслуживания автомобилей;

-пункт технического контроля;

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

9.3 Во вспомогательной илипроизводственной зоне допускается предусматривать:

-воздушную компрессорную;

-железнодорожные и автомобильные весы или заменяющие их весовые устройства.

9.4 В насосно-компрессорном ииспарительном отделениях допускается предусматривать газорегуляторную установкудля собственных нужд.

9.5 Подъезднойжелезнодорожный путь к ГНС, как правило, не должен проходить через территориюдругих предприятий.

Допускаетсяпрохождение подъездного железнодорожного пути к ГНС через территорию не болееодного предприятия (по согласованию с этим предприятием) с примыканиемподъездного пути ГНС к существующей железнодорожной ветке предприятия.

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

ТерриторияГНС и ГНП должна быть ограждена проветриваемой оградой из негорючих материалов.

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

-наполнительное отделение баллонов;

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

-отделение для пустых баллонов;

-административные и бытовые помещения.

9.8 Котельная и испарительноеотделение предусматриваются при отсутствии централизованного теплоснабжения.

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

ПЛАНИРОВКА ТЕРРИТОРИИ

9.10 Планировкатерриторий должна исключать возможность образования мест скопления сжиженныхгазов (застойных зон) и вместе с системой водостоков обеспечивать водоотвод изащиту территории от попадания извне талых и ливневых вод.

9.11 Планировкуплощадок и проектирование подъездных и внутриплощадочных дорог следуетвыполнять в соответствии с требованиями СНиП II-89СНиП 2.05.02СНиП 2.05.07ГОСТР 12.3.048 с учетом рекомендаций настоящего Свода правил.

9.12 Участокжелезной дороги от места примыкания, включая территорию ГНС, следует относить кподъездной дороге V категории; подъездную автодорогуГНС - к IV категории.

9.13 Железнодорожныепути ГНС в местах слива газа должны предусматриваться в виде горизонтальных илис уклоном не круче 2,5 % участков.

Длярасцепки состава необходимо предусматривать дополнительный прямой участок путисо стороны тупика длиной не менее 20 м.

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

Длярезервуаров вместимостью свыше 500 м3 предусматривают дварассосредоточенных выезда: основной и запасной для аварийной эвакуацииавтотранспорта.

Присоединениезапасного выезда к подъездной автодороге предусматривают на расстоянии не менее40 м от основного выезда.

9.15 Автомобильныедороги для противопожарных проездов проектируются на две полосы движения дляГНС.

Автомобильныедороги на территориях предусматривают по IV категории.

Передтерриторией рекомендуется предусматривать площадку для разворота и стоянкиавтомашин исходя из производительности объекта.

9.16 Между колонкамидля наполнения автоцистерн и заправки газобаллонных автомобилей предусматриваютсквозной проезд шириной не менее 6 м.

Наподъездах к колонкам необходимо предусматривать защиту от наезда автомобилей.

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

9.18 Проектирование зданий исооружений должно выполняться в соответствии с требованиями СНиП 2.08.02СНиП 2.09.03СНиП 21-01СНиП 42-01 инастоящих положений.

9.19 Насосно-компрессорное отделениеразмещают в отдельно стоящем здании, в котором, при необходимости, допускаетсяпредусматривать размещение испарительной (теплообменной) установки.

Допускаетсясовмещение в отдельно выделенном помещении насосно-компрессорного отделения снаполнительным отделением (цехом), за исключением ГНС и ГНП.

9.20 В здании наполнительногоотделения (цеха) предусматривают следующие основные помещения:

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

-отделение дегазации баллонов (по назначению объекта);

-погрузочно-разгрузочную площадку для баллонов.

Впомещении насосно-компрессорного и наполнительного отделений предусматриваютпорошковые огнетушители из расчета не менее 100 кг порошка при площади помещениядо 200 м2 включительно и не менее 250 кг при площади помещения до500 м2 включительно.

9.21 Отделениетехнического освидетельствования баллонов и отделение окраски баллонов могутразмещаться в здании наполнительного отделения (цеха) или в отдельном здании,кроме ГНП, СБ.

9.22 Отделениеокраски баллонов предусматривают сблокированным с отделением техническогоосвидетельствования баллонов.

9.23 При реконструкции ГНСрекомендуется предусматривать размещение помещения для окраски баллонов вотдельном здании.

9.24 Для отделения техническогоосвидетельствования баллонов предусматривают погрузочно-разгрузочную площадкудля баллонов, поступающих на техническое освидетельствование.

Размерыплощадки с учетом проходов и свободного проезда транспортных средств определяютсяиз расчета обеспечения размещения баллонов в количестве двойной суточнойпроизводительности наполнительного отделения.

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

Территориюплощадки следует планировать горизонтально с допустимым уклоном не более 2 %.

Дорогивъезда - выезда и территория площадки должны иметь твердое покрытие изнегорючих материалов.

Территорияплощадки, за исключением въездов и выездов, должна иметь ограждение,обозначающее площадь, закрытую для посещения посторонними лицами. Ограждениедолжно быть выполнено из негорючих материалов в виде продуваемых преградвысотой от 0,5 до 0,7 м. Допускается предусматривать ограждение в виде шнура скрасными флажками с фиксацией его посредством металлических штырей.

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

Площадкаимеет две зоны:

-производственную, на которой осуществляется заправка бытовых баллонов;

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

Местарасположения порожних и наполненных баллонов должны обозначатьсясоответствующими табличками.

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

Надпогрузочно-разгрузочной площадкой предусматривают навесы из негорючихматериалов, а по периметру - сплошное решетчатое ограждение (принеобходимости). 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.

Принеобходимости территория площадки может быть оборудована наружным освещением,обеспечивающим требуемую нормативными документами величину минимальной общейосвещенности. Освещение выполняют с применением арматуры, соответствующейуровню взрывозащиты, определяемому по ПУЭ, или устанавливают вневзрывоопасных зон.

Предусматриватьна площадке воздушные линии электропередачи не допускается.

Приразмещении площадки вблизи посадок сельскохозяйственных культур, по которымвозможно распространение пламени, вдоль прилегающих к посадкам границ площадкидолжны предусматриваться наземное покрытие, выполненное из материалов, нераспространяющих пламя по своей поверхности, или вспаханная полоса землишириной не менее 5 м. На расстоянии ближе 20 м от площадки не допускаетсярасположение кустарников и деревьев, выделяющих при цветении хлопья,волокнистые вещества или опушенные семена.

СЛИВНЫЕ УСТРОЙСТВА

9.26Числосливных устройств на железнодорожной эстакаде и сливных колонок определяютисходя из максимального суточного отпуска газа с ГНС с учетом неравномерностипоступления газа в железнодорожных цистернах (коэффициент неравномерностипринимают равным 2,0).

Дляобслуживания сливных устройств необходимо предусматривать эстакады (колонки) изнегорючих материалов с площадками для присоединения сливных устройств кцистернам (колонкам). В конце эстакады следует предусматривать лестницы ширинойне менее 0,7 м, уклоном не более 45°. Лестницы, площадки эстакады должны иметьперила высотой 1 м со сплошной обшивкой понизу высотой не менее 90 мм.

9.27 На газопроводах для слива газаиз железнодорожных цистерн в непосредственной близости от места соединениястационарных газопроводов ГНС со сливными устройствами транспортных средствпредусматривают:

-на газопроводах жидкой фазы - обратный клапан;

-на газопроводах паровой фазы - скоростной клапан;

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

Допускаетсяне предусматривать скоростной клапан при бесшланговом способе слива (налива)газа по металлическим газопроводам специальной конструкции при обеспечениибезопасных условий слива (налива).

9.28 Для слива газа,поступающего на ГНС и ГНП в автоцистернах, следует предусматривать сливныеколонки, обвязка которых должна обеспечивать соединение автоцистерны сгазопроводами паровой и жидкой фаз резервуаров базы хранения череззапорно-предохранительную арматуру аналогично сливным железнодорожнымустройствам.

Колонкидля заправки газобаллонных автомобилей следует оборудоватьзапорно-предохранительной арматурой и устройством для замера расхода газа.

РЕЗЕРВУАРЫ ДЛЯ СУГ

9.29 Обвязкурезервуаров, предназначенных для приема и хранения СУГ, предусматривают сучетом раздельного приема и хранения газа различных марок предусмотренных ГОСТ20448.

9.30 Вместимостьбазы хранения СУТ на ГНС определяют в зависимости от суточнойпроизводительности станции (без пунктов), степени заполнения резервуаров иколичества резервируемых для хранения СУГ на газонаполнительной станции.Количество резервируемого для хранения газа следует определять в зависимости отрасчетного времени работы объекта без поступления газа t, сут, определяемого по формуле (26)

http://www.ohranatruda.ru/ot_biblio/normativ/data_normativ/40/40511/x056.gif                                                              (26)

где L - расстояние отзавода-поставщика сжиженных газов до объекта, км;

V - нормативная суточная скорость доставки грузов МПС повагоннойотправки, км/сут (допускается 330 км/сут);

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

t2 - время,которое следует предусматривать на эксплуатационный запас сжиженных газов наобъекте (принимается в зависимости от местных условий в размере 3 - 5 сут). Присоответствующем обосновании (ненадежность транспортных связей и др.)допускается увеличивать t2, но не более, чем до 10 сут.

9.31 При расположении объекта внепосредственной близости от предприятия, вырабатывающего сжиженные газы,транспортирование которых на объект осуществляется в автоцистернах или потрубопроводам, допускается сокращать запас газа до 2 сут.

Приразмещении ГНС на промышленном предприятии запас сжиженных газов следуетопределять в зависимости от принятого для промышленного предприятия нормативапо хранению резервного топлива.

9.32 Надземныерезервуары устанавливают с уклоном 2 - 3 % в сторону сливного патрубка.

Надземнымисчитаются резервуары, у которых нижняя образующая находится на одном уровне иливыше планировочной отметки прилегающей территории.

9.33 Надземныерезервуары устанавливают на опоры из негорючих материалов (с пределамиогнестойкости не менее 2 ч) с устройством стационарных металлических площадок слестницами.

Площадкидолжны предусматриваться с двух сторон от арматуры, приборов и люков. К штуцерудля вентиляции следует предусматривать площадку с одной стороны.

Приустройстве одной площадки для нескольких резервуаров лестницы следуетпредусматривать в концах площадки. При длине площадки более 60 м в средней еечасти следует предусматривать дополнительную лестницу. Лестницы должнывыводиться за обвалование.

9.34 Надземныерезервуары защищают от нагрева солнечными лучами (например, окраска резервуаровв белый или серебристый цвет, водяное охлаждение).

9.35 Для подземногоразмещения базы хранения предусматривают только цилиндрические резервуары.

9.36 Подземные иназемные резервуары, засыпаемые грунтом, устанавливают на фундаменты изнегорючих материалов.

Допускаетсяустанавливать такие резервуары непосредственно на грунт при несущей способностигрунта не менее 0,1 МПа.

Подземнорасположенными резервуарами следует считать резервуары, у которых верхняяобразующая резервуара находится ниже планировочной отметки земли не менее чемна 0,2 м.

Кподземным резервуарам приравниваются надземные, засыпаемые грунтом на высоту неменее 0,2 м выше их верхней образующей и шириной не менее 6 м, считая от стенкирезервуара до бровки насыпи, или защищенные иным негорючим материалом,обеспечивающим такую же теплоизоляцию от воздействия пожара. При этом следуетобеспечить предотвращение образования пустот между резервуаром и защищающим егоматериалом в течение времени эксплуатации резервуара.

Засыпкурезервуаров следует предусматривать песками или глинистым грунтом, не имеющим всвоем составе органических примесей с дерном.

9.37 В местах с прогнозированнымвысоким стоянием грунтовых вод должны быть предусмотрены решения, исключающиевсплытие резервуаров.

9.38 Резервуарыследует защищать от коррозии:

-подземные - в соответствии с требованиями ГОСТ9.602 и нормативно-технической документации, утвержденной в установленномпорядке;

-надземные - покрытием, состоящим из двух слоев грунтовки и двух слоев краски,лака и эмали, предназначенной для наружных работ при расчетной температуре врайоне строительства.

9.39 Соединениеэлектродвигателей с насосами и компрессорами предусматривают муфтовым сдиэлектрическими прокладками и шайбами.

9.40 Контрольстепени наполнения баллонов предусматривают независимо от способа их наполненияпутем взвешивания или другим методом, обеспечивающим не меньшую точностьопределения степени наполнения всех баллонов (100 %).

9.41 Испарители итеплообменники для подогрева СУГ (в дальнейшем - испарительные установки),размещаемые вне помещений, располагают на расстоянии не менее 10 м отрезервуаров для хранения СУГ и не менее 1 м от стен зданиянасосно-компрессорного отделения или наполнительного цеха.

9.42 Испарительныеустановки производительностью до 200 кг/ч допускается размещать внасосно-компрессорном отделении или непосредственно на крышках горловин (наштуцерах) подземных и надземных резервуаров, а также в пределах базы храненияна расстоянии не менее 1 м от резервуаров.

9.43 Расстояниемежду испарителями принимают не менее диаметра испарителя, но не менее 1 м.

ГАЗОПРОВОДЫ, АРМАТУРА И КИП

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

9.45 Газопроводыжидкой и паровой фазы СУГ следует предусматривать из стальных труб всоответствии с требованиями СНиП 42-01 и СП42-102.

9.46 Дляприсоединения сливных, наливных и заправочных устройств ГНС предусматриваютрезиновые и резинотканевые рукава, материал которых должен обеспечиватьстойкость рукавов к транспортируемому газу при заданных давлении и температуре.

9.47 Прокладкугазопроводов в производственной зоне ГНС и ГНП предусматривают надземной наопорах из негорючих материалов высотой не менее 0,5 м от уровня земли.

9.48 Допускаетсяпрокладка 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 Проходыгазопроводов и других коммуникаций через стены, отделяющие помещения свзрывоопасными зонами класса В-1a от помещенийневзрывоопасных зон, предусматривают в футлярах, уплотненных с двух сторонгазонепроницаемым материалом.

9.50 Расчетпропускной способности газопроводов сжиженных газов производят в соответствии сразделом «Расчет диаметра газопровода и допустимых потерь давления» настоящегоСП.

9.51 На участкахнадземных газопроводов жидкой фазы, ограниченных запорными устройствами, длязащиты газопровода от повышения давления при нагреве солнечными лучамипредусматривают установку предохранительного клапана, сброс газа которогоосуществляется через свечу на высоту не менее 3 м от уровня газопровода.

9.52 В помещенияхнасосно-компрессорном, наполнения и слива, дегазации баллонов, окрасочном, атакже в других помещениях категории А предусматривают установку сигнализаторовопасной концентрации газа в воздухе помещения.

9.53 Для подземных инадземных резервуаров СУГ предусматривают КИП и предохранительную арматуру всоответствии с ПБ03-576.

9.54 Пропускнаяспособность предохранительных клапанов (количества газа, подлежащего отводучерез предохранительный клапан) для надземных резервуаров определяется изусловий теплообмена между надземным резервуаром и окружающей средой в случаепожара при температуре окружающего воздуха 600 °С, а для подземных резервуаровпринимается в размере 30 % расчетной пропускной способности, определенной длянадземных резервуаров.

9.55 Отвод газа отпредохранительных клапанов резервуаров предусматривают через сбросныегазопроводы, которые должны быть выведены на высоту не менее 3 м от настилаобслуживающей площадки надземных резервуаров или от поверхности засыпкиподземных резервуаров. Допускается присоединение нескольких предохранительныхклапанов к одному газопроводу.

Наконцах сбросных газопроводов предусматривают устройства, исключающие попаданиеатмосферных осадков в эти газопроводы и направление потока газа вниз.

Насбросных газопроводах от предохранительных клапанов установка отключающихустройств не допускается.

9.56 КИП, регулирующую, предохранительнуюи запорную арматуру подземных резервуаров устанавливают над засыпной частью ипредусматривают защиту их от повреждений.

ИНЖЕНЕРНЫЕ КОММУНИКАЦИИ

9.57 Система водоснабжения должнаобеспечивать производственные и бытовые нужды, а также потребность в воде натушение пожара.

Расходводы на пожаротушение для резервуаров сжиженных газов должен быть обеспечен вколичестве, определенном СНиП 42-01.

9.58 При водоснабжении газовыхобъектов от артезианских скважин или открытых водоемов вода, идущая на бытовыенужды, должна хлорироваться и подвергаться бактериологическому анализу в сроки,установленные органами санитарного надзора.

9.59 В теплое (жаркое) время годарекомендуется проверять работу системы орошения резервуаров парка хранениясжиженных газов.

9.60 Задвижкиводопровода, подающего воду в систему орошения резервуаров, располагаются вдоступных местах на расстоянии не менее 25 м от резервуаров.

9.61 Припроектировании канализации предусматривают производственно-ливневую,хозяйственно-фекальную канализации и повторное использование незагрязненныхпроизводственных стоков, а также загрязненных стоков после их локальнойочистки.

9.62 Для улавливанияжидкостей, не растворяющихся в воде, а также взвешенных частиц напроизводственно-ливневой канализации устанавливается специальный отстойник.

9.63 Вода после гидравлическихиспытаний или промывок резервуаров, автоцистерн и баллонов отводится вканализацию только через отстойник с гидрозатвором, исключающим возможностьпопадания сжиженных газов в канализацию.

9.64 Отвод поверхностных вод стерритории базы хранения, станции и других объектов предусматривают за счетпланировки территорий с выпуском воды через дождеприемник с гидрозатвором.

9.65 В производственных ивспомогательных зданиях и помещениях допускается устройство водяного, парового(низкого давления) или воздушного отопления.

9.66 Трубопроводы тепловых сетейпредусматриваются надземными. Подземная бесканальная прокладка трубопроводовдопускается на отдельных участках при невозможности осуществить надземнуюпрокладку.

9.67 Прокладка трубопроводов системыотопления внутри производственных помещений категории А предусматриваетсяоткрытой. Допускается прокладка трубопроводов отопления в штрабе пола,засыпанной песком.

9.68 Вентиляторы и электродвигателивытяжных вентиляторов должны применяться только во взрывобезопасном исполнении.

Оборудованиеприточных систем вентиляции следует проектировать в соответствии с требованиямиСНиП2.04.05.

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

9.70 Системы вентиляции оборудуютсяустройствами для регулирования производительности.

9.71 Все шиберы на коробах вытяжной иприточной вентиляции выполняются из цветного металла.

9.72 Все воздуховоды выполняются изнесгораемых материалов и подлежат заземлению. Мягкие вставки вентиляционныхсистем должны иметь металлические перемычки.

9.73 В помещениях категории Аотверстия отсоса воздуха вытяжных вентиляционных систем закрывают сеткой,предотвращающей попадание в систему посторонних предметов.

9.74 В помещениях категории Аустанавливают приборы, сигнализирующие об опасной концентрации газа впомещении.

9.75 Вентиляционная системаблокируется с пусковыми устройствами технологического оборудования, причемблокировка должна обеспечивать возможность включения в работу оборудования неранее, чем через 15 мин после начала работы вентиляторов, и исключатьвозможность работы оборудования при выключенной вентиляции.

Аварийнаявентиляция должна быть сблокирована с газоанализаторами, установленнымистационарно во взрывоопасных помещениях.

ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ, ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ, МОЛНИЕЗАЩИТАИ СВЯЗЬ

9.76 Выбор электрооборудования,электропроводок и кабельных линий для взрывоопасных зон производится всоответствии с требованиями «Правил устройства электроустановок» Министерстватоплива и энергетики Российской Федерации.

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

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

Вовзрывоопасных зонах класса В-1a применяютпровода и кабели с медными жилами, в зонах класса В-1г допускается применятьпровода и кабели с медными жилами, а в зонах класса В-1г допускается применениепроводов и кабелей с алюминиевыми жилами.

9.78 Во взрывоопасных зонах любогокласса могут применяться провода и кабели с резиновой и поливинилхлориднойизоляцией.

Применениепроводов и кабелей с полиэтиленовой изоляцией или оболочкой не допускается вовзрывоопасных зонах всех классов.

9.79 Во взрывоопасных зонах любогокласса могут применяться электрические машины при условии, что уровень ихвзрывозащиты или степень защиты оболочки соответствует ГОСТ17494.

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

9.81 Во взрывоопасных зонах всехклассов занулению (заземлению) подлежит электрооборудование переменного ипостоянного тока, за исключением электрооборудования, установленного внутризануленных (заземленных) корпусов шкафов и пультов.

9.82 Для зданий, сооружений, наружныхтехнологических установок и коммуникаций в зависимости от класса взрывоопасныхзон предусматривают молниезащиту в соответствии с требованиями РД 34.21.122.

9.83 Для ГНС и ГНП предусматриваютвнешнюю телефонную связь и диспетчерское оповещение через громкоговоритель натерритории.

НаГНС также предусматривают внутреннюю связь.

НаСБ предусматривается возможность выхода на внешнюю телефонную сеть.

10 СТРОИТЕЛЬСТВО

ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ И ЗЕМЛЯНЫЕРАБОТЫ

10.1 Трассовыеподготовительные работы включают:

-разбивку и закрепление пикетажа, геодезическую разбивку горизонтальных ивертикальных углов поворота, разметку строительной полосы;

-расчистку строительной полосы от леса и кустарника, корчевку пней; снятие искладирование в специально отведенных местах плодородного слоя земли;

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

-осушение строительной полосы, промораживание или защиту от промерзания (взависимости от периода года), подготовку технологических проездов;

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

-проведение противоэрозионных мероприятий.

10.2 Осушениестроительной полосы и площадок может осуществляться путем:

-устройства боковых, отводных, нагорных и дренажных канав;

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

-строительства подземного дренажного трубопровода;

-устройства вертикальных иглофильтров. На участках с плывунными грунтами черезкаждые 50 - 60 м по створу будущей траншеи должны устраиватьсяводопонизительные колодцы глубиной по 3 - 4 м для откачки из них воды.

10.3 Планировкумонтажной полосы для прохода строительной техники рекомендуется осуществлять,как правило, за счет устройства грунтовых насыпей из привозного грунта.Планировка микрорельефа со срезкой неровностей допускается только на полосебудущей траншеи. Зимой допускается планировка микрорельефа формированиемуплотненного транспортными средствами снежного покрова.

10.4 Промораживаниеплохозамерзающих участков строительной полосы осуществляется проминкойрастительного покрова гусеничной техникой с давлением на грунт не более 0,25кгс/см2 и удалением оседающего на строительной полосе снежногопокрова. При этом убираемый снег необходимо разравнивать. Снежные отвалывысотой более 1 м рекомендуется устраивать с откосом 1:6.

10.5 Расчисткатрассы газопровода производится в границах строительной полосы, установленнойпроектом после получения заказчиком специального разрешения, - лесопорубочногобилета (ордера).

10.6 При обнаружении в ходе земляныхработ фрагментов древних зданий и сооружений, археологических древностей идругих предметов, которые могут представлять исторический или научный интерес,работы следует приостановить и вызвать на место представителей НПЦ по охранепамятников истории и культуры, управления культуры органов администрации.

10.7 Припроизводстве работ, связанных с разработкой грунта на территории существующейзастройки, строительная организация, производящая работы, обязана обеспечитьпроезд спецавтотранспорта и проход к домам путем устройства мостов, пешеходныхмостиков с поручнями, трапов - по согласованию с владельцем территории.

10.8 Организация,выполняющая работы, должна обеспечивать уборку территории стройплощадки ипятиметровой прилегающей зоны. Бытовой и строительный мусор должен вывозитьсясвоевременно в сроки и в порядке, установленные органом местногосамоуправления.

10.9 Работы,связанные с разработкой грунта на улицах, тротуарах и дорогах, должныпроизводиться с соблюдением следующих дополнительных правил.

Каждоеместо разрытия должно ограждаться защитными ограждениями установленногообразца, а расположенное на транспортных и пешеходных путях, кроме того,оборудоваться красными габаритными фонарями, соответствующими временнымидорожными знаками и информационными щитами с обозначениями направлений объездаи обхода, согласованными с ГИБДД.

10.10Организационно-технологические решения должны быть ориентированы намаксимальное сокращение неудобств, причиняемых строительными работамипользователям и населению. С этой целью коммуникации, прокладываемые вдоль улици дорог, должны выполняться и сдаваться под восстановление благоустройстваучастками длиной, как правило, не более одного квартала; восстановительныеработы должны вестись в две-три смены; отходы асфальтобетона и другойстроительный мусор должен вывозиться своевременно в сроки и в порядке,установленные органом местного самоуправления.

10.11 Принеобходимости складирования материалов и конструкций, а также устройствавременного отвала грунта за пределами строительной площадки места для этогоопределяются стройгенпланом и подлежат согласованию с органами местногосамоуправления. Лишний грунт, который не может быть использован на другихобъектах строительства, должен быть вывезен в постоянные отвалы, указанные впроектной документации, или заказчиком. По запросу заказчика территориальныйорган по архитектуре и градостроительству муниципального образования обязануказать такое место.

РАЗРАБОТКА ТРАНШЕИ И КОТЛОВАНОВ

10.12 Земляные работыпри сооружении газопроводов должны производиться в соответствии с требованиями ГОСТР 12.3.048 и настоящего раздела.

10.13 Грунт, вынутыйиз траншеи и котлована, следует укладывать в отвал с одной стороны нарасстоянии от бровки не ближе 0,5 м, оставляя другую сторону свободной дляпередвижения транспорта и производства монтажно-укладочных работ (рабочаяполоса).

10.14 При прокладкегазопроводов в поселениях под улицами или площадями следует применять преимущественнозакрытые способы строительства с использованием установокнаклонно-направленного бурения, продавливания или прокола.

10.15 При прокладкегазопровода на разделительных полосах улиц используется открытый способстроительства; грунт по мере разработки траншеи сразу грузится на автосамосвали вывозится для временного хранения. Если позволяет ширина разделительнойполосы, то грунт может укладываться вдоль траншеи.

10.16 Пристроительстве газопровода вдоль действующего газопровода схема производстваработ выбирается исходя из условия исключения наезда техники на действующийгазопровод. Перед началом работ по оси действующего газопровода необходимовыставить через 10 м вешки с указанием глубины заложения газопровода.

10.17 Срокивыполнения работ на обрабатываемых землях и порядок проведениярекультивационных работ должны быть согласованы с землепользователем.

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

Еслив траншее образовался лед или ее занесло снегом, перед укладкой газопроводатраншею необходимо очистить.

10.19 Размеры ипрофили траншеи при строительстве газопроводов устанавливаются проектом.

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

а)при соединении труб сваркой:

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

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

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

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

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

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 откосахположе 1:0,5 минимальная ширина траншеи принимается D + 0,5 м для укладки отдельными трубами и D + 0,3 м - дляукладки плетями.

10.22 На участкахкривых вставок ширина траншеи принимается не менее двукратной ширины траншеи напрямолинейных участках.

10.23 Если ширинаковша одноковшового экскаватора превышает приведенные ранее размеры, то ширинатраншеи принимается:

- впесках и супесях - К + 0,15м;

- вглинистых грунтах - К + 0,4м;

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

где К - ширина ковша по режущим кромкам.

10.24 При разработкетраншеи траншейными экскаваторами (роторным, цепным, фрезерным) ее ширинапринимается равной ширине копания.

10.25 Прибестраншейном трубозаглублении (длинномерных труб малых диаметров) ширина щелипринимается равной ширине рабочего органа (щелереза).

10.26 Размерыприямков для заделки стыков в траншее для газопроводов всех диаметров должныбыть следующими:

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

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

10.27 Траншея икотлованы должны разрабатываться с откосами. Траншеи с вертикальными стенкамибез крепления разрешается разрабатывать в мерзлых и в грунтах естественнойвлажности с ненарушенной структурой при отсутствии грунтовых вод на следующуюглубину, м:

- внасыпных песчаных и гравелистых грунтах - не более 1;

- всупесях - не более 1,25;

- всуглинках и глинах - не более 1,5.

Длярытья траншей и котлованов большей глубины необходимо устраивать откосыразличного заложения в зависимости от состава грунта и его влажности всоответствии с требованиями СНиПIII-42 и по таблице 18.

Таблица 18

Виды грунтов

Крутизна откоса (отношение его высоты к заложению) при глубине выемки, м, не более

1,5

3

5

Насыпные неуплотненные

1:0,67

1:1

1:1,25

Песчаные и гравийные

1:0,5

1:1

1:1

Супесь

1:0,25

1:0,67

1:0,85

Суглинок

1:0

1:0,5

1:0,75

Глина

1:0

1:0,25

1:0,5

Лессы и лессовидные

1:0

1:0,5

1:0,5

10.28 Крутизна откосов траншеи и котлованов, разрабатываемых наболотах, принимается в соответствии с требованиями ГОСТР 12.3.048 по таблице 19.

Таблица 19

Торф

Крутизна откосов на болотах типа I, II и III

Слаборазложившийся

1:0,75

1:1

-

Хорошо разложившийся

1:1

1:1,25

По проекту

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

Надне котлована устраивается приямок для сбора и периодической откачки воды.

10.29 Наибольшаякрутизна откосов траншеи и котлованов, устанавливаемых без крепления в грунтах,находящихся выше уровня поземных вод, следует принимать в соответствии стребованиями ГОСТР 12.3.048.

10.30 Крутизнуоткосов подводных траншей при ширине водной преграды более 30 м или глубинеболее 1,5 м (при среднем рабочем уровне воды) с учетом безопасных условийпроизводства водолазных работ следует принимать по таблице 20.

Таблица 20

Наименование и характеристика грунтов

Крутизна откосов подводных траншей при глубине траншеи, м

До 2,5

Более 2,5

Пески пылеватые и мелкие

1:2,5

1:3

Пески средней крупности

1:2

1:2,5

Пески неоднородного зернового состава

1:1,8

1:23

Пески крупные

1:1,5

1:1,8

Гравийные и галечниковые

1:1

1:1,5

Супеси

1:1,5

1:2

Суглинки

1:1

1:1,5

Глины

1:0,5

1:1

Предварительно разрыхленный скальный грунт

1:0,5

1:1

Заторфованные и илы

По проекту

10.31 Наибольшую крутизну откосов обводненных береговых траншейрекомендуется принимать по таблице 21.

Таблица 21

Наименование и характеристика грунтов

Крутизна откосов обводненных береговых траншей при глубине траншеи, м

До 2

Более 2

Пески мелкие

1:1,5

1:2

Пески средней зернистости и крупные

1:1,25

1:1,5

Суглинки

1:0,67

1:1,25

Гравийные и галечниковые

1:0,75

1:1

Глины

1:0,5

1:0,75

Предварительно разрыхленный скальный грунт

1:0,25

1:0,25

Примечание. Крутизна откосов дана с учетом грунтовых вод.

10.32 Наибольшую высоту вертикальных стенок траншеи и котловановв мерзлых грунтах, кроме сыпучемерзлых, при среднесуточной температуре воздуханиже минус 2 °С допускается увеличивать по сравнению с величиной глубиныпромерзания грунта, но не более чем до 2 м.

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

10.34 Приневозможности применения инвентарных креплений стенок котлованов или траншейследует применять крепления, изготовленные по индивидуальным проектам,утвержденным в установленном порядке.

Приустановке креплений верхняя часть их должна выступать над бровкой выемки неменее чем на 15 см.

Устанавливатькрепления необходимо в направлении сверху вниз по мере разработки выемки наглубину не более 0,5 м.

Разборкукреплений следует производить в направлении снизу вверх по мере обратнойзасыпки выемки.

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

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

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

10.38 Передразработкой траншеи следует воспроизвести разбивку ее оси, а на вертикальныхкривых через каждые 2 м геодезическим инструментом отметки, контролирующиепроектную глубину прокладки газопровода (для диаметра св. 520 мм).

10.39 Разработкутраншеи рекомендуется производить одноковшовым экскаватором:

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

- вмягких грунтах с включением валунов;

-на участках повышенной влажности;

- вобводненных грунтах;

-при широких траншеях под многониточные газопроводы.

10.40 Разработкутраншеи экскаваторами непрерывного действия рекомендуется производить научастках со спокойным рельефом местности, на отлогих возвышенностях, научастках с плотными, нескальными и мерзлыми грунтами крепостью до 400 ударовплотномера ДорНИИ. Траншея под газопровод диаметром 20 - 100 мм в глинистых ипесчаных грунтах может разрабатываться плужным способом.

10.41 В мерзлыхгрунтах в зависимости от темпов строительства и объемов работ рекомендуютсякомбинированные способы разработки траншеи под отметку:

-поочередная работа по рыхлению с помощью гидромолотов на одноковшовыхэкскаваторах с последующей навеской ковша и выемкой грунта;

-послойная разработка с помощью рыхлителей на базах бульдозеров с последующейэкскавацией одноковшовыми или непрерывного действия экскаваторами;

-нарезки щелей баровыми установками на бульдозерах с последующей экскавациеймерзлых блоков одноковшовыми экскаваторами.

10.42 Приямки подтехнологические захлесты и сооружения на газопроводах разрабатываютодновременно с рытьем траншеи, если позволяет устойчивость грунтов.

10.43 Разработкутраншей одноковшовым экскаватором следует вести с устранением гребешков на днев процессе копания, что достигается протаскиванием ковша по дну траншей вобратном копанию направлении после завершения разработки забоя.

10.44 На участках свысоким уровнем грунтовых вод разработку траншей следует начинать с болеенизких мест для обеспечения стока воды и осушения вышележащих участков.

10.45 Для районов сглубиной промерзания 0,4 м и более в ППР должны предусматриваться мероприятияпо предохранению грунта от промерзания (рыхление поверхностного слоя, снежныйвалик, утепление древесными остатками и др.).

10.46 Технологическийзадел по рытью траншеи определяется ППР.

10.47 В зимнее время,когда слабые грунты проморожены недостаточно для прохода землеройных машин,траншею разрабатывают по технологии летнего строительства.

10.48 На участках смежболотными озерами при разработке траншеи в летнее время следует использоватьпонтоны и скреперные установки; в зимнее время при промерзании воды до днаозера разработку траншеи производят со льда. При непромерзании воды до днаустраивают майну и траншею разрабатывают экскаватором с понтона. Майнуустраивают путем нарезки льда баровыми машинами. Лед удаляют одноковшовымиэкскаваторами.

10.49 В скальныхгрунтах с полосы траншеи снимают вскрышной слой рыхлого минерального грунта навсю глубину до обнажения скального грунта при толщине вскрышного слоя более 0,2м.

Применьшей толщине вскрышного слоя его можно не удалять.

Снятыйгрунт вскрыши укладывают на берме траншеи раздельно от скального и используютдля подсыпки и присыпки газопровода.

Траншеив скальных грунтах разрабатываются с предварительным рыхлением грунтамеханическим или взрывным способами.

10.50 По крутымпродольным уклонам (св. 15°) планировка производится путем срезки грунта.Траншея должна быть выкопана не в насыпном грунте, а в материковом.

Научастках с поперечным уклоном до 15° разработку выемок под полки рекомендуетсяпроизводить поперечными проходами бульдозеров перпендикулярно к осигазопровода, если это позволяет условие прохождения газопровода.

10.51 На участках споперечным уклоном более 15° для разработки разрыхленного или нескальногогрунта при устройстве полок рекомендуется применять одноковшовые экскаваторы,оборудованные прямой лопатой. Экскаватор разрабатывает грунт в пределахполувыемки и отсыпает его в насыпную часть полки. В процессе первоначальнойразработки полки экскаватор необходимо якорить бульдозером. Окончательнаядоработка и планировка полки производится бульдозером.

10.52 Разработкутраншей на продольных уклонах до 15°, если нет поперечных косогоров, следуетвыполнять одноковшовым экскаватором сверху вниз. Работа на продольных уклонахот 15° до 36° должна осуществляться с якорением экскаватора. Число якорей иметод их закрепления определяются расчетом.

10.53 Работа траншейных экскаваторовразрешается на продольных уклонах до 36° при движении их сверху вниз. Приуклонах от 36° до 45° применяется якорение экскаватора. Работа бульдозераразрешается на продольных уклонах до 36°.

10.54 В зависимостиот несущей способности болота разработку траншей осуществляют:

-на болотах с несущей способностью более 0,01 МПа - болотными одноковшовымиэкскаваторами или обычными одноковшовыми экскаваторами, установленными наперекидных щитах или сланях;

-на болотах с несущей способностью менее 0,01 МПа - экскаваторами,установленными на понтонах или пеноволокушах.

Приглубине торфяного слоя до 1 м с подстилающим основанием, имеющим высокуюнесущую способность, разработка траншеи осуществляется с предварительнымудалением торфа бульдозером или экскаватором. При этом глубина траншеи должнабыть на 0,15 - 0,2 м ниже проектной отметки. При использовании экскаватора длявыторфовывания протяженность создаваемого фронта работ должна быть 40 - 50 м.

Наболотах большой протяженности с низкой несущей способностью траншею следуетразрабатывать зимой, после предварительного промораживания.

Научастках с глубоким промерзанием болота работы должны выполняться спредварительным рыхлением мерзлого слоя.

10.55 При прокладкегазопровода через межболотные озера шириной до 50 м и глубиной до 1 м траншеиразрабатывают одновременно с двух противоположных берегов одноковшовымиэкскаваторами с дамбы, устанавливаемой с каждого берега пионерным способом.Дамба также используется для монтажа и укладки газопровода.

Наозерах шириной более 50 м или глубиной более 2 м траншеи на дне этих водоемовразрабатывают одноковшовыми экскаваторами, установленными на понтонах. При этомпонтоны якорятся.

10.56 Траншеи впесчаных грунтах с большими откосами разрабатываются бульдозерами, скреперами,одноковшовыми экскаваторами.

Неглубокиетраншеи (до 1,2 м - в сыпучих грунтах и до 1,5 м - во влажных) допускаетсяразрабатывать бульдозерами продольно-поперечным способом.

Приустройстве глубоких траншей в сыпучих песках применяется комбинированный способразработки грунта. Верхний слой грунта (глубиной до 1,0 м) разрабатываетсябульдозерами, а остальная часть до проектной отметки - одноковшовымиэкскаваторами.

10.57 Примногониточной прокладке газопроводов в общей траншее широкие траншеи следует,как правило, разрабатывать бульдозерами продольно-поперечным способом.

10.58 Во влажныхпесках разработку траншеи следует, как правило, вести роторным экскаватором соткосниками или разрабатывать верхний слой бульдозерами с последующейдоработкой траншеи одноковшовым или роторным экскаватором до проектной глубины.

ЗАСЫПКА ГАЗОПРОВОДА

10.59 Засыпкугазопровода рекомендуется производить при температурах окружающего воздуха,близких к температуре его эксплуатации.

10.60 При засыпкегазопровода необходимо обеспечить:

-сохранность труб и изоляции:

-плотное прилегание газопровода к дну траншеи;

-проектное положение газопровода.

Призасыпке газопровода необходимо исключить подвижки.

Рекомендуемыепредельные отклонения и методы контроля при засыпке траншей и котловановприведены в таблице К.2 приложенияК.

10.61 Засыпку траншейв непросадочных грунтах следует производить в три стадии:

-засыпка пазух немерзлым грунтом;

-присыпка на высоту 0,2 м над верхом трубы тем же грунтом с подбивкой пазух;

-окончательная засыпка после предварительного испытания с равномерным послойнымуплотнением до проектной плотности с обеих сторон трубы.

Обратнуюзасыпку (за исключением выполняемой в просадочных грунтах II типа) узких пазух, где невозможно обеспечить уплотнениегрунта до требуемой 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 газопроводадиаметром более 500 мм производится с послойным уплотнением пазух траншеи воизбежание овализации труб.

Уплотнениепазух производится гидравлическим одноковшовым экскаватором, специальнымитрамбовочными машинами или средствами малой механизации.

10.63 Обратнуюзасыпку траншей, на которые не передаются дополнительные нагрузки (кромесобственного веса грунта), можно выполнять без уплотнения грунта, но, где этовозможно, с отсыпкой по трассе траншеи валика, размеры которого следуетопределять с учетом последующей естественной осадки грунта. Наличие валика недолжно препятствовать использованию территории в соответствии с ее назначением.

10.64 Траншеи икотлованы, кроме разрабатываемых в просадочных грунтах II типа, на участках пересечения с существующими дорогами и другимитерриториями, имеющими дорожные покрытия, засыпают на всю глубину песчанымгрунтом или другими аналогичными малосжимаемыми (модуль деформаций 20 МПа иболее) 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 Засыпкугазопровода бульдозерами выполняют косопоперечными проходами с наращиваниемотвала в траншее с целью исключения динамического воздействия падающих комьевгрунта на газопровод.

10.66 Нагоризонтальных участках поворота газопроводов вначале засыпается участокповорота, а затем остальная часть. Засыпку участка поворота начинают с егосередины, двигаясь поочередно к концам.

Научастках с вертикальными поворотами газопровода (в оврагах, балках, на холмах ит.п.) засыпку следует производить сверху вниз.

10.67 Засыпкагазопровода на протяженных продольных уклонах должна производиться бульдозером,который перемещается с грунтом сверху вниз под углом к траншее, а также можетосуществляться траншеезасыпателем сверху вниз по склону с обязательным егоякорением на уклонах крутизной свыше 15°.

10.68 Дляпредотвращения размыва грунта на крутых продольных уклонах (св. 15°) засыпкадолжна производиться после устройства перемычек в траншее.

10.69 Присыпкууложенного газопровода в мерзлых, скальных или полускальных грунтахосуществляют мелкогранулированным грунтом, как правило, из отвала специальноймашиной, производящей рыхление и просеивание грунта. Допускается осуществлятьприсыпку газопровода разрыхленным грунтом из отвала роторным траншеезасыпателемили роторным экскаватором. При применении роторного экскаватора необходимопредварительно осуществить планировку отвала, а поток грунта с транспортеранаправлять на противоположную стенку траншеи, избегая прямого попадания грунтана уложенный газопровод.

10.70 При засыпкегазопровода в зимнее время мерзлым грунтом поверх него должен устраиватьсявалик грунта с учетом последующей его осадки при оттаивании или последующей егоотсыпки.

10.71 Способы засыпкигазопровода в болотах I и II типов, выполняемой в летнее время, зависят от структурыболота. На болотах с несущей способностью более 0,01 МПа засыпку газопроводапроизводят бульдозерами и экскаваторами на уширенных или болотных гусеницах илиодноковшовыми экскаваторами, работающими с перекидных сланей, щитов и др.

Засыпкана болотах III типа производится экскаваторами,установленными на понтонах.

Засыпкутраншей на болотах, промерзших в зимнее время и имеющих достаточную несущуюспособность, осуществляют так же, как при засыпке траншей в обычных мерзлыхгрунтах

Принедостаточном промерзании болота и малой несущей способности для засыпкитраншей используют бульдозеры и одноковшовые экскаваторы на уширенных илиболотных гусеницах или экскаваторы на щитах, сланях и др.

Приназемной (в насыпи) прокладке газопровода через болота I и II типов обваловка производитсягрунтом, забираемым из траншеи, разрабатываемой параллельно газопроводу, приэтом траншея разрабатывается не ближе 5 м от газопровода. При отсутствии торфадля подсыпки и присыпки газопровода он доставляется из карьера, указанного впроекте.

10.72 Засыпкугазопровода в песчаных грунтах необходимо осуществлять непосредственно вслед заизоляционно-укладочными работами.

10.73 Для подсыпки иприсыпки газопровода, прокладываемого в многолетнемерзлых грунтах, применяетсякрупнозернистый песок, заготовка которого производится в течение летнегопериода.

Заготовкагрунта в карьерах производится без предварительного рыхления, путем снятиягрунта бульдозером послойно по мере его естественного оттаивания и созданиябуртов для обезвоживания и высыхания.

Песокдля подсыпки может заготавливаться со дна рек путем гидронамыва.

10.74 Насыпи дляназемных газопроводов устраиваются из привозного грунта, добываемого вкарьерах. Размеры насыпи указываются в проекте.

Насыписледует отсыпать из однородных грунтов на всю их ширину во избежание образованиявнутри насыпи водяных линз и плоскостей скольжения.

Недопускается возводить и уплотнять насыпи при интенсивном выпадении осадков, атакже возводить насыпь из грунта, включающего лед и снег.

10.75 В пучинистых,просадочных и набухающих грунтах дно траншей уплотняют с применениемвибромеханических трамбовочных установок.

10.76 Подготовкахимически закрепленного грунта производится для противоэрозионных перемычек вбетономешалках. При этом применяются только экологически чистые химическиевещества, указанные в проекте.

УКЛАДКА МЕТОДОМ БЕСТРАНШЕЙНОГО ЗАГЛУБЛЕНИЯ

10.77 Газопроводымогут укладываться в проектное положение методом бестраншейного заглубления сприменением специальной машины - ножевого трубозаглубителя (рисунок 8).

http://www.ohranatruda.ru/ot_biblio/normativ/data_normativ/40/40511/x058.jpg

1 - гусеничный тягач; 2 - режущий нож; 3 - щелезасыпщик; 4 - трубная плеть; 5 - роликоопоры

Рисунок 8 - Ножевойтрубозаглубитель

Эффективностьданного метода укладки может быть повышена путем создания предварительнойпрорези в грунте (пропорки) или проведения работ по его рыхлению.

Пропоркугрунта осуществляют тракторным рыхлителем.

Плетьгазопровода выкладывают по оси укладки, затем свободный ее конец с помощьютрубоукладчика заводят на роликоопоры, после чего начинается движение трубозаглубителя,который прорезает в грунте щель, куда производится опуск плети. Завершающейоперацией является подача на засыпку грунта с помощью грейдерных отваловщелезасыпщика. Того объема грунта, который при создании щели выталкиваетсянаружу режущим ножом, как правило, оказывается достаточно для ее полнойзасыпки.

10.78 При использовании данного методана укладываемую плеть из стальных труб предварительно наносят изоляционноепокрытие и проверяют его качество.

Приработе на слабых грунтах трубозаглубитель работает без буксировки; на плотных -в сопровождении дополнительных тягачей.

Методбестраншейного заглубления может быть применен также в случаях, когда трубыпоставляются на трассы в бухтах (длинномерными отрезками). Для выполнения работпо укладке в этих условиях необходимо доукомплектовать трубозаглубителькассетой, в которую помещают предназначенные для укладки бухты.

10.79 В работы потрубозаглублению входят следующие операции:

-отрывка котлована для первоначального заглубления рабочего органа трубозаглубителя;

-монтаж конической заглушки на конце трубной плети для ее заправки 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 крутыхберегов для прохода трубозаглубителя на переходах с уклоном более 1:2 следуетпроизводить бульдозером в продольном направлении (по отношению к осигазопровода), при этом не допускается устраивать запруды и перемычки наоврагах, балках, ручьях срезанным грунтом. Переезды для трубозаглубителя,устроенные через ручьи, овраги и балки, следует после окончания строительныхработ разобрать и произвести рекультивацию всех поврежденных площадей. Наполивных землях после прохода трубозаглубителя следует немедленновосстанавливать поливные борозды.

10.81 Укладкудлинномерных труб на переходах через естественные и искусственные препятствияможно осуществлять следующими способами:

-бестраншейным методом с использованием трубозаглубителя («сквозной проход»);

-непрерывной ниткой с укладкой трубозаглубителем в заранее отрытую через переходтраншею.

10.82 При сооруженииперехода бестраншейным способом с использованием трубозаглубителя следует:

-произвести шурфовку подземных коммуникаций под осью строящегося газопровода вточках пересечения для определения допустимого заглубления рабочего органатрубозаглубительной машины в тех случаях, когда сооружаемый газопроводпересекает существующие коммуникации «по верху»;

-верхние инженерные сооружения (дренажные или поливные лотки и т.п.) временнодемонтировать, а насыпь срезать до уровня «черной» отметки земли.

РЕКУЛЬТИВАЦИЯ ЗЕМЕЛЬ

10.83 Рекультивациюстроительной полосы газопроводов осуществляют в соответствии с проектами нарекультивацию в процессе строительства газопроводов.

Впроекте рекультивации земель должны быть определены:

-площади (по трассе газопровода - ширина полосы), на которых необходимопроведение технической и биологической рекультивации;

-глубина снимаемого плодородного слоя почвы;

-место расположения отвала для временного хранения плодородного слоя почвы;

-объем и способы вывозки лишнего минерального грунта после засыпки траншеи икотлованов.

10.84 Плодородныйслой почвы должен быть, как правило, снят и перемещен в отвал хранения на однуили обе стороны от оси газопровода на расстояние, обеспечивающее раздельноеразмещение отвала минерального грунта, не допуская перемешивания его сплодородным слоем почвы.

10.85 Нарекультивируемых землях засыпку газопровода производят с послойным уплотнениемгрунта и без устройства валика над газопроводом.

10.86 При сооружениивременных дорог по сельхозугодиям плодородный слой почвы должен быть снят совсей полосы строительства с перемещением его в отвалы временного хранения.

10.87 Работы поснятию плодородного слоя почвы могут выполняться в любое время года, а работыпо его возвращению - только в теплое время года.

10.88 При выполнениирекультивации на поливных землях следует восстанавливать поливные борозды,канавы и т.п.

МОНТАЖ НАРУЖНЫХГАЗОПРОВОДОВ

10.89 При монтажегазопроводов должны быть приняты меры по предотвращению засорения полости труб,секций, плетей.

Укладыватьгазопроводы в траншею следует, преимущественно опуская с бермы траншеи плети(нитки).

Послеукладки газопровода в траншею должны быть проверены:

-проектная глубина, уклон и прилегание газопровода ко дну траншеи на всем егопротяжении;

-состояние защитного покрытия газопровода;

-фактические расстояния между газопроводом и стенками траншеи, пересекаемыми имсооружениями и их соответствие проектным расстояниям.

Правильностьукладки газопровода диаметром более 500 мм проверяют путем нивелировкиуложенного газопровода и мест его пересечения с подземными сооружениями.

10.90 При вварке вгазопровод фасонных частей, узлов, арматуры и прочих устройств обеспечиваютсоосность ввариваемых элементов с газопроводом. Перекосы в горизонтальной ивертикальной плоскостях не допускаются.

10.91 При надземнойпрокладке подъем и укладку плетей газопровода на опоры производят только послеконтроля качества сварных стыков.

10.92 Колодцы нагазопроводах следует сооружать из несгораемых материалов: сборного илимонолитного железобетона, монолитного бетона, обыкновенного керамическогокирпича, камней, в редких случаях - из металла.

Пристроительстве колодцев из сборного железобетона под днищем устанавливаютподготовку из песка или из тощего бетона.

Зазорымежду днищем, стеновыми панелями и плитами перекрытия тщательно заделываютцементным раствором не ниже марки 400.

Креплениесборных элементов осуществляют с помощью сварки закладных металлическихдеталей.

Отверстиямежду футляром и газопроводом заделывают эластичным влагоустойчивым материалом,а отверстия за пределами футляра заделывают высокомарочным цементным илибетонным раствором.

Размерфутляра и зазоры между ним и газопроводом принимают по проекту.

Послемонтажа элементов колодца выполняют засыпку пазух местным грунтом слоямитолщиной 10 - 15 см с тщательным трамбованием в соответствии с ГОСТР 12.3.048 и устройство асфальтобетонной отмостки по периметру колодца,которая должна выступать за пределы котлована с каждой стороны не менее чем на0,5 м и иметь уклон не менее 0,05.

Длязащиты конструкций колодца от грунтовой воды и поверхностных вод наружныеповерхности стен и перекрытий обмазывают горячим битумом по предварительнойгрунтовке раствором битума в бензине.

Переднанесением битумного покрытия заделывают раковины в бетонных и железобетонныхповерхностях стен колодцев, швы между сборными элементами, устраняют острыеуглы, срезают выступающие арматурные стержни, закладные детали для строповки, ав кирпичной кладке стены - затирают цементным раствором, поверхность должнабыть сухой.

Привысоком уровне грунтовых вод, агрессивности грунтовых вод и грунта по отношениюк бетону следует выполнить дополнительные мероприятия, предусмотренные проектом(оклеечная гидроизоляция, использование сульфатостойкого цемента и т.д.).

10.93 Коверустанавливают на опорную железобетонную подушку или перекрытие смотровогоколодца.

Опорнуюжелезобетонную подушку устанавливают на грунтовое основание, утрамбованноещебнем.

Вокругковера устраивают асфальтовую или асфальтобетонную отмостку шириной 0,7 м суклоном не менее 0,05.

10.94 Передустановкой контрольной трубки газопровод обваловывают слоем гравийно-песчанойподушки толщиной не менее 100 мм и закрывают металлическим кожухом из листовойстали толщиной 5 мм, к которому приваривают нюхательную трубку.

10.95 Конденсатосборник устанавливаютниже зоны промерзания на несущий грунт или утрамбованную песчаную подушкутолщиной 10 - 15 см.

Конденсатоотводящуютрубку устанавливают строго вертикально по отвесу.

10.96 Крепленияопознавательных знаков заглубляют не менее чем на 1 м в грунт.

ПЕРЕХОДЫ ЧЕРЕЗ ВОДНЫЕПРЕГРАДЫ

10.97 Строительствопереходов через водные преграды шириной в межень более 30 м и глубиной более1,5 м рекомендуется осуществлять с применением специальной техники.

Строительствопереходов через водные преграды с глубинами до 1,5 м в межень, а также сглубинами более 1,5 м, но шириной не более 30 м осуществляют в общем потокестроительства.

10.98 На сооружениепереходов через крупные водные преграды разрабатываются отдельные проектыпроизводства работ (ППР), которые в дополнение к требованиям СНиП 3.01.01 должнысодержать:

-календарный план выполнения подводных земляных работ, согласованный ссоответствующими бассейновыми управлениями, органами охраны рыбных запасов,водных ресурсов и с другими организациями; в плане также должны быть указанысроки рекультивации земель в пойме;

-устройство временных причалов при строительстве переходов на судоходных реках иводохранилищах (при необходимости);

-схемы разработки подводных и береговых траншей;

-способы укладки подводного газопровода.

Указанныйв проекте организации строительства способ укладки подводного газопроводадолжен быть обоснован расчетом напряженного состояния газопровода при укладке.

10.99 До началастроительства заказчик (генподрядчик) передает по акту подрядной строительнойорганизации створ подводного перехода, закрепленный геодезическими знаками, снеобходимым числом реперов за пределами зоны производства земляных работ.

Строительнаяорганизация обеспечивает сохранность опорных геодезических знаков на времястроительства и передает их заказчику после завершения строительства перехода.

Вподготовительный период строительная организация осуществляет следующиемероприятия:

-проверку наличия основных реперов и установку временных реперов на периодстроительства перехода;

-выполняет контрольную нивелировку основных и привязку к ним временных реперов;

-выполняет нивелировку подводного участка трассы по створам подводныхгазопроводов;

-осуществляет проверку и разбивку углов поворота трассы;

-устанавливает временный водомерный пост с привязкой его к реперу.

10.100 При примененииплавучих средств на строительстве подводных переходов необходиморуководствоваться «Правилами плавания по внутренним судоходным путям»,«Правилами речного регистра» и «Правилами технической эксплуатации речноготранспорта».

10.101 Буровзрывныеработы при строительстве подводных переходов следует выполнять в соответствии сПБ13-407 «Единые правила безопасности при взрывных работах», утвержденнымиГосгортехнадзором России.

10.102 Строительствоподводных переходов производится:

-открытым (траншейным) способом в соответствии с положениями настоящего раздела;

-закрытым (бестраншейным) способом наклонно-направленного бурения (ННБ).

ОТКРЫТЫЙ (ТРАНШЕЙНЫЙ) СПОСОБ СТРОИТЕЛЬСТВА

10.103 Величиназаглубления газопровода в дно реки или водоема, принимаемая в соответствии стребованиями СНиП42-01, определяется от верха балластирующего устройства и указывается впроекте.

10.104 Для разработкиподводной траншеи рекомендуется применять:

-одноковшовые экскаваторы, установленные на плавучих средствах;

-одноковшовые экскаваторы, перемещающиеся по льду;

-землечерпательные ковшовые снаряды;

-землесосные рефулерные снаряды;

-гидромониторные установки;

-канатно-скреперные установки и др.

10.105 Необходимость применениявзрывных работ и методы взрыва устанавливаются проектом.

10.106 Места отваловгрунтов выбирают с учетом технологии разработки траншей, направления теченияводы, судоходства и лесосплава.

10.107 Пристроительстве одновременно нескольких ниток газопроводов в общем коридореразработку траншеи следует начинать с нижней по течению нитки газопровода.

10.108 Перед укладкойплети в подводную траншею должны быть сделаны промеры ее глубины по проектномуствору (проверка отметок продольного профиля траншеи), а также составлен акт оготовности траншеи в соответствии с проектом продольного профиля трассыперехода.

10.109 Укладка трубныхплетей в подводную траншею производится следующими способами:

-протаскиванием забалластированной плети по дну подводной траншеи;

-погружением плавающей на поплавках забалластированной плети на дно подводнойтраншеи;

-погружением плавающей плети путем залива полости водой с последующей еебалластировкой;

-опусканием плети в майну со льда.

10.110 Технологическиепараметры укладки (нагрузки на грузоподъемные средства, их расстановка вдольгазопровода, величина опуска) указываются в ППР исходя из допустимыхстроительных напряжений в стенке трубы и нагрузок.

Приопределении нагрузок учитываются масса трубы (с балластировкой или безбалластировки), сила воздействия потока воды, грузоподъемность поплавков и ихколичество, усилия тяговых средств (при протаскивании).

10.111 Укладкаспособом протаскивания осуществляется при наличии пологих берегов, наличииплощадки достаточных размеров для размещения протаскиваемой плети, достаточнойпрочности труб в следующей последовательности:

-установка тяговых средств;

-подготовка трубной плети к протаскиванию (приварка оголовка, навеска балластныхгрузов (при необходимости) и футеровка);

-установка спусковой дорожки (при необходимости);

- укладкаплети в створ перехода (на спусковую дорожку);

-навеска поплавков (при необходимости);

-протяжка тяговых тросов;

-протаскивание всей плети или отдельных секций с их соединением в плеть;

-контроль положения уложенной плети в подводной траншее.

Поплавкинавешиваются на плети больших диаметров для уменьшения веса труб (отрицательнойплавучести) и после укладки подлежат отстроповке с помощью специальныхустройств.

Вкачестве спускового пути может быть использована заполненная водой траншея,разработанная в пойменной части водоема.

Вкачестве тяговых средств используются лебедки или гусеничные тягачи, работающиев сцепе. Если тягачи не могут перемещаться в створе перехода, то используетсязаякоренный блок для изменения направления тягового троса. Если тяговых усилийтяговых средств недостаточно, то плеть на берегу приподнимают с помощьюкранов-трубоукладчиков.

10.112 Укладка плетиспособом погружения плавающей на поплавках забалластированной плетиосуществляется в следующей последовательности:

-подготовка трубной плети на берегу;

-навеска балластных грузов и поплавков;

-сплав плети с помощью кранов-трубоукладчиков;

-установка плети в створе перехода (якорение) с помощью плавсредств;

-погружение плети путем отстроповки поплавков;

-контроль положения плети в подводной траншее.

10.113 Укладка способом погруженияплавающей плети путем залива полости водой с последующей балластировкойосуществляется в следующей последовательности:

-подготовка плети на берегу к сплаву;

-приварка вентилей на концах для залива воды и выпуска воздуха (напротивоположном берегу);

-заполнение плети водой и ее погружение с одновременным выпуском воздуха черезвентиль;

-окончательная балластировка плети;

-контроль положения плети;

-вытеснение воды сжатым воздухом (путем пропуска поршней);

-осушка полости плети.

10.114 Если воднаяпреграда является судоходной, то по договоренности с судоходной компаниейустанавливается перерыв в судоходстве на время укладки газопровода способомсплава.

Еслииз-за большой глубины водной преграды могут возникнуть недопустимые напряженияв стенках трубы при погружении, рекомендуется принять следующие меры:

-уменьшить начальную плавучесть плети за счет балластировки до требуемойрасчетной величины;

-приложить продольное растягивающее усилие к укладываемой плети.

10.115 Технологическийпроцесс укладки газопровода в майну со льда производится в следующейпоследовательности:

-проверка несущей способности льда по всей ширине водной преграды (принедостаточной несущей способности осуществляют искусственное наращиваниетолщины льда путем полива водой);

-выкладка трубной плети в створе перехода;

-балластировка трубной плети;

-разработка майны;

-опуск плети в майну грузоподъемными машинами или механизмами;

-контроль положения плети в подводной траншее.

10.116 Засыпкаподводного газопровода производится после контрольных промеров положениягазопровода и их сопоставления с проектными данными.

Засыпкаподводной траншеи может выполняться рефулированием местного грунта земснарядамиили землеройными машинами с плавучих средств.

10.117 При прокладкегазопровода через водные преграды непосредственно по дну водоема в защитныхфутлярах применяются два способа производства:

-предварительная укладка футляра с последующим протаскиванием трубной плети;

-укладка на переходе уложенной в футляр на берегу плети.

ЗАКРЫТЫЙ СПОСОБ СТРОИТЕЛЬСТВА С ИСПОЛЬЗОВАНИЕММЕТОДА НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННОГО БУРЕНИЯ (ННБ)

10.118 Способбестраншейной прокладки газопроводов рекомендуется 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 Применениеданного способа при строительстве подводных переходов позволяет:

-прокладывать газопроводы ниже прогнозируемого уровня изменения русла;

-исключить выполнение дноуглубительных, подводных, водолазных иберегоукрепительных 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 Прокладкугазопроводов бестраншейным способом допускается выполнять в грунтах следующихклассов по ГОСТ 25100:

-природных дисперсных, к которым относятся:

глинистыегрунты: супеси, суглинки, глины;

песчаныегрунты: крупный, средний, мелкий песок;

-техногенных дисперсных, к которым относятся отходы производственной ихозяйственной деятельности человека: шлаки, шламы, золы, золошламы.

Ограничениемвозможности применения способа наклонно-направленного бурения являютсякрупнообломочные грунты: гравийные, грунты с включениями валунов и гальки, атакже песчаные и глинистые гравелистые грунты (содержание гравия более 30 %).Невозможна прокладка газопроводов в водонасыщенных грунтах (плывунах) (прикоэффициенте текучести грунта IL > 1) из-за невозможности создать стабильный буровойканал. Затруднена прокладка газопроводов в рыхлых песках (при коэффициентепористости е > 0,7)из-за сложности создания прочных стенок бурового канала.

10.121 При прокладкегазопроводов в многолетнемерзлых грунтах необходимо предусмотретьтехнологические приемы, предупреждающие замерзание бурового раствора.

10.122 Инженерныеизыскания для строительства газопровода бестраншейным способом включаюткомплексное и детальное изучение природных условий района строительства дляполучения необходимых, достаточных и достоверных материалов для проектированияи строительства перехода. Инженерные изыскания следует выполнять в соответствиис требованиями СНиП 11-02с учетом дополнительных рекомендаций, изложенных в настоящем СП. В результателабораторных исследований должны быть получены данные:

- опрочности грунта, его сопротивлении деформации и проницаемости;

- огранулометрическом составе, плотности, удельном и объемном весе грунта;

- определах пластичности и текучести грунта;

- окоэффициентах трения режущего инструмента и материала трубы газопровода о сухойгрунт, о влажный грунт, о грунт, смоченный буровым раствором;

- опористости грунта.

Нормативныезначения прочностных и деформационных характеристик грунтов принимают согласноСНиП 2.02.01.

10.123 Способнаклонно-направленного бурения позволяет прокладывать газопроводы из стальных иполиэтиленовых труб как по прямолинейной, так и по криволинейной трассе.

Минимальнодопустимые радиусы изгиба:

-для стальных газопроводов  1200 dн;

- для газопроводовиз полиэтиленовых труб  25 dн, где dн - наружный диаметргазопровода.

10.124 Длягазопроводов из полиэтиленовых труб следует применять трубы с SDR не более 11 по ГОСТ Р 50838.Для прокладки газопроводов диаметром до 160 мм включительно рекомендуетсяприменять длинномерные трубы. При прокладке газопроводов сварку следуетвыполнять при помощи муфт с закладными нагревателями или встык нагретыминструментом согласно требованиям СП42-103. Допускается использование импортных полиэтиленовых труб,разрешенных к применению в установленном порядке.

10.125 Пристроительстве стальных газопроводов способом наклонно-направленного буренияприменяют изоляционные покрытия труб весьма усиленного типа, выполненные взаводских условиях в соответствии сГОСТ9.602 и состоящие из:

-адгезионного подслоя на основе сэвилена с адгезионно-активными добавками;

-слоя экструдированного полиэтилена:

для труб диаметром до 250 мм - толщина слоя неменее 2,5 мм, адгезия к стальной поверхности - не менее 35 Н/см, прочность приударе - не менее 12,5 Дж, отсутствие пробоя при испытательном электрическомнапряжении - не менее 12,5 кВ;

длятруб диаметром до 500 мм - толщина слоя не менее 3,0 мм, адгезия к стальнойповерхности - не менее 35 Н/см, прочность при ударе - не менее 15 Дж,отсутствие пробоя при испытательном электрическом напряжении - не менее 15,0кВ;

длятруб диаметром св. 500 мм - толщина слоя не менее 3,5 мм, адгезия к стальнойповерхности - не менее 35 Н/см, прочность при ударе - не менее 17,5 Дж,отсутствие пробоя при испытательном электрическом напряжении - не менее 17,5кВ.

Дляизоляции стыковых сварных соединений в условиях трассы рекомендуетсятрехслойная изоляция (эпоксидная смола, твердоплавкий клеевой слой и армированныйстекловолокном слой полиолефина) в виде термоусаживающихся манжет типа«Райхен», «Canusatube™», «Canusawrap™», «Wrapid Sleeve» и т.д.,предназначенных для изоляции сварных стыков стальных газопроводов в полевыхусловиях.

Допускаетсяизоляцию стыковых сварных соединений в условиях трассы выполнять:

-полимерными липкими лентами на основе поливинилхлорида, состоящими из слоев:

грунтовкибитумно-полимерной типа ГТ-760ин или полимерной типа ГТП-831;

не менее трех слоев ленты поливинилхлориднойизоляционного типа ПВХ-БК, ПВХ-Л, ПВХ-СК общей толщиной не менее 1,2 мм;

неменее одного слоя защитной обертки типа ПЭКОМ или ПДБ, общей толщиной не менее0,6 мм;

-полимерными липкими лентами на основе полиэтилена, состоящими из слоев:

грунтовкиполимерной типа П-001;

не менее двух слоев ленты полиэтиленовойдублированной типа Полилен или НКПЭЛ общей толщиной не менее 1,2 мм;

неменее одного слоя защитной обертки на основе полиэтилена типа Полилен-0толщиной не менее 0,6 мм.

Изоляционныепокрытия липкими лентами должны отвечать следующим требованиям:

-прочность при разрыве при температуре 20 °С не менее 18,0 МПа;

-относительное удлинение при температуре 20 °С не менее 200 %;

-температура хрупкости не выше минус 60 °С;

-адгезия при температуре 20 °С к стали - не менее 20 Н/см, ленты к ленте - неменее 7 Н/см, обертки к ленте - не менее 5 Н/см.

10.126 При прокладкегазопровода способом наклонно-направленного бурения применяются бурильныеустановки на пневмоколесном или гусеничном ходу, снабженные силовымиагрегатами, резервуарами и насосами для подачи бурового раствора,смонтированными непосредственно на установке или на специальных прицепах.

Крометого, для прокладки трубопровода необходимы:

-набор буровых штанг;

-буровая головка для прокладки пилотной скважины с укрепленным на ней резцом(ножом);

-расширители различных типов для выполнения обратного расширения буровогоканала;

-вертлюги и т.д.

Буровыештанги передают осевое усилие и крутящий момент от бурильной установки набуровую головку (расширитель). Внутренняя полость буровых штанг используетсядля подачи бурового раствора к зоне бурения, раствор служит для стабилизациистенок пилотной скважины (бурового канала), являясь своего рода смазкой,облегчающей разработку грунта и протаскивание труб с меньшими тяговыми усилиями.Разработанный грунт выносится буровым раствором в вырытые приямки.

10.127 Технологиябестраншейной прокладки газопроводов включает:

-на первом этапе - бурение пилотной скважины вращающейся буровой головкой сзакрепленным на ней резцом (рисунок 9,а);

- на втором этапе - расширение бурового канала вращающимсярасширителем до нужного диаметра, таких предварительных расширений может бытьнесколько до сформирования бурового канала необходимого диаметра (рисунок 9б);

- на третьем этапе - протаскивание газопровода по буровомуканалу (рисунок 9в).

Пристроительстве газопроводов незначительной длины (до 100 м) диаметром до 110 ммдопускается протаскивание газопровода с одновременным расширением буровогоканала.

http://www.ohranatruda.ru/ot_biblio/normativ/data_normativ/40/40511/x060.jpg

Рисунок 9 - Технологияпрокладки газопровода через водную преграду методом ННБ

10.128 Обязательнымусловием бурения является применение бурового раствора. Буровой растворпредставляет собой водную суспензию бентонита и химических добавок.

Основнымифункциями бурового раствора являются:

-охлаждение и смазка режущего инструмента и штанг;

-удаление грунта из буровой скважины;

-формирование прочных стенок пилотной скважины (бурового канала);

-создание избыточного давления внутри пилотной скважины (бурового канала) и темсамым предотвращение просачивания грунтовых вод в буровой раствор;

-стабилизация буровой скважины, предотвращающая ее обвал от давления окружающегогрунта.

Составбурового раствора выбирается в зависимости от типа грунтов; анализ грунтов дляопределения количественного и качественного состава бурового раствора,технология его приготовления и очистки, методики определения качества воды,бентонитовых порошков, химических добавок, следует выполнять согласнотребованиям ведомственных норм.

10.129 Сваренныйгазопровод перед протаскиванием должен быть испытан на герметичность согласнотребованиям проекта. После протаскивания газопровод должен быть повторноиспытан на герметичность.

Передпротаскиванием стального газопровода по буровому каналу проверяютдиэлектрическую сплошность изоляционного покрытия трубопровода искровымдефектоскопом на отсутствие пробоя при электрическом напряжении не менее 5 кВна 1 мм толщины защитного покрытия.

10.130 После окончанияпротаскивания газопровода по буровому каналу выполняют контрольные измерениясостояния изоляционного покрытия методом катодной поляризации с учетомследующих условий:

-трубопровод должен быть изолирован от всех токопроводящих объектов;

-неизолированные участки трубопровода не должны иметь контакта с землей;

-подключения к трубопроводу для электропитания и измерения потенциала должныбыть всегда раздельны;

-во время проведения измерений любые другие работы возле трубопроводазапрещаются.

Данныеизмерений следует сравнить с проектными. При обнаружении недопустимыхотклонений следует уточнить местонахождение дефектного участка изоляции ипринять меры по устранению дефекта.

Допускаетсяиспользование импортных материалов в качестве защитных покрытий, разрешенных кприменению в установленном порядке. Технология нанесения защитных покрытий наоснове импортных материалов должна соответствовать требованиям фирм,выпускающих эти материалы.

10.131 Порядок проведениянаклонно-направленного бурения (ННБ), а также методика расчета геометрическихпараметров скважины, усилий проходки и воздействий внешних нагрузок приводятсяв приложении Л.

Примерырасчета параметров при строительстве газопровода методом даны ННБ даны вприложении М.

ПОДЗЕМНЫЕ ПЕРЕХОДЫ ЧЕРЕЗ ОВРАГИ, БАЛКИ И ВОДНЫЕКАНАЛЫ

10.132 В проектепроизводства работ, как правило, должна быть разработана технологическая картана монтаж трубной плети (с указанием мест технологических захлестов ипоследовательности их сборки и сварки).

10.133 Строительствопереходов необходимо вести, как правило, без срезки грунта на строительнойполосе (во избежание эрозии) с применением специальных способов производстваработ (протаскивание плетей на крутых склонах, сварка одиночных труб в траншее,использование индивидуальных технологических схем, якорение машин и т.д.).

10.134 В местахпересечения траншеи с осушительными, нагорными, мелиоративными каналами(канавами) надлежит делать временные водопропуски с целью недопущенияпроникания воды в траншеи. После окончания работ каналы (канавы) необходимовосстановить.

10.135 Перед укладкойплети на переходе рекомендуется произвести контрольное нивелирование днатраншеи, а в случае необходимости дно траншеи доработать.

10.136 Монтаж плети напродольном уклоне во избежание ее сползания вниз по склону следует производитьснизу вверх с подачей труб (секций) сверху вниз, чем облегчается процесс сборкистыков.

10.137 Монтажтехнологических захлестов с целью минимизации остаточных напряженийпроизводится после окончания балластировки и засыпки газопровода.

ПЕРЕХОДЫ ГАЗОПРОВОДОВ НА ПЕРЕСЕЧЕНИЯХ С ПОДЗЕМНЫМИКОММУНИКАЦИЯМИ

10.138 Организации, эксплуатирующиеподземные коммуникации, должны до начала производства указанных работобозначить на местности оси и границы этих коммуникаций хорошо заметнымизнаками.

Местапересечения, как правило, должны быть вскрыты шурфами (шириной, равной ширинетраншеи, длиной по 2 м в каждую сторону от места пересечения) до проектныхотметок дна траншеи и, при необходимости, раскреплены.

10.139 Разработкагрунта экскаватором или другими землеройными машинами разрешается не ближе 2 мот боковой стенки и не ближе 1 м над верхом подземной коммуникации. Оставшийсягрунт дорабатывается пневмовакуумными установками или вручную без примененияударов (ломом, киркой, лопатой, механизированным инструментом) и с принятиеммер, исключающих повреждения коммуникаций при вскрытии. Мерзлый грунт долженбыть предварительно отогрет.

10.140 При обнаружениидействующих подземных коммуникаций и других сооружений, не обозначенных вимеющейся проектной документации, земляные работы приостанавливают, на местоработы вызывают представителей организаций, эксплуатирующих эти сооружения,одновременно указанные места ограждаются и принимаются меры к предохранениюобнаруженных подземных сооружений от повреждений.

10.141Вскрытыеэлектрические кабели и кабели связи защищают от механических повреждений ипровисания с помощью футляров из полиэтиленовых или металлических труб,подвешиваемых к брусу (рисунок 10).

http://www.ohranatruda.ru/ot_biblio/normativ/data_normativ/40/40511/x062.gif

1 - деревянный брус; 2 - кабель; 3 - футляр; 4 - подвеска из скруток проволоки; 5- прокладываемый газопровод

Рисунок 10 - Схемаподвешивания инженерных коммуникаций при пересечении с газопроводом

Асбестоцементныеи керамические трубы заключают в деревянные короба из досок толщиной 3 - 5 см иподвешивают. Концы бруса должны перекрывать траншею не менее чем на 0,5 м вкаждую сторону.

Приширине разрабатываемой траншеи более 1 м в местах пересечения с водопроводом,газопроводом, теплопроводом (при бесканальной прокладке) необходимо в целяхзащиты этих трубопроводов от повреждения и провисания подвесить их кдеревянному или металлическому брусу с помощью скруток из проволоки илистальных подвесок. При этом обеспечивают сохранность изоляции газопроводов, а вотношении водовода принимают меры против замораживания (при отрицательныхтемпературах воздуха).

Вовсех случаях тепловая изоляция защищается от увлажнения оберткойгидроизоляционными материалами. Толщина тепловой изоляции принимается впределах 50 - 100 мм в зависимости от продолжительности вскрытия и температурывоздуха.

10.142Укладкагазопровода на переходе через подземные коммуникации производится продольнымперемещением секции (трубы) в траншее под коммуникациями или соединениемодиночных труб в нитку непосредственно на дне траншеи.

10.143 На участкепересечения траншей, кроме разрабатываемых в просадочных грунтах, сдействующими подземными коммуникациями (газопроводами, кабелями и др.),проходящими в пределах глубины траншей, должна быть выполнена подсыпка поддействующие коммуникации немерзлым песком или другим малосжимаемым (модульдеформаций 20 МПа и более) грунтом по всему поперечному сечению траншеи навысоту до половины диаметра пересекаемого трубопровода (кабеля) или егозащитной оболочки с послойным уплотнением грунта. Размер подсыпки по верхудолжен быть, как правило, на 1 м больше диаметра пересекаемой коммуникации.

10.144 В местахпересечения газопроводом подземных осушительных систем (например, изкерамических труб) они временно демонтируются и восстанавливаются послепрокладки газопровода.

СПОСОБЫ СТРОИТЕЛЬСТВАПЕРЕХОДОВ ГАЗОПРОВОДОВ ПОД АВТО- И ЖЕЛЕЗНЫМИ ДОРОГАМИ, ТРАМВАЙНЫМИ ПУТЯМИ

10.145 Открытый(траншейный) способ строительства переходов под автомобильными дорогамивключает следующие способы организации работ:

-без нарушения интенсивности движения транспорта (с устройством объезда илипереезда);

- сперекрытием движения транспорта в два этапа на одной половине ширины дороги,затем на другой;

- скраткосрочным перекрытием движения транспорта по дороге (без устройства объездаили переезда).

10.146 При закрытом(бестраншейном) способе прокладки применяют следующие способы:

-прокалывание;

-продавливание;

-горизонтальное бурение;

-щитовая проходка.

10.147 Прокалываниеприменяется в дисперсных грунтах для футляров малых диаметров (до 300 мм). Этотметод не рекомендуется применять при неглубоком заложении (менее 2 м) футляраво избежание образования вертикального выпора грунта и нарушения полотнадороги.

Прокалывание,как правило, осуществляется путем статического силового воздействия(гидродомкратами).

10.148 Горизонтальноебурение применяется для газопроводов средних и больших диаметров (530 - 1220мм) 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 Продавливаниеявляется наиболее универсальным способом прокладки футляров и наилучшим образомобеспечивает сохранность дорожных насыпи и полотна.

Какправило, продавливание футляров осуществляется гидродомкратами.

10.150 Щитоваяпроходка применяется в полускальных и скальных грунтах, где невозможноприменить другие способы. При этом используются бетонные (железобетонные)трубы.

Щитоваяпроходка применяется также для прокладки футляров больших диаметров под пучокгазопроводов.

10.151 При наличиивысоких грунтовых вод на участке строительства перехода грунт следует осушитьметодом открытого водоотлива или способом закрытого понижения уровня грунтовыхвод.

Призакрытом способе понижения уровня грунтовых вод используются иглофильтры иводопонижающие установки. Для осушения мелкозернистых грунтов (пылеватых иглинистых песков, супесей, легких суглинков, илов и лессов) целесообразноприменять одноярусную двухрядную установку типа УВВ-2.

10.152 При прокладкезащитного футляра закрытым способом следует провести следующие подготовительныеработы:

-геодезическую разбивку места перехода и установку предупредительных знаков;

-водопонижение грунтовых вод (не менее 0,5 м от низа защитного футляра);

-планировку участка по обе стороны дороги;

-рытье рабочего и приемного котлованов с устройством необходимых креплений.

Технологияпрокладки включает следующие операции:

-монтаж упорных стенок в котловане;

-сварку защитного футляра (или подготовку элементов сборного защитного футляра кмонтажу с постепенным наращиванием в процессе проходки);

-монтаж буровой установки или оборудования для продавливания (прокола) защитногофутляра;

-прокладку защитного футляра.

10.153 На переходахчерез железные дороги в песках, крупнообломочных водонасыщенных сыпучих грунтахнеобходимо перед началом прокладки защитного футляра устанавливать страховочныерельсовые пакеты.

10.154Строительствопереходов газопроводов под дорогами закрытым способом следует выполнять всоответствии с проектом производства работ (ППР), согласованным с владельцемдороги.

10.155 Во время прокладки защитногофутляра под дорогами необходимо осуществлять постоянный геодезический надзор заосадками дорожной поверхности. Методика геодезических наблюденийустанавливается в ППР.

10.156 Для креплениявертикальных стенок котлованов глубиной до 3 м в связных грунтах оптимальнойвлажности при отсутствии или незначительном притоке грунтовых вод применяютинвентарные щиты сплошные или с прозорами. В несвязных грунтах и при сильномпритоке грунтовых вод применяются сплошные деревянные шпунтовые крепления.

Креплениестенок котлованов глубиной более 3 м осуществляется по индивидуальным проектам.

Вустойчивых грунтах нормальной влажности котлованы роют без устройствакреплений, но с откосами стенок 1:1 или 1:1,5.

ПРОКЛАДКА ЗАЩИТНЫХ ФУТЛЯРОВ ПОД АВТОДОРОГАМИОТКРЫТЫМ СПОСОБОМ С УСТРОЙСТВОМ ОБЪЕЗДА

10.157 До начала работ необходимо:

-выбрать и обустроить объездную дорогу или переезд, по которым будетосуществляться движение транспорта;

-установить ограждения, препятствующие движению транспорта и посторонних лиц научастке производства работ;

-установить предупреждающие, запрещающие и предписывающие дорожные знаки, атакже световые сигналы, видимые днем и ночью, которые запрещают движениетранспорта на перекрытом участке дороги. Места установки всех знаков необходимосогласовать с ГИБДД;

-нанести в натуре границы разработки дорожной насыпи и рытья траншеи;

-уточнить места расположения подземных коммуникаций совместно с представителямиорганизаций, владеющих этими коммуникациями;

-нанести в натуре границы разборки дорожных покрытий и разрытия насыпи, а такжетраншей за ее пределами, произвести разбивку трассы перехода.

10.158 Строительствообъездной дороги для временного движения автотранспорта выполняют в пределахграниц полосы, отведенной для дороги.

10.159 Дорожныепокрытия разбирают на ширину, превышающую ширину разрытия насыпи: приасфальтовом покрытии на 0,2 м (или 0,1 м на сторону), при булыжном илибрусчатом покрытии - на 0,6 м (или 0,3 м на сторону). Разборку дорожныхпокрытий допускается вести по линии границы разработки насыпи. Материалы отразобранных дорожных покрытий складывают в специально отведенных местах насооружаемом переходе.

10.160 Разработкутраншеи на участке перехода и раскапывание насыпи можно производитьодноковшовыми экскаваторами и бульдозерами.

10.161 Ширина траншеиопределяется в соответствии с требованиями ГОСТР 12.3.048.

10.162 Профиль траншеиниже подошвы насыпи зависит от гидрогеологических условий и может иметьпрямоугольную, трапециевидную или смешанную формы. Откосы выполняются всоответствии с требованиями ГОСТР 12.3.048 и настоящего СП.

10.163 Для креплениястенок глубоких траншей в грунтах повышенной влажности рекомендуются видыкрепи, указанные в таблице 22.

Кромераспорной крепи, возможно применение крепи анкерного типа.

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 него плети;

-совместно футляра с плетью; при этом на плеть «насаживают» футляр,предварительно оснастив ее опорами.

10.165 В траншею скреплеными стенками защитный футляр укладывают путем протаскиваниякранами-трубоукладчиками вдоль траншей под нижними распорками крепи.

10.166 Футляр,уложенный на дно траншеи, засыпается в пределах насыпи дороги грунтом спослойным трамбованием. Толщина одного слоя засыпки составляет 0,25 - 0,3 м.

Дляпослойного трамбования грунта применяют пневматические трамбовки. Трамбованиекаждого слоя необходимо осуществлять до тех пор, пока степень уплотнения его нестанет равной или большей плотности грунта дорожной насыпи. Засыпку защитногофутляра сначала осуществляют в пределах насыпи дороги, а затем по всей егодлине.

Эффективностьуплотнения грунтов зависит от их влажности. Оптимальная влажность уплотняемыхгрунтов находится в следующих пределах:

-пески - 8 - 12 %;

-крупнообломочный грунт - 9 - 15 %;

-песок мелкий - 16 - 22 %;

-глинистый грунт - 12 - 15 %;

-тяжелый суглинок - 16 - 20 %.

Чтобыпредотвратить повреждения изоляционного покрытия футляра, выполняютпредварительную присыпку его мелкозернистым грунтом. Присыпка должна вестисьодновременно с двух сторон, чтобы устранить возможный сдвиг защитного футляра соси газопровода. Присыпка ведется с трамбовкой грунта в пазухах во избежаниеовализации футляра.

Принеобходимости сухие грунты следует увлажнять перед трамбовкой.

10.167 Одновременно сзасыпкой защитного футляра производят разборку крепи траншеи в направленииснизу вверх.

10.168 После засыпкифутляра и восстановления насыпи дороги восстанавливают покрытия. Верхний слойдорог (дорог без покрытий) восстанавливают интенсивной трамбовкой.

Приэтом следует учитывать возможную осадку грунта в процессе эксплуатации дороги инеобходимость насыпки верхнего слоя несколько выше полотна дороги. Величинаосадки зависит от вида грунта и способов засыпки или возведения насыпи (таблица23).

Таблица 23

Грунт

Осадка насыпей высотой до 4 м при засыпке машинами, %

бульдозерами, самосвалами, автомобилями

одноковшовыми экскаваторами, траншеезасыпателями

Песок мелкий

3

4

Песок крупный

4

6

Крупноблочный, легкий суглинок

4

6

Тяжелый суглинок

8

10

Глинистый

9

10

ПРОКЛАДКА ЗАЩИТНЫХ ФУТЛЯРОВ ПОД АВТОДОРОГАМИОТКРЫТЫМ СПОСОБОМ С ПЕРЕКРЫТИЕМ ДВИЖЕНИЯ ТРАНСПОРТА НА ПОЛОВИНЕ ШИРИНЫ ДОРОГИ

10.169 Прокладказащитного футляра в два этапа с перекрытием движения транспорта на половинеширины дороги рекомендуется при пересечении газопроводом автомобильных дорог III и IV категорий сшириной полотна не менее 6 м.

Прокладываемыйзащитный футляр монтируется из двух секций, примерно равных половине его общейдлины.

10.170 Проезжую частьдороги делят на две зоны:

-на первой зоне перекрывают движение транспорта и производят работы, а по второйоткрывают двухстороннее движение с ограничением скорости;

-на закрытой для движения транспорта зоне дороги последовательно выполняют всеработы, предусмотренные настоящим разделом.

Передукладкой обе секции защитного футляра должны быть тщательно подогнаны междусобой. Концы секций во избежание попадания грунта перед укладкой их в траншею закрываютсязаглушкой, которую снимают перед их стыковкой между собой.

Поокончании работ по восстановлению насыпи на первой зоне дороги устраиваютвременное покрытие с учетом того, что грунт засыпки даст осадку в процессеработы на второй зоне (таблица 23).

10.171 Второй этапработы начинается одновременно с открытием движения по первой половине дороги.Все ограждения переносят на вторую половину дороги, закрывают по ней движениетранспорта и приступают к прокладке второй секции защитного футляра.

Концыобеих секций сваривают, сварной стык изолируют.

ПРОКЛАДКА ЗАЩИТНЫХ ФУТЛЯРОВ ПОД АВТОДОРОГАМИОТКРЫТЫМ СПОСОБОМ БЕЗ НАРУШЕНИЯ ИНТЕНСИВНОСТИ ДВИЖЕНИЯ С УСТРОЙСТВОМ ПЕРЕЕЗДА

10.172 Прокладказащитных футляров без нарушения интенсивности движения транспорта с устройствомпереезда рекомендуется под автомобильными дорогами I и II категорий путем устройствапереездных или инвентарных мостов.

10.173 Укладкуфутляров под настилом (мостом) производят методом протаскивания.

ПРОКЛАДКА ЗАЩИТНЫХ ФУТЛЯРОВ ПОД АВТОДОРОГАМИОТКРЫТЫМ СПОСОБОМ БЕЗ УСТРОЙСТВА ОБЪЕЗДА ИЛИ ПЕРЕЕЗДА

10.174 Прокладказащитного футляра открытым способом без устройства объезда или переезда свременным перекрытием движения транспорта возможна при пересечении газопроводомавтомобильных дорог с малой интенсивностью движения транспорта.

10.175 Дляпроизводства работ выбирается период в течение суток с наименее интенсивнымдвижением транспорта.

10.176 До перекрытиядвижения ведутся разработка траншеи на прилегающих к дороге участках с обеихсторон дороги, подготовка защитного футляра и плети к укладке, заготовкагрунта, щебня, гравия и др., обеспечивается наличие резервной техники иперсонала.

10.177 Разработкатраншей ведется без крепления стенок траншей с минимальными откосами. При этомнахождение людей в траншее запрещается.

10.178 Укладказащитного футляра производится с бермы траншеи краном-трубоукладчиком путем егонадвижки и опуска на дно траншеи. Возможна укладка футляра с «продетой» черезнего трубной плетью.

ОТКРЫТЫЙ СПОСОБ СТРОИТЕЛЬСТВА ПЕРЕХОДОВ ПОДЖЕЛЕЗНЫМИ ДОРОГАМИ

10.179 Открытый способстроительства используется на переходах под железными дорогами с малойинтенсивностью движения (лесовозные железные дороги; тупиковые, подъездные ит.п.).

10.180 Прокладкуоткрытым способом осуществляют без устройства переезда или с применениемвременных переездных мостов, изготовленных из рельсовых пакетов, илиинвентарных мостов, монтируемых на участке перехода из пакетов сварнойконструкции. Наиболее простыми в изготовлении и монтаже являются инвентарныемосты с использованием рельсовых пакетов для подвески несущих шпал, на которыеопираются путевые рельсы в границах длины расчетного пролета.

10.181 Временныеинвентарные переездные мосты могут быть применены при условии ограниченияскорости движения поезда до 25 км/ч. Переезды изготавливаются по типовымпроектам или специальному проекту.

10.182 Работы пораскопке насыпи и рытью траншеи выполняются в присутствии представителей службыпути. Устройство креплений выполняют сверху вниз по мере углубления траншеи.Разрешается разрабатывать грунт без крепления только на глубину, равную ширинеодной закладной доски.

10.183 При рытьетраншей рекомендуется соблюдать следующий порядок выполнения операций поустройству крепления:

-крепление стенок траншеи осуществлять в пределах балластного слоя на глубину 1- 1,5 м шпунтом, а ниже - досками толщиной 70 мм;

-доски закладывать за вертикальные стойки по мере углубления траншеи вплотную кгрунту и укреплять распорками;

-стойки крепления траншеи устанавливать не реже, чем через 1,25 м;

-распорки крепления располагать на расстоянии одна от другой по вертикали неболее 1 м; распорки закреплять на стойках бобышками сверху и снизу;

-верхние доски должны выступать, как правило, выше бровки траншеи на 10 см.

10.184 После укладки втраншею защитного футляра ее засыпают сначала в пределах насыпи, а затем повсей длине футляра. При этом траншеи, пересекающие железнодорожное полотно,засыпают песком с тщательным послойным уплотнением. При засыпке крепленияразбирают в обратном порядке, т.е. снизу вверх. Толщина слоя засыпки 25 - 30см. Порядок разборки креплений такой же, как при засыпке траншей, пересекающихавтомобильные дороги. После засыпки траншеи и разборки креплениявосстанавливают балластный слой. Затем осуществляют демонтаж переезда и засыпкущебнем углублений в тех местах, где находились несущие шпалы. Затем монтируютрельсы. Восстановление балластного слоя и верхнего строения железной дорогипроизводится силами железнодорожной бригады.

ПРОКЛАДКА ЗАЩИТНОГО ФУТЛЯРА ПРОДАВЛИВАНИЕМ

10.185 При прокладкезащитного футляра методом продавливания к его переднему концу привариваюткольцевой нож для уменьшения лобового сопротивления вдавливанию футляра в грунт(рисунок11). Скосы режущих кромокножей выполняют под углом 15 - 22°, при этом они могут быть изготовлены снаклоном внутрь или наружу.

Наиболеечасто применяют расширительные ножи серпообразного или кольцевого сечения. Ножисерпообразного сечения позволяют создавать серпообразный зазор в верхней частигоризонтальной скважины на 0,60 - 0,75 длины ее окружности, что способствуетсохранению направления проходки.

http://www.ohranatruda.ru/ot_biblio/normativ/data_normativ/40/40511/x064.gif

1 - внутреннее кольцо; 2 - наружное кольцо; 3 - наплавка; 4 - прокладываемый футляр

Рисунок 11 - Устройствокольцевого ножа на конце футляра

Дляуменьшения сил трения, возникающих между стенкой защитного футляра и грунта,необходимо обеспечить зазор между футляром и скважиной. Для формирования такогозазора наружный диаметр кольцевых ножей Dk принимают на 30- 60 мм больше наружного диаметра прокладываемого защитного футляра (рисунок 11, таблица 24).

10.186Припродавливании особо уделяется внимание прочности задней (упорной) стенки,воспринимающей упорные реакции усилий подачи, развиваемых гидродомкратнойустановкой. Конструкции типовых упорных стенок (при расстоянии h от поверхностиземли до оси трубы более 2,4 м) в различных грунтах приведены на рисунке 12.

10.187 По окончанииотрывки рабочего котлована и крепления стенок дно котлована выравнивают иразмещают направляющие конструкции, агрегаты и узлы установки продавливанияфутляра.

Примонтаже направляющих конструкций в рабочем котловане особое внимание обращаютна правильное их размещение в горизонтальной и вертикальной плоскостях, так какэто обеспечивает сохранение заданного направления прокладки и минимальноеотклонение фактического положения оси защитного футляра от проектного.

Длясохранения направления прокладки применяют вертикальные и 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 итранспортировка грунта могут производиться также механизированным устройством(грунтозаборной капсулой).

10.190 Процесспродавливания футляра включает следующие операции:

-укладка первого звена футляра длиной 3 - 6 м с лобовой обделкой (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

http://www.ohranatruda.ru/ot_biblio/normativ/data_normativ/40/40511/x066.jpg

Тип I и II - для слабых грунтов (  18°); тип III и IV - для средних грунтов (  18 - 30°); тип VVI и VII - для прочных грунтов ( >30°)

1 - шпунт металлический шк-1; 2 - шпунтовая крепь; 3 - бревна диаметром 160 мм; 4 - опорный пакет; 5 - балкадвутавровая № 16; 6 - сваи деревянные диаметром 200 мм; 7 -деревянные брусья 160 160 мм; 8 - бетонные блоки; 9 - опорный башмак

Рисунок 12 - Конструкциитиповых упорных стенок в различных грунтах

Послевыбора хода штока гидродомкрата между нажимной заглушкой и домкратом вставляютнажимные патрубки.

Продвижениезащитного футляра и смену нажимных патрубков осуществляют до тех пор, покапервое звено футляра не будет полностью вдавлено в грунт под насыпью. Послеэтого штоки гидродомкратов отводят назад вместе с заглушкой, одновременноудаляют и нажимные патрубки.

Наосвободившееся от патрубков место укладывают второе звено, которое центрируют иприсоединяют к первому звену защитного футляра сваркой.

10.191 Дляпроизводства сварочных работ в котловане сооружается приямок, в которомразмещаются сварщики. Если в приямке накапливается вода, то ее время от времениудаляют насосом.

10.192 В наборетехнологического оборудования необходимо иметь круг-заслонку, котораяустанавливается в футляре и перекрывает его полость в случае опасности утечкиобводненных грунтов дорожной насыпи через футляр.

http://www.ohranatruda.ru/ot_biblio/normativ/data_normativ/40/40511/x068.jpg

1 - насосная станция; 2 - газопровод; 3 - рабочий котлован; 4 - водоотводной лоток; 5 -защитный футляр; 6 - лобоваяобделка (нож); 7 - приемный котлован; 8 - приямок для сварки защитного футляра; 9 - направляющая рама; 10 - нажимной патрубок; 11 -нажимная заглушка; 12 - гидродомкраты;13 - башмак; 14 - упорная стенка

Рисунок 13 - Схема установкис гидродомкратами

10.193 В принятойпоследовательности все операции повторяют до тех пор, пока лобовой конецпервого звена не войдет в приемный котлован. При необходимости защитный футлярнаращивают до проектной длины со стороны приемного котлована либо с обеих сторондороги.

ПРОКЛАДКА ЗАЩИТНОГО ФУТЛЯРА ПРОКАЛЫВАНИЕМ

10.194 Прокладказащитных футляров прокалыванием осуществляется статическим и динамическимметодами.

Методыпрокалывания применяют для прокладки защитных футляров диаметром до 300 мм всуглинистых и глинистых грунтах нормальной влажности, не содержащих твердыхвключений. При этом прокладываемая труба-футляр или специальное устройство,снабженные наконечниками, вдавливаются в грунт под воздействием напорных усилий(рисунок 14).

10.195 Наконечникимонтируются на переднем конце прокладываемой трубы-футляра и предназначены дляуменьшения сопротивлений, возникающих при деформации грунта, и снижения силтрения при движении трубы-футляра в грунте. Это достигается тем, что наружныйдиаметр наконечника принимают на 20 - 50 мм больше диаметра прокладываемогофутляра, благодаря чему между стенкой скважины и футляром создается некоторыйзазор.

10.196 Для прокладкизащитных футляров прокалыванием в основном применяются конусные наконечники(рисунок 15абвгд) ирасширительные пояса с заглушками (рисунок 15кл).

Принебольшой длине прокладки применяют прокалывание открытым концом прокладываемойтрубы-футляра без какого-либо наконечника (рисунок 15ж) илис расширительным кольцом, приваренным к трубе-футляру (рисунок 15з). В этих случаяхпрокладываемый кожух открытым концом вдавливается в грунт, который в виде кернапроникает в полость футляра, образуя плотную пробку.

Обычнопосле окончания прокладки конец футляра с грунтовой пробкой отрезают, так какдля ее удаления требуются большие усилия.

10.197 Для прокладкифутляров в глинистых и лессовых грунтах с пониженной влажностью применяютконусный наконечник с отверстиями (рисунок 15е), которыйпозволяет осуществлять предварительное увлажнение грунта в зоне прокола.

http://www.ohranatruda.ru/ot_biblio/normativ/data_normativ/40/40511/x070.jpg

1 - конусный наконечник; 2 -приямок для сварки звеньев футляра в потолочном положении; 3 - приямок для стока грунтовых вод; 4 -труба-футляр; 56 - направляющая рама; 7- набор нажимных патрубков; 8 -гидродомкрат; 9 - опорныйбашмак; 10 - упорнаястенка;11 - насосная станция; 12 - трубки высокого давления; 13 - торцовая нажимная заглушка; 14 - рабочий котлован; 15 - водоотводной лоток; 16 - приемный котлован

Рисунок 14 - Схема прокладкизащитных футляров прокалыванием

http://www.ohranatruda.ru/ot_biblio/normativ/data_normativ/40/40511/x072.jpg

аб,в - конусныенаконечники; г - конусныйнаконечник с эксцентриситетом; д- конусный наконечник с направляющей иглой; е -конусный наконечник с отверстиямидля увлажнения грунта; ж - открытыйконец футляра без наконечника; з- открытый конец кожуха с кольцом из круглой стали; и - кольцевой нож с наружным скосомрежущих кромок; к - кольцевойнож с наружным скосом режущих кромок и приварной заглушкой; л - нож серпообразного сечения сприварной заглушкой

Рисунок 15 - Конструкцииконусных наконечников

Напорныеусилия, необходимые для продвижения в грунте трубы-футляра с наконечником любойконструкции, создаются гидродомкратными установками, тяговыми лебедками,виброударными и вибрационными молотами.

Длясохранения направления прокладки применяют вертикальные и горизонтальныенаправляющие рамы.

Длямонтажа установки на месте сооружения перехода по обе стороны дороги роютрабочий и приемный котлованы.

Процесспрокалывания аналогичен процессу продавливания с той разницей, что не требуетсяразрабатывать и удалять грунт из футляра, так как он туда не поступает.Оборудование применяется такое же, что при продавливании.

Диаграммазависимости нажимных усилий от длины проходки при прокладке футляров разныхусловных диаметров Dy прокалыванием в песчаных и глинистых грунтах приведена нарисунке 16.

10.198Динамическиеметоды прокладки труб-футляров основаны на движении труб-футляров в грунте подвоздействием знакопеременных колебательных нагрузок. Могут быть использованывысокочастотные вибрационные и низкочастотные виброударные установки.

http://www.ohranatruda.ru/ot_biblio/normativ/data_normativ/40/40511/x074.jpg

Рисунок 16 - Диаграммазависимости нажимных усилий от длины проходки при прокладке футляров

МОНТАЖВНУТРЕННИХ ГАЗОПРОВОДОВ И ГАЗОИСПОЛЬЗУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ

10.199 Основнымивидами работ при монтаже внутренних систем газопотребления зданий всехназначений являются:

-сборка внутренних газопроводов из трубных заготовок и монтажных узловзаводского (ЦЗЗ, ЦЗМ) изготовления;

-присоединение газоиспользующего оборудования к газопроводам;

-испытание смонтированной системы на герметичность.

10.200 Внутренниегазопроводы рекомендуется монтировать из трубных заготовок, монтажных узлов идеталей, изготовленных в ЦЗЗ (ЦЗМ) строительно-монтажных организаций попроектам или схемам замеров с максимально возможным использованием типовыхузлов и деталей. В таблице 25приведен примерный перечень основного оборудования для производства стальныхтрубных заготовок.

Таблица 25

Наименование механизма

Марка

Отмерное устройство

РОА и др.

Трубоотрезной механизм

ВМС-35а

Резьбонарезной механизм

ВМС-2а

Механизм для навертывания соединительных частей

ВМС-48

Трубогибочный станок

ВМС-23В

ГСТМ-21М

Шланговый полуавтомат

А-547-У и др.

Машина для стыковой сварки

МСР-50,

МСР-75,

МТП-100 и др.

10.201 Изготовление стальных трубных заготовок рекомендуетсяпроизводить поточным методом в следующей технологической последовательности:

-разметка и отрезка труб;

-нарезка резьбы;

-сверление и обработка отверстий под сварные соединения;

-изготовление раструбов;

-выполнение гнутых деталей;

-сварка и сборка монтажных узлов;

-окраска узлов и деталей, комплектация;

-изготовление деталей крепления газопроводов к стенам здания.

10.202 Приизготовлении деталей и сборке узлов мастер осуществляет пооперационный контрольза качеством работ при выполнении всех технологических операций.

10.203 Изготовленныедетали и узлы должны быть, как правило, промаркированы по каждому объекту, пригазификации жилых зданий - по каждому дому, подъезду, квартире.

10.204 Запорнаяарматура до установки в монтажный узел (или до поставки на объект) должна быть,как правило, расконсервирована и подвергнута ревизии. При этом производятполное удаление консервирующей смазки, проверяют сальниковые и прокладочныеуплотнения.

Запорнаяарматура, не предназначенная для газовой среды, должна быть, как правило,притерта и испытана на прочность и плотность материала и герметичность затвора.Нормы испытаний приведены в таблице26.Продолжительность испытаний - в течение времени, необходимого для выявлениядефектов, но не менее 1 мин на каждое испытание.

Герметичностьзатвора должна соответствовать ГОСТ9544.

Пропусксреды через металл, сальниковые и прокладочные уплотнения не допускается.

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

-

»

10.205 Монтаж внутреннего газооборудования рекомендуетсяпроизводить после выполнения следующих работ:

-устройства междуэтажных перекрытий, стен, полов, перегородок, на которых будутмонтироваться газопроводы, арматура, газовое оборудование и приборы;

-устройства отверстий, каналов и борозд для прокладки газопроводов вфундаментах, стенах, перегородках и перекрытиях;

-отштукатуривания стен в кухнях, топочных и других помещениях, в которыхпредусмотрена установка газового оборудования;

-установки ванн, моек, раковин и другого сантехнического оборудования;

-устройства отопительной системы (при установке автономного отопительногогазоиспользующего оборудования);

-проверки и очистки дымоходов;

-устройства системы вентиляции;

-установки футляров для прокладки газопроводов через стены и перекрытия.

Вподготовленном к монтажу здании или сооружении должна быть, как правило,обеспечена возможность подключения электроэнергии к электрифицированномуинструменту и сварочным агрегатам.

10.206 Выполнениеработ по монтажу внутренних газопроводов рекомендуется производить в следующейпоследовательности:

-прокладка вводов;

-разметка мест установки креплений газопроводов и газоиспользующегооборудования;

-пристрелка средств крепления газопроводов и газоиспользующего оборудования спомощью строительно-монтажного пистолета или сверление отверстий, установкасредств крепления;

-сборка газопровода от ввода до мест присоединения к газоиспользующемуоборудованию;

-испытание газопровода на герметичность на участке от отключающего устройства навводе в здание до отключающего устройства перед газоиспользующим оборудованием;

-установка газоиспользующего оборудования;

-присоединение отопительного газоиспользующего оборудования к дымоходам;

-присоединение газоиспользующего оборудования к газопроводу и водопроводу (дляотопительного газоиспользующего оборудования);

-испытание газопровода на герметичность совместно с установленнымгазоиспользующим оборудованием.

10.207 Прокладкугазопроводов и способ соединения труб предусматривают в соответствии стребованиямиСНиП42-01, размещение газоиспользующего оборудования, а также отключающихустройств и арматуры - в соответствии с положениями настоящего СП.

10.208 Входнойконтроль качества труб и соединительных деталей производят в соответствии сположениями СП42-102.

Вобщий объем входного контроля качества газоиспользующего оборудования входитпроверка:

-наличия паспорта завода-изготовителя;

-комплектности поставки;

-наличия всех крепежных деталей и степени их затяжки;

-жесткости крепления газо- и водопроводов, наличия заглушек на их присоединительныхконцах;

-наличия и качества антикоррозионных и защитно-декоративных покрытий;

-возможности и надежности установки ручек на стержни кранов, легкости открытия изакрытия кранов, фиксирования кранов в закрытом положении, удобства пользованиядругими органами управления аппаратами;

-надежности крепления датчиков автоматики безопасности;

-установочных размеров и качества резьбы присоединительных патрубков газа иводы;

-отсутствия острых кромок и заусенцев на наружных и съемных деталях;

-герметичности газопроводных и водопроводных деталей;

-соответствия размеров диаметров сопел виду и давлению сжигаемого газа.

10.209 При установкегазоиспользующего оборудования, присоединении его к газовым сетям иотопительным системам, а также при установке автоматики иконтрольно-измерительных приборов, прокладке импульсных газопроводов, крометребований проекта, следует выполнять требования по монтажузаводов-изготовителей.

10.210 Прокладкуимпульсных линий следует предусматривать в соответствии с требованиями СНиП 3.05.07.

10.211 При прокладкегазопровода через стену расстояние от сварного шва до футляра должно быть, какправило, не менее 50 мм.

10.212 Футляр,устанавливаемый в перекрытии, должен, как правило, выступать выше пола на 50 мми быть заподлицо с потолком; заделываемый в стену - заподлицо с обеих сторонстены.

10.213 Участокгазопровода, прокладываемый в футляре, окрашивают до его монтажа.

Пространствомежду газопроводом и футляром заполняют битумом или промасленной паклей. Футлярзакрывается алебастром, гипсом или цементом. Пространство между футляром истеной или перекрытием плотно заделывают цементом или алебастром на всю толщинустены или перекрытия.

10.214 Участкигазопроводов, проложенные в футлярах, не должны иметь стыковых, резьбовых ифланцевых соединений, а проложенные в каналах со съемными перекрытиями и вбороздах стен - резьбовых и фланцевых соединений.

10.215 Креплениеоткрыто прокладываемых газопроводов к стенам зданий предусматриваюткронштейнами, хомутами, крючьями.

10.216 Отклонениестояков и прямолинейных участков газопроводов от проектного положениядопускается не более 2 мм на 1 м длины газопровода, если другие нормы необоснованы проектом.

Приотсутствии в проекте данных о расстоянии между трубой и стеной это расстояниедолжно быть, как правило, не менее радиуса трубы.

10.217 Расстояниемежду кольцевым швом газопровода и швом приварки патрубка должно быть, какправило, не менее 100 мм.

Приврезках ответвлений диаметром до 50 мм на внутренних газопроводах (в том числеимпульсных линиях), а также в ГРП и ГРУ расстояние от швов ввариваемых штуцеровдо кольцевых швов основного газопровода должно быть не менее 50 мм.

10.218 Газопровод кплите допускается прокладывать на уровне присоединительного штуцера. При этомотключающий кран следует устанавливать на расстоянии не менее 0,2 м сбоку отплиты. При верхней разводке отключающий кран должен быть установлен на опуске кплите на высоте 1,5 - 1,6 м от пола.

10.219 При монтаже навнутридомовых газопроводах отключающих устройств (кранов) следуетпредусматривать после них (считая по ходу газа) установку сгонов.

10.220 Краны нагоризонтальных и вертикальных газопроводах устанавливаются так, чтобы осьпробки крана была параллельна стене, установка упорной гайки в сторону стены недопускается.

10.221 Для уплотнениярезьбовых соединений наряду с льняной прядью по ГОСТ 10330, пропитанной свинцовымсуриком по ГОСТ19151, замешанным на олифе по ГОСТ 7931, рекомендуетсяприменять ФУМ-ленту, фторопластовые и другие уплотнительные материалы типа «Loctite» при наличии на них паспорта илисертификата соответствия.

Дляфланцевых соединений рекомендуется использовать прокладочные листовые материалытипа паронит марки ПМБ по ГОСТ 481, алюминийпо ГОСТ 13726или ГОСТ 21631,медь M1 или М2 по ГОСТ 495 и др. приналичии на них паспорта или сертификата соответствия.

10.222Газоиспользующее оборудование устанавливают на места, предусмотренные проектом.Менять места их установки без согласования с организацией, разработавшейпроект, не рекомендуется.

Установкугазоиспользующего оборудования производят строго вертикально по уровню иватерпасу.

10.223 Проточныеводонагреватели крепят к стенам на подвесках - металлических планках,заделываемых в стены на цементном растворе.

Расстояниеот пола до горелки водонагревателя рекомендуется принимать 90 - 120 см.

10.224 Монтажвнутренних газопроводов и газоиспользующего оборудования при газоснабжении СУГот резервуарных и групповых баллонных установок производят в соответствии стребованиями настоящего раздела.

Индивидуальныебаллонные установки, устанавливаемые внутри зданий, размещают на расстоянии неменее 1 м от газового прибора, радиатора отопления, печи. Установка баллоновпротив топочных дверок печей и плит не допускается. Баллон рекомендуетсяприкрепить к стене скобами или ремнями.

10.225 Испытаниявнутренних газопроводов на герметичность и исправление обнаруженных дефектовпроизводят в соответствии с требованиями СНиП 42-01.

Приобнаружении утечек в резьбовых соединениях эти соединения следует разобрать исобрать вновь. Устранение утечек путем уплотнения льняной пряди или окраской недопускается.

10.226 В процессемонтажа производителю работ рекомендуется проводить пооперационный контрольпроектных уклонов газопроводов, расстояний от стен и других газопроводов,вертикальность стояков, расстояний между креплениями, а также исправностидействия арматуры, надежности крепления труб и газового оборудования,укомплектованности газового оборудования, качества резьбовых и сварныхсоединений.

КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА РАБОТ

10.227 Организациюконтроля качества строительно-монтажных работ при сооружении системгазораспределения рекомендуется предусматривать в соответствии с требованиями СНиП 3.01.01,СНиП 42-01,«Правил безопасности в газовом хозяйстве» Госгортехнадзора России и положенияминастоящего раздела.

10.228 Система контроля качествастроительно-монтажных работ должна предусматривать:

-проведение производственного контроля качества работ;

-проведение ведомственного контроля за качеством работ и техникой безопасности;

-проведение технического надзора со стороны эксплутационной организации;

-контроль со стороны органов Госгортехнадзора России.

Порешению заказчика в систему контроля качества работ могут быть включенытехнический надзор со стороны заказчика и авторский надзор организации,разработавшей проект газоснабжения.

10.229Производственный контроль качества работ может производитьсястроительно-монтажной организацией на всех стадиях строительства.

Объемыи методы контроля выполняемых работ должны соответствовать требованиям СНиП 42-01СП42-102СП42-103 и данного СП.

10.230Производственный контроль качества работ должен обеспечивать:

-ответственность специалистов и рабочих строительно-монтажной организации закачество выполняемых работ;

-выполнение работ в соответствии с проектом;

-соблюдение требований нормативных документов, утвержденных в установленномпорядке;

-производство работ в соответствии с применяемыми при строительстве объектатехнологиями;

-предупреждение брака при производстве работ;

-правильное и своевременное составление исполнительной документации;

-выполнение требований по охране труда и технике безопасности при производстверабот.

10.231Производственный контроль качества должен включать:

-входной контроль рабочей документации, оборудования, материалов и техническихизделий;

-операционный контроль технологических операций;

-приемочный контроль отдельных выполненных работ.

10.232 Входнойконтроль качества работ должен производиться лабораториямистроительно-монтажных организаций, оснащенных техническими средствами,обеспечивающими достоверность и полноту контроля.

10.233 Операционныйконтроль качества должен производиться производителем работ (мастером,прорабом) в ходе выполнения технологических операций.

Операционныйконтроль качества должен производится при выполнении земляных, сварочных,изоляционных, монтажных работ, а также работ по испытанию газопроводов нагерметичность.

Операционныйконтроль рекомендуется производить по схемам, составляемым для каждого из видовконтролируемых работ.

Примерсхемы операционного контроля приведен в приложении Н настоящего СП.

10.234 При приемочномконтроле следует производить проверку качества выполненных работ. Результатыприемочного контроля оформляются записями в строительном паспорте, актами,протоколами испытаний.

11 ПРОИЗВОДСТВО ИСПЫТАНИЙ

ОБЩИЕПОЛОЖЕНИЯ

11.1 Законченныестроительством или реконструкцией наружные и внутренние газопроводы (далее -газопроводы) и оборудование ГРП испытываются на герметичность внутреннимдавлением воздухом в соответствии с требованиями СНиП 42-01 и настоящего раздела.

11.2 Испытанияпроизводят после установки арматуры, оборудования, контрольно-измерительныхприборов. Если арматура, оборудование и приборы не рассчитаны на испытательноедавление, то вместо них на период испытаний следует устанавливать катушки,заглушки, пробки.

11.3 Надземныеучастки длиной до 10 м на подземных газопроводах испытываются по нормамподземных газопроводов.

Присовместном строительстве вводов диаметром до 100 мм с распределительнымигазопроводами их испытывают по нормам, предусмотренным для распределительныхгазопроводов.

11.4 Испытание газопроводови оборудования ГРП и ГРУ производят по нормам испытаний на стороне входногодавления газа или по частям:

-до регулятора давления - по нормам испытаний на стороне входного давления газа;

-после регулятора давления - по нормам испытаний на стороне выходного давлениягаза.

11.5 Испытания газопроводов паровойфазы СУГ производят по нормам, предусмотренным для испытаний газопроводовприродного газа.

11.6 Для проведенияиспытания газопровод разделяют на участки длиной не более указанной в таблицах 2737, ограниченные арматурой или заглушками. Арматураможет быть использована в качестве ограничительного элемента, если онарассчитана на испытательное давление и имеет герметичность не ниже класса «А»по ГОСТ9544.

11.7 Еслииспытываемый газопровод состоит из участков с разными внутренними диаметрами,величина диаметра определяется по формуле (27)

http://www.ohranatruda.ru/ot_biblio/normativ/data_normativ/40/40511/x076.gif                                                (27)

где d1d2, ..., dn - внутренниедиаметры участков газопровода, мм;

l1l2, …, ln - длиныучастков газопроводов соответствующих диаметров, м.

Втаблицах 27 - 37 указывается номинальное - усредненное значениевеличины внутреннего диаметра для стальных, медных и полиэтиленовых труб.

11.8 Подземныегазопроводы до начала испытаний после их заполнения воздухом рекомендуетсявыдерживать под испытательным давлением в течение времени, необходимого длявыравнивания температуры воздуха в газопроводе с температурой грунта, но неменее 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, общественныхи бытовых непроизводственного назначения, административных зданий испытываютсяна участке от отключающего устройства на вводе в здание до кранов газовыхприборов и оборудования.

Приустановке дополнительных газовых приборов испытание новых участков газопроводовк этим приборам при их длине до 5 м допускается производить газом (рабочимдавлением) с проверкой всех соединений газоиндикаторами или мыльной эмульсией.

11.10 Внутренниегазопроводы котельных, общественных и бытовых зданий производственногоназначения, производственных зданий следует испытывать на участке ототключающего устройства на вводе до отключающих устройств у газовых горелок.

11.11 Газопроводыобвязки резервуара СУГ при раздельном испытании их с резервуаром СУГдопускается испытывать в соответствии с требованиями настоящего раздела.

11.12 Герметичностьарматуры, газопроводов и присоединительных рукавов индивидуальных баллонныхустановок СУГ, а также присоединительные рукава газоиспользующего оборудованияи контрольно-измерительных приборов разрешается проверять рабочим давлениемгаза с применением газоиндикатора или мыльной эмульсии.

11.13 Манометрыкласса точности 0,15 рекомендуется применять для проведения испытанийгазопроводов всех диаметров и давлений.

11.14 Манометрыкласса точности 0,4 рекомендуется применять для проведения испытаний:

-подземных (наземных) газопроводов:

низкогои среднего давления;

высокогодавления (св. 0,3 МПа до 0,6 МПа) в поселениях - диаметром не более 700 мм;

высокогодавления (св. 0,6 МПа до 1,2 МПа) межпоселковых - диаметром не более 600 мм;

-надземных и внутренних газопроводов всех диаметров и давлений.

11.15 Манометры класса точности 0,6рекомендуется применять для проведения испытаний:

-подземных (наземных) газопроводов:

низкого давления, среднего давления - диаметром неболее 150 мм в поселениях и не более 200 мм для межпоселковых;

придавлении св. 0,3 МПа до 0,6 МПа - диаметром не более 125 мм в поселениях и неболее 150 мм для межпоселковых;

придавлении св. 0,6 МПа до 1,2 МПа - не более 80 мм для поселений и не более 100мм для межпоселковых газопроводов;

-надземных и внутренних газопроводов:

низкогодавления - диаметром не более 100 мм;

среднегодавления - диаметром не более 50 мм;

при давлении св. 0,3 МПа до 0,6 МПа - не более 40мм в поселениях и не более 25 мм для межпоселковых.

11.16Рекомендуетсяпри проведении испытаний на герметичность не ограничивать максимальнодопустимую длину газопровода, диаметр которого не превышает значений, указанныхв таблице27.

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 3637)

ИСПЫТАНИЕ ГАЗОПРОВОДОВНИЗКОГО ДАВЛЕНИЯ

11.17Максимальнуюдлину подземных (наземных) газопроводов низкого давления в поселениях дляпроведения испытаний при величине испытательного давления 0,6 МПа рекомендуетсяпринимать по таблице 28.

Таблица 28

Класс точности манометра

Рекомендуемая максимальная длина, км, подземного газопровода при номинальном диаметре (мм)

250

300

350

400

500

600

700

800 и более

0,15

13,3

9,2

6,7

5,2

3,4

2,4

1,8

1,0

0,4

5,0

3,4

2,5

2,0

1,3

1,0

1,0

1,0

0,6

3,3

2,3

1,7

1,3

-

-

-

-

Примечание. Знак «-» означает, что применение манометров класса точности 0,6 для испытания данных газопроводов не рекомендуется.

11.18 Максимальную длину надземных и внутренних газопроводовнизкого давления в поселениях для проведения испытаний рекомендуется приниматьпо 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.

ИСПЫТАНИЯ ПОДЗЕМНЫХ(НАЗЕМНЫХ) ГАЗОПРОВОДОВ СРЕДНЕГО И ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ

11.19Прииспользовании манометров класса точности 0,15 рекомендуется приниматьмаксимальную длину испытуемого участка для газопроводов в поселениях по таблице30, а для межпоселковых - потаблице 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

6,7

4,7

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