На главную
На главную
/ / Технические нормативы

СНиП 42-01-2002 «Газораспределительные системы»

Системанормативных документов в строительстве

СТРОИТЕЛЬНЫЕНОРМЫ И ПРАВИЛА РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕСИСТЕМЫ

СНиП42-01-2002

ГОСУДАРСТВЕННЫЙКОМИТЕТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ПО СТРОИТЕЛЬСТВУ И ЖИЛИЩНО-КОММУНАЛЬНОМУ КОМПЛЕКСУ
(ГОССТРОЙ РОССИИ)

Москва
2003

ПРЕДИСЛОВИЕ

1 РАЗРАБОТАНЫ коллективом ведущих специалистов ОАО«ГипроНИИгаз», ОАО «МосгазНИИпроект», ЗАО «Надежность», ОАО «Росгазификация»,ОАО «Запсибгазпром», ОАО «ВНИИСТ», Госгортехнадзора России, Госстроя России иряда газораспределительных хозяйств России при координации ЗАО «Полимергаз»

2 ВНЕСЕНЫ Управлениемстандартизации, технического нормирования и сертификации Госстроя России

3 ПРИНЯТЫ И ВВЕДЕНЫ ВДЕЙСТВИЕ с 1 июля 2003 г. постановлением Госстроя России от 23 декабря 2002 г.№ 163

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

ВВЕДЕНИЕ

Настоящие строительные нормы и правила содержат техническиетребования, обязательные при проектировании и строительстве новых иреконструируемых газораспределительных систем, предназначенных для обеспеченияприродным и сжиженным углеводородными газами потребителей, использующих газ вкачестве топлива, а также внутренних газопроводов, и устанавливают требования ких безопасности и эксплуатационным характеристикам.

В соответствии с СНиП10-01 основными особенностями настоящих норм и правил являются:

приоритетность требований, направленных на обеспечениенадежной и безопасной эксплуатации систем газораспределения;

защита охраняемых законом прав и интересов потребителейстроительной продукции путем регламентирования эксплуатационных характеристиксистем газораспределения;

расширение возможностей применения современных эффективныхтехнологий, новых материалов и оборудования для строительства новых ивосстановления изношенных систем газораспределения;

гармонизация с зарубежными нормативными документами.

Конкретные рекомендации, выполнение которых обеспечиваетсоблюдение требований настоящих строительных норм и правил, приводятся в сводахправил:

СП42-101 «Общие положения по проектированию и строительствугазораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб»;

СП42-102 «Проектирование и строительство газопроводов из металлических труб»;

СП42-103 «Проектирование и строительство газопроводов из полиэтиленовых труби реконструкция изношенных газопроводов».

СНиП 42-01 -2002 согласован Госгортехнадзором России, ГУГПСМЧС России и другими заинтересованными организациями и представлен наутверждение в Госстрой России акционерным обществом «Полимергаз».

В разработке настоящих строительных норм и правил принялиучастие:

Вольнов Ю.Н., ГабелаяР.Д., Гашилов В.М., Голик В.Г., Гусева Н.Б., Зайцев К.И., Кайгородов Г.К.,Линев В.П., Маевский М.А., Недлин М.С., Пальчиков С.А., Платонов О.В.,Рождественский В.В., Сафронова И.П., Сессин И.В., Сорокин А.А., Удовенко В.Е.,Царьков В.Н., Чирчинская Г.П., Шишов Н.А., Шурайц А.Л.

СТРОИТЕЛЬНЫЕ НОРМЫ И ПРАВИЛА РОССИЙСКОЙФЕДЕРАЦИИ

ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕСИСТЕМЫ

GAS DISTRIBUTION SYSTEMS

Датавведения 2003-07-01

1 ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

Настоящие нормы и правила распространяются на новые иреконструируемые газораспределительные системы, предназначенные для обеспеченияприродным и сжиженным углеводородными газами потребителей, использующих газ в качестветоплива, а также внутренние газопроводы, и устанавливают требования к ихбезопасности и эксплуатационным характеристикам.

2 НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

В настоящих нормах и правилах использованы ссылки нанормативные документы, перечень которых приведен в приложении А.

3 ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

В настоящем нормативном документе применяют следующиетермины и их определения.

Газораспределительнаясистема - имущественный производственный комплекс,состоящий из технологически, организационно и экономически взаимосвязанныхобъектов, предназначенных для транспортировки и подачи газа непосредственно егопотребителям.

Газораспределительнаясеть - система наружных газопроводов от источника доввода газа потребителям, а также сооружения и технические устройства на них.

Источникгазораспределения - элемент системы газоснабжения(например, газораспределительная станция - ГРС), служащий для подачи газа вгазораспределительную сеть.

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

Внутренний газопровод- газопровод, проложенный от наружной конструкции здания до места подключениярасположенного внутри зданий газоиспользующего оборудования.

Газоиспользующееоборудование - оборудование, использующее газ в качестветоплива.

Газовое оборудование- технические изделия полной заводской готовности (компенсаторы, конденсатосборники,арматура трубопроводная запорная и т.д.), используемые в качестве составныхэлементов газопроводов.

Охранная зонагазопровода - территория с особыми условиями использования,устанавливаемая вдоль трасс газопроводов и вокруг других объектовгазораспределительной сети в целях обеспечения нормальных условий ееэксплуатации и исключения возможности ее повреждения.

4 ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫМ СИСТЕМАМ

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

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

Для неотключаемых потребителей газа, перечень которыхутверждается в установленном порядке, имеющих преимущественное правопользования газом в качестве топлива и поставки газа которым не подлежатограничению или прекращению, должна быть обеспечена бесперебойная подача газапутем закольцевания газопроводов или другими способами.

Внутренние диаметры газопроводов должны определятьсярасчетом из условия обеспечения газоснабжения всех потребителей в часымаксимального потребления газа.

Качество природного газа должно соответствовать ГОСТ5542, сжиженного углеводородного газа (далее - СУГ) - ГОСТ20448 и ГОСТ 27578.

4.3По рабочему давлению транспортируемого газа газопроводы подразделяются нагазопроводы высокого давления Iи IIкатегорий, среднего давления и низкого давления в соответствии с таблицей 1.

Таблица 1

Классификация газопроводов по давлению

Вид транспортируемого газа

Рабочее давление в газопроводе МПа

Высокого

I категории

Природный

Св. 0,6 до 1,2 включительно

СУГ

Св. 0,6 до 1,6 включительно

II категории

Природный и СУГ

Св. 0,3 до 0,6 включительно

Среднего

То же

Св. 0,005 до 0,3 включительно

Низкого

»

До 0,005 включительно

4.4 Давление газа во внутренних газопроводахи перед газоиспользующими установками должно соответствовать давлению,необходимому для устойчивой работы этих установок, указанному в техническихпаспортах заводов-изготовителей, но не должно превышать значений, приведенных втаблице 2.

Таблица 2

Потребители газа

Давление газа, МПа

1. Производственные здания, в которых величина давления газа обусловлена требованиями производства

1,2

2. Производственные здания прочие

0,6

3. Бытовые здания промышленных предприятий отдельно стоящие, пристроенные к производственным зданиям и встроенные в эти здания

0,3

4. Административные здания

0,005

5. Котельные:

 

отдельно стоящие на территории производственных предприятий

1,2

то же, на территории поселений

0,6

пристроенные, встроенные и крышные производственных зданий

0,6

пристроенные, встроенные и крышные общественных, административных и бытовых зданий

0,3

пристроенные, встроенные и крышные жилых зданий

0,005

6. Общественные здания (кроме зданий, в которых установка газового оборудования требованиями СНиП 2.08.02 не допускается) и складские

0,005

7. Жилые здания

0,003

4.5 Газораспределительные сети, резервуарныеи баллонные установки, газонаполнительные станции и другие объекты СУГ должныбыть запроектированы и построены так, чтобы при восприятии нагрузок ивоздействий, действующих на них в течение предполагаемого срока службы, которыйможет устанавливаться заданием на проектирование, были обеспечены необходимыепо условиям безопасности их прочность, устойчивость и герметичность. Недопускаются температурные и другие деформации газопроводов (в том числе отперемещений грунта), которые могут привести к нарушениям их целостности игерметичности.

Выбор способа прокладки и материала труб для газопровода навыходе из ГРС следует предусматривать с учетом пучинистости грунта и другихгидрогеологических условий, а также с учетом температуры газа, подаваемого изГРС.

4.6Расчет газопроводов на прочность должен включать определение толщины стеноктруб и соединительных деталей и напряжений в них. При этом для подземных иназемных стальных газопроводов следует применять трубы и соединительные деталис толщиной стенки не менее 3 мм, для надземных и внутренних газопроводов - неменее 2 мм.

Характеристики предельных состояний, коэффициенты надежностипо ответственности, нормативные и расчетные значения нагрузок и воздействий иих сочетания, а также нормативные и расчетные значения характеристик материаловследует принимать в расчетах с учетом требований ГОСТ27751 и СНиП 2.01.07.

4.7При строительстве в районах со сложными геологическими условиями исейсмическими воздействиями должны учитываться специальные требования СНиП II-7, СНиП2.01.15, СНиП2.01.09 и предусматриваться мероприятия, обеспечивающие прочность,устойчивость и герметичность газопроводов.

4.8Стальные газопроводы должны быть защищены от коррозии.

Подземные и наземные с обвалованием стальные газопроводы,резервуары СУГ, стальные вставки полиэтиленовых газопроводов и стальные футлярына газопроводах (далее - газопроводы) следует защищать от почвенной коррозии икоррозии блуждающими токами в соответствии с требованиями ГОСТ9.602.

Стальные футляры газопроводов под автомобильными дорогами,железнодорожными и трамвайными путями при бестраншейной прокладке (прокол,продавливание и другие технологии, разрешенные к применению) должны быть, какправило, защищены средствами электротехнической защиты (ЭХЗ), при прокладкеоткрытым способом - изоляционными покрытиями и ЭХЗ.

Надземные и внутренние стальные газопроводы следует защищатьот атмосферной коррозии в соответствии с требованиями СНиП 2.03.11.

4.9Газораспределительные системы поселений с населением более 100 тыс. чел. должныбыть оснащены автоматизированными системами дистанционного управления технологическимпроцессом распределения газа и коммерческого учета потребления газа (АСУ ТПРГ). Для поселений с населением менее 100 тыс. чел. решение об оснащениигазораспределительных систем АСУ ТП РГ принимается эксплуатирующимиорганизациями или заказчиком.

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

Пригодность для применения в строительстве системгазораспределения новых материалов, изделий, газоиспользующего и газовогооборудования, в том числе зарубежного производства, при отсутствии нормативныхдокументов на них должна быть подтверждена в установленном порядке техническимсвидетельством Госстроя России.

4.11Для подземных газопроводов следует применять полиэтиленовые и стальные трубы.Для наземных и надземных газопроводов следует применять стальные трубы. Длявнутренних газопроводов низкого давления разрешается применять стальные имедные трубы.

Стальные бесшовные, сварные (прямошовные и спиральношовные)трубы и соединительные детали для газораспределительных систем должны бытьизготовлены из стали, содержащей не более 0,25 % углерода, 0,056 % серы и 0,046% фосфора.

Выбор материала труб, трубопроводной запорной арматуры,соединительных деталей, сварочных материалов, крепежных элементов и другихследует производить с учетом давления газа, диаметра и толщины стенкигазопровода, расчетной температуры наружного воздуха в районе строительства итемпературы стенки трубы при эксплуатации, грунтовых и природных условий,наличия вибрационных нагрузок.

4.12Величина ударной вязкости металла труб и соединительных деталей с толщинойстенки 5 мм и более должна быть не ниже 30 Дж/см2 для газопроводов,прокладываемых в районах с расчетной температурой ниже минус 40 °С, а также(независимо от района строительства) для газопроводов:

давлением свыше 0,6 МПа, диаметром свыше 620 мм;

подземных, прокладываемых в районах сейсмичностью свыше 6баллов;

испытывающих вибрационные нагрузки;

подземных, прокладываемых в особых грунтовых условиях (кромеслабопучинистых, слабонабухающих, просадочных I типа);

на переходах через естественные преграды и в местахпересечений с железными дорогами общей сети и автодорогами I-III категорий.

При этом величина ударной вязкости основного металла труб исоединительных деталей должна определяться при минимальной температуреэксплуатации.

4.13Сварные соединения труб в газопроводах по своим физико-механическим свойствам игерметичности должны соответствовать основному материалу свариваемых труб. Типы,конструктивные элементы и размеры сварных соединений должны соответствоватьдействующим стандартам. Для стальных подземных газопроводов должны применятьсястыковые и угловые соединения, для полиэтиленовых - соединения встык нагретыминструментом или при помощи деталей с закладными электронагревателями (ЗН). Швыне должны иметь трещин, прожогов, незаваренных кратеров, а также недопустимых всоответствии с требованиями нормативных документов или проекта смещений кромок,непровара, включений, пор, несоосности труб и других дефектов, снижающихмеханические свойства сварных соединений.

У каждого сварного соединения наружных газопроводов должнобыть нанесено обозначение (номер, клеймо) сварщика, выполнившего этосоединение.

Размещение сварных соединений в стенах, перекрытиях и вдругих конструкциях зданий и сооружений не допускается.

4.14Герметичность трубопроводной запорной и регулирующей арматуры (затворов кранови задвижек) с условным проходом до 80 мм, устанавливаемой на газопроводах сприродным газом, должна быть не ниже класса В, свыше 80 мм - не ниже класса С,а герметичность арматуры, устанавливаемой на газопроводах жидкой фазы СУГ,должна быть не ниже класса А по ГОСТ9544.

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

При проектировании и строительстве газораспределительныхсистем следует предусматривать мероприятия по охране окружающей среды всоответствии с действующим законодательством.

Границы охранных зон газораспределительных сетей и условияиспользования земельных участков, расположенных в их пределах, должнысоответствовать Правилам охраны газораспределительных сетей, утвержденнымПравительством Российской Федерации.

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

5 НАРУЖНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ

5.1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

5.1.1Размещение наружных газопроводов по отношению к зданиям, сооружениям ипараллельным соседним инженерным сетям следует производить в соответствии стребованиями СНиП2.07.01, а на территории промышленных предприятий - СНиП II-89.

При прокладке подземных газопроводов давлением до 0,6 МПа встесненных условиях (когда расстояния, регламентированные нормативнымидокументами, выполнить не представляется возможным), на отдельных участкахтрассы, между зданиями и под арками зданий, а также газопроводов давлениемсвыше 0,6 МПа при сближении их с отдельно стоящими подсобными строениями(зданиями без постоянного присутствия людей) разрешается сокращать до 50 %расстояния, указанные в СНиП2.07.01 и СНиП II-89. При этом научастках сближения и на расстоянии не менее 5 м в каждую сторону от этихучастков следует применять:

бесшовные или электросварные стальные трубы, проложенные взащитном футляре, при 100 %-ном контроле физическими методами заводских сварныхсоединений;

полиэтиленовые трубы, проложенные в защитном футляре, безсварных соединений или соединенные деталями с закладными нагревателями (ЗН),или соединенные сваркой встык при 100 %-ном контроле стыков физическимиметодами.

При прокладке газопроводов на расстояниях, соответствующих СНиП2.07.01, но менее 50 м от железных дорог общего пользования на участкесближения и по 5 м в каждую сторону глубина заложения должна быть не менее 2,0м. Стыковые сварные соединения должны пройти 100 %-ный контроль физическимиметодами.

При этом толщина стенки стальных труб должна быть на 2-3 ммбольше расчетной, а полиэтиленовые трубы должны иметь коэффициент запасапрочности не менее 2,8.

5.1.2Прокладку газопроводов следует предусматривать подземной и наземной.

В обоснованных случаях допускается надземная прокладкагазопроводов по стенам зданий внутри жилых дворов и кварталов, а также наотдельных участках трассы, в том числе на участках переходов черезискусственные и естественные преграды при пересечении подземных коммуникаций.

Надземные и наземные газопроводы с обвалованием могутпрокладываться в скальных, многолетнемерзлых грунтах, на заболоченных участкахи при других сложных грунтовых условиях. Материал и габариты обвалованияследует принимать исходя из теплотехнического расчета, а также обеспеченияустойчивости газопровода и обвалования.

5.1.3Прокладка газопроводов в тоннелях, коллекторах и каналах не допускается.Исключение составляет прокладка стальных газопроводов давлением до 0,6 МПа всоответствии с требованиями СНиП II-89 на территориипромышленных предприятий, а также в каналах в многолетнемерзлых грунтах подавтомобильными и железными дорогами.

5.1.4Соединения труб следует предусматривать неразъемными. Разъемными могут бытьсоединения стальных труб с полиэтиленовыми и в местах установки арматуры,оборудования и контрольно-измерительных приборов (КИП). Разъемные соединенияполиэтиленовых труб со стальными в грунте могут предусматриваться только приусловии устройства футляра с контрольной трубкой.

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

5.1.6Вводы газопроводов в здания следует предусматривать непосредственно впомещение, где установлено газоиспользующее оборудование, или в смежное с нимпомещение, соединенное открытым проемом.

Не допускаются вводы газопроводов в помещения подвальных ицокольных этажей зданий, кроме вводов газопроводов природного газа водноквартирные и блокированные дома.

5.1.7Отключающие устройства на газопроводах следует предусматривать:

перед отдельно стоящими или блокированными зданиями;

для отключения стояков жилых зданий выше пяти этажей;

перед наружным газоиспользующим оборудованием;

перед газорегуляторными пунктами, за исключением ГРПпредприятий, на ответвлении газопровода к которым имеется отключающееустройство на расстоянии менее 100 м от ГРП;

на выходе из газорегуляторных пунктов, закольцованныхгазопроводами;

на ответвлениях от газопроводов к поселениям, отдельныммикрорайонам, кварталам, группам жилых домов, а при числе квартир более 400 и котдельному дому, а также на ответвлениях к производственным потребителям икотельным;

при пересечении водных преград двумя нитками и более, атакже одной ниткой при ширине водной преграды при меженном горизонте 75 м иболее;

при пересечении железных дорог общей сети и автомобильныхдорог I-II категорий, если отключающее устройство,обеспечивающее прекращение подачи газа на участке перехода, расположено нарасстоянии от дорог более 1000 м.

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

для газопроводов низкого давления - 0,5 м;

для газопроводов среднего давления - 1 м;

для газопроводов высокого давления II категории - 3 м;

для газопроводов высокого давления I категории - 5 м.

На участках транзитной прокладки газопроводов по стенамзданий установка отключающих устройств не допускается.

5.2 ПОДЗЕМНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ

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

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

5.2.3В местах пересечения газопроводов с подземными коммуникационными коллекторами иканалами различного назначения, а также в местах прохода газопроводов черезстенки газовых колодцев газопровод следует прокладывать в футляре.

Концы футляра должны выводиться на расстояние не менее 2 м вобе стороны от наружных стенок пересекаемых сооружений и коммуникаций, припересечении стенок газовых колодцев - на расстояние не менее 2 см. Концыфутляра должны быть заделаны гидроизоляционным материалом.

На одном конце футляра в верхней точке уклона (заисключением мест пересечения стенок колодцев) следует предусматриватьконтрольную трубку, выходящую под защитное устройство.

В межтрубном пространстве футляра и газопровода разрешаетсяпрокладка эксплуатационного кабеля (связи, телемеханики и электрозащиты)напряжением до 60 В, предназначенного для обслуживания газораспределительныхсистем.

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

Не допускается прокладка газопроводов из полиэтиленовыхтруб:

на территории поселений при давлении свыше 0,3 МПа;

вне территории поселений при давлении свыше 0,6 МПа;

для транспортирования газов, содержащих ароматические ихлорированные углеводороды, а также жидкой фазы СУГ;

при температуре стенки газопровода в условиях эксплуатацииниже минус 15 °С.

При применении труб с коэффициентом запаса прочности неменее 2,8 разрешается прокладка полиэтиленовых газопроводов давлением свыше 0,3до 0,6 МПа на территориях поселений с преимущественно одно-двухэтажной икоттеджной жилой застройкой. На территории малых сельских поселений разрешаетсяпрокладка полиэтиленовых газопроводов давлением до 0,6 МПа с коэффициентомзапаса прочности не менее 2,5. При этом глубина прокладки должна быть не менее0,8 м до верха трубы.

5.3 НАДЗЕМНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ

5.3.1 Надземныегазопроводы в зависимости от давления следует прокладывать на опорах изнегорючих материалов или по конструкциям зданий и сооружений в соответствии с таблицей3.

Таблица 3

Размещение надземных газопроводов

Давление газа в газопроводе, МПа, не более

1 На отдельно стоящих опорах, колоннах, эстакадах и этажерках

1,2 (для природного газа); 1,6 (для СУГ)

2 Котельные, производственные здания с помещениями категорий В, Г и Д и здания ГНС (ГНП), общественные и бытовые здания производственного назначения, а также встроенные, пристроенные и крышные котельные к ним:

 

а) по стенам и кровлям зданий I и II степеней огнестойкости класса пожарной опасности СО (по СНиП 21-01)

1,2*

II степени огнестойкости класса С1 и III степени огнестойкости класса СО

0,6*

б) по стенам зданий III степени огнестойкости класса С1, IV степени огнестойкости класса СО

0,3*

IV степени огнестойкости классов С1 и С2

0,005

3. Жилые, административные, общественные и бытовые здания, а также встроенные, пристроенные и крышные котельные к ним

 

по стенам зданий всех степеней огнестойкости

0,005

в случаях размещения ШРП на наружных стенах зданий (только до ШРП)

0,3

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

5.3.2 Транзитная прокладка газопроводов всех давленийпо стенам и над кровлями зданий детских учреждений, больниц, школ, санаториев,общественных, административных и бытовых зданий с массовым пребыванием людей недопускается.

Запрещается прокладка газопроводов, всех давлений по стенам,над и под помещениями категорий А и Б, определяемыми нормами противопожарнойбезопасности [1], за исключением зданий ГРП.

В обоснованных случаях разрешается транзитная прокладкагазопроводов не выше среднего давления диаметром до 100 мм по стенам одногожилого здания не ниже IIIстепени огнестойкости класса СО и на расстоянии до кровли не менее 0,2 м.

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

Газопроводы низкого и среднего давления могут прокладыватьсятакже вдоль переплетов или импостов неоткрывающихся окон и пересекать оконныепроемы производственных зданий и котельных, заполненные стеклоблоками.

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

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

5.4 ПЕРЕСЕЧЕНИЯ ГАЗОПРОВОДАМИ ВОДНЫХ ПРЕГРАД ИОВРАГОВ

5.4.1Подводные и надводные газопроводы в местах пересечения ими водных преградследует размещать на расстоянии от мостов по горизонтали в соответствии стаблицей 4.

Таблица 4

Водные преграды

Тип моста

Расстояние по горизонтали между газопроводом и мостом, не менее, м, при прокладке газопровода

выше моста

ниже моста

от надводного газопровода диаметром, мм

от подводного газопровода диаметром, мм

от надводного газопровода

от подводного газопровода

300 и менее

свыше 300

300 и менее

свыше 300

всех диаметров

Судоходные замерзающие

Всех типов

75

125

75

125

50

50

Судоходные незамерзающие

То же

50

50

50

50

50

50

Несудоходные замерзающие

Многопролетные

75

125

75

125

50

50

Несудоходные незамерзающие

»

20

20

20

20

20

20

Несудоходные для газопроводов давления:

Одно- и двухпролетные

 

 

 

 

 

 

низкого

 

2

2

20

20

2

10

среднего и высокого

 

5

5

20

20

5

20

Примечание - Расстояния указаны от выступающих конструкций моста

5.4.2 Газопроводы на подводных переходах следуетпрокладывать с заглублением в дно пересекаемых водных преград. Принеобходимости, по результатам расчетов на всплытие необходимо произвестибалластировку трубопровода. Отметка верха газопровода (балласта, футеровки)должна быть не менее чем на 0,5 м, а на переходах через судоходные и сплавныереки - на 1,0 м ниже прогнозируемого профиля дна на срок 25 лет. Припроизводстве работ методом наклонно-направленного бурения - не менее чем на 2,0м ниже прогнозируемого профиля дна.

5.4.3На подводных переходах следует применять:

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

полиэтиленовые трубы, имеющие стандартное размерноеотношение наружного диаметра трубы к толщине стенки (SDR) не более 11 (по ГОСТ Р 50838)с коэффициентом запаса прочности не менее 2,5 для переходов шириной до 25 м(при уровне максимального подъема воды) и не менее 2,8 в остальных случаях.

При прокладке газопровода давлением до 0,6 МПа методомнаклонно-направленного бурения во всех случаях могут применяться полиэтиленовыетрубы с коэффициентом запаса прочности не менее 2,5.

5.4.4Высоту прокладки надводного перехода газопровода от расчетного уровня подъемаводы или ледохода по СНиП 2.01.14(горизонт высоких вод - ГВВ или ледохода - ГВЛ) до низа трубы или пролетногостроения следует принимать:

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

при пересечении несудоходных и несплавных рек - не менее 0,2м над ГВВ и ГВЛ 2 %-ной обеспеченности, а при наличии на реках корчехода - сего учетом, но не менее 1 м над ГВВ 1 %-ной обеспеченности;

при пересечении судоходных и сплавных рек - не менеезначений, установленных нормами проектирования для мостовых переходов насудоходных реках.

Запорную арматуру следует размещать на расстоянии не менее10 м от границ перехода. За границу перехода принимают места пересечениягазопроводом горизонта высоких вод с 10 %-ной обеспеченностью.

5.5 ПЕРЕСЕЧЕНИЯ ГАЗОПРОВОДАМИ ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНЫХ ИТРАМВАЙНЫХ ПУТЕЙ И АВТОМОБИЛЬНЫХ ДОРОГ

5.5.1Расстояния по горизонтали от мест пересечения подземными газопроводами трамвайныхи железнодорожных путей и автомобильных дорог должны быть, не менее:

до мостов и тоннелей на железных дорогах общего пользования,трамвайных путях, автомобильных дорогах I-III категорий, а также до пешеходных мостов,тоннелей через них - 30 м, а для железных дорог необщего пользования,автомобильных дорог IV-V категорий и труб - 15м;

до зоны стрелочного перевода (начала остряков, хвостакрестовин, мест присоединения к рельсам отсасывающих кабелей и другихпересечений пути) - 4м для трамвайных путей и 20 м для железных дорог;

до опор контактной сети - 3 м.

Разрешается сокращение указанных расстояний по согласованиюс организациями, в ведении которых находятся пересекаемые сооружения.

5.5.2Подземные газопроводы всех давлений в местах пересечений с железнодорожными итрамвайными путями, автомобильными дорогами I-IV категорий, а также магистральнымиулицами общегородского значения следует прокладывать в футлярах. В другихслучаях вопрос о необходимости устройства футляров решается проектнойорганизацией.

Футляры должны удовлетворять условиям прочности идолговечности. На одном конце футляра следует предусматривать контрольнуютрубку, выходящую под защитное устройство.

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

В других случаях концы футляров должны располагаться нарасстоянии:

не менее 2 м от крайнего рельса трамвайного пути и железныхдорог колеи 750 мм, а также от края проезжей части улиц;

не менее 3 м от края водоотводного сооружения дорог (кювета,канавы, резерва) и от крайнего рельса железных дорог необщего пользования, ноне менее 2 м от подошвы насыпей.

5.5.4При пересечении газопроводами железнодорожных линий общего пользования колеи1520 мм глубина укладки газопровода должна соответствовать СНиП 32-01.

В остальных случаях глубина укладки газопровода от подошвырельса или верха покрытия дороги, а при наличии насыпи - от ее подошвы до верхафутляра должна отвечать требованиям безопасности, но быть не менее:

при производстве работ открытым способом - 1,0 м;

при производстве работ методом продавливания илинаклонно-направленного бурения и щитовой проходки - 1,5 м;

при производстве работ методом прокола - 2,5 м.

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

Для полиэтиленовых газопроводов на этих участках и напересечениях автомобильных дорог I-III категорий должны применятьсяполиэтиленовые трубы не более SDR11 с коэффициентом запаса прочности не менее 2,8.

5.6 ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ГАЗОПРОВОДАМ В ОСОБЫХПРИРОДНЫХ И КЛИМАТИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ

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

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

5.6.3При строительстве подземных газопроводов в сейсмических районах, наподрабатываемых и закарстованных территориях, в местах пересечения с другимиподземными коммуникациями, на углах поворотов газопроводов с радиусом изгибаменее 5 диаметров, в местах разветвления сети, перехода подземной прокладки нанадземную, расположения неразъемных соединений «полиэтилен - сталь», а также впределах поселений на линейных участках через 50 м должны устанавливатьсяконтрольные трубки.

5.6.4Глубина прокладки газопроводов в грунтах неодинаковой степени пучинистости, атакже в насыпных грунтах должна приниматься до верха трубы - не менее 0,9нормативной глубины промерзания, но не менее 1,0 м.

При равномерной пучинистости грунтов глубина прокладки газопроводадо верха трубы должна быть:

не менее 0,7 нормативной глубины промерзания, но не менее0,9 м для среднепучинистых грунтов;

не менее 0,8 нормативной глубины промерзания, но не менее1,0 м для сильно и чрезмерно пучинистых грунтов.

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

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

5.7 ВОССТАНОВЛЕНИЕ ИЗНОШЕННЫХ ПОДЗЕМНЫХ СТАЛЬНЫХГАЗОПРОВОДОВ

5.7.1Для восстановления (реконструкции) изношенных подземных стальных газопроводоввне и на территории городских и сельских поселений следует применять:

при давлении до 0,3 МПа включительно протяжку в газопроводеполиэтиленовых труб с коэффициентом запаса прочности не менее 2,5 без сварныхсоединений или соединенных с помощью деталей с ЗН, или соединенных сваркойвстык с использованием сварочной техники высокой степени автоматизации;

при давлении от 0,3 до 0,6 МПа включительно протяжку вгазопроводе полиэтиленовых труб без сварных соединений или соединенных спомощью деталей с ЗН или сваркой встык с использованием сварочной техникивысокой степени автоматизации с коэффициентом запаса прочности для газопроводовна территории поселений не менее 2,8, и вне поселений - не менее 2,5.Пространство между полиэтиленовой трубой и стальным изношенным газопроводом(каркасом) по всей длине должно быть заполнено уплотняющим (герметизирующим)материалом (цементно-песчаным раствором, пенным материалом);

при давлении до 1,2 МПа облицовку (по технологии «Феникс»)очищенной внутренней поверхности газопроводов синтетическим тканевым шлангом наспециальном двухкомпонентном клее, при условии подтверждения в установленномпорядке их пригодности для этих целей на указанное давление или в соответствиисо стандартами (техническими условиями), область применения которыхраспространяется на данное давление.

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

При этом допускается сохранять:

пересечения восстанавливаемых участков с подземнымикоммуникациями без установки дополнительных футляров;

глубину заложения восстанавливаемых газопроводов;

расстояния от восстанавливаемого газопровода до зданий,сооружений и инженерных коммуникаций по его фактическому размещению, если неизменяется давление восстановленного газопровода или при повышении давлениявосстановленного газопровода до 0,3 МПа.

Восстановление изношенных стальных газопроводов с повышениемдавления до высокого допускается, если расстояния до зданий, сооружений иинженерных коммуникаций соответствуют требованиям, предъявляемым к газопроводувысокого давления.

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

6 ГАЗОРЕГУЛЯТОРНЫЕ ПУНКТЫ И УСТАНОВКИ

6.1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Для снижения и регулирования давления газа вгазораспределительной сети предусматривают газорегуляторные пункты (ГРП) иустановки (ГРУ).

Могут применяться блочные газорегуляторные пункты заводскогоизготовления в зданиях контейнерного типа (ГРПБ) и шкафные (ШРП).

6.2 ТРЕБОВАНИЯ К ГРП И ГРПБ

6.2.1ГРП следует размещать:

отдельно стоящими;

пристроенными к газифицируемым производственным зданиям,котельным и общественным зданиям с помещениями производственного характера;

встроенными в одноэтажные газифицируемые производственныездания и котельные (кроме помещений, расположенных в подвальных и цокольныхэтажах);

на покрытиях газифицируемых производственных зданий I и II степеней огнестойкости класса СО снегорючим утеплителем;

Таблица 5

Давление газа на вводе в ГРП, ГРПБ, ШРП, МПа

Расстояния в свету от отдельно стоящих ГРП, ГРПБ и отдельно стоящих ШРП по горизонтали, м, до

зданий и сооружений

железнодорожных и трамвайных путей (до ближайшего рельса)

автомобильных дорог (до обочины)

воздушных линий электропередачи

До 0,6

10

10

5

Не менее 1,5 высоты опоры

Св. 0,6 до 1,2

15

15

8

 

Примечания

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

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

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

вне зданий на открытыхогражденных площадках под навесом на территории промышленных предприятий.

ГРПБ следует размещать отдельно стоящими.

6.2.2Отдельно стоящие газорегуляторные пункты в поселениях должны располагаться на расстоянияхот зданий и сооружений не менее указанных в таблице 5, а на территории промышленныхпредприятий и других предприятий производственного назначения - согласнотребованиям СНиПII-89.

В стесненных условиях разрешается уменьшение на 30 %расстояний от зданий и сооружений до газорегуляторных пунктов пропускнойспособностью до 10000 м3/ч.

6.2.3Отдельно стоящие здания ГРП и ГРПБ должны быть одноэтажными, бесподвальными, ссовмещенной кровлей и быть не ниже II степени огнестойкости и класса СО по пожарнойопасности по СНиП21-01. Разрешается размещение ГРПБ в зданиях контейнерного типа(металлический каркас с несгораемым утеплителем).

6.2.4ГРП могут пристраиваться к зданиям не ниже II степени огнестойкости класса СО спомещениями категорий Г и Д по нормам противопожарной безопасности [1].ГРП с входным давлением газа свыше 0,6 МПа могут пристраиваться к указаннымзданиям, если использование газа такого давления необходимо по условиямтехнологии.

Пристройки должны примыкать к зданиям со стороны глухой противопожарнойстены, газонепроницаемой в пределах примыкания ГРП. При этом должна бытьобеспечена газонепроницаемость швов примыкания.

Расстояние от стен и покрытия пристроенных ГРП до ближайшегопроема в стене должно быть не менее 3 м.

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

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

Вспомогательные помещения должны иметь самостоятельный выходнаружу из здания, не связанный с технологическим помещением.

Двери ГРП и ГРПБ следует предусматривать противопожарными иоткрываемыми наружу.

6.2.7Помещения, в которых расположены узлы редуцирования с регуляторами давленияотдельно стоящих, пристроенных и встроенных ГРП и ГРПБ, должны отвечатьтребованиям СНиП 31-03 иСНиП 21-01.

6.3 ТРЕБОВАНИЯ К ШРП

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

Расстояния от отдельно стоящих ШРП до зданий и сооруженийдолжны быть не менее указанных в таблице 5. При этом для ШРП с давлениемгаза на вводе до 0,3 МПа включительно расстояния до зданий и сооружений ненормируются.

6.3.2ШРП с входным давлением газа до 0,3 МПа устанавливают:

на наружных стенах жилых, общественных, административных ибытовых зданий независимо от степени огнестойкости и класса пожарной опасностипри расходе газа до 50 м3/ч;

на наружных стенах жилых, общественных, административных ибытовых зданий не ниже IIIстепени огнестойкости и не ниже класса С1 при расходе газа до 400 м3/ч.

6.3.3ШРП с входным давлением газа до 0,6 МПа устанавливают на наружных стенахпроизводственных зданий, котельных, общественных и бытовых зданийпроизводственного назначения, а также на наружных стенах действующих ГРП нениже IIIстепени огнестойкости класса СО.

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

6.3.5При установке ШРП с давлением газа на вводе до 0,3 МПа на наружных стенахзданий расстояние от стенки ШРП до окон, дверей и других проемов должно быть неменее 1 м, а при давлении газа на вводе свыше 0,3 до 0,6 МПа - не менее 3 м.

6.3.6Разрешается размещение ШРП на покрытиях с негорючим утеплителем газифицируемыхпроизводственных зданий I,IIстепеней огнестойкости класса СО со стороны выхода на кровлю на расстоянии неменее 5 м от выхода.

6.4 ТРЕБОВАНИЯ К ГРУ

6.4.1ГРУ могут размещаться в помещении, где располагается газоиспользующееоборудование, а также непосредственно у тепловых установок для подачи газа к ихгорелкам.

Разрешается подача газа от одной ГРУ к тепловым агрегатам,расположенным в других помещениях одного здания, при условии, что эти агрегатыработают в одинаковых режимах давления газа и в помещения, где находятсяагрегаты, обеспечен круглосуточный доступ персонала, ответственного забезопасную эксплуатацию газового оборудования.

6.4.2Количество ГРУ, размещаемых в одном помещении, не ограничивается. При этомкаждое ГРУ не должно иметь более двух линий регулирования.

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

При этом ГРУ размещаются:

в помещениях категорий Г и Д, в которых расположеныгазоиспользующие установки, или в соединенных с ними открытыми проемами смежныхпомещениях тех же категорий, имеющих вентиляцию по размещенному в нихпроизводству;

в помещениях категорий В1-В4, если расположенные в нихгазоиспользующие установки вмонтированы в технологические агрегатыпроизводства.

6.4.4Не допускается размещать ГРУ в помещениях категорий А и Б.

6.5 ОБОРУДОВАНИЕ ГРП, ГРПБ, ШРП И ГРУ

6.5.1ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ должны быть оснащены фильтром, предохранительным запорнымклапаном (ПЗК), регулятором давления газа, предохранительным сбросным клапаном(ПСК), запорной арматурой, контрольными измерительными приборами (КИП) и узломучета расхода газа, при необходимости, а также обводным газопроводом (байпасом)с двумя последовательно расположенными отключающими устройствами на нем.

Разрешается не предусматривать устройство байпаса в ШРП,предназначенном для газоснабжения одноквартирного дома.

При давлении на входе свыше 0,6 МПа ГРП или ГРУ с расходомгаза свыше 5000 м3/ч, а ШРП - с расходом газа свыше 100 м3/чдолжны оборудоваться двумя линиями редуцирования вместо байпаса.

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

6.5.3Фильтры, устанавливаемые в ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ, должны иметь устройства дляопределения перепада давления в нем, характеризующего степень засоренностифильтрующей кассеты при максимальном расходе газа.

6.5.4ПЗК и ПСК должны обеспечивать соответственно автоматическое прекращение подачиили сброс газа в атмосферу при изменении давления в газопроводе, недопустимомдля безопасной и нормальной работы газоиспользующего и газового оборудования.

6.5.5В ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ следует предусматривать систему продувочных и сбросных трубопроводовдля продувки газопроводов и сброса газа от ПСК, которые выводятся наружу вместа, где обеспечиваются безопасные условия для рассеивания газа.

6.5.6 В ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ следуетустанавливать или включать в состав АСУ ТП РГ показывающие и регистрирующиеприборы для измерения входного и выходного давления газа, а также еготемпературы.

В ШРП могут применяться переносные приборы.

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

КИП с электрическим выходным сигналом в нормальномисполнении должны размещаться снаружи, вне взрывоопасной зоны в закрывающемсяшкафу из негорючих материалов или в обособленном помещении, пристроенном кпротивопожарной газонепроницаемой (в пределах примыкания) стене ГРП и ГРПБ.

Ввод импульсных газопроводов в это помещение для передачи кприборам импульсов давления газа следует осуществлять таким образом, чтобы исключитьвозможность попадания газа в помещение КИП.

6.5.8Электрооборудование и электроосвещение ГРП и ГРПБ должны соответствоватьтребованиям правил устройства электроустановок [2].

По надежности электроснабжения ГРП и ГРПБ поселений следуетотносить к 3-й категории, а ГРП и ГРПБ промышленных предприятий - по основномупроизводству. Молниезащита ГРП и ГРПБ должна отвечать требованиям,предъявляемым к объектам IIкатегории молниезащиты.

7 ВНУТРЕННИЕ ГАЗОПРОВОДЫ

7.1Возможность размещения газоиспользующего оборудования в помещениях зданийразличного назначения и требования к этим помещениям устанавливаютсясоответствующими строительными нормами и правилами по проектированию истроительству зданий с учетом требований стандартов и других документов напоставку указанного оборудования, а также данных заводских паспортов иинструкций, определяющих область и условия его применения.

Запрещается размещение газоиспользующего оборудования(природного газа и СУГ) в помещениях подвальных и цокольных этажей зданий(кроме одноквартирных и блокированных жилых зданий), если возможность такогоразмещения не регламентирована соответствующими строительными нормами иправилами.

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

Системы контроля загазованности помещений с автоматическимотключением подачи газа в жилых зданиях следует предусматривать при установкеотопительного оборудования:

независимо от места установки - мощностью свыше 60 кВт;

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

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

7.4Соединения труб должны быть неразъемными.

Разъемные соединения разрешается предусматривать в местахприсоединения газового и газоиспользующего оборудования, арматуры и КИП, а такжена газопроводах обвязки и газоиспользующего оборудования, если этопредусмотрено документацией заводов-изготовителей.

7.5Прокладку газопроводов следует предусматривать открытой или скрытой. Прискрытой прокладке газопроводов необходимо предусматривать дополнительные мерыпо их защите от коррозии и обеспечивать возможность их осмотра и ремонтазащитных покрытий.

В местах пересечения строительных конструкций зданийгазопроводы следует прокладывать в футлярах.

Скрытая прокладка газопроводов СУГ не допускается.

7.6При необходимости допускается открытая транзитная прокладка газопроводов, в томчисле через жилые помещения, помещения общественного назначения ипроизводственные помещения зданий всех назначений, с учетом требований таблицы 2 подавлению газа, если на газопроводе нет разъемных соединений и обеспечиваетсядоступ для его осмотра.

7.7На газопроводах производственных зданий, котельных, общественных и бытовыхзданий производственного назначения следует предусматривать продувочныетрубопроводы.

7.8Не допускается предусматривать прокладку газопроводов: в помещениях,относящихся по взрывной и взрывопожарной опасности к категориям А и Б; вовзрывоопасных зонах всех помещений; в подвалах; в складских зданияхвзрывоопасных и горючих материалов; в помещениях подстанций и распределительныхустройств; через вентиляционные камеры, шахты и каналы; через шахты лифтов илестничные клетки, помещения мусоросборников, дымоходы; через помещения, гдегазопровод может быть подвержен коррозии, а также в местах возможноговоздействия агрессивных веществ и в местах, где газопроводы могут омыватьсягорячими продуктами сгорания или соприкасаться с нагретым или расплавленным металлом.

7.9Установку отключающих устройств следует предусматривать:

перед газовыми счетчиками (если для отключения счетчиканельзя использовать отключающее устройство на вводе);

перед бытовыми газовыми приборами, плитами, пищеварочнымикотлами, отопительными печами, газовым оборудованием иконтрольно-измерительными приборами;

перед горелками и запальниками газоиспользующегооборудования;

на продувочных газопроводах;

на вводе газопровода в помещение при размещении в нем ГРУили газового счетчика с отключающим устройством на расстоянии более 10 м отместа ввода.

Установка отключающих устройств на скрытых и транзитныхучастках газопровода запрещается.

7.10Каждый объект, на котором устанавливается газоиспользующее оборудование, долженбыть оснащен счетчиком расхода газа в соответствии с утвержденными вустановленном порядке правилами пользования газом.

По решению органов исполнительной власти субъектовРоссийской Федерации о порядке учета расхода газа потребителями и регулированиицен на газ в газифицируемых жилых зданиях, а также при газификации теплиц, баньи других приусадебных строений должна предусматриваться возможность учетарасхода газа каждым абонентом путем установки на газопроводе прибора учетарасхода газа - счетчика.

8 РЕЗЕРВУАРНЫЕ И БАЛЛОННЫЕ УСТАНОВКИ СЖИЖЕННЫХУГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ

8.1 РЕЗЕРВУАРНЫЕ УСТАНОВКИ

8.1.1Требования настоящего подраздела распространяются на резервуарные установкиСУГ, служащие в качестве источников газоснабжения жилых, административных,общественных, производственных и бытовых зданий.

Газораспределительные сети для транспортирования газапотребителям от резервуарных установок должны соответствовать требованиямнастоящих строительных норм и правил.

8.1.2В составе резервуарной установки следует предусматривать регуляторы давлениягаза, предохранительно-запорный и предохранительно-сбросной клапаны (ПЗК иПСК), контрольно-измерительные приборы (КИП) для контроля давления и уровня СУГв резервуаре, запорную арматуру, резервуары, изготовленные в заводских условияхв соответствии с действующими стандартами, а также трубопроводы жидкой ипаровой фаз.

При технической необходимости в составе резервуарнойустановки предусматривают испарительные установки СУГ, изготовленные взаводских условиях в соответствии с действующими стандартами.

8.1.3Количество резервуаров в установке должно быть не менее двух. Разрешаетсяпредусматривать установку одного резервуара, если по условиям технологии испецифики режимов потребления газа допускаются перерывы в потреблении газа.

При количестве резервуаров более двух установка должна бытьразделена на группы, при этом резервуары каждой группы следует соединять междусобой трубопроводами по жидкой и паровой фазам, на которых необходимопредусматривать установку отключающих устройств.

Для совместной работы отдельных групп резервуаров следуетсоединять их между собой трубопроводами паровой фазы, на которых необходимопредусматривать отключающие устройства.

8.1.4Общую вместимость резервуарной установки и вместимость одного резервуараследует принимать не более указанных в таблице 6.

Таблица 6

Назначение резервуарной установки

Общая вместимость резервуарной установки, м3

Максимальная вместимость одного резервуара, м3

надземной

подземной

надземного

подземного

Газоснабжение жилых, административных и общественных зданий

5

300

5

50

Газоснабжение производственных зданий, бытовых зданий промышленных предприятий и котельных

20

300

10

100

8.1.5 Подземные резервуары следует устанавливатьна глубине не менее 0,6 м от поверхности земли до верхней образующей резервуарав районах с сезонным промерзанием грунта и 0,2 м - в районах без промерзаниягрунта.

При установке резервуаров следует предусматриватьмероприятия по обеспечению их устойчивости.

8.1.6Расстояние в свету между подземными резервуарами должно быть не менее 1 м, амежду надземными резервуарами - равно диаметру большего смежного резервуара, ноне менее 1 м.

Расстояния от резервуарных установок общей вместимостью до50 м3, считая от крайнего резервуара, до зданий, сооруженийразличного назначения и коммуникаций следует принимать не менее указанных втаблице 7.

Расстояния от резервуарных установок общей вместимостью свыше50 м3 принимаются по таблице 9.

При реконструкции существующих объектов, а также встесненных условиях (при новом проектировании) разрешается уменьшение указанныхв таблице 7расстояний до 50 % (за исключением расстояний от водопровода и другихбесканальных коммуникаций, а также железных дорог общей сети) присоответствующем обосновании и осуществлении мероприятий, обеспечивающихбезопасность при эксплуатации. Расстояния от баллонных и испарительныхустановок, указанные в таблице 7, приняты для жилых и производственных зданий IV степени огнестойкости, для зданий III степени огнестойкости допускается их уменьшатьдо 10 м, для зданий Iи IIстепеней огнестойкости - до 8 м.

Расстояния до жилого здания, в котором размещены учреждения(предприятия) общественного назначения, следует принимать как для жилых зданий.

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

Таблица 7

Здания, сооружения и коммуникации

Расстояние от резервуаров в свету, м

Расстояние от испарительной или групповой баллонной установки в свету, м

надземных

подземных

при общей вместимости резервуаров в установке, м3

до 5

св. 5 до 10

св. 10 до 20

до 10

св. 10 до 20

св. 20 до 50

1. Общественные здания и сооружения

40

50*

60*

15

20

30

25

2. Жилые здания

20

30*

40*

10

15

20

12

3. Детские и спортивные площадки, гаражи (от ограды резервуарной установки)

20

25

30

10

10

10

10

4. Производственные здания (промышленных, сельскохозяйственных предприятий и предприятий бытового обслуживания производственного характера)

15

20

25

8

10

15

12

5. Канализация, теплотрасса (подземные)

3,5

3,5

3,5

3,5

3,5

3,5

3,5

6. Надземные сооружения и коммуникации (эстакады, теплотрасса и т.п.), не относящиеся к резервуарной установке

5

5

5

5

5

5

5

7. Водопровод и другие бесканальные коммуникации

2

2

2

2

2

2

2

8. Колодцы подземных коммуникаций

5

5

5

5

5

5

5

9. Железные дороги общей сети (до подошвы насыпи или бровки выемки со стороны резервуаров)

25

30

40

20

25

30

20

10. Подъездные пути железных дорог промышленных предприятий, трамвайные пути (до оси пути), автомобильные дороги I-III категорий (до края проезжей части)

20

20

20

10

10

10

10

11. Автомобильные дороги IV и V категорий (до края проезжей части) и предприятий

10

10

10

5

5

5

5

12. ЛЭП, ТП, РП

В соответствии с правилами устройства электроустановок [2]

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

Примечание - Расстояние от газопроводов принимается в соответствии со СНиП 2.07.01 и СНиП II-89.

8.1.8 Испарительные установки следуетразмещать на открытых площадках или в отдельно стоящих зданиях, помещениях(пристроенных или встроенных в производственные здания), уровень пола которых расположенвыше планировочной отметки земли, на расстоянии не менее 10 м от ограждениярезервуарной установки и на расстоянии от зданий, сооружений и коммуникаций неменее указанного в таблице 7.

Испарительные установки производительностью до 100 м3/ч(200 кг/ч) разрешается устанавливать непосредственно на крышках горловинрезервуаров или на расстоянии не менее 1 м от подземных или надземныхрезервуаров, а также непосредственно у агрегатов, потребляющих газ, если ониразмещены в отдельных помещениях или на открытых площадках.

При групповом размещении испарителей расстояние между нимиследует принимать не менее 1 м.

8.2 БАЛЛОННЫЕ ГРУППОВЫЕ И ИНДИВИДУАЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ

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

групповые, в состав которых входит более двух баллонов;

индивидуальные, в состав которых входит не более двухбаллонов.

8.2.2В составе групповой баллонной установки следует предусматривать баллоны дляСУГ, запорную арматуру, регулятор давления газа, ПСК, показывающий манометр итрубопроводы высокого и низкого давления. Число баллонов в групповой установкеследует определять расчетом.

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

Таблица 8

Назначение групповой баллонной установки

Вместимость всех баллонов в групповой баллонной установке, л (м3), при размещении

у стен здания

на расстоянии от здания

Газоснабжение жилых, административных, общественных и бытовых зданий

600 (0,6)

1000 (1)

Газоснабжение промышленных и сельскохозяйственных предприятий бытового обслуживания

1000 (1)

1500 (1,5)

8.2.4 Размещение групповых баллонных установокследует предусматривать на расстоянии от зданий и сооружений не менее указанныхв таблице 7или у стен газифицируемых зданий не ниже III степени огнестойкости класса СО нарасстоянии от оконных и дверных проемов не менее указанных в таблице 7.

Возле общественного или производственного здания недопускается предусматривать более одной групповой установки. Возле жилогоздания допускается предусматривать не более трех баллонных установок нарасстоянии не менее 15 м одна от другой.

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

Индивидуальные баллонные установки снаружи следуетпредусматривать на расстоянии в свету не менее 0,5 м от оконных проемов и 1,0 мот дверных проемов первого этажа, не менее 3,0 м от дверных и оконных проемовцокольных и подвальных этажей, а также канализационных колодцев.

8.2.6Баллон СУГ следует размещать на расстоянии не менее 0,5 м от газовой плиты (заисключением встроенных) и 1 м от отопительных приборов. При устройстве экранамежду баллоном и отопительным прибором расстояние разрешается уменьшать до 0,5м. Экран должен быть изготовлен из негорючих материалов и обеспечивать защитубаллона от теплового воздействия отопительного прибора. При установке баллона СУГвне помещения его следует защищать от повреждений транспортом и нагрева выше 45°С.

Установку баллонов СУГ в производственных помещениях следуетпредусматривать в местах, защищенных от повреждения внутрицеховым транспортом ибрызгами металла, от воздействия коррозионно-агрессивных жидкостей и газов, атакже от нагрева выше 45 °С.

8.2.7Не разрешается установка баллонов СУГ:

в жилых комнатах и коридорах;

в цокольных и подвальных помещениях и чердаках;

в помещениях, расположенных под и над: обеденными и торговымизалами предприятий общественного питания; аудиториями и учебными классами;зрительными (актовыми) залами зданий; больничными палатами; другимианалогичными помещениями;

в помещениях без естественного освещения;

у аварийных выходов;

со стороны главных фасадов зданий.

9 ГАЗОНАПОЛНИТЕЛЬНЫЕ СТАНЦИИ (ПУНКТЫ) СЖИЖЕННЫХУГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ (ГНС)

9.1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

9.1.1Газонаполнительную станцию (ГНС), предназначенную для приема, хранения иотпуска сжиженных углеводородных газов (СУГ) потребителям в автоцистернах ибытовых баллонах, ремонта и переосвидетельствования баллонов, следует размещатьвне селитебной территории поселений, как правило, с подветренной стороны дляветров преобладающего направления по отношению к жилым районам.

9.1.2Выбор площадки для строительства ГНС необходимо предусматривать с учетомрасстояний до окружающих ГНС зданий и сооружений, а также наличия в районестроительства железных и автомобильных дорог.

9.1.3Площадку для строительства ГНС следует предусматривать с учетом обеспеченияснаружи ограждения газонаполнительной станции противопожарной полосы шириной 10м и минимальных расстояний до лесных массивов: хвойных пород - 50 м, лиственныхпород - 20 м, смешанных пород - 30 м.


Таблица 9

№ п.п.

Здания, сооружения и коммуникации

Расстояния от резервуаров СУГ в свету, м

Расстояние от помещений, установок, где используется СУГ, м

Расстояние, м, от склада наполненных баллонов с общей  вместимостью, м3

 

Надземные резервуары

Подземные резервуары

 

При общей вместимости, м3

 

свыше 20 до 50

свыше 50 до 200

свыше 50 до 500

свыше 200 до 8000

свыше 50 до 200

свыше 50 до 500

свыше 200 до 8000

 

Максимальная вместимость одного резервуара, м3

 

менее 25

25

50

100

свыше 100 до 600

25

50

100

свыше 100 до 600

до 20

свыше 20

1

Жилые, общественные, административные, бытовые, производственные здания, здания котельных, гаражей и открытых стоянок*

70

(30)

80

(50)

150

(110)**

200

300

40

(25)

75

(55)**

100

150

50

50

(20)

100

(30)

2

Надземные сооружения и коммуникации (эстакады, теплотрассы и т.п.), подсобные постройки жилых зданий

30

(15)

30

(20)

40

(30)

40

(30)

40

(30)

20

(15)

25

(15)

25

(15)

25

(15)

30

20

(15)

20

(20)

3

Подземные коммуникации (кроме газопроводов на территории ГНС)

За пределами ограды в соответствии со СНиП 2.07.01 и СНиП II-89

 

4

Линии электропередачи, трансформаторные, распределительные устройства

По правилам устройства электроустановок [2]

 

5

Железные дороги общей сети (от подошвы насыпи), автомобильные дороги I-III категорий

50

75

100***

100

100

50

75***

75

75

50

50

50

6

Подъездные пути железных дорог, дорог предприятий, трамвайные пути, автомобильные дороги IV-V категорий

30

(20)

30***

(20)

40***

(30)

40

(30)

40

(30)

20***

(15)***

25***

(15)***

25

(15)

25

(15)

30

20

(20)

20

(20)

* Расстояние от жилых и общественных зданий следует принимать не менее указанных для объектов СУГ, расположенных на самостоятельной площади, а от административных, бытовых, производственных зданий, зданий котельных, гаражей - по данным, приведенным в скобках, но не менее указанных в таблице 12 для соответствующих зданий и сооружений.

** Допускается уменьшать расстояния от резервуаров ГНС общей вместимостью до 200 м2 в надземном исполнении до 70 м, в подземном - до 35 м, а при вместимости до 300 м3 - соответственно до 90 и 45 м.

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

Примечания

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

2 Расстояния от склада наполненных баллонов до зданий промышленных и сельскохозяйственных предприятий, а также предприятий бытового обслуживания производственного характера следует принимать по данным, приведенным в скобках.

3 При установке двух резервуаров СУГ единичной вместимостью по 50 м3 расстояние до зданий (жилых, общественных, производственных и др.), не относящихся к ГНП, разрешается уменьшать: для надземных резервуаров до 100 м, для подземных - до 50 м.

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

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

 

Таблица 10

п.п.

Здания и сооружения

Расстояния между зданиями и сооружениями ГНС, м

Порядковые номера зданий и сооружений, приведенные в графе 1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

1

Надземные резервуары и железнодорожные сливные эстакады

Табл. 12, п. 9.3.3

10

15

30

40

15

30

40

10

10

40

40

2

Подземные резервуары

10

п. 9.3.1

10

20

30

10

20

30

5

5

40

30

3

Помещения категории А и погрузочно-разгрузочные площадки для баллонов

15

10

10

15

40

15

30

40

10

10

40

40

4

Колонки для налива СУГ в автоцистерны и заправочные колонки

30

20

15

7

30

15

15

30

10

10

15

30

5

Котельная, ремонтная мастерская, здание техобслуживания автомобилей, гаражи без использования СУГ

40

30

40

30

·

Табл. 9

·

·

·

·

· ·

·

6

Прирельсовый склад баллонов

15

10

15

15

Табл. 9

-

Табл. 9

40

5

·

40

Табл. 9

7

Вспомогательные, без подвальной части здания и сооружения без применения открытого огня (в том числе категории А)

30

20

30

15

·

Табл. 9

-

·

·

·

· ·

·

8

Вспомогательные здания с подвальной частью (автовесы, насосная водоснабжения и т.п.)

40

30

40

30

·

40

·

-

·

·

· ·

·

9

Автодороги, кроме местных подъездов (до края проезжей части)

10

5

10

10

·

5

·

·

-

1,5

·

-

10

Ограждение территории

10

5

10

10

·

·

·

·

1,5

-

·

10

11

Резервуары для пожаротушения (до водоразборных колодцев)

40

40

40

15

· ·

40

· ·

· ·

·

·

-

· ·

12

Открытая стоянка для автомашин (бензин, СУГ)

40

30

40

30

·

Табл. 9

·

·

-

10

· ·

-

Примечания

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

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

3 Знак «· ·» обозначает, что расстояние принимается по СНиП 2 04 02.

4 Расстояние от электрораспределительных устройств, размещенных непосредственно в производственных невзрывопожароопасных помещениях, следует определять по данной таблице как для вспомогательных зданий без применения открытого огня.


9.1.4 В зданиях, находящихся на территорииГНС, не допускается предусматривать жилые помещения. Допускаетсяпредусматривать размещение службы эксплуатации газового хозяйства с примыканиемк территории ГНС со стороны вспомогательной зоны.

Категории помещений, зданий и наружных установок ГНС повзрывопожарной и пожарной опасности определяют в соответствии с требованияминорм пожарной безопасности [1].

9.2 РАЗМЕЩЕНИЕ ЗДАНИЙ И СООРУЖЕНИЙ ГНС

9.2.1Минимальные расстояния от резервуаров для хранения СУГ и от размещаемых на ГНСпомещений для установок, где используется СУГ, до зданий и сооружений, неотносящихся к ГНС, следует принимать по таблице 9. Расстояния от надземныхрезервуаров вместимостью до 20 м3, а также подземных резервуароввместимостью до 50 м3 принимаются по таблице 7.

Минимальные расстояния от резервуаров СУГ до зданий исооружений на территории ГНС или на территории промышленных предприятий, гдеразмещена ГНС, следует принимать по таблице 10.

Минимальные расстояния от склада и погрузочно-разгрузочныхплощадок баллонов (для сжиженных газов) до зданий и сооружений различногоназначения следует принимать по таблицам 9 и 10. При этом расстояния,приведенные в позиции 1 таблицы 9, от склада баллонов до зданий садоводческих идачных поселков допускается уменьшать не более чем в 2 раза при условииразмещения на складе не более 150 баллонов по 50 л (7,5 м3).Размещение складов с баллонами для сжиженных газов на территории промышленныхпредприятий следует предусматривать в соответствии с требованиями СНиП II-89.

9.2.2Реконструкцию объектов СУГ без увеличения общей вместимости резервуаровдопускается производить с сохранением фактических расстояний в существующейзастройке. При увеличении общей вместимости резервуаров в обоснованных случаях требуетсяразработка дополнительных мер по обеспечению безопасной эксплуатации.

9.3 РЕЗЕРВУАРЫ ДЛЯ СУГ

9.3.1 Резервуары для сжиженных газов нагазонаполнительных станциях, изготовленные в заводских условиях в соответствии сдействующими стандартами, могут устанавливаться надземно и подземно.

Расстояния в свету между отдельными подземными резервуарамидолжны быть равны половине диаметра большего смежного резервуара, но не менее 1м.

9.3.2Надземные резервуары следует располагать группами, как правило, в районепониженных планировочных отметок площадки ГНС. Максимальную общую вместимостьнадземных резервуаров в группе следует принимать в соответствии с таблицей 11.

Таблица 11

Общая вместимость резервуаров ГНС, м3

Общая вместимость резервуаров в группе, м3

До 2000

1000

Св. 2000 до 8000

2000

Минимальные расстоянияв свету между группами резервуаров следует принимать по таблице 12.

Таблица 12

Общая вместимость резервуаров в группе, м3

Расстояние в свету между внешними образующими крайних резервуаров групп, расположенных надземно, м

До 200

5

Св. 200 до 700

10

Св. 700 до 2000

20

9.3.3 Внутри группы расстояния в свету междунадземными резервуарами должны быть не менее диаметра наибольшего из рядомстоящих резервуаров, а при диаметре резервуаров до 2 м - не менее 2 м.

Расстояние между рядами надземных резервуаров, размещаемых вдва ряда и более, следует принимать равным длине наибольшего резервуара, но неменее 10 м.

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

Ширина применяемой ограждающей стенки принимается взависимости от материала.

Для входа на территорию резервуарного парка по обе стороныобвалования или ограждающей стенки должны быть предусмотрены лестницы-переходышириной 0,7 м, не менее двух на каждую группу, расположенные с противоположныхсторон обвалования (ограждающей стенки).

9.4 ОБОРУДОВАНИЕ ОБЪЕКТОВ СУГ

9.4.1Для перемещения жидкой и паровой фаз СУГ по трубопроводам ГНС следуетпредусматривать насосы, компрессоры или испарительные (теплообменные)установки.

Разрешается использовать энергию природного газа для слива иналива СУГ, давление насыщенных паров которых при температуре 45 °С непревышает 1,2 МПа.

9.4.2Компрессоры следует размещать в отапливаемых помещениях.

Пол помещения, где размещаются насосы и компрессоры, долженбыть не менее чем на 0,15 м выше планировочных отметок прилегающей территории.

Компрессоры, работающие с воздушным охлаждением, допускаетсяустанавливать на открытых площадках под навесом.

9.4.3Насосы и компрессоры следует устанавливать на фундаментах, не связанных сфундаментами другого оборудования и стенами здания.

При размещении в один ряд двух насосов и более иликомпрессоров необходимо предусматривать, м, не менее (в свету):

ширину основного прохода по фронтуобслуживания                                                 1,5

расстояние между насосами                                                                                           0,8

расстояние между компрессорами                                                                                1,5

расстояние между насосами и компрессорами                                                            1,0

расстояние от насосов и компрессоров достен помещения                                       1,0

9.4.4Для слива газа из переполненных баллонов и неиспарившегося газа следуетпредусматривать резервуары, размещаемые:

в пределах базы хранения - при общей вместимости резервуаровсвыше 10 м3;

на расстоянии не менее 3 м от здания наполнительного цеха(на непроезжей территории) - при общей вместимости резервуаров до 10 м3.

9.4.5Для наполнения СУГ автоцистерн следует предусматривать наполнительные колонки.

9.4.6Для контроля степени заполнения автоцистерн следует предусматривать автовесыили устройства для определения массы газа (степени заполнения) в автоцистернахи железнодорожных цистернах.

При использовании подогретого газа следует контролироватьего температуру, которая не должна превышать 45 °С.

9.4.7На трубопроводах жидкой и паровой фаз к колонкам следует предусматриватьотключающие устройства на расстоянии не менее 10 м от колонок.

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

9.4.9Не допускается предусматривать в производственной зоне ГНС испарительныеустановки с применением открытого огня.

9.4.10При проектировании систем водоснабжения, канализации, электроснабжения,отопления и вентиляции и пожаротушения ГНС следует выполнять требования: СНиП 2.04.01,СНиП2.04.02, СНиП2.04.03, СНиП 2.04.07, СНиП 2.04.05,СНиП 21-01,правил пожарной безопасности [4], правил устройства электроустановок [2] инастоящего раздела.

9.4.11На водопроводных и канализационных колодцах, располагаемых в зоне радиусом 50 мот зданий по взрывопожарной опасности категории А, а также наружных установок исооружений ГНС с взрывоопасными зонами класса В-Iг, необходимо предусматривать по двекрышки. Пространство между крышками должно быть уплотнено материалом,исключающим проникновение газа в колодцы в случае его утечки.

9.4.12На ГНС следует предусматривать систему наружного пожаротушения, включающуюрезервуары с противопожарным запасом воды, насосную станцию и кольцевойводопровод высокого давления с пожарными гидрантами.

При общей вместимости резервуаров на базе хранения 200 м3и менее следует предусматривать для тушения пожара систему водопровода низкогодавления или пожаротушение из водоемов.

9.4.13Расход воды на наружное пожаротушение ГНС следует принимать по таблице 13.

Таблица 13

Общая вместимость резервуаров сжиженных газов на базе хранения, м3

Расходы воды, л/с, с резервуарами

надземными

подземными

До 200 включительно

15

15

» 1000 »

20

15

» 2000 »

40

20

Св. 2000, но не более 8000

80

40

9.4.14 Противопожарную насосную станцию на ГНСс надземными резервуарами по надежности электроснабжения следует относить к I категории.

При электроснабжении ГНС от одного источника питания необходимопредусматривать установку резервных противопожарных насосов с дизельнымприводом.

9.4.15На ГНС с надземными резервуарами хранения СУГ при общей вместимости резервуаровболее 200 м3 следует предусматривать стационарную автоматическуюсистему водяного охлаждения резервуаров, которая должна обеспечиватьинтенсивность орошения в течение 75 мин всех боковых и торцевых поверхностейрезервуаров 0,1 л/(с×м2)и 0,5 л/(с×м2)для торцевых стенок, имеющих арматуру.

Установки водяного охлаждения (орошения) резервуаров должныбыть оборудованы устройствами для подключения передвижной пожарной техники.

Расход воды следует принимать из расчета одновременногоорошения не менее трех резервуаров при однорядном расположении резервуаров вгруппе и шести резервуаров при двухрядном расположении в одной группе иучитывать дополнительно к расходу воды, указанному в таблице 13.

При определении общего расхода воды на наружное пожаротушениеи орошение резервуаров следует учитывать расход воды из гидрантов в количестве25 % расхода, указанного в таблице 13.

9.4.16Пожаротушение сливной эстакады необходимо предусматривать передвижными средствамиот принятой для ГНС системы противопожарного водоснабжения.

9.4.17Для закрытых помещений категории А необходимо предусматривать системыискусственной приточно-вытяжной вентиляции в соответствии с требованиями СНиП 2.04.05.Для обеспечения расчетного воздухообмена в верхних зонах помещений допускаетсяустройство естественной вентиляции с установкой дефлекторов. В нерабочее времядопускается предусматривать в этих помещениях естественную или смешаннуювентиляцию. В неотапливаемых производственных помещениях, в которыхобслуживающий персонал находится менее 2 ч, допускается предусматриватьестественную вентиляцию через жалюзийные решетки, размещаемые в нижней частинаружных стен. Размеры жалюзийных решеток должны определяться расчетом по СНиП 2.04.05.

9.4.18Вытяжку из производственных помещений категории А, в которых обращаютсясжиженные газы, следует предусматривать из нижней и верхней зон помещения, приэтом из нижней зоны необходимо забирать не менее 2/3 нормируемого объемаудаляемого воздуха с учетом количества воздуха, удаляемого местными отсосами.Проемы систем общеобменной вытяжной вентиляции следует предусматривать науровне 0,3 м от пола.

9.4.19Электроприводы насосов, компрессоров и другого оборудования, устанавливаемого впроизводственных помещениях категории А, следует блокировать с вентиляторами вытяжныхсистем таким образом, чтобы они не могли работать при отключении вентиляции.

9.4.20Класс взрывоопасной зоны в помещениях и у наружных установок, в соответствии скоторым должен производиться выбор электрооборудования для ГНС и ГНП, следуетпринимать в соответствии с правилами устройства электроустановок [2].

9.4.21Электроприемники зданий и сооружений объектов, на которые распространяютсянормы настоящего раздела, в отношении обеспечения надежности электроснабженияследует относить к IIIкатегории, за исключением электроприемников противопожарной насосной станции,аварийной вентиляции и сигнализаторов довзрывоопасных концентраций, которыеследует относить к Iкатегории.

При невозможности питания пожарных насосов от двухнезависимых источников электроснабжения допускается предусматривать ихподключение в соответствии с указаниями СНиП 2.04.01 илипредусматривать установку резервного насоса с дизельным приводом.

9.4.22В помещениях насосно-компрессорного, наполнительного, испарительного иокрасочного отделений, кроме рабочего освещения, следует предусматриватьдополнительное аварийное освещение.

Допускается применять аккумуляторные фонари на напряжение невыше 12 В во взрывозащищенном исполнении.

9.4.23Схема электроснабжения должна предусматривать в случае возникновения пожараавтоматическое отключение технологического оборудования в помещениях свзрывоопасными зонами при опасной концентрации газа в воздухе помещения ицентрализованное отключение вентиляционного оборудования в соответствии суказаниями СНиП2.04.05.

9.4.24На территории ГНС следует предусматривать наружное и охранное освещение исигнализацию.

Управление наружным и охранным освещением следуетпредусматривать из мест с постоянным пребыванием персонала (например, изпомещения проходной).

9.4.25Запрещается прокладка воздушных линий электропередачи над территорией ГНС.

9.4.26Для зданий, сооружений, наружных технологических установок и коммуникаций взависимости от класса взрывоопасных зон следует предусматривать молниезащиту всоответствии с требованиями инструкции по устройству молниезащиты зданий исооружений [5].

10 КОНТРОЛЬ ЗА СТРОИТЕЛЬСТВОМ И ПРИЕМКА ВЫПОЛНЕННЫХРАБОТ

10.1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

10.1.1В процессе строительства объектов систем газораспределения и выполнения работпо внутренним газопроводам зданий и сооружений в соответствии с общимитребованиями СНиП3.01.01 и требованиями настоящих норм и правил осуществляют входной,операционный и приемочный производственный контроль, а также контроль и приемкувыполненных работ и законченных строительством объектов заказчиком.

Контроль и приемку зданий, входящих в системугазораспределения, осуществляют в порядке, установленном соответствующими строительныминормами и правилами.

Государственный надзор за соблюдением требованийбезопасности проводится органами государственного надзора в соответствии сзаконодательством.

10.1.2Входной контроль поступающих материалов, изделий, газовой арматуры и оборудования,а также операционный контроль при сборке и сварке газопроводов, монтажегазового оборудования и устройстве антикоррозионной защиты осуществляют всоответствии с требованиями СНиП 3.01.01.

10.1.3Контроль выполненных работ включает в себя:

проверку соответствия трубопроводов, газоиспользующего игазового оборудования проекту и требованиям нормативных документов внешнимосмотром и измерениями;

механические испытания стыковых сварных соединенийтрубопроводов в соответствии с требованиями ГОСТ 6996;

неразрушающий контроль сварных соединений трубопроводовфизическими методами;

контроль качества антикоррозионных покрытий на толщину,адгезию к стали и сплошность - по ГОСТ9.602, а также на отсутствие участков контакта металла трубы с грунтомприборным методом;

испытания газопровода и газового оборудования нагерметичность.

10.1.4Результаты контроля внешним осмотром, измерениями, испытаниями нагерметичность, данные о скрытых работах и другие отражаются в строительномпаспорте и подписываются ответственными исполнителями выполненных работ идолжностным лицом организации-исполнителя (при осуществлении производственногоконтроля) или (и) представителя заказчика (газового хозяйства - пользователяобъекта строительства) в соответствии с условиями договора подряда.

Результаты проверки сварных стыков газопровода физическимиметодами и механическими испытаниями оформляются протоколом, которыйподписывают дефектоскопист и начальник лаборатории.

Акт приемки законченного строительством объектагазораспределительной системы подписывают представители генеральногоподрядчика, проектной организации, эксплуатационной организации иГосгортехнадзора России.

По каждому законченному объекту организация - исполнительработ составляет исполнительную документацию (в том числе строительныепаспорта) объекта, которая оформляется в соответствии с действующиминормативными документами.

10.2 ВНЕШНИЙ ОСМОТР И ИЗМЕРЕНИЯ

10.2.1Внешним осмотром и измерениями проверяют:

глубину заложения подземного (наземного) или расположение надземногогазопровода, уклоны, устройство основания, постели или опор, длину, диаметр итолщину стенок трубопровода, установку запорной арматуры и других элементовгазопровода. Измерения проводят по ГОСТ26433.2;

тип, размеры и наличие дефектов на каждом из сварныхстыковых соединений трубопроводов;

сплошность, адгезию к стали и толщину защитных покрытий труби соединений, а также резервуаров СУГ.

10.2.2Проверку подземных трубопроводов (резервуаров) производят до и после опусканияих в траншею (котлован). Число измерений - в соответствии с указаниями проектаили технологической документации организации - исполнителя работ.

10.2.3Обнаруженные внешним осмотром и измерениями дефекты устраняют. Недопустимыедефекты сварных стыковых соединений должны быть удалены.

10.3 МЕХАНИЧЕСКИЕ ИСПЫТАНИЯ

10.3.1Механическим испытаниям подлежат: пробные (допускные) сварные стыки,выполняемые при квалификационных испытаниях сварщиков и проверке технологиисварки стыков стальных и полиэтиленовых газопроводов;

сварные стыки стальных газопроводов, не подлежащие контролюфизическими методами, и стыки подземных газопроводов, сваренных газовойсваркой. Стыки отбирают в период производства сварочных работ в количестве 0,5% общего числа стыковых соединений, сваренных каждым сварщиком, но не менее 2стыков диаметром 50 мм и менее и 1 стыка диаметром свыше 50 мм, сваренных им втечение календарного месяца.

Стыки стальных газопроводов испытывают на статическоерастяжение и на изгиб или сплющивание по ГОСТ 6996.Допускные стыки полиэтиленовых газопроводов испытывают на растяжение.

10.3.2Механические свойства стыков стальных труб с условным диаметром свыше 50 ммопределяют испытаниями на растяжение и изгиб (вырезанных равномерно попериметру каждого отобранного стыка) образцов со снятым усилением всоответствии с ГОСТ 6996.

Результаты механических испытаний стыка считаютсянеудовлетворительными, если:

среднее арифметическое предела прочности трех образцов прииспытании на растяжение менее нормативного предела прочности основного металлатрубы;

среднее арифметическое угла изгиба трех образцов прииспытании на изгиб менее 120° - для дуговой сварки и менее 100° - для газовойсварки;

результат испытаний хотя бы одного из трех образцов поодному из видов испытаний на 10 % ниже нормативного значения прочности или углаизгиба.

10.3.3Механические свойства сварных стыков стальных труб условным диаметром до 50 ммвключительно должны определяться испытаниями целых стыков на растяжение исплющивание. Для труб этих диаметров половину отобранных для контроля стыков (снеснятым усилением) следует испытывать на растяжение и половину (со снятымусилением) - на сплющивание.

Результаты механических испытаний сварного стыка считаютсянеудовлетворительными, если:

предел прочности при испытании стыка на растяжение менеенормативного предела прочности основного металла трубы;

просвет между сжимающими поверхностями пресса при появлениипервой трещины на сварном шве при испытании стыка на сплющивание превышаетзначение 5S, где S- номинальная толщина стенки трубы.

10.3.4При неудовлетворительных испытаниях хотя бы одного стыка проводят повторныеиспытания удвоенного количества стыков. Проверка должна производиться по виду испытаний,давшему неудовлетворительные результаты.

В случае получения при повторной проверкенеудовлетворительных результатов испытаний хотя бы на одном стыке все стыки,сваренные данным сварщиком в течение календарного месяца на данном объектегазовой сваркой, должны быть удалены, а стыки, сваренные дуговой сваркой,проверены радиографическим методом контроля.

10.4 КОНТРОЛЬ ФИЗИЧЕСКИМИ МЕТОДАМИ

10.4.1Контролю физическими методами подлежат стыки законченных сваркой участковстальных трубопроводов в соответствии с таблицей 14 и полиэтиленовых - всоответствии с таблицей 15.

Таблица 14

Газопроводы

Число стыков, подлежащих контролю, % общего числа стыков, сваренных каждым сварщиком на объекте

1. Наружные и внутренние газопроводы природного газа и СУГ диаметром менее 50 мм всех давлений, надземные и внутренние газопроводы природного газа и СУГ диаметром 50 мм и более, давлением до 0,005 МПа

Не подлежат контролю

2. Газопроводы ГРП и ГРУ диаметром более 50 мм

100

3. Наружные и внутренние газопроводы СУГ всех давлений (за исключением указанных в поз. 1)

100

4. Надземные и внутренние газопроводы природного газа давлением св. 0,005 до 1,2 МПа

5, но не менее одного стыка

5. Подземные газопроводы природного газа давлением:

 

до 0,005 МПа (за исключением указанных в поз. 11 и 12)

10, но не менее одного стыка

св. 0,005 до 0,3 МПа (за исключением указанных в поз. 11 и 13)

50, но не менее одного стыка

св. 0,3 до 1,2 МПа (за исключением указанных в поз. 13)

100

6. Подземные газопроводы всех давлений, прокладываемые под проезжей частью улиц с капитальными типами дорожных одежд (цементобетонные, монолитные, железобетонные сборные, асфальтобетонные), а также на переходах через водные преграды во всех случаях прокладки газопроводов в футляре (в пределах перехода и по одному стыку в обе стороны от пересекаемого сооружения):

100

7. Подземные газопроводы всех давлений при пересечении с коммуникационными коллекторами, каналами, тоннелями (в пределах пересечений и по одному стыку в обе стороны от наружных стенок пересекаемых сооружений)

100

8. Надземные газопроводы всех давлений на участках переходов через автомобильные I-III категорий и железные дороги по мостам и путепроводам, а также в пределах переходов через естественные преграды

100

9. Подземные газопроводы всех давлений, прокладываемые в районах с сейсмичностью св. 7 баллов и на карстовых и подрабатываемых территориях и в других особых грунтовых условиях

100

10. Подземные газопроводы всех давлений, прокладываемые на расстоянии по горизонтали в свету менее 3 м от коммуникационных коллекторов и каналов (в том числе каналов тепловой сети)

100

11. Участки подземных газопроводов и подземные вводы на расстоянии от фундаментов зданий менее:

 

2 м - для газопроводов давлением до 0,005 МПа;

 

4 м - » » » св. 0,005 до 0,3 МПа;

100

7 м - » » » св. 0,3 до 0,6 МПа;

 

10 м - » » » св. 0,6 до 1,2 МПа

 

12. Подземные газопроводы природного газа давлением до 0,005 МПа, прокладываемые в пучинистых (кроме слабопучинистых) просадочных II типа, набухающих, многолетнемерзлых грунтах и в других особых условиях

25, но не менее одного стыка

13. Подземные газопроводы природного газа давлением св. 0,005 до 1,2 МПа, прокладываемые вне поселений за пределами черты их перспективной застройки

20, но не менее одного стыка

Примечания

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

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

3 Нормы контроля не распространяются на угловые соединения труб газопроводов условным диаметром до 500 мм и швы приварки к газопроводу фланцев и плоских заглушек.

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

Таблица 15

Газопроводы

Число стыков, подлежащих контролю, % общего числа стыков, сваренных на объекте каждым сварщиком с использованием сварочной техники

с высокой степенью автоматизации

со средней степенью автоматизации

1. Подземные газопроводы давлением:

 

 

до 0,005 МПа (за исключением указанных в поз. 2)

3, но не менее одного стыка

6, но не менее одного стыка

св. 0,005 до 0,3 МПа (за исключением указанных в поз. 3)

12, но не менее одного стыка

25, но не менее одного стыка

св. 0,3 до 0,6 МПа (за исключением указанных в поз. 3)

25, но не менее одного стыка

50, но не менее одного стыка

2. Подземные газопроводы давлением до 0,005 МПа, прокладываемые в пучинистых (кроме слабопучинистых), просадочных II типа, набухающих, многолетнемерзлых грунтах и других особых грунтовых условиях

6, но не менее одного стыка

12, но не менее одного стыка

3. Подземные газопроводы природного газа давлением св. 0,005 до 0,6 МПа, прокладываемые вне поселений за пределами черты их перспективной застройки

5, но не менее одного стыка

10, но не менее одного стыка

4. Во всех остальных случаях прокладки подземных газопроводов, предусмотренных таблицей 14

25, но не менее одного стыка

50, но не менее одного стыка

Примечания

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

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

Контроль стыковстальных трубопроводов проводят радиографическим методом по ГОСТ7512 и ультразвуковым - по ГОСТ14782. Стыки полиэтиленовых трубопроводов проверяют ультразвуковым методомпо ГОСТ14782.

10.4.2Ультразвуковой метод контроля сварных стыков стальных газопроводов применяетсяпри условии проведения выборочной проверки не менее 10 % стыковрадиографическим методом. При получении неудовлетворительных результатоврадиографического контроля хотя бы на одном стыке объем контроля следуетувеличить до 50 % общего числа стыков. В случае повторного выявления дефектныхстыков все стыки, сваренные сварщиком на объекте в течение календарного месяцаи проверенные ультразвуковым методом, должны быть подвергнуты радиографическомуконтролю.

10.4.3При неудовлетворительных результатах контроля ультразвуковым методом стыковыхсоединений стальных и полиэтиленовых трубопроводов необходимо провести проверкуудвоенного числа стыков на участках, которые к моменту обнаружения брака небыли приняты по результатам этого вида контроля. Если при повторной проверкехотя бы один из проверяемых стыков окажется неудовлетворительного качества, товсе стыки, сваренные данным сварщиком на объекте, должны быть провереныультразвуковым методом контроля.

10.4.4Исправление дефектов шва стыков стальных трубопроводов, выполненных газовойсваркой, запрещается. Исправление дефектов шва, выполненного дуговой сваркой,допускается производить путем удаления дефектной части и заварки ее заново споследующей проверкой всего сварного стыка радиографическим методом. Превышениевысоты усиления сварного шва относительно размеров, установленных ГОСТ16037, разрешается устранять механической обработкой. Подрезы следуетисправлять наплавкой ниточных валиков высотой не более 2-3 мм, при этом высотаниточного валика не должна превышать высоту шва. Исправление дефектовподчеканкой и повторный ремонт стыков запрещается.

Дефектные стыковые соединения полиэтиленовых трубопроводовисправлению не подлежат и должны быть удалены.

10.4.5По степени автоматизации сварочные аппараты для соединения полиэтиленовых труби деталей подразделяются:

а) с высокой степенью автоматизации - сварочный аппарат(машина), имеющий компьютерную программу основных параметров сварки,компьютерный контроль за их соблюдением в ходе технологического процесса,компьютерное управление процессом сварки и последовательностью этаповтехнологического процесса в заданном программой режиме (в том числеавтоматическое удаление нагревательного инструмента), регистрацию результатовсварки и последующую выдачу информации в виде распечатанного протокола накаждый стык по окончании процесса сварки;

б) со средней степенью автоматизации - сварочная машина,имеющая частично компьютеризированную программу основных параметров сварки,полный компьютеризированный контроль за соблюдением режима сварки по всемуциклу, а также осуществляющая регистрацию результатов сварки и их последующуювыдачу в виде распечатанного протокола;

в) с ручным управлением - машина, на которой управлениепроцессом сварки производится вручную при визуальном или автоматическомконтроле за соблюдением режима сварки по всему циклу. Регистрация режимовсварки производится в журнале производства работ или в виде распечатанногопротокола с регистрирующего устройства.

10.5 ИСПЫТАНИЯ ГАЗОПРОВОДОВ

10.5.1Законченные строительством или реконструкцией наружные и внутренние газопроводы(далее - газопроводы) следует испытывать на герметичность воздухом. Дляиспытания газопровод в соответствии с проектом производства работ следуетразделить на отдельные участки, ограниченные заглушками или закрытые линейнойарматурой и запорными устройствами перед газоиспользующим оборудованием, сучетом допускаемого перепада давления для данного типа арматуры (устройств).

Если арматура, оборудование и приборы не рассчитаны наиспытательное давление, то вместо них на период испытаний следует устанавливатькатушки, заглушки.

Газопроводы жилых, общественных, бытовых, административных,производственных зданий и котельных следует испытывать на участке ототключающего устройства на вводе в здание до кранов газоиспользующегооборудования.

Испытания газопроводов должна производитьстроительно-монтажная организация в присутствии представителя эксплуатационнойорганизации.

Результаты испытаний следует оформлять записью встроительном паспорте.

10.5.2Перед испытанием на герметичность внутренняя полость газопровода должна бытьочищена в соответствии с проектом производства работ. Очистку полостивнутренних газопроводов и газопроводов ГРП (ГРУ) следует производить перед ихмонтажом продувкой воздухом.

10.5.3Для проведения испытаний газопроводов следует применять манометры классаточности 0,15. Допускается применение манометров класса точности 0,40, а такжекласса точности 0,6. При испытательном давлении до 0,01 МПа следует применять V-образные жидкостные манометры (с водянымзаполнением).

10.5.4Испытания подземных газопроводов следует производить после их монтажа в траншееи присыпки выше верхней образующей трубы не менее чем на 0,2 м или после полнойзасыпки траншеи.

Сварные стыки стальных газопроводов должны бытьзаизолированы.

10.5.5До начала испытаний на герметичность газопроводы следует выдерживать подиспытательным давлением в течение времени, необходимого для выравниваниятемпературы воздуха в газопроводе с температурой грунта.

При испытании надземных и внутренних газопроводов следуетсоблюдать меры безопасности, предусмотренные проектом производства работ.

10.5.6Испытания газопроводов на герметичность проводят путем подачи в газопроводсжатого воздуха и создания в газопроводе испытательного давления. Значенияиспытательного давления и время выдержки под давлением стальных подземныхгазопроводов принимают в соответствии с таблицей 16.

Таблица 16

Рабочее давление газа, МПа

Вид изоляционного покрытия

Испытательное давление, МПа

Продолжительность испытаний, ч

До 0,005

Независимо от вида изоляционного покрытия

0,6

24

Св. 0,005 до 0,3

Битумная мастика, полимерная липкая лента

0,6

24

 

Экструдированный полиэтилен, стеклоэмаль

1,5

24

Св. 0,3 до 0,6

Битумная мастика, полимерная липкая лента

0,75

24

 

Экструдированный полиэтилен, стеклоэмаль

1,5

24

Св. 0,6 до 1,2

Св. 0,6 до 1,6 для СУГ

Независимо от вида изоляционного покрытия

1,5

2,0

24

Газовые вводы до 0,005 при их раздельном строительстве с распределительным газопроводом

То же

0,3

2

10.5.7 Нормы испытаний полиэтиленовыхгазопроводов, стальных надземных газопроводов, газопроводов и оборудования ГРП,а также внутренних газопроводов зданий следует принимать по таблице 17.Температура наружного воздуха в период испытания полиэтиленовых газопроводовдолжна быть не ниже минус 15 °С.

Таблица 17

Рабочее давление газа, МПа

Испытательное давление, МПа

Продолжительность испытаний, ч

Полиэтиленовые газопроводы

До 0,005

0,3

24

Св. 0,005 до 0,3

0,6

Св. 0,3 до 0,6

0,75

Надземные газопроводы

До 0,005

0,3

1

Св. 0,005 до 0,3

0,45

Св. 0,3 до 0,6

0,75

Св. 0,6 до 1,2

1,5

Св. 1,2 до 1,6 (для СУГ)

2,0

Газопроводы и оборудование ГРП

До 0,005

0,3

12

Св. 0,005 до 0,3

0,45

Св. 0,3 до 0,6

0,75

Св. 0,6 до 1,2

1,5

Газопроводы внутри зданий, газопроводы и оборудование ГРУ

Газопроводы жилых зданий давлением до 0,003

0,01

5 мин

Газопроводы котельных, общественных, административных, бытовых и производственных зданий давлением:

 

 

до 0,005

0,01

1

св. 0,005 до 0,1

0,1

св. 0,1 до 0,3

1,25 от рабочего, но не более 0,3

св. 0,3 до 0,6

1,25 от рабочего, но не более 0,6

св. 0,6 до 1,2

1,25 от рабочего, но не более 1,2

св. 1,2 до 1,6 (для СУГ)

1,25 от рабочего, но не более 1,6

10.5.8 Подземные газопроводы, прокладываемые вфутлярах на участках переходов через искусственные и естественные преграды,следует испытывать в три стадии:

после сварки перехода до укладки на место;

после укладки и полной засыпки перехода;

вместе с основным газопроводом.

Разрешается не производить испытания после полного монтажа изасыпки перехода по согласованию с эксплуатационной организацией.

Испытания участков переходов разрешается производить в однустадию вместе с основным газопроводом в случаях:

отсутствия сварных соединений в пределах перехода;

использования метода наклонно-направленного бурения;

использования в пределах перехода для сварки полиэтиленовыхтруб деталей с закладными нагревателями или сварочного оборудования с высокойстепенью автоматизации.

10.5.9Результаты испытания на герметичность следует считать положительными, если запериод испытания давление в газопроводе не меняется, то есть нет видимогопадения давления по манометру класса точности 0,6, а по манометрам классаточности 0,15 и 0,4, а также по жидкостному манометру падение давленияфиксируется в пределах одного деления шкалы.

При завершении испытаний газопровода давление следуетснизить до атмосферного, установить автоматику, арматуру, оборудование,контрольно-измерительные приборы и выдержать газопровод в течение 10 мин подрабочим давлением. Герметичность разъемных соединений следует проверить мыльнойэмульсией.

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

После устранения дефектов, обнаруженных в результатеиспытания газопровода на герметичность, следует повторно произвести этоиспытание.

Стыки газопроводов, сваренные после испытаний, должны бытьпроверены физическим методом контроля.

10.5.10Резервуары сжиженных углеводородных газов вместе с обвязкой по жидкой и паровойфазам следует испытывать в соответствии с требованиями правил устройства ибезопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением [6].

10.6 ПРИЕМКА ЗАКАЗЧИКОМ ЗАКОНЧЕННЫХ СТРОИТЕЛЬСТВОМОБЪЕКТОВ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ

10.6.1Для приемки законченного строительством объекта газораспределительной системы заказчиксоздает приемочную комиссию.

В состав приемочной комиссии включаются представителизаказчика (председатель комиссии), проектной и эксплуатирующей организаций.Представители органов Госгортехнадзора России включаются в состав приемочнойкомиссии при приемке объектов, подконтрольных этим органам.

10.6.2Генеральный подрядчик предъявляет приемочной комиссии на законченныйстроительством объект газораспределительной системы следующую документацию водном экземпляре:

комплект рабочих чертежей (исполнительную геодезическуюдокументацию по ГОСТ Р51872) на строительство предъявляемого к приемке объекта с надписями,сделанными лицами, ответственными за производство строительно-монтажных работ,о соответствии выполненных в натуре работ этим чертежам или внесенным в нихпроектной организацией изменениям;

сертификаты заводов-изготовителей (их копии, извлечения изних, заверенные лицом, ответственным за строительство объекта) на трубы,фасонные части, сварочные и изоляционные материалы;

технические паспорта заводов-изготовителей (заготовительныхмастерских) или их копии на оборудование, узлы, соединительные детали,изоляционные покрытия, изолирующие фланцы, арматуру диаметром свыше 100 мм, атакже другие документы, удостоверяющие качество оборудования (изделий);

инструкции заводов-изготовителей по эксплуатации газовогооборудования и приборов;

строительные паспорта: наружного газопровода, газовоговвода; внутридомового (внутрицехового) газооборудования; ГРП; резервуарнойустановки СУГ;

протокол проверки сварных стыков газопроводарадиографическим методом, протоколы механических испытаний сварных стыковстального и полиэтиленового газопроводов; протокол проверки сварных стыковгазопровода ультразвуковым методом и протокол проверки качества стыков,выполненных контактной сваркой и пайкой;

акт разбивки и передачи трассы (площадки) для подземногогазопровода и резервуаров СУГ;

журнал учета работ (для подземных газопроводов протяженностьюсвыше 200 м и резервуаров СУГ) - по требованию заказчика;

акт приемки предусмотренных проектом установокэлектрохимической защиты (для подземных газопроводов и резервуаров СУГ);

акты приемки скрытых и специальных работ, выполненных всоответствии с договором подряда (контрактом), - для ГРП, котельных;

акт приемки газооборудования для проведения комплексногоопробования (для предприятий и котельных);

акт приемки очищенной внутренней полости подлежащеговосстановлению газопровода;

акт приемки внутренней полости газопровода, восстановленноготканевым шлангом или другими материалами, пригодность которых (при отсутствиинормативных документов на них) подтверждена в установленном порядке;

гарантийное обязательство на восстановленный газопровод (насрок, оговоренный контрактом);

техническое свидетельство на примененные в строительствеимпортные материалы и технологии.

10.6.3Приемочная комиссия должна проверить соответствие смонтированнойгазораспределительной системы проекту и представленной исполнительнойдокументации, требованиям настоящих строительных норм и правил.

10.6.4Приемка заказчиком законченного строительством объекта газораспределительнойсистемы должна быть оформлена актом по форме обязательного приложения Б.Данный акт подтверждает факт создания объекта и его соответствие проекту иобязательным требованиям нормативных документов. Он является окончательным дляотдельно возводимого объекта газораспределительной системы. Длягазораспределительной системы, входящей в состав здания или сооружения, онвключается в состав приемосдаточной документации по этому зданию (сооружению).

10.6.5Приемка заказчиком законченной строительством газонаполнительной станции(пункта) осуществляется в общем порядке в соответствии с требованиямидействующих нормативных документов по строительству.

Приемка заказчиком законченного строительством объектагазораспределительной системы может производиться в соответствии с требованиямитерриториальных строительных норм (ТСН) по приемке, утвержденных вустановленном порядке.

ПРИЛОЖЕНИЕ А

(информационное)

ПЕРЕЧЕНЬ НОРМАТИВНЫХ ДОКУМЕНТОВ, НА КОТОРЫЕ ИМЕЮТСЯССЫЛКИ В СНиП 42-01-2002

СНиП10-01-94         Система нормативныхдокументов в строительстве. Основные положения

СНиП 2.01.07-85*     Нагрузки и воздействия

СНиП2.01.09-91       Здания и сооруженияна подрабатываемых территориях и просадочных грунтах

СНиП2.01.14-83       Определение расчетныхгидрологических характеристик

СНиП2.01.15-90       Инженерная защитатерриторий, зданий и сооружений от опасных геологических процессов. Основныеположения проектирования

СНиП2.03.11-85       Защита строительныхконструкций от коррозии

СНиП2.04.01-85*     Внутренний водопроводи канализация зданий

СНиП2.04.02-84*     Водоснабжение.Наружные сети и сооружения

СНиП 2.04.03-85*     Канализация. Наружные сети и сооружения

СНиП2.04.05-91*     Отопление, вентиляцияи кондиционирование

СНиП 2.04.07-86*     Тепловые сети

СНиП2.07.01-89*     Градостроительство.Планировка и застройка городских и сельских поселений

СНиП 2.08.02-89*     Общественные здания и сооружения

СНиП 3.01.01-85*     Организация строительного производства

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

СНиП 31-03-2001     Производственные здания

СНиП 32-01-95         Железные дороги колеи 1520 мм

СНиП II-7-81*           Строительство в сейсмических районах

СНиП II-89-80*         Генеральные планы промышленныхпредприятий

ГОСТ9.602-89          ЕСЗКС. Сооруженияподземные. Общие требования к защите от коррозии

ГОСТ5542-87           Газы горючиеприродные для промышленного и коммунально-бытового назначения. Техническиеусловия

ГОСТ6996-66           Сварные соединения.Методы определения механических свойств

ГОСТ7512-82*         Контрольнеразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод

ГОСТ9544-93           Арматуратрубопроводная запорная. Нормы герметичности затворов

ГОСТ14782-86         Контрольнеразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые

ГОСТ16037-80         Соединения сварныестальных трубопроводов. Основные типы, конструктивные элементы и размеры

ГОСТ20448-90         Газы углеводородныесжиженные топливные для коммунально-бытового потребления. Технические условия

ГОСТ23055-78         Классификация сварныхсоединений по результатам радиографического контроля

ГОСТ26433.2-94      Система обеспеченияточности геометрических параметров в строительстве. Правила выполненияизмерений параметров зданий и сооружений

ГОСТ 27578-87         Газы углеводородные сжиженные дляавтомобильного транспорта. Технические условия

ГОСТ27751-88         Надежностьстроительных конструкций и оснований. Основные положения по расчету

ГОСТ Р50838-95*    Трубы из полиэтилена длягазопроводов. Технические условия

ГОСТ Р51872-2002  Документацияисполнительная геодезическая. Правила выполнения

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

(обязательное)

АКТ ПРИЕМКИ ЗАКОНЧЕННОГО СТРОИТЕЛЬСТВОМ ОБЪЕКТА ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЙСИСТЕМЫ

__________________________________________________________________________

(наименование и адрес объекта)

г.___________                                                                    «____» ______________ 200 __ г.

Приемочная комиссия в составе: председателя комиссии - представителя заказчика ___

___________________________________________________________________________

(фамилия, имя, отчество, должность)

членов комиссии - представителей:

проектной организации_______________________________________________________________

(фамилия, имя, отчество, должность)

эксплуатационной организации _______________________________________________

(фамилия, имя, отчество, должность)

органа Госгортехнадзора России ______________________________________________

(фамилия, имя, отчество, должность)

УСТАНОВИЛА:

1. Генеральным подрядчиком ______________________________________________

(наименование организации)

предъявлен к приемке законченный строительством _____________________________

__________________________________________________________________________

(наименование объекта)

На законченном строительством объекте _______________________________________

___________________________________________________________________________

(наименование объекта)

субподрядными организациями _______________________________________________

___________________________________________________________________________

(наименования организаций)

выполнены следующие работы ________________________________________________

___________________________________________________________________________

2. Проект № _________ разработан __________________________________________

(наименование организации)

3. Строительство системы газоснабжения объекта осуществлялось в сроки:

начало работ ______________________, окончание работ _________________________

(месяц, год)                                                                                  (месяц, год)

4. Документация на законченный строительством объект предъявлена в объеме, предусмотренном СНиП 42-01-2002 или ТСН по приемке.

Приемочная комиссия рассмотрела представленную документацию, произвела внешний осмотр системы газоснабжения, определила соответствие выполненных строительно-монтажных работ проекту, провела, при необходимости, дополнительные испытания (кроме зафиксированных в исполнительной документации)______________________________________________________________

___________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________

(виды испытаний)

Решение приемочной комиссии:

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

2. Предъявленный к приемке объект считать принятым заказчиком вместе с прилагаемой исполнительной документацией с «____» _______________ 200 __ г.

ОБЪЕКТ ПРИНЯТ

Председатель комиссии                                       ___________________________________

(подпись)

Место печати

Представитель

проектной организации                                       ___________________________________

(подпись)

Представитель

эксплуатационной организации                          ___________________________________

(подпись)

Представитель органа

Госгортехнадзора России                                     ___________________________________

(подпись)

ОБЪЕКТ СДАН

Представитель

генерального подрядчика                                     ___________________________________

(фамилия, имя, отчество, должность, подпись)

ПРИЛОЖЕНИЕВ

БИБЛИОГРАФИЯ

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

[2] ПУЭПравила устройства электроустановок

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

[4] НПБ 110-99*Перечень зданий, сооружений, помещений и оборудования, подлежащих защите автоматическимиустановками пожаротушения и автоматической пожарной сигнализацией

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

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

Ключевыеслова: газораспределительные системы, природный газ, сжиженный углеводородныйгаз, топливо, внутренние газопроводы, эксплуатационные характеристики,требования безопасности

СОДЕРЖАНИЕ

Введение. 1

1 область применения. 2

2 нормативные ссылки. 2

3 термины и определения. 2

4 общие требования к газораспределительным системам.. 3

5 Наружные газопроводы.. 6

5.1 общие положения. 6

5.2 подземные газопроводы.. 7

5.3 надземные газопроводы.. 8

5.4 пересечения газопроводами водных преград и оврагов. 9

5.5 пересечения газопроводами железнодорожных и трамвайных путей и автомобильных дорог. 10

5.6 дополнительные требования к газопроводам в особых природных и климатических условиях. 11

5.7 восстановление изношенных подземных стальных газопроводов. 12

6 газорегуляторные пункты и установки. 13

6.1 общие положения. 13

6.2 требования к грп и грпб. 13

6.3 требования к шрп.. 15

6.4 требования к гру.. 15

6.5 оборудование грп, грпб, шрп и гру.. 15

7 внутренние газопроводы.. 16

8 резервуарные и баллонные установки сжиженных углеводородных газов. 18

8.1 резервуарные установки. 18

8.2 баллонные групповые и индивидуальные установки. 21

9 газонаполнительные станции (пункты) сжиженных углеводородных газов (гнс) 22

9.1 Общие положения. 22

9.2 размещение зданий и сооружений гнс.. 26

9.3 резервуары для суг. 26

9.4 оборудование объектов суг. 27

10 контроль за строительством и приемка выполненных работ. 30

10.1 общие положения. 30

10.2 внешний осмотр и измерения. 31

10.3 механические испытания. 31

10.4 Контроль физическими методами. 32

10.5 испытания газопроводов. 35

10.6 приемка заказчиком законченных строительством объектов газораспределительных систем.. 37

Приложение а Перечень нормативных документов, на которые имеются ссылки в СНиП 42-01-2002. 39

Приложение б Акт приемки законченного строительством объекта газораспределительной системы.. 40

Приложение в Библиография. 41