СП 42-101-2003

Общие положения по проектированию и строи­тельству газораспределительных систем из металлических и полиэти­леновых труб

ПРЕДИСЛОВИЕ

РАЗРАБОТАН коллективом ведущих специалистов ОАО «Гипро-НИИгаз, АО «ВНИИСТ», ОАО «МосгазНИИпроект», ОИ «Омскгаз-технология», ЗАО «Надежность», Госгортехнадзора России, Госстроя России и ряда газораспределительных хозяйств России при координа­ции ЗАО «Полимергаз»

СОГЛАСОВАН

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

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

ОДОБРЕН постановлением Госстроя России от 26.06.2003 г. № 112

ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

ПРИНЯТ И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ решением Межведомствен­ного координационного совета по вопросам технического совершен­ствования газораспределительных систем и других инженерных ком­муникаций, протокол от 8 июля 2003 г. № 32

СП 42-101-2003

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

Область применения

Нормативные ссылки

Основные положения

Выбор системы газораспределения

Нормы потребления газа

Определение расчетных расходов газа

Расчет диаметра газопровода и допустимых потерь давления

Автоматизированные системы управления процессом распреде­ления газа

I Наружные газопроводы

Общие положения

Подземные газопроводы

Пересечения газопроводами естественных и искусственных

преград

Размещение отключающих устройств на газопроводах

Сооружения на газопроводах

Защита газопровода от механических повреждений

5 Газорегуляторные пункты и газорегуляторные установки

Размещение ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ

Оборудование ГРП, ГРУ, ГРПБ и ШРП

Выбор оборудования ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ

Выбор регулятора давления

Выбор фильтра

Выбор предохранительного запорного клапана - ПЗК

Выбор предохранительного сбросного клапана - ПСК

Подбор шкафных регуляторных пунктов - ШРП

э Газопроводы и газоиспользующее оборудование

Газоиспользующее оборудование жилых зданий

Газоиспользующее оборудование общественных, администра­тивных и бытов-ых зданий

Газоиспользующее оборудование производственных зданий и котельных

Горелки инфракрасного излучения

Размещение счетчиков

7 Запорная арматура

8 Резервуарные и баллонные установки СУГ

9 Газонаполнительные станции (пункты)

Общие положения

Основные здания и сооружения

Планировка территории

Сливные устройства

Резервуары для СУГ

Газопроводы, арматура и КИП

Инженерные коммуникации

Электроснабжение, электрооборудование, молниезащита и связь

10Строительство

Подготовительные и земляные работы

Разработка траншеи и котлованов

Засыпка газопровода

Укладка методом бестраншейного заглубления

Рекультивация земель

Монтаж наружных газопроводов

III

СП 42-101-2003

Переходы через водные преграды

Открытый (траншейный) способ строительства

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

Подземные переходы через овраги, балки и водные каналы

Переходы газопроводов на пересечениях с подземными ком­муникациями

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

Прокладка защитных футляров под автодорогами открытым способом с устройством объезда

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

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

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

Открытый способ строительства переходов под железными дорогами

Прокладка защитного футляра продавливанием

Прокладка защитного футляра прокалыванием

Монтаж внутренних газопроводов и газоиспользующего обо­рудования

Контроль качества работ

11 Производство испытаний

Общие положения

Испытание газопроводов низкого давления

Испытания подземных (наземных) газопроводов среднего и вы­сокого давления

Испытания надземных и внутренних газопроводов

12 Приемка в эксплуатацию и исполнительная документация

Приемка в эксплуатацию

Исполнительная документация

Приложение А. Нормы расхода газа на коммунально-бытовые

нужды

Приложение Б. Номограммы расчета диаметра газопровода

Приложение В. Расстояния от газопровода до других инженер­ных коммуникаций

Приложение Г Дымовые и вентиляционные каналы

Приложение Д Условное обозначение запорной арматуры

Приложение Е Арматура

Приложение Ж. Список заводов-изготовителей запорной ар­матуры

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

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

Приложение Л Метод наклонно-направленного бурения

Л.1 Организация строительства

IV

СП 42-101-2003

Л.2 Расчет геометрических параметров трассы

Расчеты геометрических параметров пилотной скважины

Л.З Расчет усилия проходки пилотной скважины

Л.4Расчет общего усилия протаскивания /"

Л.З Расчет вертикальных внешних нагрузок на газопровод

Л.6 Технология производства работ по бестраншейной прокладке

газопроводов

Л.7 Контроль качества строительства бестраншейных переходов

газопроводов

Л.8 Техника безопасности

Форма А.Протокол бурения

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

Форма В. Акт приемки перехода газопровода, выполненного

способом наклонно-направленного бурения

Форма Г Профиль бурения

Форма Д. Карта бурения

Приложение М Примеры расчетов некоторых параметров

при строительстве газопровода из полиэтиле­новых труб методом наклонно-направлен­ного бурения

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

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

Строительный паспорт подземного (надзем­ного; наземного) газопровода, газового ввода

Строительный паспорт внутридомового (внут­рицехового) газоиспользующего оборудования

Строительный паспорт ГРП

Строительный паспорт резервуарной уста­новки СУГ

Протокол проверки сварных стыков газопро­вода радиографическим методом

Протокол механических испытаний сварных стыков стального газопровода

Протокол механических испытаний сварных стыков полиэтиленового газопровода

Приложение Ш Протокол проверки сварных стыков газопро­вода ультразвуковым методом

Приложение Щ Протокол проверки параметров контактной сварки (пайки) газопроводов

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

Приложение Р. Приложение С.

Приложение Т Приложение У.

Приложение Ф. Приложение X Приложение Ц

СП 42-101-2003

ВВЕДЕНИЕ

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

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

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

В разработке настоящего Свода правил приняли участие:

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

VI

СП 42-101-2003

СВОД ПРАВИЛ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ И СТРОИТЕЛЬСТВУ

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ И СТРОИТЕЛЬСТВУ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ ИЗ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ

И ПОЛИЭТИЛЕНОВЫХ ТРУБ

THE GENERAL PROVISION AND CONSTRUCTION

GAS DISTRIBUTION SISTEM FROM STEEL

AND POLYETHYELENE PIPES

Дата введения 2003-07-08

1 ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

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

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

2 НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

2.1 В настоящем СП использованы ссылки на следующие документы:

СНиП 2.02.01-83*. Основания зданий и со­оружений;

СНиП 2.03.11-85. Защита строительных кон­струкций от коррозии;

СНиП 2.03.13-88. Полы;

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

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

СНиП 2.04.07-86*. Тепловые сети;

СНиП 2.05.02-85. Автомобильные дороги;

СНиП 2.05.03-84*. Мосты и трубы;

СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопро­воды;

СНиП 2.05.07-91*. Промышленный транспорт;

СНиП 2.06.09-84. Туннели гидротехнические;

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

СНиП 2.08.02-89*. Общественные здания и сооружения;

СНиП 2.09.03-85. Сооружения промышлен­ных предприятий;

СНиП 3.01.01-85*. Организация строитель­ного производства;

СНиП 3.05.07-85 Системы автоматизации;

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

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

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

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

СНиП 23-01-99*. Строительная климатоло­гия;

СНиП 11-22-81. Каменные и армокаменные конструкции;

СНиП П-35-76. Котельные установки;

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

СНиП 111-42-80*. Магистральные трубопро­воды;

СНиП 42-01-2002. Газораспределительные системы;

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

Издание официальное

СП 42-101-2003

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

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

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

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

ГОСТ 613-79. Бронзы оловянные литейные. Марки;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

ГОСТ 7931-76. Олифа натуральная. Техни­ческие условия;

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

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

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

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

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

ГОСТ 10330-76. Лен трепаный. Техничес­кие условия;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

ГОСТ 19151-73. Сурик свинцовый. Техни­ческие условия;

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

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

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

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

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

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

ГОСТ 25100-95. Грунты. Классификация;

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

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

СП 42-101-2003

ГОСТ 2.601-95. ЕСКД. Эксплуатационные документы;

ГОСТ 8.143-75. ГСИ Государственный пер­вичный эталон и общесоюзная проверочная схема для средств измерений объемного расхо­да газа в диапазоне НО~М-10²м³/с;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

ГОСТ Р 51617-2000. Жилищнокоммунальные услуги. Общие технические условия;

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

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

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

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

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

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

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

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

Правила плавания по внутренним судоход­ным путям;

Правила речного регистра;

Правила технической эксплуатации речно­го транспорта.

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

ПУЭ. Правила устройства электроустано­вок;

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

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

СП 42-101-2003

3. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

ВЫБОР СИСТЕМЫ ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ

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

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

3.3 Газораспределительные системы подраз­деляются по:

- виду газа (природный, СУГ);

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

- принципу построения (кольцевые, тупи­ковые, смешанные).

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

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

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

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

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

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

В зависимости от величины давления газа в распределительных газопроводах и климатичес­ких условий рекомендуется применение ГРП,

ГРПБ, как правило, с местными приборами отопления.

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

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

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

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

НОРМЫ ПОТРЕБЛЕНИЯ ГАЗА

3.9 При решении вопросов газоснабжения поселений использование газа предусматрива­ется на:

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

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

- отопление и нужды производственных и коммунально-бытовых потребителей.

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

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

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

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

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

- при наличии централизованного горячего водоснабжения - 120;

- при горячем водоснабжении от газовых водонагревателей - 300;

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

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

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

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

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

Таблица 1

ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЕТНЫХ РАСХОДОВ ГАЗА

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

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

(1)

где K^h_max - коэффициент часового максимума (коэффициент перехода от годо­вого расхода к максимальному ча­совому расходу газа); Q - годовой расход газа, м³/год. Коэффициент часового максимума расхода газа следует принимать дифференцированно по каждой обособленной зоне газоснабжения, снабжаемой от одного источника.

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

Таблица 2

Таблица 3

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

Таблица 4

где

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

K_simq_nomn_i

,

где Q^h_d=å- сумма произведений величин K_sim, q_nom и n_i от i до m;

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

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

n_i - число однотипных приборов или групп приборов;

т - число типов приборов или групп приборов.

Таблица 5

(2)

РАСЧЕТ ДИАМЕТРА ГАЗОПРОВОДА И ДОПУСТИМЫХ ПОТЕРЬ ДАВЛЕНИЯ

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

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

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

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

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

3.25 Расчетные суммарные потери давления газа в газопроводах низкого давления (от ис­точника газоснабжения до наиболее удаленно­го прибора) принимаются не более 180 даПа, в том числе в распределительных газопроводах 120 даПа, в газопроводах-вводах и внутренних газопроводах - 60 даПа.

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

3.27 Падение давления на участке газовой сети можно определять:

- для сетей среднего и высокого давлений по формуле

(3)

где Р_н - абсолютное давление в начале га­зопровода, МПа;

Р_к - абсолютное давление в конце газо­провода, МПа; Р₀ = 0,101325 МПа;

l - коэффициент гидравлического тре­ния;

l- расчетная длина газопровода посто­янного диаметра, м;

d - внутренний диаметр газопровода, см;

Р₀ - плотность газа при нормальных ус­ловиях, кг/м³;

Q₀ - расход газа, м³/ч, при нормальных условиях; - для сетей низкого давления по формуле

где Р_н - давление в начале газопровода, Па; Р_к - давление в конце газопровода, Па; l, l, d, Р₀_ Q₀ - обозначения те же, что и в формуле (3).

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

(5)

где

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

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

(6)

где Re - число Рейнольдса;

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

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

В зависимости от значения Re коэффици­ент гидравлического трения l определяется:

- для ламинарного режима движения газа Re < 2000

l= 64/Re

- для критического режима движения газа Re = 2000-4000

l = 0,0025 Re⁰-³³³;

(8)

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

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

- при 4000 < Re < 100 000 по формуле

- при Re > 100 000

(9)

(10)

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

(Н)

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

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

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

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

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

(12) где /, - действительная длина газопровода, м;

2^ - сумма коэффициентов местных со­противлений участка газопровода;

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

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

3.32 В тех случаях когда газоснабжение СУГ является временным (с последующим перево­дом на снабжение природным газом), газопро­воды проектируются из условий возможности

их использования в будущем на природном газе.

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

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

(13)

где Л - коэффициент гидравлического тре­ния;

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

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

Коэффициент гидравлического трения А определяется по формуле (11).

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

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

- на газопроводах от вводов в здание: до стояка - 25 линейных потерь на стояках - 20 » »

- на внутриквартирной разводке:

при длине разводки 1-2 м - 450 линейных потерь

» » » 3-4 - 300 » »

» » » 5-7 - 120 » »

» » » 8-12 - 50 » »

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

(И)

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

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

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

Р₀ - обозначение то же, что в формуле (3).

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

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

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

(15)

где dp - расчетный диаметр, см; А, В, - коэффициенты, определяемые по т, т^] таблицам 6 и 7 в зависимости от ка­тегории сети (по давлению) и мате­риала газопровода; Q₀ - расчетный расход газа, м³/ч, при

нормальных условиях;

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

(16)

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

L - расстояние до самой удаленной точ­ки, м.

Таблица 6

Таблица 7

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

АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ПРОЦЕССОМ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ГАЗА

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

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

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

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

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

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

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

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

ГРП - питающие кольцевые сети низкого давления;

ГРП - расположенные в удаленных насе­ленных пунктах.

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

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

3.44 Система газораспределения, содер­жащая более 50 газовых объектов и обслужи­вающая город (регион) с населением свыше 500 тыс. человек, может быть оснащена АСУ

Таблица 8

ТП РГ, включающими в себя помимо функ­циональных подсистем информационного ха­рактера, указанных в таблице 8, функцио­нальные подсистемы, реализующие комплек­сы задач (задачи) в соответствии с табли­цей 9.

Таблица 9

10

Окончание таблицы 9

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

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

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

- давление газа перед каждым замерным узлом расхода газа;

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

- температура газа по каждому замерному узлу;

- давление газа на каждом выходе ГС;

- положение регулирующего устройства;

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

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

- положение запорного устройства;

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

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

- загазованность помещения (норма/выше нормы);

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

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

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

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

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

11

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

- 5 с (значение мгновенного расхода газа);

- 1 ч;

- 1 сут;

- 1 мес;

ж) ввод и хранение следующих норматив­но-справочных данных:

- текущее время;

- дата (год, месяц, число);

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

- плотность газа в нормальных условиях;

- диаметр измерительного трубопровода;

- диаметр отверстия диафрагмы;

- тип устройства отбора давления;

- тип счетчика расхода газа;

- барометрическое давление;

- диапазоны измерения датчиков давле­ния;

- диапазоны измерения датчиков темпера­туры;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

- отказ датчиков контроля состояния тех­нологического оборудования;

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

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

- отклонение напряжения электропитания за допускаемые значения;

- отсутствие сетевого электропитания;

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

- название (код) КП;

- код (номер) замерного узла КП;

- дату и время составления отчета;

- значение всех введенных оператором кон­стант и время их введения.

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

- дату (число, месяц, год);

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

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

- средний суточный расход, м³/ч;

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

- среднесуточное значение давления на входе замерного узла, МПа;

- среднесуточное значение атмосферного давления;

- среднесуточное значение температуры газа;

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

- нештатные ситуации и время их возник­новения.

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

- дату (число, месяц, год);

- время (часы, минуты);

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

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

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

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

- нештатные ситуации и время их возник­новения.

Часовой отчет содержит:

- время (начало часа);

- средний расход газа за час, м³/ч;

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

- среднее давление на входе замерного узла за час;

- среднюю температуру газа за час;

- записи о вмешательстве оператора и не­штатных ситуациях.

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

- текущее время (время опроса);

- давление газа на каждом ЗУ, МПа;

- температура газа на каждом ЗУ;

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

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

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

- нештатные ситуации и время их возник­новения;

- давление газа на каждом входе ГС, МПа;

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

- данные о состоянии технологического обо­рудования;

- перепады давления на фильтрах.

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

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

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

Для управления отключающими устройства­ми применяются дистанционно управляемые задвижки или предохранительные клапаны, а для управления настройкой регуляторов давле­ния газа - переключаемые или плавно настра­иваемые регуляторы управления, при этом на

ГРП низкого давления настройка должна осу­ществляться с установкой не менее трех уров­ней выходного давления.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

а) контур заземления;

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

в) телефонный ввод или каналообразующую аппаратуру радиоканала.

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

1) примыкать к технологическому помеще­нию КП;

2) иметь отдельный вход;

3) иметь площадь не менее 4 м².

4 НАРУЖНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

ПОДЗЕМНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ

4.9 Минимальные расстояния по горизон­тали от подземных газопроводов до зданий и

СП 42-101-2003

сооружений принимаются в соответствии с тре­бованиями СНиП 2.07.01, СНиП П-89, приве­денными в приложении В.

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

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

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

4.11 При прокладке газопровода неосушен­ного газа следует предусматривать установку конденсатосборников.

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

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

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

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

4.14 В местах пересечения газопроводов с дренажными трубами на последних предусмат-

ривают герметизацию отверстий и стыков на расстоянии по 2 м в обе стороны (в свету).

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

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

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

- для оползневых участков - зеркала сколь­жения;

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

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

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

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

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

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

СП 42-101-2003

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

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

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

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

ПЕРЕСЕЧЕНИЯ ГАЗОПРОВОДАМИ ЕСТЕСТВЕННЫХ И ИСКУССТВЕННЫХ ПРЕГРАД

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

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

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

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

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

Вторая нитка не предусматривается при прокладке:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

СП 42-101-2003

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

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

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

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

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

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

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

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

4.32 Выбор способа прокладки газопровода через болота основан на обеспечении надеж­ности и безопасности, удобства обслуживания и экономических соображениях. Тип болот оп­ределяется в соответствии со СНиП 111-42.

В болотах I типа (целиком заполненных тор­фом, допускающих работу и неоднократное

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

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

Наземную прокладку рекомендуется предус­матривать в следующих случаях:

- болота не примыкают к затопляемым пой­мам рек;

- продольный и поперечный уклон болот не превышает 10 %;

- болота не подлежат осушению;

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

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

При подземной прокладке рекомендуется руководствоваться следующими положениями:

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

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

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

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

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

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

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

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

РАЗМЕЩЕНИЕ ОТКЛЮЧАЮЩИХ УСТРОЙСТВ НА ГАЗОПРОВОДАХ

4.38 Отключающие устройства на наружных газопроводах размещаются:

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

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

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

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

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

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

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

4.41 Размещение отключающих устройств предусматривают в доступном для обслужива­ния месте.

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

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

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

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

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

4.44. На вводах и выходах газопроводов из здания ГРП установку отключающих устройств рекомендуется предусматривать на расстоянии не менее 5 м и не более 100 м от 1 !'П.

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

4.45. При пересечении газопроводами воз­душных линий электропередачи отключающие устройства следует предусматривать вне охран­ной зоны ЛЭП, которым является участок земли и пространства, заключенный между вертикаль­ными плоскостями, проходящими через парал­лельные прямые, отстоящие от крайних про­водов (при неотклоненном их положении)

на расстоянии, зависящем от величины нап­ряжения ЛЭП, а именно: для для линий напря­жением до 1кВ - 2 м; от 1 до 20 кВ включ. - 10 м; 35 кВ - 15 м; 110 кВ - 20 м; 150 кВ и 220 кВ -25 м, 330 кВ, 400 кВ и 500 кВ - 50 м; 750 кВ -40 м; 800 кВ (постоянный ток) - 30 м.

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

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

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

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

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

СООРУЖЕНИЯ НА ГАЗОПРОВОДАХ

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

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

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

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

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

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

При отсутствии усовершенствованного до­рожного покрытия вокруг колодцев и коверов предусматривают устройство отмостки шири­ной не менее 0,7 м с уклоном 50 °/₀₀, исключа­ющим проникновение поверхностных вод в грунт близ колодца (ковера).

Диаметр контрольной трубки должен быть не менее 32 мм.

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

Варианты установки контрольных трубок приведены на рисунке 1.

а 6

а - над поверхностью земли, о - под ковер Рисунок 1 - Установка контрольных трубок

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

Вариант установки вытяжной свечи приве­ден на рисунке 2.

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

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

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

Рисунок 2 - Вытяжная свеча

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

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

Опоры могут быть скользящими, Катковы­ми (роликовыми).

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

Вариант конструкции опор приведен на рисунке 3.

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

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

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

Рисунок 3 - Прокладка газопровода в футляре

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

Рисунок 4 - Эластичное уплотнение на конце футляра

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

Применение пенополиуретана (типа «Мак-рофлекс», «Пенофлекс») рекомендуется для полиэтиленовых газопроводов.

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

На русловых и морских участках подводных переходов рекомендуется применение кольце­вых (чугунных, железобетонных и т.п.) пригрузов или сплошного покрытия (монолитное, армированное бетонное и т.п.), на пойменных,

заболоченных участках, а также участках с вы­соким уровнем грунтовых вод - седловых, по­ясных, шарнирных, контейнерных пригрузов (чугунных, железобетонных, из нетканых син­тетических материалов и т.п.), а также анкер­ных устройств.

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

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

4.56 Установку конденсатосборника реко­мендуется предусматривать в характерных низ­ших точках трассы, ниже зоны сезонного про­мерзания грунта с уклоном трассы газопровода к конденсатосборникам не менее 3 °/₀₀-

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

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

(17)

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

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

Установка сальниковых компенсаторов на газопроводах не допускается.

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

ЗАЩИТА ГАЗОПРОВОДА ОТ МЕХАНИЧЕСКИХ ПОВРЕЖДЕНИЙ

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

4.59 На участках трассы, где газопровод прокладывают в скальных, полускальных и

мерзлых грунтах, дно траншеи следует вырав­нивать, устраивая подсыпку из песчаного или глинистого грунта толщиной не менее 10 см над выступающими частями основания.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

При использовании таких материалов пазу­хи между газопроводом и стенками траншеи

заполняются (с послойным уплотнением) грун­том, не содержащим крупных обломочных включений.

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

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

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

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

5 ГАЗОРЕГУЛЯТОРНЫЕ ПУНКТЫ И ГАЗОРЕГУЛЯТОРНЫЕ УСТАНОВКИ

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

5.2 По давлению газа ГРП, ГРПБ подраз­деляются на:

- с входным давлением до 0,6 МПа;

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

5.3 Подавлению газа ШРП подразделяют­ся на:

- с входным давлением газа до 0,3 МПа;

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

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

РАЗМЕЩЕНИЕ ГРП, ГРПБ, ШРП И ГРУ

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

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

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

5.7 Вентиляция помещений ГРУ должна соответствовать требованиям основного произ­водства.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Двери ГРП и ГРПБ предусматривают про­тивопожарными и открывающимися наружу.

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

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

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

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

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

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

ОБОРУДОВАНИЕ ГРП, ГРУ, ГРПБ И ШРП

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

- запорная арматура;

- регуляторы давления;

- предохранительно-запорные клапаны (да­лее - ПЗК);

- предохранительные сбросные клапаны (да­лее - ПСК);

- приборы замера расхода газа;

- приборы КИП.

5.16 Запорная арматура выбирается соглас­но требованиям раздела 7 «Запорная арматура» настоящего СП.

5.17 В качестве регулирующих устройств могут применяться:

- регуляторы давления газа с односедельным клапаном;

- клапаны регулирующие двухседельные;

- поворотные заслонки с электронным ре­гулятором и исполнительным механизмом.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

- фильтр или группа фильтров с байпасами или без них;

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

- предохранительный запорный клапан (ПЗК);

- регулятор давления газа;

- предохранительный сбросной клапан (ПСК) после регулятора.

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

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

В ШРП вместо байпаса рекомендуется уст­ройство второй нитки редуцирования.

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

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

В ГРП, ГРПБ и ГРУ предусматривают про­дувочные газопроводы:

- на входном газопроводе - после первого отключающего устройства;

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

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

Условный диаметр таких газопроводов дол­жен быть не менее 20 мм.

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

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

ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ ГРП, ГРПБ, ШРП И ГРУ

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

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

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

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

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

Выбор регулятора давления

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

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

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

(18)

где Q - расход газа, м³/ч, при t = О °С и

P_атм = 0,1033 МПа; f - площадь седла клапана, см²; L - коэффициент расхода; Р_{ - абсолютное входное давление газа, равно сумме P_изб и Р_атм , где Р_изб -рабочее избыточное давление, МПа, Р_атм =0,1033 МПа;

φ - коэффициент, зависящий от отно­шения Р₂ к Р₁,, где Р₂ - абсолютное выходное давление после регулято­ра, равно сумме Р_2раб и Р_атм, МПа, определяется по рисунку 5;

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

К - показатель адиабаты газа при давлении 750 мм вод. ст. и температуре О⁰С, С_р - тепло­емкость при постоянном дав­лении, ккал/(м³ • °С), C_v - теплоемкость при постоянном объеме, ккал/(м³ • °С)

Рисунок 5 - График опре­деления коэффициента φ в зависимости от Р₂/Р при К= C/C_V= 1,32

Если в паспортных данных регулятора при­ведена величина расхода газа при максималь­ном давлении с соответствующей плотностью, то при других значениях Р - входного давле­ния и р₀ - плотности пропускная способность регулятора может быть определена по формуле (19)

(19)

где Q₂ - расход газа, м³/ч, при t, °C, и Р_бар = 0,1033 МПа со значениями Р₁, φ¹, и p₀, отличными от при­веденных в паспорте на регуля­тор;

q₁ - расход газа при Р_{, φ₁, р₀ соглас­но паспортным данным;

Р₁ - входное абсолютное давление, МПа;

φ₁- коэффициент по отношению Р₂/Р₁,

р₀ - плотность газа, кг/м³, при t = О °С

Pатм = 0,1033 МПа;

Р₁, φ₁ и р₀' - принятые данные при использо­вании других параметров газа.

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

(20)

где Q - расход газа, м³/ч, при темпера­туре газа, равной t₁ и Р₆ - = 0,1033МПа;

В - коэффициент, учитывающий расширение среды и зависящий от отношения Р₂/Р ',

Р_{ и Р₂ - входные и выходные давления,

МПа;

K_v, - коэффициент пропускной спо­собности; Д.Р - перепад давления на клапанах,

ΔP = Р, - Р₂, МПа;

P₁ и Р₂ - соответственно входные и вы­ходные абсолютные давления, МПа;

Р₀ - плотность газа при t;

t₁ - температура газа.

Рисунок 6- Зависимость коэффициента В от P₂/P_t-

Выбор фильтра

5.36 Пропускная способность фильтра дол­жна определяться исходя из максимального допустимого перепада давления на его кассе­те, что должно быть отражено в паспорте на фильтр.

5.37 Фильтры, устанавливаемые в ГРП (ГРУ) для защиты регулирующих и предохра­нительных устройств от засорения механичес­кими примесями, должны соответствовать дан­ным, приведенным в таблице 10.

Таблица 10

Выбор предохранительного запорного клапана - ПЗК

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

5.39 Выбранный ПЗК должен обеспечивать герметичное закрытие подачи газа в регулятор в случае повышения или понижения давления за ним сверх установленных пределов.

Выбор предохранительного сбросного клапана - ПСК

5.40 Количество газа, подлежащего сбросу ПСК, следует определять:

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

Q> 0,0005 Q_d, (21)

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

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

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

- для регуляторов давления с золотниковы­ми клапанами

Q>0,01<Q_d; (22)

- для регулирующих заслонок с электрон­ными регуляторами

Q>Q№Q_d. (23)

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

Q¹ ≥ Qn, (24)

где Q' - необходимое суммарное количество газа, подлежащее сбросу ПСК в тече­ние часа, м³/ч, при t = О °С и P_бар⁼ = 0,10132 МПа;

п - количество регуляторов, шт.; Q - количество газа, подлежащее сбросу ПСК в течение часа каждым регуля­тором, м³/ч, при t = О °С и Р_б = = 0,10132 МПа.

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

Подбор шкафных регуляторных пунктов - ШРП

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

- влияние климатической зоны, где будет эксплуатироваться ШРП;

- влияние отрицательных температур наруж­ного воздуха;

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

6 ГАЗОПРОВОДЫ И ГАЗОИСПОЛЬЗУЮЩЕЕ ОБОРУДОВАНИЕ

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

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

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

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

СП 42-101-2003

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

6.10 Скрытая прокладка газопроводов пре­дусматривается в соответствии со следующими требованиями:

а) в штрабе стены:

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

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

б) в полах монолитной конструкции:

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

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

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

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

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

в) в каналах полов:

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

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

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

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

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

Диаметр продувочного газопровода следует принимать не менее 20 мм.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

ГАЗОИСПОЛЬЗУЮЩЕЕ ОБОРУДОВАНИЕ ЖИЛЫХ ЗДАНИЙ

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

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

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

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

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

- оконные проемы с площадью остекления из расчета 0,03 м² на 1 м³ объема помещения и ограждающие от смежных помещений кон­струкции с пределом огнестойкости не менее REI 45 - при установке оборудования мощ­ностью св. 60 кВт или размещении оборудова­ния в подвальном этаже здания независимо от его мощности;

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

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

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

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

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

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

газовой плиты:

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

настенного газоиспользующего оборудова­ния для отопления и горячего водоснабжения:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

ГАЗОИСПОЛЬЗУЮЩЕЕ ОБОРУДОВАНИЕ ОБЩЕСТВЕННЫХ, АДМИНИСТРАТИВНЫХ И БЫТОВЫХ ЗДАНИЙ

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

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

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

ГАЗОИСПОЛЬЗУЮЩЕЕ ОБОРУДОВАНИЕ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ЗДАНИЙ И КОТЕЛЬНЫХ

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

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

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

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

Помещения установок по комбинированной выработке электроэнергии и тепла оборудуют:

- шумопоглощающими устройствами;

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

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

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

На газопроводах предусматривают систему продувочных трубопроводов.

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

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

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

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

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

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

- для обслуживания газоиспользующих уста­новок необходимо предусматривать свободные проходы шириной не менее 0,6 м, а перед газо-горелочными устройствами - не менее 1.0 м. При полностью автоматизированном оборудо-вании ширина проходов принимается из рас­чета свободного доступа при техническом об­служивании.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

На отводах к КИП предусматривают отклю­чающие устройства.

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

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

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

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

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

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

ГОРЕЛКИ ИНФРАКРАСНОГО ИЗЛУЧЕНИЯ

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

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

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

- рабочих мест и зон производственных по­мещений;

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

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

- общественных помещений с временным пребыванием людей:

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

б) помещений общественного питания, кроме ресторанов;

- животноводческих зданий и помещений;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

РАЗМЕЩЕНИЕ СЧЕТЧИКОВ

6.45 Приборы (узлы) учета расхода газа ре­комендуется устанавливать:

- в газифицируемом помещении;

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

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

- в ГРП, ШРП, ГРПБ;

- вне здания.

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

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

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

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

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

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

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

6.50 Наружная (вне здания) установка счет­чика предусматривается под навесом, в шка­фах или других конструкциях, обеспечивающих

СП 42-J 01-2003

защиту счетчика от внешних воздействий. Раз­решается открытая установка счетчика. Размещение счетчика предусматривают:

- на отдельно стоящей опоре на террито­рии потребителя газа;

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

Размещение счетчиков под проемами в сте­нах не рекомендуется.

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

7 ЗАПОРНАЯ АРМАТУРА

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

Таблица 11

Таблица 12

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

7.2 Запорная арматура, устанавливаемая на наружных газопроводах в районах с очень хо­лодным и холодным климатом (районы I, и 1₂ по ГОСТ 16350), должна быть в климатичес­ком исполнении 5 по ГОСТ 15150 УХЛ1, УХЛ2, XJ1 1, ХЛ2; на внутренних газопроводах в отап­ливаемых помещениях - У1, У2, УЗ, У5, УХЛ4, УХЛ5, ХЛ.

Запорная арматура, устанавливаемая в рай­онах с умеренно холодным климатом (районы I, и 1₂ по ГОСТ 16350) на наружных газопро­водах и на внутренних газопроводах в неотап­ливаемых помещениях должна быть в клима­тическом исполнении по ГОСТ 15150 У1, У2, УЗ, УХЛ1, УХЛ2, УХЛЗ.

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

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

Окончание таблицы 12

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

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

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

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

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

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

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

Таблица 13

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

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

Таблица 14

Окончание таблицы 14

Окончание таблицы 15

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

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

- наименование и адрес завода-изготовите­ля;

- условное обозначение изделия;

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

- номер и дату выдачи сертификата уста­новленного образца;

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

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

- вид и температуру рабочей среды;

- класс герметичности в соответствии с ГОСТ 9544;

- материал основных деталей изделия и уп­лотнения.

7.10 Условное обозначение запорной арма­туры должно соответствовать приложению Д.

7.11 Электропривод запорной арматуры выполняют во взрывозащищенном исполнении.

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

Таблица 15

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

8 РЕЗЕРВУАРНЫЕ И БАЛЛОННЫЕ УСТАНОВКИ СУГ

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

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

В резервуарах следует предусматривать ук­лон не менее 2 °/₀₀ в сторону сборника конден­сата, воды и неиспарившихся остатков. При этом сборник конденсата не должен иметь вы­ступов над нижней образующей резервуара, препятствующих полному сбору и удалению конденсата воды и неиспарившихся остатков.

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

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

/ - резервуар 5 м³, заполнение 85 %; // - резервуар 5 м³, заполнение 50 %; /// - резервуар 5 м³, заполнение 35 % и резервуар 2,5 м³, заполнение 50 %; IV - резервуар 2,5 м¹, заполнение 85 %; V - резервуар 2,5 м³, заполнение 35 %

Рисунок 7 - Номограмма для определения производительности резервуара сжиженного газа вместимостью

2,5 и 5 м³ (подземного)

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

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

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

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

Таблица 16

При числе резервуаров больше восьми зна­чение коэффициента т определяется экстрапо­ляцией.

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

Продолжение таблицы 16

Окончание таблицы 16

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

(25)

где n - число жителей, пользующихся газом, чел. При отсутствии данных п прини­мается по числу газифицируемых квартир и коэффициенту семейнос­ти, принятому по данным админист­рации газифицируемого района; K°_d - коэффициент суточной неравномер­ности потребления газа в течение года (при наличии в квартирах га­зовых плит K^e_d = 1,4; при наличии плит и проточных водонагревателей K_d^θ=2,0)_;

Q - годовой расход газа на одного чело­века в тепловых единицах, кДж/год (ккал/год), принимается по ГОСТ 51617 (приложение А); K^θ_h - показатель часового максимума су­точного расхода - 0,12; Q'j - теплота сгорания газа, кДж/год

(ккал/год).

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

В районах особых грунтовых условий, а так­же в районах с сейсмичностью выше 6 баллов соединительную трубопроводную и электричес­кую обвязку рекомендуется устанавливать на крышках горловин подземных резервуаров с соблюдением соответствующих требован и и ПУЭ. Соединения подземных резервуаров с подзем­ными распределительными газопроводами и линиями

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

8 электропередачи в этих районах дол­жны предусматривать компенсацию их взаим­ных, в том числе противоположно направлен­ных, перемещений..12 Испарительные установки, для кото­рых в качестве теплоносителя используются горячая вода или водяной пар, должны быть оборудованы сигнализацией о недопустимом снижении температуры теплоносителя.

Для испарителей, размещаемых вне поме­щений, следует предусматривать тепловую изо­ляцию корпуса и других элементов, 1еплопо-тери с наружных поверхностей которых могут нарушить их нормальный режим эксплуатации.

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

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

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

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

Таблица 17

- при использовании в системах газоснаб­жения технического бутана.

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

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

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

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

8.18 Уклон газопроводов следует предусмат­ривать не менее 5 °/₀₀ в сторону конденсатосборников для подземных газопроводов. Вмес­тимость конденсатосборников следует прини­мать не менее 4 л на 1 м³ расчетного часового расхода газа.

9 ГАЗОНАПОЛНИТЕЛЬНЫЕ СТАНЦИИ (ПУНКТЫ)

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

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

ОСНОВНЫЕ ЗДАНИЯ И СООРУЖЕНИЯ

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

а) в производственной зоне:

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

- база хранения с резервуарами для СУГ;

- насосно-компрессорное отделение;

- испарительное отделение;

- наполнительный цех;

- отделение технического освидетельство­вания баллонов;

- отделение окраски баллонов;

- колонки для наполнения автоцистерн,

слива газа из автоцистерн при доставке газа на ГНС автомобильным транспортом, заправки газобаллонных автомобилей;

- теплообменные установки для подогрева газа;

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

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

б) во вспомогательной зоне:

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

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

- трансформаторную подстанцию;

- резервуары для противопожарного запаса воды с насосной станцией;

- водонапорную башню;

- складские и другие помещения;

- очистные сооружения;

- мойку для автомобилей;

- здание для технического обслуживания автомобилей;

- пункт технического контроля;

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

9.3. Во вспомогательной или производствен­ной зоне допускается предусматривать:

- воздушную компрессорную;

- железнодорожные и автомобильные весы или заменяющие их весовые устройства.

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

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

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

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

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

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

- наполнительное отделение баллонов;

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

- отделение для пустых баллонов;

- административные и бытовые помещения.

9.8 Котельная и испарительное отделение предусматриваются при отсутствии централи­зованного теплоснабжения.

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

ПЛАНИРОВКА ТЕРРИТОРИИ

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Автомобильные дороги на территориях пре­дусматривают по IV категории.

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

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

На подъездах к колонкам необходимо пре­дусматривать защиту от наезда автомобилей.

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

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

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

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

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

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

- отделение дегазации баллонов (по назна­чению объекта);

- пофузочно-разгрузочную площадку для баллонов.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Площадка имеет две зоны:

- производственную, на которой осуществ­ляется заправка бытовых баллонов;

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

Места расположения порожних и наполнен­ных баллонов должны обозначаться соответству­ющими табличками.

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

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

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

Предусматривать на площадке воздушные линии электропередачи не допускается.

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

СЛИВНЫЕ УСТРОЙСТВА

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

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

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

- на газопроводах жидкой фазы - обрат­ный клапан;

- на газопроводах паровой фазы - скорост­ной клапан;

- до отключающего устройства - штуцер с запорным органом для удаления остатков 1аза в систему газопроводов или продувочную све­чу (газопровод).

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

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

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

РЕЗЕРВУАРЫ ДЛЯ СУГ

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

9.30 Вместимость базы хранения СУГ на ГНС определяют в зависимости от суточной произво­дительности станции (без пунктов), степени за­полнения резервуаров и количества резервируе­мых для хранения СУГ на газонаполнительной станции. Количество резервируемого для хране­ния газа следует определять в зависимости о г рас­четного времени работы объекта без поступле­ния газа 1, сут, определяемого по формуле (26)

(26)

где L - расстояние от завода-поставщика

сжиженных газов до объекта, км; V - нормативная суточная скорость дос­тавки грузов МПС повагонной отправ­ки, км/сут (допускается 330 км/сут); /, - время, затрачиваемое на операции, связанные с отправлением и прибы­тием груза (принимается 1 сут);

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

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

При размещении ГНС на промышленном предприятии запас сжиженных газов следует определять в зависимости от принятого для промышленного предприятия норматива по хранению резервного топлива.

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

Надземными считаются резервуары, у ко­торых нижняя образующая находится на одном уровне или выше планировочной отметки при­легающей территории.

9.33 Надземные резервуары устанавливают на опоры из негорючих материалов (с предела­ми огнестойкости не менее 2 ч) с устройством стационарных металлических площадок с лес­тницами.

Площадки должны предусматриваться с двух сторон от арматуры, приборов и люков. К шту­церу для вентиляции следует предусматривать площадку с одной стороны.

При устройстве одной площадки для не­скольких резервуаров лестницы следует предус­матривать в концах площадки. При длине пло­щадки более 60 м в средней ее части следует предусматривать дополнительную лестницу. Лестницы должны выводиться за обвалование.

9.34 Надземные резервуары защищают от нагрева солнечными лучами (например, окраска резервуаров в белый или серебристый цвет, водяное охлаждение).

9.35 Для подземного размещения базы хра­нения предусматривают только цилиндричес­кие резервуары.

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

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

Подземно расположенными резервуарами следует считать резервуары, у которых верхняя образующая резервуара находится ниже плани­ровочной отметки земли не менее чем на 0,2 м.

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

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

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

9.38 Резервуары следует защищать от кор­розии:

- подземные - в соответствии с требовани­ями ГОСТ 9.602 и нормативно-технической документации, утвержденной в установленном порядке;

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

9.39 Соединение электродвигателей с на­сосами и компрессорами предусматривают муф­товым с диэлектрическими прокладками и шайбами.

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

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

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

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

Газопроводы, арматура и КИП

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

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

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

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

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

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

9.50 Расчет пропускной способности газопро­водов сжиженных газов произво-дятся в соответствии с разделом «Расчет диаметра газопровода и до­пустимых потерь давления» настоящего СП.

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

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

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

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

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

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

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

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

ИНЖЕНЕРНЫЕ КОММУНИКАЦИИ

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

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

9.58 При водоснабжении газовых объектов от артезианских скважин или открытых водо­емов вода, идущая на бытовые нужды, должна хлорироваться и подвергаться бактериологичес­кому анализу в сроки, установленные органа­ми санитарного надзора.

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

9.60 Задвижки водопровода, подающего воду в систему орошения резервуаров, распо­лагаются в доступных местах на расстоянии не менее 25 м от резервуаров.

9.61 При проектировании канализации пре­дусматривают производственно-ливневую, хо­зяйственно-фекальную канализации и повтор­ное использование незагрязненных производ­ственных стоков, а также загрязненных стоков после их локальной очистки.

9.62 Для улавливания жидкостей, не раство­ряющихся в воде, а также взвешенных частиц на производственно-ливневой канализации ус­танавливается специальный отстойник.

9.63 Вода после гидравлических испытаний или промывок резервуаров, автоцистерн и бал­лонов отводится в канализацию только через отстойник с гидрозатвором, исключающим воз­можность попадания сжиженных газов в кана­лизацию.

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

9.65. В производственных и вспомогательных зданиях и помещениях допускается устройство водяного, парового (низкого давления) или воздушного отопления.

9.66 Трубопроводы тепловых сетей предус­матриваются надземными. Подземная беска­нальная прокладка трубопроводов допускается на отдельных участках при невозможности осу­ществить надземную прокладку.

9.67 Прокладка трубопроводов системы ото­пления внутри производственных помещений категории А предусматривается открытой. До­пускается прокладка трубопроводов отопления в штрабе пола, засыпанной песком.

9.68 Вентиляторы и электродвигатели вы­тяжных вентиляторов должны применяться только во взрывобезопасном исполнении.

Оборудование приточных систем вентиля­ции следует проектировать в соответствии с требованиями СНиП 2.04.05.

9.69 В помещениях, где располагается вы­тяжное вентиляционное оборудование (венти­ляционные камеры), предусматривается венти­ляция, обеспечивающая не менее однократно­го воздухообмена в 1 ч.

9.70 Системы вентиляции оборудуются ус­тройствами для регулирования производитель­ности.

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

9.72 Все воздуховоды выполняются из не­сгораемых материалов и подлежат заземлению. Мягкие вставки вентиляционных систем долж­ны иметь металлические перемычки.

9.73 В помещениях категории А отверстия отсоса воздуха вытяжных вентиляционных сис­тем закрывают сеткой, предотвращающей по­падание в систему посторонних предметов.

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

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

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

Электроснабжение, электрооборудование, молниезащита и связь

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

На ГНС также предусматривают внутрен­нюю связь.

На СБ предусматривается возможность вы­хода на внешнюю телефонную сеть.

10 СТРОИТЕЛЬСТВО ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ И ЗЕМЛЯНЫЕ РАБОТЫ

10.1 Трастовые подготовительные работы включают:

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

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

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

- осушение строительной полосы, промораживание или защиту от промерзания (в зависи­мости от периода года), подготовку технологи­ческих проездов;

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

- проведение противоэрозионных меропри­ятий.

10.2 Осушение строительной полосы и пло­щадок может осуществляться путем:

- устройства боковых, отводных, нагорных и дренажных канав;

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

- строительства подземного дренажного тру­бопровода;

- устройства вертикальных иглофильтров.

На участках с плывунными грунтами через каждые 50-60 м по створу будущей траншеи должны устраиваться водопонизительные колод­цы глубиной по 3-4 м для откачки из них воды.

10.3 Планировку монтажной полосы для прохода строительной техники рекомендуется осуществлять, как правило, за счет устройства грунтовых насыпей из привозного грунта. Пла­нировка микрорельефа со срезкой неровностей допускается только на полосе будущей тран­шеи. Зимой допускается планировка микрорельефа формированием уплотненного транспор­тными средствами снежного покрова.

10.4 Промораживание плохозамерзающих уча­стков строительной полосы осуществляется про­минкой растительного покрова гусеничной тех­никой с давлением на грунт не более 0,25 кгс/см² и удалением оседающего на строительной поло­се снежного покрова. При этом убираемый снег необходимо разравнивать. Снежные отвалы вы­сотой более 1 м рекомендуется устраивать с от­косом 1:6.

10.5 Расчистка трассы газопровода произ­водится в границах строительной полосы, ус­тановленной проектом после получения заказ­чиком специального разрешения, - лесопорубочного билета (ордера).

10.6 При обнаружении в ходе земляных ра­бот фрагментов древних зданий и сооружений, археологических древностей и других предме­тов, которые могут представлять исторический или научный интерес, работы следует приос­тановить и вызвать на место представителей НПЦ по охране памятников истории и культу­ры, управления культуры органов администра­ции.

10.7 При производстве работ, связанных с разработкой грунта на территории существую­щей застройки, строительная организация, про­изводящая работы, обязана обеспечить проезд спецавтотранспорта и проход к домам путем устройства мостов, пешеходных мостиков с поручнями, трапов - по согласованию с вла­дельцем территории.

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

10.9 Работы, связанные с разработкой фун­та на улицах, тротуарах и дорогах, должны про­изводиться с соблюдением следующих допол­нительных правил.

Каждое место разрытия должно ограждать­ся защитными ограждениями установленного образца, а расположенное на транспортных и пешеходных путях, кроме того, оборудоваться красными габаритными фонарями, соответству­ющими временными дорожными знаками и информационными щитами с обозначениями направлений объезда и обхода, согласованны­ми с ГИБДД.

10.10 Организационно-технологические ре­шения должны быть ориентированы на макси­мальное сокращение неудобств, причиняемых строительными работами пользователям и на­селению. С этой целью коммуникации, прокладываемые вдоль улиц и дорог, должны выпол­няться и сдаваться под восстановление благо­устройства участками длиной, как правило, не более одного квартала; восстановительные ра­боты должны вестись в две-три смены; отходы асфальтобетона и другой строительный мусор должен вывозиться своевременно в сроки и в порядке, установленные органом местного са­моуправления.

10.11 При необходимости складирования материалов и конструкций, а также устройства временного отвала грунта за пределами строи­тельной площадки места для этого определя­ются стройгенпланом и подлежат согласованию с органами местного самоуправления. Лишний грунт, который не может быть использован на других объектах строительства, должен быть вывезен в постоянные отвалы, указанные в проектной документации, или заказчиком. По запросу заказчика территориальный орган по архитектуре и градостроительству муниципаль­ного образования обязан указать такое место.

Разработка траншеи и котлованов

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

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

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

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

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

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

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

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

10.19 Размеры и профили траншеи при стро­ительстве газопроводов устанавливаются про­ектом.

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

а) при соединении труб сваркой:

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

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

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

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

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

б) при соединении одиночных труб муфта­ми или фланцами:

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

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

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

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

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

- в песках и супесях - К+ 0,15 м;

- в глинистых грунтах - К + 0,4 м;

- в скальных (разрыхленных) и мерзлых грунтах - К + 0,4 м, где К - ширина ковша по режущим кромкам.

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

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

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

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

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

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

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

- в супесях - не более 1,25;

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

Для рытья траншей и котлованов большей глубины необходимо устраивать откосы различ­ного заложения в зависимости от состава грун­та и его влажности в соответствии с требова­ниями СНиП 111-42 и по таблице 18.

Таблица 18

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

Таблица 19

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

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

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

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

Таблица 20

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

Таблица 21

Окончание таблицы 21

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

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

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

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

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

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

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

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

10.37 К началу работ по рытью траншеи и котлована должно быть получено письменное разрешение на право производства земляных

СП 42-101-2003

работ в зоне расположения подземных комму­никаций, выданное организацией, ответствен­ной за эксплуатацию этих коммуникаций.

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

10.39 Разработку траншеи рекомендуется производить одноковшовым экскаватором:

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

- в мягких грунтах с включением валунов;

- на участках повышенной влажности;

- в обводненных грунтах;

- при широких траншеях под многониточ­ные газопроводы.

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

10.41 В мерзлых грунтах в зависимости or темпов строительства и объемов работ рекомен­дуются комбинированные способы разработки траншеи под отметку:

- поочередная работа по рыхлению с помо­щью гидромолотов на одноковшовых экскава­торах с последующей навеской ковша и выем­кой грунта;

- послойная разработка с помощью рыхли­телей на базах бульдозеров с последующей эк­скавацией одноковшовыми или непрерывного действия экскаваторами;

- нарезки щелей буровыми установками на бульдозерах с последующей экскавацией мерз­лых блоков одноковшовыми экскаваторами.

10.42 Приямки под технологические захлесты и сооружения на газопроводах разрабаты­вают одновременно с рытьем траншеи, если позволяет устойчивость грунтов.

10.43 Разработку траншей одноковшовым экскаватором следует вести с устранением гре­бешков на дне в процессе копания, что дости­гается протаскиванием ковша по дну траншей в обратном копанию направлении после завер­шения разработки забоя.

10.44 На участках с высоким уровнем грун­товых вод разработку траншей следует начинать с более низких мест для обеспечения стока воды и осушения вышележащих участков.

49

СП 42-101-2003

10.45 Для районов с глубиной промерзания 0,4 м и более в ППР должны предусматривать­ся мероприятия по предохранению грунта от промерзания (рыхление поверхностного слоя, снежный валик, утепление древесными остат­ками и др.).

10.46 Технологический задел по рытью траншеи определяется ППР.

10.47 В зимнее время, когда слабые грунты проморожены недостаточно для прохода зем­леройных машин, траншею разрабатывают по технологии летнего строительства.

10.48 На участках с межболотными озера­ми при разработке траншеи в летнее время сле­дует использовать понтоны и скреперные уста­новки; в зимнее время при промерзании воды до дна озера разработку траншеи производят со льда. При непромерзании воды до дна устра­ивают майну и траншею разрабатывают экска­ватором с понтона. Майну устраивают путем нарезки льда баровыми машинами. Лед удаля­ют одноковшовыми экскаваторами.

10.49 В скальных грунтах с полосы траншеи снимают вскрышной слой рыхлого минераль­ного фунта на всю глубину до обнажения скаль­ного грунта при толщине вскрышного слоя бо­лее 0,2 м.

При меньшей толщине вскрышного слоя его можно не удалять.

Снятый грунт вскрыши укладывают на бер­ме траншеи раздельно от скального и исполь­зуют для подсыпки и присыпки газопровода.

Траншеи в скальных грунтах разрабатыва­ются с предварительным рыхлением грунта механическим или взрывным способами.

10.50 По крутым продольным уклонам (св. 15°) планировка производится путем срезки грунта. Траншея должна быть выкопана не в насыпном грунте, а в материковом.

На участках с поперечным уклоном до 15° разработку выемок под полки рекомендуется про­изводить поперечными проходами бульдозеров перпендикулярно к оси газопровода, если это позволяет условие прохождения газопровода.

10.51 На участках с поперечным уклоном более 15° для разработки разрыхленного или нескального грунта при устройстве полок ре­комендуется применять одноковшовые экска­ваторы, оборудованные прямой лопатой. Экс­каватор разрабатывает грунт в пределах полу­выемки и отсыпает его в насыпную часть пол­ки. В процессе первоначальной разработки пол­ки экскаватор необходимо якорить бульдозером. Окончательная доработка и планировка полки производится бульдозером.

10.52 Разработку траншей на продольных уклонах до 15°, если нет поперечных косого-

50

ров, следует выполнять одноковшовым экска­ватором сверху вниз. Работа на продольных ук­лонах от 15° до 36° должна осуществляться с якорением экскаватора. Число якорей и метод их закрепления определяются расчетом.

10.53 Работа траншейных экскаваторов раз­решается на продольных уклонах до 36° при движении их сверху вниз. При уклонах от 36° до 45° применяется якорение экскаватора. Работа бульдозера разрешается на продольных укло­нах до 36°.

10.54 В зависимости от несущей способнос­ти болота разработку траншей осуществляют:

- на болотах с несущей способностью более 0,01 МПа - болотными одноковшовыми экс­каваторами или обычными одноковшовыми эк­скаваторами, установленными на перекидных щитах или сланях;

- на болотах с несущей способностью ме­нее 0,01 МПа - экскаваторами, установлен­ными на понтонах или пеноволокушах.

При глубине торфяного слоя до 1 м с под­стилающим основанием, имеющим высокую несущую способность, разработка траншеи осу­ществляется с предварительным удалением тор­фа бульдозером или экскаватором. При этом глубина траншеи должна быть на 0,15-0,2 м ниже проектной отметки. При использовании экскаватора для выторфовывания протяжен­ность создаваемого фронта работ должна быть 40-50 м.

На болотах большой протяженности с низ­кой несущей способностью траншею следует разрабатывать зимой, после предварительного промораживания.

На участках с глубоким промерзанием бо­лота работы должны выполняться с предвари­тельным рыхлением мерзлого слоя.

10.55 При прокладке газопровода через меж­болотные озера шириной до 50 м и глубиной до 1 м траншеи разрабатывают одновременно с двух противоположных берегов одноковшо­выми экскаваторами с дамбы, устанавливаемой с каждого берега пионерным способом. Дамба также используется для монтажа и укладки га­зопровода.

На озерах шириной более 50 м или глуби­ной более 2 м траншеи на дне этих водоемов разрабатывают одноковшовыми экскаваторами, установленными на понтонах. При этом понто­ны якорятся.

10.56 Траншеи в песчаных грунтах с боль­шими откосами разрабатываются бульдозера­ми, скреперами, одноковшовыми экскавато­рами.

Неглубокие траншеи (до 1,2 м - в сыпучих грунтах и до 1,5 м - во влажных) допускается

СП 42-101-2003

разрабатывать бульдозерами продольно-попе­речным способом.

При устройстве глубоких траншей в сыпу­чих песках применяется комбинированный спо­соб разработки фунта. Верхний слой грунта (глу­биной до 1,0 м) разрабатывается бульдозера­ми, а остальная часть до проектной отметки - одноковшовыми экскаваторами.

10.57 При многониточной прокладке газо­проводов в общей траншее широкие траншеи следует, как правило, разрабатывать бульдозе­рами продольно-поперечным способом.

10.58 Во влажных песках разработку тран­шеи следует, как правило, вести роторным эк­скаватором с откосниками или разрабатывать верхний слой бульдозерами с последующей доработкой траншеи одноковшовым или ротор­ным экскаватором до проектной глубины.

Засыпка газопровода

10.59 Засыпку газопровода рекомендуется производить при температурах окружающего воздуха, близких к температуре его эксплуата­ции.

10.60 При засыпке газопровода необходи­мо обеспечить:

- сохранность труб и изоляции:

- плотное прилегание газопровода к дну траншеи;

- проектное положение газопровода.

При засыпке газопровода необходимо ис­ключить подвижки.

Рекомендуемые предельные отклонения и методы контроля при засыпке траншей и котло­ванов приведены в таблице К.2 приложения К.

10.61 Засыпку траншей в непросадочных грунтах следует производить в три стадии:

- засыпка пазух немерзлым грунтом;

- присыпка на высоту 0,2 м над верхом тру­бы тем же грунтом с подбивкой пазух;

- окончательная засыпка после предвари­тельного испытания с равномерным послой­ным уплотнением до проектной плотности с обеих сторон трубы.

Обратную засыпку (за исключением выпол­няемой в просадочных грунтах II типа) узких пазух, где невозможно обеспечить уплотнение грунта до требуемой плотности имеющимися средствами, рекомендуется выполнять малосжи­маемыми (модуль деформации 20 МПа и бо­лее) грунтами (гравийно-галечниковыми и пес-чано-гравийными грунтами, песками крупны­ми и средней крупности).

10.62 Засыпка газопровода диаметром более 500 мм производится с послойным уплотнени­ем пазух траншеи во избежание овализации труб.

Уплотнение пазух производится гидравли­ческим одноковшовым экскаватором, специ­альными трамбовочными машинами или сред­ствами малой механизации.

10.63 Обратную засыпку траншей, на кото­рые не передаются дополнительные нагрузки (кроме собственного веса грунта), можно вы­полнять без уплотнения грунта, но, где это возможно, с отсыпкой по трассе траншеи ва­лика, размеры которого следует определять с учетом последующей естественной осадки грун­та. Наличие валика не должно препятствовать использованию территории в соответствии с ее назначением.

10.64 Траншеи и котлованы, кроме разра­батываемых в просадочных грунтах II типа, на участках пересечения с существующими доро­гами и другими территориями, имеющими до­рожные покрытия, засыпают на всю глубину песчаным грунтом или другими аналогичными малосжимаемыми (модуль деформаций 20 МПа и более) местными материалами, не обладаю­щими цементирующими свойствами, с уплот­нением. Допускается совместным решением за­казчика, подрядчика и проектной организации использовать для обратных засыпок супеси и суглинки при условии обеспечения их уплот­нения до проектной плотности.

10.65 Засыпку газопровода бульдозерами выполняют косопоперечными проходами с на­ращиванием отвала в траншее с целью исклю­чения динамического воздействия падающих комьев грунта на газопровод.

10.66 На горизонтальных участках поворота газопроводов вначале засыпается участок по­ворота, а затем остальная часть. Засыпку участ­ка поворота начинают с его середины, двигаясь поочередно к концам.

На участках с вертикальными поворотами газопровода (в оврагах, балках, на холмах и т.п.) засыпку следует производить сверху вниз.

10.67 Засыпка газопровода на протяженных продольных уклонах должна производиться бульдозером, который перемещается с грунтом сверху вниз под углом к траншее, а также мо­жет осуществляться траншеезасыпателем сверху вниз по склону с обязательным его якорением на уклонах крутизной свыше 15°.

10.68 Для предотвращения размыва грунта на крутых продольных уклонах (св. 15°) засып­ка должна производиться после устройства пе­ремычек в траншее.

10.69 Присыпку уложенного газопровода в мерзлых, скальных или полускальных грунтах осуществляют мелкогранулированным грунтом, как правило, из отвала специальной машиной, производящей рыхление и просеивание грунта.

СП 42-101-2003

Допускается осуществлять присыпку газопро­вода разрыхленным грунтом из отвала ротор­ным траншеезасыпателем или роторным экс­каватором. При применении роторного экска­ватора необходимо предварительно осуществить планировку отвала, а поток грунта с транспор­тера направлять на противоположную стенку траншеи, избегая прямого попадания грунта на уложенный газопровод.

10.70 При засыпке газопровода в зимнее время мерзлым грунтом поверх него должен устраиваться валик грунта с учетом последую­щей его осадки при оттаивании или последую­щей его отсыпки.

10.71 Способы засыпки газопровода в бо­лотах I и II типов, выполняемой в летнее вре­мя, зависят от структуры болота. На болотах с несущей способностью более 0,01 МПа засып­ку газопровода производят бульдозерами и эк­скаваторами на уширенных или болотных гусе­ницах или одноковшовыми экскаваторами, ра­ботающими с перекидных сланей, щитов и др.

Засыпка на болотах III типа производится экскаваторами, установленными на понтонах.

Засыпку траншей на болотах, промерзших в зимнее время и имеющих достаточную несу­щую способность, осуществляют так же, как при засыпке траншей в обычных мерзлых фун­тах.

При недостаточном промерзании болота и малой несущей способности для засыпки тран­шей используют бульдозеры и одноковшовые экскаваторы на уширенных или болотных гусе­ницах или экскаваторы на щитах, сланях и др.

При наземной (в насыпи) прокладке газо­провода через болота I и II типов обваловка производится грунтом, забираемым из тран­шеи, разрабатываемой параллельно газопрово­ду, при этом траншея разрабатывается не бли­же 5 м от газопровода. При отсутствии торфа для подсыпки и присыпки газопровода он дос­тавляется из карьера, указанного в проекте.

10.72 Засыпку газопровода в песчаных грун­тах необходимо осуществлять непосредственно вслед за изоляционно-укладочными работами.

10.73 Для подсыпки и присыпки газопро­вода, прокладываемого в многолетнемерзлых грунтах, применяется крупнозернистый песок, заготовка которого производится в течение лет­него периода.

Заготовка грунта в карьерах производится без предварительного рыхления, путем снятия грунта бульдозером послойно по мере его есте­ственного оттаивания и создания буртов для обезвоживания и высыхания.

Песок для подсыпки может заготавливать­ся со дна рек путем гидронамыва.

10.74 Насыпи для наземных газопроводов устраиваются из привозного грунта, добывае­мого в карьерах. Размеры насыпи указываются в проекте.

Насыпи следует отсыпать из однородных грунтов на всю их ширину во избежание обра­зования внутри насыпи водяных линз и плос­костей скольжения.

Не допускается возводить и уплотнять на­сыпи при интенсивном выпадении осадков, а также возводить насыпь из грунта, включаю­щего лед и снег.

10.75 В пучинистых, просадочных и набуха­ющих фунтах дно траншей уплотняют с при­менением вибромеханических трамбовочных установок.

10.76 Подготовка химически закрепленно­го грунта производится для противоэрозионных перемычек в бетономешалках. При этом применяются только экологически чистые хи­мические вещества, указанные в проекте.

Укладка методом бестраншейного заглубления

10.77 Газопроводы могут укладываться в проектное положение методом бестраншейно­го заглубления с применением специальной машины - ножевого трубозаглубителя (рису­нок 8).

5

1 - гусеничный тягач; 2 - режущий нож; 3 - щелезасыпщик; 4 - трубная плеть; 5 - роликоопоры

Рисунок 8 - Ножевой трубозаглубитель

Эффективность данного метода укладки может быть повышена путем создания предва­рительной прорези в грунте (пропорки) или проведения работ по его рыхлению.

Пропорку грунта осуществляют тракторным рыхлителем.

Плеть газопровода выкладывают по оси ук­ладки, затем свободный ее конец с помощью трубоукладчика заводят на роликоопоры, пос­ле чего начинается движение трубозаглубите­ля, который прорезает в грунте щель, куда про­изводится спуск плети. Завершающей операци­ей является подача на засыпку грунта с помо-

щью грейдерных отвалов щелезасыпщика. Того объема грунта, который при создании щели выталкивается наружу режущим ножом, как правило, оказывается достаточно для ее пол­ной засыпки.

10.78 При использовании данного метода на укладываемую плеть из стальных труб пред­варительно наносят изоляционное покрытие и проверяют его качество.

При работе на слабых грунтах трубозаглубитель работает без буксировки; на плотных - в сопровождении дополнительных тягачей.

Метод бестраншейного заглубления может быть применен также в случаях, когда трубы поставляются на трассы в бухтах (длинномер­ными отрезками). Для выполнения работ по ук­ладке в этих условиях необходимо доукомплек­товать трубозаглубитель кассетой, в которую помещают предназначенные для укладки бухты.

10.79 В работы по трубозаглублению входят следующие операции:

- отрывка котлована для первоначального заглубления рабочего органа трубозаглубителя;

- монтаж конической заглушки на конце трубной плети для ее заправки в кассету;

- заглубление рабочего органа;

- очистка рабочего органа от корней, комь­ев грунта и т.п.;

- укладка плети;

- отрывка котлована для выглубления рабо­чего органа.

10.80 Срезку крутых берегов для прохода трубозаглубителя на переходах с уклоном более 1:2 следует производить бульдозером в продоль­ном направлении (по отношению к оси газо­провода), при этом не допускается устраивать запруды и перемычки на оврагах, балках, ручь­ях срезанным грунтом. Переезды для трубозаг­лубителя, устроенные через ручьи, овраги и бал­ки, следует после окончания строительных ра­бот разобрать и произвести рекультивацию всех поврежденных площадей. На поливных землях после прохода трубозаглубителя следует немед­ленно восстанавливать поливные борозды.

10.81 Укладку длинномерных труб на пере­ходах через естественные и искусственные пре­пятствия можно осуществлять следующими спо­собами:

- бестраншейным методом с использовани­ем трубозаглубителя («сквозной проход»);

- непрерывной ниткой с укладкой трубо-заглубителем в заранее отрытую через переход траншею.

10.82 При сооружении перехода бестран­шейным способом с использованием трубозаг­лубителя следует:

- произвести шурфовку подземных комму­никаций под осью строящегося газопровода в точках пересечения для определения допусти­мого заглубления рабочего органа трубозаглубительной машины в тех случаях, когда соору­жаемый газопровод пересекает существующие коммуникации «по верху»;

- верхние инженерные сооружения (дренаж­ные или поливные лотки и т.п.) временно де­монтировать, а насыпь срезать до уровня «чер­ной» отметки земли.

Рекультивация земель

10.83 Рекультивацию строительной полосы газопроводов осуществляют в соответствии с проектами на рекультивацию в процессе стро­ительства газопроводов.

В проекте рекультивации земель должны быть определены:

- площади (по трассе газопровода - ширина полосы), на которых необходимо проведение тех­нической и биологической рекультивации;

- глубина снимаемого плодородного слоя почвы;

- место расположения отвала для времен­ного хранения плодородного слоя почвы;

- объем и способы вывозки лишнего мине­рального грунта после засыпки траншеи и кот­лованов.

10.84 Плодородный слой почвы должен быть, как правило, снят и перемешен в отвал хранения на одну или обе стороны от оси газо­провода на расстояние, обеспечивающее раз­дельное размещение отвала минерального грун­та, не допуская перемешивания его с плодо­родным слоем почвы.

10.85 На рекультивируемых землях засыпку газопровода производят с послойным уплотне­нием грунта и без устройства валика над газо­проводом.

10.86 При сооружении временных дорог по сельхозугодиям плодородный слой почвы должен быть снят со всей полосы строительства с пере­мещением его в отвалы временного хранения.

10.87. Работы по снятию плодородного слоя почвы могут выполняться в любое время года, а работы по его возвращению - только в теп­лое время года.

10.88. При выполнении рекультивации на поливных землях следует восстанавливать по­ливные борозды, канавы и т.п.

МОНТАЖ НАРУЖНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

10.89. При монтаже газопроводов должны быть приняты меры по предотвращению засо­рения полости труб, секций, плетей.

Укладывать газопроводы в траншею следу­ет, преимущественно опуская с бермы тран­шеи плети (нитки).

После укладки газопровода в траншею дол­жны быть проверены:

- проектная глубина, уклон и прилегание газопровода ко дну траншеи на всем его протя­жении;

- состояние защитного покрытия газопро­вода;

- фактические расстояния между газопро­водом и стенками траншеи, пересекаемыми им сооружениями и их соответствие проектным расстояниям.

Правильность укладки газопровода диамет­ром более 500 мм проверяют путем нивелиров­ки уложенного газопровода и мест его пересе­чения с подземными сооружениями.

10.90 При варке в газопровод фасонных частей, узлов, арматуры и прочих устройств обеспечивают соосность ввариваемых элементов с газопроводом. Перекосы в горизонтальной и вертикальной плоскостях не допускаются.

10.91 При надземной прокладке подъем и укладку плетей газопровода на опоры произво­дят только после контроля качества сварных стыков.

10.92 Колодцы на газопроводах следует со­оружать из несгораемых материалов: сборно­го или монолитного железобетона, монолит­ного бетона, обыкновенного керамического кирпича, камней, в редких случаях - из ме­талла.

При строительстве колодцев из сборного железобетона под днищем устанавливают под­готовку из песка или из тощего бетона.

Зазоры между днищем, стеновыми панеля­ми и плитами перекрытия тщательно заделы­вают цементным расiвором не ниже марки 400.

Крепление сборных элементов осуществля­ют с помощью сварки закладных металличес­ких деталей.

Отверстия между футляром и газопроводом заделывают эластичным влагоустойчивым ма­териалом, а отверстия за пределами футляра заделывают высокомарочным цементным или бетонным раствором.

Размер футляра и зазоры между ним и газо­проводом принимают по проекту.

После монтажа элементов колодца выпол­няют засыпку пазух местным грунтом слоями толщиной 10-15 см с тщательным трамбованием в соответствии с ГОСТ Р 12.3.048 и уст­ройство асфальтобетонной отмостки по пери­метру колодца, которая должна выступать за пределы котлована с каждой стороны не менее чем на 0,5 м и иметь уклон не менее 0,05.

54

Для защиты конструкций колодца от грун­товой воды и поверхностных вод наружные поверхности стен и перекрытий обмазывают горячим битумом по предварительной грунтовке раствором битума в бензине.

Перед нанесением битумного покрытия за­делывают раковины в бетонных и железобетон­ных поверхностях стен колодцев, швы между сборными элементами, устраняют острые утлы, срезают выступающие арматурные стержни, закладные детали для строповки, а в кирпич­ной кладке стены - затирают цементным ра­створом, поверхность должна быть сухой.

При высоком уровне грунтовых вод, агрес­сивности грунтовых вод и грунта по отноше­нию к бетону следует выполнить дополнитель­ные мероприятия, предусмотренные проектом (оклеечная гидроизоляция, использование суль-фатостойкого цемента и т.д.).

10.93 Ковер устанавливают на опорную же­лезобетонную подушку или перекрытие смот­рового колодца.

Опорную железобетонную подушку устанавливают на грунтовое основание, утрамбован­ное щебнем.

Вокруг ковера устраивают асфальтовую или асфальтобетонную отмостку шириной 0,7 м с уклоном не менее 0,05.

10.94 Перед установкой контрольной труб­ки газопровод обваловывают слоем гравийно-песчаной подушки толщиной не менее 100 мм и закрывают металлическим кожухом из лис­товой стали толщиной 5 мм, к которому при­варивают нюхательную трубку.

10.95 Конденсатосборник устанавливают ниже зоны промерзания на несущий грунт или утрамбованную песчаную подушку толщиной 10-15 см.

Кондепсатоотводящую трубку устанавлива­ют строго вертикально по отвесу.

10.96 Крепления опознавательных знаков заглубляют не менее чем на 1 м в грунт.

Продолжение документа