СП 42-101-2003
Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб часть 2
Данный документ является продолжением документа
СП 42-101-2003 Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб часть 2
ПЕРЕХОДЫ ЧЕРЕЗ ВОДНЫЕ ПРЕГРАДЫ
10.97 Строительство переходов через водные преграды шириной в межень более 30 м и глубиной более 1,5 м рекомендуется осуществлять с применением специальной техники.
Строительство переходов через водные преграды с глубинами до 1,5 м в межень, а также с глубинами более 1,5 м, но шириной не более 30 м осуществляют в общем потоке строительства.
10.98 На сооружение переходов через крупные водные преграды разрабатываются отдельные проекты производства работ (ППР), которые в дополнение к требованиям СНиП 3.01.01 должны содержать:
- календарный план выполнения подводных земляных работ, согласованный с соответствующими бассейновыми управлениями, органами охраны рыбных запасов, водных ресурсов и с другими организациями; в плане также должны быть указаны сроки рекультивации земель в пойме;
- устройство временных причалов при строительстве переходов на судоходных реках и водохранилищах (при необходимости);
- схемы разработки подводных и береговых траншей;
- способы укладки подводного газопровода.
Указанный в проекте организации строительства способ укладки подводного газопровода должен быть обоснован расчетом напряженного состояния газопровода при укладке.
10.99. До начала строительства заказчик (генподрядчик) передает по акту подрядной строительной организации створ подводного перехода, закрепленный геодезическими знаками, с необходимым числом реперов за пределами зоны производства земляных работ.
Строительная организация обеспечивает сохранность опорных геодезических знаков на время строительства и передает их заказчику после завершения строительства перехода.
В подготовительный период строительная организация осуществляет следующие мероприятия:
- проверку наличия основных реперов и установку временных реперов на период строительства перехода;
- выполняет контрольную нивелировку основных и привязку к ним временных реперов;
- выполняет нивелировку подводного участка трассы по створам подводных газопроводов;
- осуществляет проверку и разбивку углов поворота трассы;
- устанавливает временный водомерный пост с привязкой его к реперу.
10.100 При применении плавучих средств на строительстве подводных переходов необходимо руководствоваться «Правилами плавания по внутренним судоходным путям», «Правилами речного регистра» и «Правилами технической эксплуатации речного транспорта».
10.101 Буровзрывные работы при строительстве подводных переходов следует выполнять в соответствии с ПБ 13-407 «Единые правила безопасности при взрывных работах», утвержденными Госгортехнадзором России.
10.102 Строительство подводных переходов производится:
СП 42-101-2003
- открытым (траншейным) способом в соответствии с положениями настоящего раздела;
- закрытым (бестраншейным) способом наклонно-направленного бурения (ННБ).
Открытый (траншейный) способ строительства
10.103 Величина заглубления газопровода в дно реки или водоема, принимаемая в соответствии с требованиями СНиП 42-01, определяется от верха балластирующего устройства и указывается в проекте.
10.104 Для разработки подводной траншеи рекомендуется применять:
- одноковшовые экскаваторы, установленные на плавучих средствах;
- одноковшовые экскаваторы, перемещающиеся по льду;
- землечерпательные ковшовые снаряды;
- землесосные рефулерные снаряды;
- гидромониторные установки;
- канатно-скреперные установки и др.
10.105. Необходимость применения взрывных работ и методы взрыва устанавливаются проектом.
10.106. Места отвалов грунтов выбирают с учетом технологии разработки траншей, направления течения воды, судоходства и лесосплава.
10.107. При строительстве одновременно нескольких ниток газопроводов в общем коридоре разработку траншеи следует начинать с нижней по течению нитки газопровода.
10.108. Перед укладкой плети в подводную траншею должны быть сделаны промеры ее глубины по проектному створу (проверка отметок продольного профиля траншеи), а также составлен акт о готовности траншеи в соответствии с проектом продольного профиля трассы перехода.
10.109. Укладка трубных плетей в подводную траншею производится следующими способами:
- протаскиванием забалластированной плети по дну подводной траншеи;
- погружением плавающей на поплавках забалластированной плети на дно подводной траншеи;
- погружением плавающей плети путем залива полости водой с последующей ее балластировкой;
- опусканием плети в майну со льда.
10.110 Технологические параметры укладки (нагрузки на грузоподъемные средства, их расстановка вдоль газопровода, величина опуска) указываются в ППР исходя из допустимых строительных напряжений в стенке трубы и нагрузок.
При определении нагрузок учитываются масса трубы (с балластировкой или без балластировки), сила воздействия потока воды, грузоподъемность поплавков и их количество, усилия тяговых средств (при протаскивании).
10.111 Укладка способом протаскивания осуществляется при наличии пологих берегов, наличии площадки достаточных размеров для размещения протаскиваемой плети, достаточной прочности труб в следующей последовательности:
- установка тяговых средств;
- подготовка трубной плети к протаскиванию (приварка оголовка, навеска балластных грузов (при необходимости) и футеровка);
- установка спусковой дорожки (при необходимости);
- укладка плети в створ перехода (на спусковую дорожку);
- навеска поплавков (при необходимости);
- протяжка тяговых тросов;
- протаскивание всей плети или отдельных секций с их соединением в плеть;
- контроль положения уложенной плети в подводной траншее.
Поплавки навешиваются на плети больших диаметров для уменьшения веса труб (отрицательной плавучести) и после укладки подлежат отстроповке с помощью специальных устройств.
В качестве спускового пути может быть использована заполненная водой траншея, разработанная в пойменной части водоема.
В качестве тяговых средств используются лебедки или гусеничные тягачи, работающие в сцепе. Если тягачи не могут перемещаться в створе перехода, то используется заякоренный блок для изменения направления тягового троса. Если тяговых усилий тяговых средств недостаточно, то плеть на берегу приподнимают с помощью кранов-трубоукладчиков.
10.112 Укладка плети способом погружения плавающей на поплавках забалластированной плети осуществляется в следующей последовательности:
- подготовка трубной плети на берегу;
- навеска балластных грузов и поплавков;
- сплав плети с помощью кранов-трубоукладчиков;
- установка плети в створе перехода (якорение) с помощью плавсредств;
- погружение плети путем отстроповки поплавков;
- контроль положения плети в подводной траншее.
10.113 Укладка способом погружения плавающей плети путем залива полости водой с последующей балластировкой осуществляется в следующей последовательности:
- подготовка плети на берегу к сплаву;
- приварка вентилей на концах для залива воды и выпуска воздуха (на противоположном берегу);
- заполнение плети водой и ее погружение с одновременным выпуском воздуха через вентиль;
- окончательная балластировка плети;
- контроль положения плети;
- вытеснение воды сжатым воздухом (путем пропуска поршней);
- осушка полости плети.
10.114 Если водная преграда является судоходной, то по договоренности с судоходной компанией устанавливается перерыв в судоходстве на время укладки газопровода способом сплава.
Если из-за большой глубины водной преграды могут возникнуть недопустимые напряжения в стенках трубы при погружении, рекомендуется принять следующие меры:
- уменьшить начальную плавучесть плети за счет балластировки до требуемой расчетной величины;
- приложить продольное растягивающее усилие к укладываемой плети.
10.115 Технологический процесс укладки газопровода в майну со льда производится в следующей последовательности:
- проверка несущей способности льда по всей ширине водной преграды (при недостаточной несущей способности осуществляют искусственное наращивание толщины льда путем полива водой);
- выкладка трубной плети в створе перехода;
- балластировка трубной плети;
- разработка майны;
- опуск плети в майну грузоподъемными машинами или механизмами;
- контроль положения плети в подводной траншее.
10.116 Засыпка подводного газопровода производится после контрольных промеров положения газопровода и их сопоставления с проектными данными.
Засыпка подводной траншеи может выполняться рефулированием местного грунта земснарядами или землеройными машинами с плавучих средств.
10.117 При прокладке газопровода через водные преграды непосредственно по дну водоема в защитных футлярах применяются два способа производства:
СП 42-101-2003
- предварительная укладка футляра с последующим протаскиванием трубной плети;
- укладка на переходе уложенной в футляр на берегу плети.
Закрытый способ строительства с использованием метода наклонно-направленного бурения (ННБ)
10.118 Способ бестраншейной прокладки газопроводов рекомендуется к применению:
- при прокладке газопроводов через препятствия - реки, водоемы, овраги, автомобильные или железные дороги, улицы, парки, леса и т.д.;
- при прокладке газопроводов внутри жилых кварталов;
- при пересечении подземных коммуникаций;
- при необходимости прокладывать заглубленные газопроводы.
10.119 Применение данного способа при строительстве подводных переходов позволяет:
- прокладывать газопроводы ниже прогнозируемого уровня изменения русла;
- исключить выполнение дноуглубительных, подводных, водолазных и берегоукрепительных работ, которые составляют более 50 % стоимости строительства подводного перехода;
- снизить стоимость строительства подводного перехода;
- исключить необходимость балластировки газопровода;
- не нарушать рыболовный режим водоема;
- сохранить естественно-экологическое состояние водоема.
10.120 Прокладку газопроводов бестраншейным способом допускается выполнять в грунтах следующих классов по ГОСТ 25100:
- природных дисперсных, к которым относятся:
глинистые грунты: супеси, суглинки,
глины;
песчаные грунты: крупный, средний,
мелкий песок;
- техногенных дисперсных, к которым относятся отходы производственной и хозяйственной деятельности человека: шлаки, шламы, золы, золошламы.
Ограничением возможности применения способа наклонно-направленного бурения являются крупнообломочные грунты: гравийные, грунты с включениями валунов и гальки, а также песчаные и глинистые гравелистые грунты (содержание гравия более 30 %). Невозможна прокладка газопроводов в водонасыщенных грунтах (плывунах) (при коэффициенте текучести грунта IL >1) из-за невозможности создать стабильный буровой канал. Затруднена прокладка газопроводов в рыхлых песках (при коэффициенте пористости е > 0,7) из-за сложности создания прочных стенок бурового канала.
10.121 При прокладке газопроводов в многолетнемерзлых грунтах необходимо предусмотреть технологические приемы, предупреждающие замерзание бурового раствора.
10.122 Инженерные изыскания для строительства газопровода бестраншейным способом включают комплексное и детальное изучение природных условий района строительства для получения необходимых, достаточных и достоверных материалов для проектирования и строительства перехода. Инженерные изыскания следует выполнять в соответствии с требованиями СНиП 11-02 с учетом дополнительных рекомендаций, изложенных в настоящем СП. В результате лабораторных исследований должны быть получены данные:
- о прочности грунта, его сопротивлении деформации и проницаемости;
- о гранулометрическом составе, плотности, удельном и объемном весе грунта;
- о пределах пластичности и текучести фунта;
- о коэффициентах трения режущего инструмента и материала трубы газопровода о сухой грунт, о влажный грунт, о грунт, смоченный буровым раствором;
- о пористости грунта.
Нормативные значения прочностных и деформационных характеристик грунтов принимают согласно СНиП 2.02.01.
10.123 Способ наклонно-направленного бурения позволяет прокладывать газопроводы и i стальных и полиэтиленовых труб как по прямолинейной, так и по криволинейной трассе.
Минимально допустимые радиусы изгиба:
- для стальных газопроводов > 1200 dH,
- для газопроводов из полиэтиленовых труп > 25 dH, где dH - наружный диаметр газопровода.
10.124 Для газопроводов из полиэтиленовых труб следует применять трубы с SDR не более 11 по ГОСТ Р 50838. Для прокладки газопроводов диаметром до 160 мм включительно рекомендуется применять длинномерные трубы. При прокладке газопроводов сварку следует выполнять при помощи муфт с закладными нагревателями или встык нагретым инструментом согласно требованиям СП 42-103. Допускается использование импортных полиэтиленовых труб, разрешенных к применению в установленном порядке.
10.125 При строительстве стальных газопроводов способом наклонно-направленного бурения применяют изоляционные покрытия труб весьма усиленного типа, выполненные в заводских условиях в соответствии с ГОСТ 9.602 и состоящие из:
- адгезионного подслоя на основе сэвилена с адгезионно-активными добавками;
- слоя экструдированного полиэтилена: для труб диаметром до 250 мм - толщина слоя не менее 2,5 мм, адгезия к стальной поверхности - не менее 35 Н/см, прочность при ударе - не менее 12,5 Дж, отсутствие пробоя при испытательном электрическом напряжении - не менее 12,5 кВ;
для труб диаметром до 500 мм - толщина слоя не менее 3,0 мм, адгезия к стальной поверхности - не менее 35 Н/см, прочность при ударе - не менее 15 Дж, отсутствие пробоя при испытательном электрическом напряжении - не менее 15,0 кВ;
для труб диаметром св. 500 мм -- толщина слоя не менее 3, 5 мм, адгезия к стальной поверхности - не менее 35 Н/см, прочность при ударе - не менее 17,5 Дж, отсутствие пробоя при испытательном электрическом напряжении - не менее 17,5 кВ.
Для изоляции стыковых сварных соединений в условиях трассы рекомендуется трехслойная изоляция (эпоксидная смола, твердоплавкий клеевой слой и армированный стекловолокном слой полиолефина) в виде термоусаживающихся манжет типа «Райхен», «CanusatubeTM», «CanusawrapTM», «Wrapid Sleeve» и т.д., предназначенных для изоляции сварных стыков стальных газопроводов в полевых условиях.
Допускается изоляцию стыковых сварных соединений в условиях трассы выполнять:
- полимерными липкими лентами на основе поливинилхлорида, состоящими из слоев: фунтовки битумно-полимерной типа ГТ-760ин или полимерной типа ГТП-831; не менее трех слоев ленты поливинилхлоридной изоляционного типа ПВХ-БК, ПВХ-Л, ПВХ-СК общей толщиной не менее 1,2 мм;
не менее одного слоя защитной обертки типа ПЭКОМ или ПДБ, общей толщиной не менее 0,6 мм;
- полимерными липкими лентами на основе полиэтилена, состоящими из слоев:
грунтовки полимерной типа П-001; не менее двух слоев ленты полиэтиленовой дублированной типа Полилен или НКПЭЛ общей толщиной не менее 1,2 мм; не менее одного слоя защитной обертки на основе полиэтилена типа Полилен-О толщиной не менее 0,6 мм.
Изоляционные покрытия липкими лентами должны отвечать следующим требованиям:
- прочность при разрыве при температуре 20 °С не менее 18,0 МПа;
- относительное удлинение при температуре 20 °С не менее 200 %;
- температура хрупкости не выше минус 60 °С;
- адгезия при температуре 20 °С к стали - не менее 20 Н/см, ленты к ленте - не менее 7 Н/см, обертки к ленте - не менее 5 Н/см.
10.126 При прокладке газопровода способом наклонно-направленного бурения применяются бурильные установки на пневмоколесном или гусеничном ходу, снабженные силовыми агрегатами, резервуарами и насосами для подачи бурового раствора, смонтированными непосредственно на установке или на специальных прицепах.
Кроме того, для прокладки трубопровода необходимы:
- набор буровых штанг;
- буровая головка для прокладки пилотной скважины с укрепленным на ней резцом (ножом);
- расширители различных типов для выполнения обратного расширения бурового канала;
- вертлюги и т.д.
Буровые штанги передают осевое усилие и крутящий момент от бурильной установки на буровую головку (расширитель). Внутренняя полость буровых штанг используется для подачи бурового раствора к зоне бурения, раствор служит для стабилизации стенок пилотной скважины (бурового канала), являясь своего рода смазкой, облегчающей разработку грунта и протаскивание труб с меньшими тяговыми усилиями. Разработанный грунт выносится буровым раствором в вырытые приямки.
10.127 Технология бестраншейной прокладки газопроводов включает:
- на первом этапе - бурение пилотной скважины вращающейся буровой головкой с закрепленным на ней резцом (рисунок 9, а);
- на втором этапе - расширение бурового канала вращающимся расширителем до нужного диаметра, таких предварительных расширений может быть несколько до сформирования бурового канала необходимого диаметра (рисунок 9, б);
- на третьем этапе - протаскивание газопровода по буровому каналу (рисунок 9, в).
При строительстве газопроводов незначительной длины (до 100 м) диаметром до 110 мм допускается протаскивание газопровода с одновременным расширением бурового канала.
Рисунок 9 -Технология прокладки газопровода через водную преграду методом ННБ
10.128 Обязательным условием бурения является применение бурового раствора. Буровой раствор представляет собой водную суспензию бентонита и химических добавок.
Основными функциями бурового раствора являются:
- охлаждение и смазка режущего инструмента и штанг;
- удаление грунта из буровой скважины;
- формирование прочных стенок пилотной скважины (буровою канала);
- создание избыточного давления внутри пилотной скважины (бурового канала) и тем самым предотвращение просачивания грунтовых вод в буровой раствор;
- стабилизация буровой скважины, предотвращающая ее обвал от давления окружающего грунта.
Состав бурового раствора выбирается в зависимости от типа грунтов; анализ грунтов для определения количественного и качественного состава бурового раствора, технология его приготовления и очистки, методики определения качества воды, бетонитовых порошков, химических добавок, следует выполнять согласно требованиям ведомственных норм.
10.129 Сваренный газопровод перед протаскиванием должен быть испытан на герметичность согласно требованиям проекта. После протаскивания газопровод должен быть повторно испытан на герметичность.
Перед протаскиванием стального газопровода по буровому каналу проверяют диэлектрическую сплошность изоляционного покрытия трубопровода искровым дефектоскопом на отсутствие пробоя при электрическом напряжении не менее 5 кВ на 1 мм толщины защитного покрытия.
10.130. После окончания протаскивания газопровода по буровому каналу выполняют контрольные измерения состояния изоляционного покрытия методом катодной поляризации с учетом следующих условий:
- трубопровод должен быть изолирован от всех токопроводящих объектов;
- неизолированные участки трубопровода не должны иметь контакта с землей;
- подключения к трубопроводу для электропитания и измерения потенциала должны быть всегда раздельны;
- во время проведения измерений любые другие работы возле трубопровода запрещаются.
Данные измерений следует сравнить с проектными. При обнаружении недопустимых отклонений следует уточнить местонахождение дефектного участка изоляции и принять меры по устранению дефекта.
Допускается использование импортных материалов в качестве защитных покрытий, разрешенных к применению в установленном порядке. Технология нанесения защитных покрытий на основе импортных материалов должна соответствовать требованиям фирм, выпускающих эти материалы.
10.131 Порядок проведения наклонно-направленного бурения (ННБ), а также методика расчета геометрических параметров скважины, усилий проходки и воздействии внешних нагрузок приводятся в приложении Л.
Примеры расчета параметров при строительстве газопровода методом даны ННБ даны в приложении М.
Подземные переходы через овраги, балки и водные каналы
10.132. В проекте производства работ, как правило, должна быть разработана технологическая карта на монтаж трубной плети (с указанием мест технологических захлестов и последовательности их сборки и сварки).
10.133. Строительство переходов необходимо вести, как правило, без срезки грунта на строительной полосе (во избежание эрозии) с применением специальных способов производства работ (протаскивание плетей на крутых склонах, сварка одиночных труб в траншее, использование индивидуальных технологических схем, якорение машин и т.д.).
10.134. В местах пересечения траншеи с осушительными, нагорными, мелиоративными каналами (канавами) надлежит делать временные водопропуски с целью недопущения проникания воды в траншеи. После окончания работ каналы (канавы) необходимо восстановить.
10.135. Перед укладкой плети на переходе рекомендуется произвести контрольное нивелирование дна траншеи, а в случае необходимости дно траншеи доработать.
10.136. Монтаж плети на продольном уклоне во избежание ее сползания вниз по склону следует производить снизу вверх с подачей труб (секций) сверху вниз, чем облегчается процесс сборки стыков.
10.137 Монтаж технологических захлестов с целью минимизации остаточных напряжений производится после окончания балластировки и засыпки газопровода.
Переходы газопроводов на пересечениях с подземными коммуникациями
10.138 Организации, эксплуатирующие подземные коммуникации, должны до начала производства указанных работ обозначить на местности оси и границы этих коммуникаций хорошо заметными знаками.
Места пересечения, как правило, должны быть вскрыты шурфами (шириной, равной ширине траншеи, длиной по 2 м в каждую сторону от места пересечения) до проектных отметок дна траншеи и, при необходимости, раскреплены.
10.139 Разработка грунта экскаватором или другими землеройными машинами разрешается не ближе 2 м от боковой стенки и не ближе 1 м над верхом подземной коммуникации. Оставшийся грунт дорабатывается пневмовакуумными установками или вручную без применения ударов (ломом, киркой, лопатой, механизированным инструментом) и с принятием мер, исключающих повреждения коммуникаций при вскрытии. Мерзлый грунт должен быть предварительно отогрет.
10.140. При обнаружении действующих подземных коммуникаций и других сооружений, не обозначенных в имеющейся проектной документации, земляные работы приостанавливают, на место работы вызывают представителей организаций, эксплуатирующих эти сооружения, одновременно указанные места ограждаются и принимаются меры к предохранению обнаруженных подземных сооружений от повреждений.
10.141. Вскрытые электрические кабели и кабели связи защищают от механических повреждений и провисания с помощью футляров из полиэтиленовых или металлических труб, подвешиваемых к брусу (рисунок 10).
/ - деревянный брус, 2 - кабель, 3 - футляр, 4 - подвеска из скруток проволоки; 5 - прокладываемый газопровод
Рисунок 10- Схема подвешивания инженерных коммуникации при пересечении с газопроводом
Асбестоцементные и керамические трубы заключают в деревянные короба из досок толщиной 3-5 см и подвешивают. Концы бруса должны перекрывать траншею не менее чем на 0,5 м в каждую сторону.
При ширине разрабатываемой траншеи более 1 м в местах пересечения с водопроводом, газопроводом, теплопроводом (при бесканальной прокладке) необходимо в целях ищи ты этих трубопроводов от повреждения и провисания подвесить их к деревянному или металлическому брусу с помощью скруток и i проволоки или стальных подвесок. При этом обеспечивают сохранность изоляции газопроводов, а в отношении водовода принимают меры против замораживания (при отрицательных температурах воздуха).
Во всех случаях тепловая изоляция защищается от увлажнения оберткой гидроизоляционными материалами. Толщина тепловой изоляции принимается в пределах 50-100 мм в зависимости от продолжительности вскрытия и температуры воздуха.
10.142. Укладка газопровода на переходе через подземные коммуникации производится продольным перемещением секции (грубы) в траншее под коммуникациями или соединением одиночных труб в нитку непосредственно на дне траншеи.
10.143. На участке пересечения траншей, кроме разрабатываемых в просадочных фунтах, с действующими подземными коммуникациями (газопроводами, кабелями и др.), проходящими в пределах глубины траншей, должна быть выполнена подсыпка под действующие коммуникации немерзлым песком или другим малосжимаемым (модуль деформаций 20 МПа и более) грунтом по всему поперечному сечению траншеи на высоту до половины диаметра пересекаемого трубопровода (кабеля) или его защитной оболочки с послойным уплотнением грунта. Размер подсыпки по верху должен быть, как правило, на 1 м больше диаметра пересекаемой коммуникации.
10.144. В местах пересечения газопроводом подземных осушительных систем (например, из керамических труб) они временно демонтируются и восстанавливаются после прокладки газопровода.
СПОСОБЫ СТРОИТЕЛЬСТВА ПЕРЕХОДОВ ГАЗОПРОВОДОВ ПОД АВТО- И ЖЕЛЕЗНЫМИ ДОРОГАМИ, ТРАМВАЙНЫМИ ПУТЯМИ
10.145. Открытый (траншейный) способ строительства переходов под автомобильными дорогами включает следующие способы организации работ:
- без нарушения интенсивности движения транспорта (с устройством объезда или переезда);
- с перекрытием движения транспорта в два этапа на одной половине ширины дороги, затем на другой;
- с краткосрочным перекрытием движения транспорта по дороге (без устройства объезда или переезда).
10.146. При закрытом (бестраншейном) способе прокладки применяют следующие способы:
- прокалывание;
- продавливание;
- горизонтальное бурение;
- щитовая проходка.
10.147. Прокалывание применяется в дисперсных грунтах для футляров малых диаметров (до 300 мм). Этот метод не рекомендуется применять при неглубоком заложении (менее 2 м) футляра во избежание образования вертикального выпора грунта и нарушения полотна дороги.
Прокалывание, как правило, осуществляется путем статического силового воздействия (гидродомкратами).
10.148 Горизонтальное бурение применяется для газопроводов средних и больших диаметров (530-1220 мм) в грунтах I-IV категорий.
Проходка скважины ведется установками горизонтального бурения. Этот метод не рекомендуется применять на слабых (водонасыщенных и сыпучих) грунтах во избежание просадки дорожного полотна.
10.149 Продавливание является наиболее универсальным способом прокладки футляров и наилучшим образом обеспечивает сохранность дорожных насыпи и полотна.
Как правило, продавливание футляров осуществляется гидродомкратами.
10.150. Щитовая проходка применяется в полускальных и скальных грунтах, где невозможно применить другие способы. При этом используются бетонные (железобетонные) трубы.
Щитовая проходка применяется также для прокладки футляров больших диаметров под пучок газопроводов.
10.151. При наличии высоких фунтовых вод на участке строительства перехода грунт следует осушить методом открытого водоотлива или способом закрытого понижения уровня грунтовых вод.
При закрытом способе понижения уровня грунтовых вод используются иглофильтры и водопонижающие установки. Для осушения мелкозернистых грунтов (пылеватых и глинистых песков, супесей, легких суглинков, илов и лессов) целесообразно применять одноярусную двухрядную установку типа УВВ-2.
10.152. При прокладке защитного футляра закрытым способом следует провести следующие подготовительные работы:
- геодезическую разбивку места перехода и установку предупредительных знаков;
- водопонижение грунтовых вод (не менее 0,5 м от низа защитного футляра);
- планировку участка по обе стороны дороги;
- рытье рабочего и приемного котлованов с устройством необходимых креплений.
Технология прокладки включает следующие операции:
- монтаж упорных стенок в котловане;
- сварку защитного футляра (или подготовку элементов сборного защитного футляра к монтажу с постепенным наращиванием в процессе проходки);
- монтаж буровой установки или оборудования для продавливания (прокола) защитного футляра;
- прокладку защитного футляра.
10.153. На переходах через железные дороги в песках, крупнообломочных водонасыщенных сыпучих грунтах необходимо перед началом прокладки защитного футляра устанавливать страховочные рельсовые пакеты.
10.154. Строительство переходов газопроводов под дорогами закрытым способом следует выполнять в соответствии с проектом производства работ (ППР), согласованным с владельцем дороги.
10:155 Во время прокладки защитного футляра под дорогами необходимо осуществлять постоянный геодезический надзор за осадками дорожной поверхности. Методика геодезических наблюдений устанавливается в ППР.
10.156. Для крепления вертикальных стенок котлованов глубиной до 3 м в связных грунтах оптимальной влажности при отсутствии или незначительном притоке грунтовых вод применяют инвентарные щиты сплошные или с прозорами. В несвязных грунтах и при сильном притоке грунтовых вод применяются сплошные деревянные шпунтовые крепления.
Крепление стенок котлованов глубиной более 3 м осуществляется по индивидуальным проектам.
В устойчивых грунтах нормальной влажности котлованы роют без устройства креплений, но с откосами стенок 1:1 или 1:1,5.
Прокладка защитных футляров под автодорогами открытым способом с устройством объезда
10.157. До начала работ необходимо:
- выбрать и обустроить объездную дорогу или переезд, по которым будет осуществляться движение транспорта;
- установить ограждения, препятствующие движению транспорта и посторонних лиц на участке производства работ;
- установить предупреждающие, запрещающие и предписывающие дорожные знаки, а также световые сигналы, видимые днем и ночью, которые запрещают движение транспорта на перекрытом участке дороги. Места установки всех знаков необходимо согласовать с ГИБДД;
- нанести в натуре границы разработки дорожной насыпи и рытья траншеи;
- уточнить места расположения подземных коммуникаций совместно с представителями организаций, владеющих этими коммуникациями;
- нанести в натуре границы разборки дорожных покрытий и разрытия насыпи, а также траншей за ее пределами, произвести разбивку трассы перехода.
10.158. Строительство объездной дороги для временного движения автотранспорта выполняют в пределах границ полосы, отведенной для дороги.
10.159. Дорожные покрытия разбирают на ширину, превышающую ширину разрытия насыпи: при асфальтовом покрытии на 0,2 м (или 0,1 м на сторону), при булыжном или брусчатом покрытии - на 0,6 м (или 0,3 м на сторону). Разборку дорожных покрытий допускается вести по линии границы разработки насыпи. Материалы от разобранных дорожных покрытий складывают в специально отведенных местах на сооружаемом переходе.
10.160. Разработку траншеи на участке перехода и раскапывание насыпи можно производить одноковшовыми экскаваторами и бульдозерами.
10.161. Ширина траншеи определяется в соответствии с требованиями ГОСТ Р 12.3.048.
10.162. Профиль траншеи ниже подошвы насыпи зависит от гидрогеологических условий и может иметь прямоугольную, трапециевидную или смешанную формы. Откосы выполняются в соответствии с требованиями ГОСТ Р 12.3.048 и настоящего СП.
10.163. Для крепления стенок глубоких траншей в фунтах повышенной влажности рекомендуются виды крепи, указанные в таблице 22.
Кроме распорной крепи, возможно применение крепи анкерного типа.
Таблица 22
Грунтовые условия | Виды крепи траншеи |
Грунты малого водонасыщения, за исключением песков | Горизонтальная с прозором, сплошная горизонтальная |
Грунты высокого водонасыщения и пески | Сплошная горизонтальная или вертикальная |
Грунты всех видов при сильном притоке грунтовых вод (более 1 м3/ч) | Шпунтовая в пределах уровня грунтовых во i до глубины на 0,5-0,7 м ниже проектной отметки |
10.164. Укладка футляра и трубной плети на переходе может производиться двумя способами:
- отдельно футляра с последующим протаскиванием через него плети;
- совместно футляра с плетью; при этом на плеть «насаживают» футляр, предварительно оснастив ее опорами.
10.165. В траншею с креплеными стенками защитный футляр укладывают путем протаскивания кранами-трубоукладчиками вдоль траншей под нижними распорками крепи.
10.166. Футляр, уложенный на дно траншеи, засыпается в пределах насыпи дороги грунтом
СП 42-101-2003
с послойным трамбованием. Толщина одного слоя засыпки составляет 0,25-0,3 м.
Для послойного трамбования фунта применяют пневматические трамбовки. Трамбование каждого слоя необходимо осуществлять до тех пор, пока степень уплотнения его не станет равной или большей плотности грунта дорожной насыпи. Засыпку защитного футляра сначала осуществляют в пределах насыпи дороги, а затем по всей его длине.
Эффективность уплотнения фунтов зависит от их влажности. Оптимальная влажность уплотняемых фунтов находится в следующих пределах:
- пески - 8-12 % ;
- крупнообломочный грунт - 9-15 %;
- песок мелкий - 16-22 %;
- глинистый грунт - 12-15 %;
- тяжелый суглинок - 16-20 %.
Чтобы предотвратить повреждения изоляционного покрытия футляра, выполняют предварительную присыпку его мелкозернистым фунтом. Присыпка должна вестись одновременно с двух сторон, чтобы устранить возможный сдвиг защитного футляра с оси газопровода. Присыпка ведется с трамбовкой грунта в пазухах во избежание овализации футляра.
При необходимости сухие грунты следует увлажнять перед трамбовкой.
10.167 Одновременно с засыпкой защитного футляра производят разборку крепи траншеи в направлении снизу вверх.
10.168. После засыпки футляра и восстановления насыпи дороги восстанавливают покрытия. Верхний слой дорог (дорог без покрытий) восстанавливают интенсивной трамбовкой.
При этом следует учитывать возможную осадку грунта в процессе эксплуатации дороги и необходимость насыпки верхнего слоя несколько выше полотна дороги. Величина осадки зависит от вида грунта и способов засыпки или возведения насыпи (таблица 23).
Таблица 23
Грунт | Осадка насыпей высотой до 4 м при засыпке машинами, % | ||
бульдозерами, самосвалами, автомобилями. | одноковшовыми экскаваторами, траншеезасыпателями | ||
Песок мелкий | 3 | 4 | |
Песок крупный | 4 | 6 | |
Крупноблочный, легкий суглинок | 4 | 6 | |
Тяжелый суглинок | 8 | 10 | |
Глинистый | 9 | 10 |
Прокладка защитных футляров под автодорогами открытым способом с перекрытием движения транспорта
на половине ширины дороги
10.169 Прокладка защитного футляра в два этапа с перекрытием движения транспорта на половине ширины дороги рекомендуется при пересечении газопроводом автомобильных дорог III и IV категорий с шириной полотна не менее 6 м.
Прокладываемый защитный футляр монтируется из двух секций, примерно равных половине его общей длины.
10.170 Проезжую часть дороги делят на две зоны:
- на первой зоне перекрывают движение транспорта и производят работы, а по второй открывают двухстороннее движение с ограничением скорости;
- на закрытой для движения транспорта зоне дороги последовательно выполняют все работы, предусмотренные настоящим разделом.
Перед укладкой обе секции защитного футляра должны быть тщательно подогнаны между собой. Концы секций во избежание попадания грунта перед укладкой их в траншею закрываются заглушкой, которую снимают перед их стыковкой между собой.
По окончании работ по восстановлению насыпи на первой зоне дороги устраивают временное покрытие с учетом того, что грунт засыпки даст осадку в процессе работы на второй зоне (таблица 23).
10.171 Второй этап работы начинается одновременно с открытием движения по первой половине дороги. Все ограждения переносят на вторую половину дороги, закрывают по ней движение транспорта и приступают к прокладке второй секции защитного футляра.
Концы обеих секций сваривают, сварной стык изолируют.
Прокладка защитных футляров под автодорогами открытым способом без нарушения интенсивности движения с устройством переезда
10.172 Прокладка защитных футляров без нарушения интенсивности движения транспорта с устройством переезда рекомендуется под автомобильными дорогами I и II категорий путем устройства переездных или инвентарных мостов.
10.173 Укладку футляров под настилом (мостом) производят методом протаскивания.
Прокладка защитных футляров под автодорогами открытым способом без устройства объезда или переезда
10.174 Прокладка защитного футляра открытым способом без устройства объезда или переезда с временным перекрытием движения транспорта возможна при пересечении газопроводом автомобильных дорог с малой интенсивностью движения транспорта.
10.175 Для производства работ выбирается период в течение суток с наименее интенсивным движением транспорта.
10.176 До перекрытия движения ведутся разработка траншеи на прилегающих к дороге участках с обеих сторон дороги, подготовка защитного футляра и плети к укладке, заготовка грунта, щебня, гравия и др., обеспечивается наличие резервной техники и персонала.
10.177 Разработка траншей ведется без крепления стенок траншей с минимальными откосами. При этом нахождение людей в траншее запрещается.
10.178 Укладка защитного футляра производится с бермы траншеи краном-трубоукладчиком путем его надвижки и опуска на дно траншеи. Возможна укладка футляра с «продетой» через него трубной плетью.
Открытый способ строительства переходов под железными дорогами
10.179 Оiкрытый способ строительства используется на переходах под железными дорогами с малой интенсивностью движения (лесовозные железные дороги; тупиковые, подъездные и т.п.).
10.180 Прокладку открытым способом осуществляют без устройства переезда или с применением временных переездных мостов, изготовленных из рельсовых пакетов, или инвентарных мостов, монтируемых на участке перехода из пакетов сварной конструкции. Наиболее простыми в изготовлении и монтаже являются инвентарные мосты с использованием рельсовых пакетов для подвески несущих шпал, на которые опираются путевые рельсы в границах длины расчетного пролета.
10.181 Временные инвентарные переездные мосты могут быть применены при условии ограничения скорости движения поезда до 25 км/ч. Переезды изготавливаются по типовым проектам или специальному проекту.
10.182 Работы по раскопке насыпи и рытью траншеи выполняются в присутствии представителей службы пути. Устройство креплений выполняют сверху вниз по мере углубления траншеи. Разрешается разрабатывать грунт без крепления только на глубину, равную ширине одной закладной доски.
10.183 При рытье траншей рекомендуется соблюдать следующий порядок выполнения операций по устройству крепления:
- крепление стенок траншеи осуществлять в пределах балластного слоя на глубину 1 -1,5 м шпунтом, а ниже - досками толщиной 70 мм;
- доски закладывать за вертикальные стойки по мере углубления траншеи вплотную к грунту и укреплять распорками;
- стойки крепления траншеи устанавливать не реже, чем через 1,25 м;
- распорки крепления располагать на расстоянии одна от другой по вертикали не более 1 м; распорки закреплять на стойках бобышками сверху и снизу;
- верхние доски должны выступать, как правило, выше бровки траншеи на 10 см.
10.184 После укладки в траншею защитного футляра ее засыпают сначала в пределах насыпи, а затем по всей длине футляра. При этом траншеи, пересекающие железнодорожное полотно, засыпают песком с тщательным послойным уплотнением. При засыпке крепления разбирают в обратном порядке, т.е. снизу вверх. Толщина слоя засыпки 25-30 см. Порядок разборки креплений такой же, как при засыпке траншей, пересекающих автомобильные дороги. После засыпки траншеи и разборки крепления восстанавливают балластный слой. Затем осуществляют демонтаж переезда и засыпку щебнем углублений в тех местах, где находились несущие шпалы. Затем монтируют рельсы. Восстановление балластного слоя и верхнего строения железной дороги производится силами железнодорожной бригады.
Прокладка защитного футляра продавливанием
10.185 При прокладке защитного футляра методом продавливания к его переднему концу приваривают кольцевой нож для уменьшения лобового сопротивления вдавливанию футляра в грунт (рисунок 11). Скосы режущих кромок ножей выполняют под углом 15-22°, при этом они могут быть изготовлены с наклоном внутрь или наружу.
Наиболее часто применяют расширительные ножи серпообразного или кольцевого сечения. Ножи серпообразного сечения позволяют создавать серпообразный зазор в верхней части горизонтальной скважины на 0,60-0,75 длины ее окружности, что способствует сохранению направления проходки.
1- внутреннее кольцо; 2 - наружное кольцо; 3 - наплавка; 4 - прокладываемый футляр
Рисунок 11 - Устройство кольцевого ножа на конце футляра
Для уменьшения сил трения, возникающих между стенкой защитного футляра и грунта, необходимо обеспечить зазор между футляром и скважиной. Для формирования такого зазора наружный диаметр кольцевых ножей Dk принимают на 30-60 мм больше наружного диаметра прокладываемого защитного футляра (рисунок 11, таблица 24).
10.186. При продавливании особо уделяется внимание прочности задней (упорной) стенки, воспринимающей упорные реакции усилий
Таблица 24
подачи, развиваемых гидродомкратной установкой. Конструкции типовых упорных стенок (при расстоянии h от поверхности земли до оси трубы более 2,4 м) в различных грунтах приведены на рисунке 12.
10.187 По окончании отрывки рабочего котлована и крепления стенок дно котлована выравнивают и размещают направляющие конструкции, агрегаты и узлы установки продавливания футляра.
При монтаже направляющих конструкций в рабочем котловане особое внимание обращают на правильное их размещение в горизонтальной и вертикальной плоскостях, так как это обеспечивает сохранение заданного направления прокладки и минимальное отклонение фактического положения оси защитного футляра от проектного.
Для сохранения направления прокладки применяют вертикальные и горизонтальные рамы.
10.188. На рисунке 13 показана схема установки с гидродомкратами, предусматривающая ручную разработку фунта и транспортировку его из забоя по полости защитного футляра.
10.189. Разработка и транспортировка грунта могут производиться также механизированным устройством (грунтозаборной капсулой).
10.190. Процесс продавливания футляра включает следующие операции:
- укладка первого звена футляра длиной 3- 6 м с лобовой обделкой (ножом);
- установка нажимной заглушки на торец звена;
- поэтапное задавливание звена в грунт гидродомкратами;
- разработка грунта в футляре и его транспортировка (вручную или механизировано);
- подъем грунта краном из котлована и укладка в отвал.
Условный диаметр футляра Dy, мм | Толщина стенки футляра 5, мм | Наружный диаметр футляра Da, мм | Наружный диаметр первого кольца D{, мм | Наружный диаметр второго кольца D2, мм | Длина первого кольца /р мм | Длина второго кольца /2 мм | Длина сварного шва а, мм | Масса кольцевых ножей, кг |
700 | 12 | 724 | 748 | 762 | 500 | 325 | 25 | 172 |
800 | 12 | 824 | 848 | 862 | 500 | 325 | 25 | 193 |
900 | 12 | 924 | 948 | 962 | 500 | 325 | 25 | 221 |
1000 | 14 | 1028 | 1056 | 1070 | 600 | 425 | 30 | 335 |
1200 | 14 | 1228 | 1256 | 1270 | 700 | 525 | 30 | 508 |
1400 | 14 | 1428 | 1456 | 1470 | 800 | 625 | 30 | 691 |
Тип 1и 2 - для стабых грунтов (φ< 180), тип ///и IV- для средних грунтов (φ< 18-30°), тип V, VI и К//-
для прочных грунтов (φ > 30°)
/ - шпунт металлический шк-1, 2 - шпунтовая крепь, 3 - бревна диаметром 160 мм, 4- опорный пакет, 5 -балка двутавровая № 16. 6 - сваи деревянные диаметром 200 мм, 7 - деревянные брусья 160x160 мм, 8-
бетонные блоки, 9 - опорный башмак
Рисунок 12 - Конструкции типовых упорных стенок в различных грунтах
После выбора хода штока гидродомкрата между нажимной заглушкой и домкратом вставляют нажимные патрубки.
Продвижение защитного футляра и смену нажимных патрубков осуществляют до тех пор, пока первое звено футляра не будет полностью вдавлено в грунт под насыпью. После этого штоки гидродомкратов отводят назад вместе с заглушкой, одновременно удаляют и нажимные патрубки.
На освободившееся от патрубков место укладывают второе звено, которое центрируют и присоединяют к первому звену защитного футляра сваркой.
10.191. Для производства сварочных работ в котловане сооружается приямок, в котором размещаются сварщики. Если в приямке накапливается вода, то ее время от времени удаляют насосом.
10.192. В наборе технологического оборудования необходимо иметь круг-заслонку, которая устанавливается в футляре и перекрывает его полость в случае опасности утечки обводненных грунтов дорожной насыпи через футляр.
СП 42-101-2003
1 - насосная станция; 2- газопровод; 3 - рабочий котлован; 4 - водоотводной лоток; 5- защитный футляр; 6 - лобовая обделка (нож); 7- приемный котлован; 8- приямок для сварки защитного футляра; 9- направляющая рама; 10- нажимной патрубок; II - нажимная заглушка; 12- гидродомкраты;
13 - башмак; 14 - упорная стенка
Рисунок 13 - Схема установки с гидродомкратами
10.193 В принятой последовательности все операции повторяют до тех пор, пока лобовой конец первого звена не войдет в приемный котлован. При необходимости защитный футляр наращивают до проектной длины со стороны приемного котлована либо с обеих сторон дороги.
Прокладка защитного футляра прокалыванием
10.194. Прокладка защитных футляров прокалыванием осуществляется статическим и динамическим методами.
Методы прокалывания применяют для прокладки защитных футляров диаметром до 300 мм в суглинистых и глинистых грунтах нормальной влажности, не содержащих твердых включений. При этом прокладываемая труба-футляр или специальное устройство, снабженные наконечниками, вдавливаются в грунт под воздействием напорных усилий (рисунок 14).
10.195. Наконечники монтируются на переднем конце прокладываемой трубы-футляра и предназначены для уменьшения сопротивлений, возникающих при деформации грунта, и снижения сил трения при движении трубы-
футляра в грунте. Это достигается тем, что наружный диаметр наконечника принимают на 20-50 мм больше диаметра прокладываемого футляра, благодаря чему между стенкой скважины и футляром создается некоторый зазор.
10.196. Для прокладки защитных футляров прокалыванием в основном применяются конусные наконечники (рисунок 15, а, б, в, г, д) и расширительные пояса с заглушками (рисунок 15, к, л).
При небольшой длине прокладки применяют прокалывание открытым концом прокладываемой трубы-футляра без какого-либо наконечника (рисунок 15, ж} или с расширительным кольцом, приваренным к трубе-футляру (рисунок 15, з). В этих случаях прокладываемый кожух открытым концом вдавливается в грунт, который в виде керна проникает в полость футляра, образуя плотную пробку.
Обычно после окончания прокладки конец футляра с грунтовой пробкой отрезают, так как для ее удаления требуются большие усилия.
10.197 Для прокладки футляров в глинистых и лессовых грунтах с пониженной влажностью применяют конусный наконечник с отверстиями (рисунок 15, е), который позволяет осуществлять предварительное увлажнение грунта в зоне прокола.
67
СП 42-101-2003
1 - конусный наконечник; 2 - приямок для сварки звеньев футляра в потолочном положении; 3 - приямок дня стока
грунтовых вод, 4 - труба-футляр; 5, 6 - направляющая рама; 7 - набор нажимных патрубков; 8 - гидродомкрат; 9 - опорный башмак, 10- упорная стенка, 11 - насосная станция, 12- трубки высокого давления; 13- торцовая нажимная заглушка; 14 - рабочий котлован; /5 - водоотводной лоток; 16 - приемный котлован
Рисунок 14 - Схема прокладки защитных футляров прокалыванием
а, б, в - конусные наконечники; г - конусный наконечник с эксцентриситетом; д - конусный наконечник с направляющей иглой; е - конусный наконечник с отверстиями для увлажнения грунта; ж - открытый конец футляра без наконечника; з - открытый конец кожуха с кольцом из круглой стали; и - кольцевой нож с наружным скосом режущих кромок; к - кольцевой нож с наружным скосом режущих кромок и приварной заглушкой; л - нож серпообразного сечения с приварной заглушкой
Рисунок 15 - Конструкции конусных наконечников 68
Напорные усилия, необходимые для продвижения в грунте трубы-футляра с наконечником любой конструкции, создаются гидродомкратными установками, тяговыми лебедками, виброударными и вибрационными молотами.
Для сохранения направления прокладки применяют вертикальные и горизонтальные направляющие рамы.
Для монтажа установки на месте сооружения перехода по обе стороны дороги роют рабочий и приемный котлованы.
Процесс прокалывания аналогичен процессу продавливания с той разницей, что не требуется разрабатывать и удалять грунт из футляра, так как он туда не поступает. Оборудование применяется такое же, что при продавливании.
Диаграмма зависимости нажимных усилий от длины проходки при прокладке футляров разных условных диаметров Dy прокалыванием в песчаных и глинистых грунтах приведена на рисунке 16.
10.198 Динамические методы прокладки труб-футляров основаны на движении труб-футляров в грунте под воздействием знакопеременных колебательных нагрузок. Moгут быть использованы высокочастотные вибрационные и низкочастотные виброударные установки.
Окончание таблицы 25
Рисунок 16- Диаграмма зависимости нажимных усилий от длины проходки при прокладке футляров
МОНТАЖ ВНУТРЕННИХ ГАЗОПРОВОДОВ И ГАЗОИСПОЛЬЗУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ
10.199 Основными видами работ при монтаже внутренних систем газопотребления здании всех назначений являются:
- сборка внутренних газопроводов из трубных заготовок и монтажных узлов заводского (ЦЗЗ, ЦЗМ) изготовления;
- присоединение газоиспользующего оборудования к газопроводам;
- испытание смонтированной системы на герметичность.
10.200 Внутренние газопроводы рекомендуется монтировать из трубных заготовок, монтажных узлов и деталей, изготовленных в ЦЗЗ (ЦЗМ) строительно-монтажных организаций по проектам или схемам замеров с максимально возможным использованием типовых узлов и деталей. В таблице 25 приведен примерный перечень основного оборудования для производства стальных трубных заготовок. Таблица 25
Наименование механизма | Марка | ||
Отмерное устройство | РОА и др. | ||
Трубоотрезной механизм | ВМС-35а | ||
Наименование механизма | Марка | ||
Резьбонарезной механизм | ВМС-2а | ||
Механизм для навертывания соединительных частей | ВМС-48 | ||
Трубогибочный станок | ВМС-23В ГСТМ-21М | ||
Шланговый полуавтомат | А-547-У и др. | ||
Машина для стыковой сварки | МСР-50, МСР-75, МТП-100 и др. | ||
10.201 Изготовление стальных трубных заготовок рекомендуется производить поточным методом в следующей технологической последовательности:
- разметка и отрезка труб;
- нарезка резьбы;
- сверление и обработка отверстий под сварные соединения;
- изготовление раструбов;
- выполнение гнутых деталей;
- сварка и сборка монтажных узлов;
- окраска узлов и деталей, комплектация;
- изготовление деталей крепления газопроводов к стенам здания.
10.202 При изготовлении деталей и сборке узлов мастер осуществляет пооперационный контроль за качеством работ при выполнении всех технологических операций.
10.203 Изготовленные детали и узлы должны быть, как правило, промаркированы по каждому объекту, при газификации жилых зданий - по каждому дому, подъезду, квартире.
10.204 Запорная арматура до установки в монтажный узел (или до поставки на объект) должна быть, как правило, расконсервирована и подвергнута ревизии. При этом производят полное удаление консервирующей смазки, проверяют сальниковые и прокладочные уплотнения.
Запорная арматура, не предназначенная для газовой среды, должна быть, как правило, притерта и испытана на прочность и плотность материала, и герметичность затвора. Нормы испытаний приведены в таблице 26. Продолжительность испытаний - в течение времени, необходимого для выявления дефектов, но не менее 1 мин на каждое испытание.
Герметичность затвора должна соответствовать ГОСТ 9544.
Пропуск среды через металл, сальниковые и прокладочные уплотнения не допускается.
Таблица 26
Запорная арматура | На прочность | На герметичность | ||||
Испытательноедавление | Испытательная среда | Испытательное давление | Испытательная среда | |||
Краны | ||||||
Низкого давления | 0,2 МПа | Воздух | 1,25 рабочего | Воздух | ||
Среднего и высокого давления | 1,5 рабочего, но не менее 0,3 МПа | Вода | То же | » | ||
Задвижки | ||||||
Низкого давления | 0,2 МПа, 0,1 МПа | Вода и воздух | - | Керосин | ||
Среднего и высокого давления | 1,5 рабочего, но не менее 0,3 МПа | То же | _ | » | ||
10.205 Монтаж внутреннего газооборудования рекомендуется производить после выполнения следующих работ:
- устройства междуэтажных перекрытий, стен, полов, перегородок, на которых будут монтироваться газопроводы, арматура, газовое оборудование и приборы;
- устройства отверстий, каналов и борозд для прокладки газопроводов в фундаментах, стенах, перегородках и перекрытиях;
- оштукатуривания стен в кухнях, топочных и других помещениях, в которых предусмотрена установка газового оборудования;
- установки ванн, моек, раковин и другого сантехнического оборудования;
- устройства отопительной системы (при установке автономного отопительного газоиспользующего оборудования);
- проверки и очистки дымоходов;
- устройства системы вентиляции;
- установки футляров для прокладки газопроводов через стены и перекрытия.
В подготовленном к монтажу здании или сооружении должна быть, как правило, обеспечена возможность подключения электроэнергии к электрифицированному инструменту и сварочным агрегатам.
10.206 Выполнение работ по монтажу внутренних газопроводов рекомендуется производить в следующей последовательности:
- прокладка вводов;
- разметка мест установки креплений газопроводов и газоиспользующего оборудования;
- пристрелка средств крепления газопроводов и газоиспользующего оборудования с помощью строительно-монтажного пистолета или сверление отверстий, установка средств крепления;
- сборка газопровода от ввода до мест присоединения к газоиспользующему оборудованию;
- испытание газопровода на герметичность на участке от отключающего устройства на вводе в здание до отключающего устройства перед газоиспользующим оборудованием;
- установка газоиспользующего оборудования;
- присоединение отопительного газоиспользующего оборудования к дымоходам;
- присоединение газоиспользующего оборудования к газопроводу и водопроводу (для отопительного газоиспользующего оборудования);
- испытание газопровода на герметичность совместно с установленным газоиспользующим оборудованием.
10.207 Прокладку газопроводов и способ соединения труб предусматривают в соответствии с требованиями СНиП 42-01, размещение газоиспользующего оборудования, а также отключающих устройств и арматуры - в соответствии с положениями настоящего СП.
10.208 Входной контроль качества труб и соединительных деталей производят в соответствии с положениями СП 42-102.
В общий объем входного контроля качества газоиспользующего оборудования входит проверка:
- наличия паспорта завода-изготовителя;
- комплектности поставки;
- наличия всех крепежных деталей и степени их затяжки;
- жесткости крепления газо- и водопроводов, наличия заглушек на их присоединительных концах;
- наличия и качества антикоррозионных и защитно-декоративных покрытий;
- возможности и надежности установки ручек на стержни кранов, легкости открытия и закрытия кранов, фиксирования кранов в закрытом положении, удобства пользования другими органами управления аппаратами;
- надежности крепления датчиков автоматики безопасности;
- установочных размеров и качества резьбы присоединительных патрубков газа и воды;
- отсутствия острых кромок и заусенцев на наружных и съемных деталях;
- герметичности газопроводных и водопроводных деталей;
- соответствия размеров диаметров сопел виду и давлению сжигаемого газа.
10.209. При установке газоиспользующего оборудования, присоединении его к газовым сетям и отопительным системам, а также при установке автоматики и контрольно-измерительных приборов, прокладке импульсных газопроводов, кроме требований проекта, следует выполнять требования по монтажу заводов-изготовителей.
10.210. Прокладку импульсных линий следует предусматривать в соответствии с требованиями СНиП 3.05.07.
10.211 При прокладке газопровода через стену расстояние от сварного шва до футляра должно быть, как правило, не менее 50 мм.
10.212 Футляр, устанавливаемый в перекрытии, должен, как правило, выступать выше пола на 50 мм и быть заподлицо с потолком; заделываемый в стену - заподлицо с обеих сторон стены.
10.213 Участок газопровода, прокладываемый в футляре, окрашивают до его монтажа.
Пространство между газопроводом и футляром заполняют битумом или промасленной паклей. Футляр закрывается алебастром, гипсом или цементом. Пространство между футляром и стеной или перекрытием плотно заделывают цементом или алебастром на всю толщину стены или перекрытия.
10.214 Участки газопроводов, проложенные в футлярах, не должны иметь стыковых, резьбовых и фланцевых соединений, а проложенные в каналах со съемными перекрытиями и в бороздах стен - резьбовых и фланцевых соединений.
10.215 Крепление открыто прокладываемых газопроводов к стенам зданий предусматривают кронштейнами, хомутами, крючьями.
10.216 Отклонение стояков и прямолинейных участков газопроводов от проектного положения допускается не более 2 мм на 1 м длины газопровода, если другие нормы не обоснованы проектом.
При отсутствии в проекте данных о расстоянии между трубой и стеной это расстояние должно быть, как правило, не менее радиуса трубы.
10.217 Расстояние между кольцевым швом газопровода и швом приварки патрубка должно быть, как правило, не менее 100 мм.
При врезках ответвлений диаметром до 50 мм на внутренних газопроводах (в том числе импульсных линиях), а также в ГРП и ГРУ расстояние от швов ввариваемых штуцеров до кольцевых швов основного газопровода должно быть не менее 50 мм.
10.218. Газопровод к плите допускается прокладывать на уровне присоединительного штуцера. При этом отключающий кран следует устанавливать на расстоянии не менее 0,2 м сбоку от плиты. При верхней разводке отключающий кран должен быть установлен на опуске к плите на высоте 1,5 - 1,6 м от пола.
10.219. При монтаже на внутридомовых газопроводах отключающих устройств (кранов) следует предусматривать после них (считая по ходу газа) установку стонов.
10.220. Краны на горизонтальных и вертикальных газопроводах устанавливаются так, чтобы ось пробки крана была параллельна стене, установка упорной гайки в сторону стены не допускается.
10.221 Для уплотнения резьбовых соединений наряду с льняной прядью по ГОСТ 10330, пропитанной свинцовым суриком по ГОСТ 19151, замешанным на олифе по ГОСТ 7931, рекомендуется применять ФУМ-ленту, фторо-пластовые и другие уплотнительные материалы типа «Loctite» при наличии на них паспорта или сертификата соответствия.
Для фланцевых соединений рекомендуется использовать прокладочные листовые материалы типа паронит марки ПМБ по ГОСТ 481, алюминий по ГОСТ 13726 или ГОСТ 21631, медь Ml или М2 по ГОСТ 495 и др. при наличии на них паспорта или сертификата соответствия.
10.222 Газоиспользующее оборудование устанавливают на места, предусмотренные проектом. Менять места их установки без согласования с организацией, разработавшей проект, не рекомендуется.
Установку газоиспользующего оборудования производят строго вертикально по уровню и ватерпасу.
10.223 Проточные водонагреватели крепят к стенам на подвесках - металлических планках, заделываемых в стены на цементном растворе.
Расстояние от пола до горелки водонагревателя рекомендуется принимать 90 - 120 см.
10.224 Монтаж внутренних газопроводов и газоиспользующего оборудования при газоснабжении СУГ от резервуарных и групповых баллонных установок производят в соответствии с требованиями настоящего раздела.
Индивидуальные баллонные установки, устанавливаемые внутри зданий, размещают на расстоянии не менее 1 м от газового прибора, радиатора отопления, печи. Установка баллонов против топочных дверок печей и плит не допускается. Баллон рекомендуется прикрепить к стене скобами или ремнями.
10.225 Испытания внутренних газопроводов на герметичность и исправление обнаруженных дефектов производят в соответствии с требованиями СНиП 42-01.
При обнаружении утечек в резьбовых соединениях эти соединения следует разобрать и собрать вновь. Устранение утечек путем уплотнения льняной пряди или окраской не допускается.
10.226 В процессе монтажа производителю работ рекомендуется проводить пооперационный контроль проектных уклонов газопроводов, расстояний от стен и других газопроводов, вертикальность стояков, расстояний между креплениями, а также исправности действия арматуры, надежности крепления труб и газового оборудования, укомплектованности газового оборудования, качества резьбовых и сварных соединений.
КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА РАБОТ
10.227 Организацию контроля качества строительно-монтажных работ при сооружении систем газораспределения рекомендуется предусматривать в соответствии с требованиями СНиП 3.01.01, СНиП 42-01, «Правил безопасности в газовом хозяйстве» Госгортехнадзора России и положениями настоящего раздела.
10.228 Система контроля качества строительно-монтажных работ должна предусматривать:
- проведение производственного контроля качества работ;
- проведение ведомственного контроля за качеством работ и техникой безопасности;
- проведение технического надзора со стороны эксплутационной организации;
- контроль со стороны органов Госгортехнадзора России.
По решению заказчика в систему контроля качества работ могут быть включены технический надзор со стороны заказчика и авторский надзор организации, разработавшей проект газоснабжения.
10.229 Производственный контроль качества работ может производиться строительно-монтажной организацией на всех стадиях строительства.
Объемы и методы контроля выполняемых работ должны соответствовать требованиям СНиП 42-01, СП 42-102 , СП 42-103 и данного СП.
10.230 Производственный контроль качества работ должен обеспечивать:
- ответственность специалистов и рабочих строительно-монтажной организации за качество выполняемых работ;
- выполнение работ в соответствии с проектом;
72
- соблюдение требований нормативных документов, утвержденных в установленном порядке;
- производство работ в соответствии с применяемыми при строительстве объекта технологиями;
- предупреждение брака при производстве работ;
- правильное и своевременное составление исполнительной документации;
- выполнение требований по охране труда и технике безопасности при производстве работ.
10.231 Производственный контроль качества должен включать:
- входной контроль рабочей документации, оборудования, материалов и технических изделий;
- операционный контроль технологических операций;
- приемочный контроль отдельных выполненных работ.
10.232 Входной контроль качества работ должен производиться лабораториями строительно-монтажных организаций, оснащенных техническими средствами, обеспечивающими достоверность и полноту контроля.
10.233 Операционный контроль качества должен производиться производителем работ (мастером, прорабом) в ходе выполнения технологических операций.
Операционный контроль качества должен производится при выполнении земляных, сварочных, изоляционных, монтажных работ, а также работ по испытанию газопроводов на герметичность.
Операционный контроль рекомендуется производить по схемам, составляемым для каждого из видов контролируемых работ.
Пример схемы операционного контроля приведен в приложении Н настоящего СП.
10.234 При приемочном контроле следует производить проверку качества выполненных работ. Результаты приемочного контроля оформляются записями в строительном паспорте, актами, протоколами испытаний.
11 ПРОИЗВОДСТВО ИСПЫТАНИЙ
ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
11.1 Законченные строительством или реконструкцией наружные и внутренние газопроводы (далее - газопроводы) и оборудование ГРП испытываются на герметичность внутренним давлением воздухом в соответствии с требованиями СНиП 42-01 и настоящего раздела.
11.2 Испытания производят после установки арматуры, оборудования, контрольно-измерительных приборов. Если арматура, оборудование и приборы не рассчитаны на испытательное давление, то вместо них на период испытаний следует устанавливать катушки, заглушки, пробки.
11.3 Надземные участки длиной до 10 м на подземных газопроводах испытываются по нормам подземных газопроводов.
При совместном строительстве вводов диаметром до 100 мм с распределительными газопроводами их испытывают по нормам, предусмотренным для распределительных газопроводов.
11.4 Испытание газопроводов и оборудования ГРП и ГРУ производят по нормам испытаний на стороне входного давления газа или по частям:
- до регулятора давления - по нормам испытаний на стороне входного давления газа;
- после регулятора давления - по нормам испытаний на стороне выходного давления газа.
11.5 Испытания газопроводов паровой фазы СУГ производят по нормам, предусмотренным для испытаний газопроводов природного газа.
11.6 Для проведения испытания газопровод разделяют на участки длиной не более указанной в таблицах 27-37, ограниченные арматурой или заглушками. Арматура может быть использована в качестве ограничительного элемента, если она рассчитана на испытательное давление и имеет герметичность не ниже класса «А» по ГОСТ 9544.
11.7 Если испытываемый газопровод состоит из участков с разными внутренними диаметрами, величина диаметра определяется по формуле (27)
(27)
где d1, d2, ... , dn - внутренние диаметры участков газопровода, мм; l1, l2, ... , ln - длины участков газопроводов соответствующих диаметров, м.
В таблицах 27-37 указывается номинальное - усредненное значение величины внутреннего диаметра для стальных, медных и полиэтиленовых труб.
11.8 Подземные газопроводы до начала испытаний после их заполнения воздухом рекомендуется выдерживать под испытательным давлением в течение времени, необходимого для выравнивания температуры воздуха в газопроводе с температурой грунта, но не менее 24 ч. Надземные и внутренние газопроводы, газопроводы и оборудование ГРП и ГРУ до начала испытаний после их заполнения воздухом рекомендуется выдерживать под испытательным давлением в течение времени, необходимого для выравнивания температуры воздуха внутри газопроводов с температурой окружающего воздуха, но не менее 1 ч.
11.9 Газопроводы жилых, общественных и бытовых непроизводственного назначения, административных зданий испытываются на участке от отключающего устройства на вводе в здание до кранов газовых приборов и оборудования.
При установке дополнительных газовых приборов испытание новых участков газопроводов к этим приборам при их длине до 5 м допускается производить газом (рабочим давлением) с проверкой всех соединений газоиндикаторами или мыльной эмульсией.
11.10 Внутренние газопроводы котельных, общественных и бытовых зданий производственного назначения, производственных зданий следует испытывать на участке от отключающего устройства на вводе до отключающих устройств у газовых горелок.
11.11 Газопроводы обвязки резервуара СУГ при раздельном испытании их с резервуаром СУГ допускается испытывать в соответствии с требованиями настоящего раздела.
11.12 Герметичность арматуры, газопроводов и присоединительных рукавов индивидуальных баллонных установок СУГ, а также присоединительные рукава газоиспользующего оборудования и контрольно-измерительных приборов разрешается проверять рабочим давлением газа с применением газоиндикатора или мыльной эмульсии.
11.13 Манометры класса точности 0,15 рекомендуется применять для проведения испытаний газопроводов всех диаметров и давлений.
11.14 Манометры класса точности 0,4 рекомендуется применять для проведения испытаний:
- подземных (наземных) газопроводов: низкого и среднего давления; высокого давления (св. 0,3 МПа до 0,6 МПа) в поселениях - диаметром не более 700 мм;
высокого давления (св. 0,6МПа до 1,2 МПа) межпоселковых - диаметром не более 600 мм;
- надземных и внутренних газопроводов всех диаметров и давлений.
11.15 Манометры класса точности 0,6 рекомендуется применять для проведения испытаний:
- подземных (наземных) газопроводов: низкого давления, среднего давления - диаметром не более 150 мм в поселениях и не более 200 мм для межпоселковых; при давлении св. 0,3 МПа до 0,6 МПа - диаметром не более 125 мм в поселениях и не более 150 мм для межпоселковых; при давлении св. 0,6 МПа до 1,2 МПа - не более 80 мм для поселений и не более 100 мм для межпоселковых газопроводов;
- надземных и внутренних газопроводов: низкого давления - диаметром не более 100 мм;
среднего давления - диаметром не более 50 мм;
при давлении св. 0,3 МПа до 0,6 МПа - не более 40 мм в поселениях и не более 25 мм для межпоселковых. 11.16 Рекомендуется при проведении испытаний на герметичность не ограничивать максимально допустимую длину газопровода, диаметр которого не превышает значений, указанных в таблице 27.
Таблица 27
Рабочее давление газа, МПа | Испытательное давление | Максимальный диаметр газопровода (мм), длину которого можно не ограничивать при проведении испытаний, в зависимости от класса точности манометра | ||||
0,15 | 0,4 | 0.6 | ||||
Подземные (наземные) газопроводы | ||||||
Низкое | 0,3 | Не ограничивается | ||||
0,6 | 200 | |||||
Среднее | 0,6 1,5 | 65 в поселениях 150 межпоселковый | 100 в поселениях 150 межпоселковый | 80 в поселениях 125 межпоселковый | ||
Высокое | 0,75 | 50 в поселениях 100 межпоселковый | 100 в поселениях 80 межпоселковый | 50 в поселениях 80 межпоселковый | ||
1,5 | ||||||
1,5 | ||||||
Надземные и внутренние газопроводы | До 0,3 | 50 | ||||
0,45 | 50 межпоселковый | 25 межпоселковый | ||||
0,75 | 25 межпоселковый | Длина ограничена (см. таблицы 36, 37) | ||||
ИСПЫТАНИЕ ГАЗОПРОВОДОВ НИЗКОГО ДАВЛЕНИЯ
11.17 Максимальную длину подземных (наземных) газопроводов низкого давления в поселениях для проведения испытаний при величине испытательного давления 0,6 МПа рекомендуется принимать по таблице 28.
Таблица 28
Класс точности манометра | Рекомендуемая максимальная длина, км, подземного газопровода при номинальном диаметре (мм) | |||||||
250 | 300 | 350 | 400 | 500 | 600 | 700 | 800 и более | |
0,15 | 11,3 | 9,2 | 67 | 5,2 | 34 | 2,4 | 1,8 | 1,0 |
0,4 | 5,0 | 3,4 | 2,5 | 2,0 | 1,3 | 1,0 | 1,0 | 1,0 |
0,6 | 3,3 | 2,3 | 1,7 | 1,3 | - | - | - | - |
Примечание. Знак «- » означает, что применение манометров класса точности 0,6 для испытания данных газопроводов не рекомендуется. |
11.18 Максимальную длину надземных и внутренних газопроводов низкого давления в поселениях для проведения испытаний рекомендуется принимать по таблице 29.
Таблица 29
Класс точности манометра | Рекомендуемая максимальная длина, км, надземного и внутреннего газопроводов при номинальном диаметре (мм) | |||||
65 | 80 | 100 | 125 | 150 | 200 и более | |
0,15 | 11,5 | 8,0 | 5,3 | 3,0 | 2,3 | 1,0 |
0,4 | 4,3 | 3,2 | 2,0 | 1,2 | - | - |
0,6 | 2,9 | 2,0 | 1,3 | 1,3 | - | - |
Примечание. Знак «- » означает, что применение манометров указанного класса точности для испытания данных газопроводов не рекомендуется. |
ИСПЫТАНИЯ ПОДЗЕМНЫХ (НАЗЕМНЫХ) ГАЗОПРОВОДОВ СРЕДНЕГО И ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ
11.19 При использовании манометров класса точности 0,15 рекомендуется принимать максимальную длину испытуемого участка для газопроводов в поселениях по таблице 30, а для межпоселковых - по таблице 31.
Таблица 30
Рабочее давление газа, МПа | Испытательное давление, МПа | Рекомендуемая максимальная длина, км, подземного газопровода в поселении при номинальном диаметре (мм) | |||||||
65 | 80 | 100 | 125 | 150 | 200 | 250 | 300 | ||
0,005-0,3 | 0,6 | 16,8 | 11 | 64 | 48 | 96 | 1 6 | 11 | |
1,5 | 15,3 | 10 | 5,9 | 4,4 | 2,3 | 1,5 | 1,0 | ||
0,3 - 0,6 | 0,75 | 166 | 11 7 | 77 | 45 | 34 | 1 8 | 1,1 | 1,0 |
1,5 | 12,5 | 8,8 | 5,8 | 3,4 | 2,5 | 1,3 | 1,0 | 1,0 | |
0,6-1,2 | 1,5 | 67 | 47 | 3 1 | 1 8 | 1 4 | 1 0 | 1 0 | 1,0 |
Примечание. Для газопроводов среднего и высокого давления диаметром более 300 мм максимальная длина испытуемого участка равна 1,0 км. |
Таблица 31
Рабочее давление газа, МПа | Испытательное давление, МПа | Рекомендуемая максимальная длина, км, подземного межпоселкового газопровода при номинальном диаметре (мм) | ||||||
125 | 150 | 200 | 250 | 300 | 350 | 400 | ||
0,005-0,3 | 0,6 | 16,4 | 11,4 | 8,4 | 6,5 | |||
1,5 | 15,0 | 10,4 | 7,6 | 5,0 | ||||
0,3-0,6 | 0,75 | 17,9 | 11,4 | 7,9 | 58 | 5,0 | ||
1,5 | 13,5 | 86 | 60 | 5,0 | 5,0 | |||
0,6-1,2 | 1,5 | 17,9 | 13,6 | 7,3 | 5,0 | 5,0 | 5,0 | 5,0 |
Примечание: Для газопроводов среднего и высокого давления диаметром более 400 мм максимальная длина испытуемого участка равна 5,0 км. |
11.20. При использовании манометров класса точности 0,4 рекомендуется принимать максимальную длину испытуемого участка для газопроводов в поселениях по таблице 32, а для межпоселковых - по таблице 33.
Таблица 32
Рабочее давление газа, МПа | Испытательное давление, МПа | Рекомендуемая максимальная длина, км, подземного газопровода в поселении, при номинальном диаметре (мм) | ||||||||||
65 | 80 | 100 | 125 | 150 | ||||||||
0,005-0,3 | 0,6 | 2,4 | 1,8 | |||||||||
1,5 | 2,2 | 1,7 | ||||||||||
0,3-0,6 | 0,75 | 1,7 | 1,3 | |||||||||
1,5 | 1,3 | 1,0 | ||||||||||
0,6-1,2 | 1,5 | 2,5 | 1,8 | 1,2 | 1,0 | 1,0 | ||||||
Примечание. Для газопроводов среднего и высокого давления диаметром более 150 мм максимальная длина испытуемого участка равна 1,0 км. | ||||||||||||
Рабочее давление газа, МПа | Испытательное давление, МПа | Рекомендуемая максимальная длина, км, подземного межпоселкового газопровода при номинальном диаметре (мм) | ||||||||||
100 | 125 | 150 | 200 | 250 | ||||||||
0,005-0,3 | 0,6 | 9,6 | 6,2 | |||||||||
1,5 | 8,8 | 5,6 | ||||||||||
0,3-0,6 | 0,75 | 16,7 | 12,6 | 6,7 | 5,0 | |||||||
1,5 | 12,6 | 9,5 | 5,0 | 5,0 | ||||||||
0,6-1,2 | 1,5 | 11,7 | 6,8 | 5,1 | 5,0 | 5,0 | ||||||
Примечания:
1. Для газопроводов среднего давления диаметром св. 250 мм максимальная длина испытуемого участка равна 5,0 км.
2. Для газопроводов высокого давления (св. 0,3 МПа до 0,6 МПа) диаметром св. 200 мм до 800 мм максимальная длина испытуемого участка равна 5,0 км.
3 Для газопроводов высокого давления (ев 0,6 МПа до 1,2 МПа) диаметром св. 200 мм до 400 мм максимальная длина испытуемого участка равна 5,0 км, а диаметром 500 мм и 600 мм - 4,0 км.
11.21. При использовании манометров класса точности 0,6 рекомендуется принимать максимальную длину испытуемого участка для газопроводов в поселениях по таблице 34, а для межпоселковых - по таблице 35.
Таблица 34
Рабочее давление газа, МПа | Испытательное давление, МПа | Рекомендуемая максимальная длина, км, подземного газопровода в поселении при номинальном диаметре (мм) | ||||
65 | 80 | 100 | 125 | 150 | ||
0,005-0,3 | 0,6 | 2,8 | 1,6 | 1,2 | ||
1,5 | 2,5 | 1,5 | 1,1 | |||
0,3-0,6 | 0,75 | 4,1 | 2,9 | 1,9 | 1,1 | - |
1,5 | 3,1 | 2,2 | 1,4 | - | - | |
0,6-1,2 | 1,5 | 1,7 | 1,2 | - | - | - |
Примечание. Знак «- » означает, что применение манометров класса точности 0,6 для испытания данных газопроводов не рекомендуется. |
Таблица 35
Рабочее давление газа, МПа | Испытательное давление, МПа | Рекомендуемая максимальная длина, км, подземного межпоселкового газопровода при номинальном диаметре (мм) | ||||||
65 | 80 | 100 | 125 | 150 | 200 | |||
0,005-0,3 | 0,6 | 12,1 | 6,4 | |||||
1,5 | 14,6 | 11,0 | 5,9 |
Окончание таблицы 35
Рабочее давление газа, МПа | Испытательное давление, МПа | Рекомендуемая максимальная длина, км, подземного межпоселкового газопровода при номинальном диаметре (мм) | |||||
65 | 80 | 100 | 125 | 150 | 200 | ||
0,3-0,6 | 0,75 | 11,2 | 8,4 | - | |||
1,5 | 14,4 | 8,4 | 6,3 | - | |||
0,6-1,2 | 1,5 | 16,8 | 11,8 | 7,8 | - | - | - |
Примечание. Знак «- » означает, что применение манометров класса точности 0,6 для испытания данных газопроводов не рекомендуется. |
ИСПЫТАНИЯ НАДЗЕМНЫХ И ВНУТРЕННИХ ГАЗОПРОВОДОВ
11.22 Максимальную длину надземных и внутренних газопроводов среднего и высокого давления в поселениях для проведения испытаний рекомендуется принимать по таблице 36, а для межпоселковых - по таблице 37.
12 ПРИЕМКА В ЭКСПЛУАТАЦИЮ И ИСПОЛНИТЕЛЬНАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ
ПРИЕМКА В ЭКСПЛУАТАЦИЮ
12.1 Приемку в эксплуатацию законченных строительством объектов систем газораспределения (газоснабжения) производят в соответ-
Таблица 36
Рабочее давление газа, МПа | Испытательное давление, МПа | Рекомендуемая максимальная длина, км, надземного и внутреннего газопроводов в поселении при номинальном диаметре (мм) | ||||||
25 | 40 | 50 | 65 | 80 | 100 | 125 и более | ||
При использовании манометров класса точности 0,15 | ||||||||
0,005-0,3 | 0,45 | 8,9 | 3,6 | 2,3 | 1,3 | 1,0 | 1,0 | 1,0 |
0,3 - 0,6 | 0,75 | 4,7 | 1,9 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 1,0 |
0,6-1,2 | 1,5 | 1,9 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 1,0 |
Св. 1,2 до 1,6 (для СУГ) | 2,0 | 1,9 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 1,0 |
При использовании манометров класса точности 0,4 | ||||||||
0,005-0,3 | 0,45 | 1,3 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | |
0,3-0,6 | 0,75 | 1,8 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 1,0 |
0,6-1,2 | 1,5 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 1,0 |
Св. 1,2 до 1,6 (для СУГ) | 2,0 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 1,0 |
При использовании манометров класса точности 0,6 | ||||||||
0,005-0,3 | 0,45 | 2,2 | - | - | - | - | - | - |
0,3-0,6 | 0,75 | 1,2 | 4.8 | - | - | - | - | - |
Примечание. Знак «- » означает, что применение манометров данного класса точности для испытания данных газопроводов не рекомендуется. |
Таблица 37
Рабочее давление газа, МПа | Испытательное давление, МПа | Рекомендуемая максимальная длина, км, надземного и внутреннего межпоселкового газопроводов при номинальном диаметре (мм) | |||||||||
25 | 40 | 50 | 65 | 80 | 100 | 125 | 150 | 200 | 250 и более | ||
При использовании манометров класса точности 0,15 | |||||||||||
0,005-0,3 | 0,45 | 13,0 | 9,2 | 6,0 | 3,5 | 2,6 | 1,4 | 1,0 | |||
0,3-0,6 | 0,75 | 19,0 | 12,3 | 6,9 | 4,9 | 3,2 | 1,9 | 1,4 | 1,0 | 1,0 | |
0,6-1,2 | 1,5 | 19,2 | 7,7 | 5,0 | 2,8 | 2,0 | 1,3 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 1,0 |
76
СП 42-101-2003
Окончание таблицы 37
Рабочее давление газа, МПа | Испытательное давление, МПа | Рекомендуемая максимальная длина, км, надземного и внутреннего межпоселкового газопроводов при номинальном диаметре (мм) | |||||||||
25 | 40 | 50 | 65 | 80 | 100 | 125 | 150 | 200 | 250 и более | ||
При использовании манометров класса точности 0,4 | |||||||||||
0,005-0,3 | 0,45 | 13,4 | 8,7 | 5,0 | 5,0 | 5,0 | 5,0 | - | - | - | |
0,3 - 0,6 | 0,75 | 17,7 | 7,1 | 5,0 | 5,0 | 5,0 | 5,0 | 5,0 | - | - | - |
0,6-1,2 | 1,5 | 7,2 | 5,0 | 5,0 | 5,0 | 5,0 | 5,0 | 5,0 | - | - | - |
При использовании манометров класса точности 0,6 | |||||||||||
0,005-0,3 | 0,45 | 9,0 | 5,8 | - | - | - | - | - | - | - | |
0,3 - 0,6 | 0,75 | 11,8 | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
Примечание Знак «- » означает, что применение манометров данного класса точности для испытания данных газопроводов не рекомендуется |
ствии с требованиями СНиП 42-01, «Правил безопасности систем газораспределения и газопотребления» Госгортехнадзора России и положениями настоящего раздела.
12.2 Приемочная комиссия проверяет комплектность и правильность составления исполнительной документации, производит внешний осмотр объекта с целью определения соответствия выполненных строительно-монтажных работ проекту, СНиП 42-01, «Правилам безопасности систем газораспределения и газопотребления» Госгортехнадзора России и другим нормативным документам, утвержденным в установленном порядке.
12.3 Приемочная комиссия имеет право с привлечением исполнителей проверять любые участки газопроводов и качество сварки физическими методами или вырезкой их для механических испытаний, производить дополнительные испытания газопроводов и оборудования, образовывать при необходимости подкомиссии с привлечением требуемых специалистов для проверки отдельных сооружений и оборудования.
12.4 Не допускается принимать в эксплуатацию объекты, неполностью законченные строительством, с несогласованными в установленном порядке отступлениями от проекта или состава пускового комплекса, без проведения комплексного опробования оборудования (если оно необходимо), а также без принятой в эксплуатацию ЭХЗ газопроводов (если она предусмотрена проектом), испытаний газопроводов на герметичность, проверки качества изоляционных покрытий, комплекта исполнительной документации в соответствии с требованиями СНиП 42-01.
12.5 Результаты работы приемочной комиссии оформляются актом приемки законченного строительством объекта системы газораспределения, являющимся основанием для ввода объекта в эксплуатацию. Форма акта приемки приведена в приложении Б СНиП 42-01.
12.6 В тех случаях, когда после монтажа системы газоснабжения требуется проведение пуско-наладочных работ, приемочной комиссии рекомендуется произвести приемку смонтированных газопроводов и установленного га-зоиспользующего оборудования с автоматикой безопасности и регулирования для проведения комплексного опробования, результаты которой оформляются актом по форме приложения П настоящего СП, на основании которого заказчик получает разрешение на пуск газа для проведения пуско-наладочных работ.
В период производства пуско-наладочных работ объект строительства передается заказчику, который несет ответственность за его безопасность. После представления заказчиком приемочной комиссии результатов комплексного опробования производится приемка объекта в эксплуатацию, которая оформляется актом приемки по приложению Б СНиП 42-01, являющимся основанием для пуска газа и ввода объекта системы газораспределения в эксплуатацию.
ИСПОЛНИТЕЛЬНАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ
12.7 При приемке в эксплуатацию объекта системы газораспределения генеральный подрядчик должен представить приемочной комиссии комплект исполнительной документации в соответствии с требованиями СНиП 42-01.
Из перечня исполнительной документации, предусмотренной СНиП 42-01, в комплект исполнительной документации на конкретный объект строительства должны быть включены документы, соответствующие видам строительно-монтажных работ, выполненных на этом объекте.
12.8 В приложениях к настоящему СП приведены следующие рекомендуемые формы исполнительной документации:
- строительный паспорт подземного (надземного) газопровода, газового ввода - приложение Р;
- строительный паспорт внутридомового (внутрицехового) газооборудования - приложение С;
- строительный паспорт ГРП (ГРУ) - приложение Т;
- строительный паспорт резервуарной установки СУГ - приложение У;
- протокол проверки сварных стыков газопровода радиографическим методом - приложение Ф;
- протокол механических испытаний сварных стыков стального газопровода - приложение X;
- протокол механических испытаний сварных соединений полиэтиленового газопровода - приложение Ц;
- протокол проверки сварных стыков газопровода ультразвуковым методом - приложение Ш;
- протокол проверки параметров контактной сварки (пайки) газопроводов - приложение Щ.
Система сварных стыков стальных и полиэтиленовых газопроводов входит в состав строительного паспорта газопровода (газового ввода).
Пример оформления схемы приведен в приложении П. При строительстве межпоселковых подземных газопроводов разрешается указывать на схеме только стыки углов поворота газопроводов, выполненные фитингами, стыки на участках газопровода, прокладываемых в стесненных условиях, за пределами футляра (по одному стыку в каждую сторону от футляра), монтажные (замыкающие) стыки, стык врезки в существующий газопровод.
12.9 Исполнительная документация, представляемая генеральным подрядчиком в соответствии с требованиями СНиП 42-01, формы, которой не приведены в настоящем СП, может составляться в соответствии с требованиями других нормативных документов, а при их отсутствии - в произвольной форме.
12.10 Журнал учета работ рекомендуйся составлять в соответствии с требованиями СНиП 3.01.01.
12.11. При приемке в эксплуатацию систем газораспределения одно-, двухэтажного жилого дома с количеством квартир не более четырех допускается предъявлять приемочной комиссии исполнительную документацию на бланке по форме приложения Э.
12.12 Заказчик представляет приемочной комиссии результаты комплексного опробования газового оборудования, комплект документов в соответствии с требованиями ПБ 12-529 и ПБ 12-609, акты приемки работ, выполненных по договору с ним субподрядными организациями.
ПРИЛОЖЕНИЕ А (справочное)
НОРМЫ РАСХОДА ГАЗА НА КОММУНАЛЬНО-БЫТОВЫЕ НУЖДЫ (извлечение из ГОСТ Р 51617)
Таблица А.1
Потребители газа | Показатель потребления газа | Нормы расхода теплоты, МДж (тыс. ккал) |
1. Население | ||
При наличии в квартире газовой плиты и централизованного горячего водоснабжения при газоснабжении: природным газом СУГ | На 1 чел. в год То же | 4100 (970) 3850 (920) |
При наличии в квартире газовой плиты и газового водонагревателя (при отсутствии централизованного горячего водоснабжения) при газоснабжении: природным газом СУГ | » » | 10000 (2400) 9400 (2250) |
При наличии в квартире газовой плиты и отсутствии централизованного горячего водоснабжения и газового водонагревателя при газоснабжении: природным газом СУГ | » » | 6000 (1430) 5800 (1380) |
2. Предприятия бытового обслуживания населения | ||
Фабрики-прачечные: на стирку белья в механизированных прачечных на стирку белья в немеханизированных прачечных с сушильными шкафами на стирку белья в механизированных прачечных, включая сушку и глажение | На 1 т сухого белья То же » | 8800(2100) 12 600 (3000) 18 800 (4500) |
Дезкамеры: на дезинфекцию белья и одежды в паровых камерах на дезинфекцию белья и одежды в горячевоздушных камерах | » >> | 2240 (535) 1260 (300) |
Бани: мытье без ванн мытье в ваннах | На 1 помывку То же | 40 (9,5) 50(12) |
3. Предприятия общественного питания | ||
Столовые, рестораны, кафе: на приготовление обедов (вне зависимости от пропускной способности предприятия) на приготовление завтраков или ужинов | На 1 обед На 1 завтрак или ужин | 4,2(1) 2,1 (0,5) |
4. Учреждения здравоохранения | ||
Больницы, родильные дома: на приготовление пищи на приготовление горячей воды для хозяйственно-бытовых нужд и лечебных процедур (без стирки белья) | На 1 койку в год То же | 3200 (760) 9200 (2200) |
Окончание таблицы А. 1
Потребители газа | Показатель потребления газа | Нормы расхода теплоты, МДж (тыс. ккал) |
5. Предприятия по производству хлеба и кондитерских изделий | ||
Хлебозаводы, комбинаты, пекарни: на выпечку хлеба формового на выпечку хлеба подового, батонов, булок, сдобы на выпечку кондитерских изделий (тортов, пирожных, печенья, пряников и т. п.) | На 1т изделий То же » | 2500 (600) 5450(1300) 7750(1850) |
Примечания: 1. Нормы расхода теплоты на жилые дома, приведенные в таблице, учитывают расход теплоты на стирку белья в домашних условиях. 2. При применении газа для лабораторных нужд школ, вузов, техникумов и других специальных учебных заведений норму расхода теплоты следует принимать в размере 50 МДж (12 тыс. ккал) в год на одного учащегося. |
ПРИЛОЖЕНИЕ Б (рекомендуемое)
НОМОГРАММЫ РАСЧЕТА ДИАМЕТРА ГАЗОПРОВОДА
Абсолютная шероховатость внутренней поверхности газопроводов принята: из стальных труб п =0,01 см; из полиэтиленовых труб п -= 0,0007 см.
Наружные диаметры и толщины стенок стальных и полиэтиленовых газопроводов, использованные при построении номограмм, приведены в таблице Б. 1.
В номограммах приняты следующие условные обозначения:
буквенные:
- СТ108 - газопровод из стальных труб диаметром D = 108 мм;
Таблица Б.1
- ПЭ110 - газопровод из полиэтиленовых труб диаметром D = 110 мм; линейные:
- сплошная линия - для новых труб;
- штриховая линия «экс» - для труб после годичной эксплуатации с учетом увеличения эквивалентной абсолютной шероховатости до 0,02 см для стальных труб и увеличения диаметра до 5 % под воздействием внутреннего давления для полиэтиленовых труб;
- штриховая линия «экс 10» - для стальных труб после 10-летней эксплуатации с учетом увеличения эквивалентной абсолютной шероховатости до 0,1 см.
Газопроводы из стальных труб низкого, среднего и высокого давления | |||||||||||||||||
Диаметр D, мм | 32 | 38 | 45 | 57 | 76 | 89 | 108 | 133 | 159 | 194 | 219 | 273 | 325 | 375 | 426 | 510 | 630 |
Толщина стенки Д, мм | 2,5 | 2,5 | 2,5 | 3,0 | 3,0 | 3,5 | 5,0 | 5,5 | 5,5 | 6,0 | 7,0 | 9,0 | 5,0 | 6,0 | 6,0 | 6.0 | 6,0 |
80
Газопроводы из полиэтиленовых труб низкого и среднего давления (SDR11 < 63 мм и SDR 17,6 ≥75 мм) | |||||||||||||||||||||||||||
Диаметр D, мм | 32 | 40 | 50 | 63 | 75 | 90 | 110 | 125 | 140 | 160 | 180 | 200 | 225 | ||||||||||||||
Толщина стенки Д, мм | 3,0 | 3,7 | 4,6 | 5,8 | 4,3 | 5,2 | 6,3 | 7,1 | 8,0 | 9,1 | 10,3 | 11.4 | 12,8 | ||||||||||||||
Газопроводы из полиэтиленовых труб высокого давления (SDR11) | |||||||||||||||||||||||||||
Диаметр D, мм | 32 | 40 | 50 | 63 | 75 | 90 | ПО | 125 | 140 | 160 | 180 | 200 | 225 | - | |||||||||||||
Толщина стенки Д, мм | 3,0 | 3,7 | 4,6 | 5,8 | 6,8 | 8,2 | 10,0 | 11,4 | 12,7 | 14,6 | 16,4 | 18,2 | 20.5 | - | |||||||||||||
Удельные потери давления для стальных и полиэтиленовых труб (новых и бывших в эксплуатации) низкого давления
(Q 500 - 3000 м3/ч, р = 0,73 кг/м3, v = 1,4 * 10-6 м2/с)
Удельные потери давления для стальных и полиэтиленовых труб (новых и бывших в эксплуатации) низкого давления
(Q 50 - 500 м3/ч, р = 0,73 кг/м3, v = 1,4 * 10-6 м2/с)
Удельные потери давления для стальных и полиэтиленовых труб (новых и бывших в эксплуатации) низкого давления
(010 -150 м7ч, р = 0,73 кг/м3, v = 1,4 * 10-6 м2/с)
Удельные потери давления для стальных и полиэтиленовых труб (новых и бывших в эксплуатации) среднего давления
(Q 1000 - 5000 м3/ч, р = 0,73 кг/м v = 1,4 * 10-6 м2/с)
Удельные потери давления для стальных и полиэтиленовых труб (новых и бывших в эксплуатации) низкого давления
(Q 250 -1250 м3/ч, р = 0,73 кг/м v = 1,4 * 10-6 м2/с)
Удельные потери давления для стальных и полиэтиленовых труб (новых и бывших в эксплуатации) среднего давления
(Q 0 - 300 м7ч, р = 0,73 кг/м3, v = 1,4 * 10-6 м2/с)
Удельные потери давления для стальных и полиэтиленовых труб (новых и бывших в эксплуатации) среднего давления
(Q 250 -1000 м'/ч, р = 0,73 кг/м3, v = 1,4 *10-6 мг/с)
Удельные потери давления для стальных и полиэтиленовых труб (новых и бывших в эксплуатации) среднего давления
(О 0 -150 м3/ч, р = 0,73 кг/м3, v = 1,4 * 10-6 м2/с)
Удельные потери давления для стальных и полиэтиленовых труб (новых и бывших в эксплуатации) среднего давления
(Q 0 - 300 м3/ч, р = 0,73 кг/м3, v = 1,4 * 10-6 м2/с)
Удельные потери давления для стальных и полиэтиленовых труб (новых и бывших в эксплуатации) высокого давления
(Q 2000 -10000 м3/ч, р = 0,73 кг/м3, v = 1,4 * 10-6 м2/с)
Удельные потери давления для стальных и полиэтиленовых труб (новых и бывших в эксплуатации) высокого давления
(Q 500 - 2500 м7ч, р = 0,73 кг/м3, v = 1,4 * 10-6 м2/с)
Удельные потери давления для стальных и полиэтиленовых труб (новых и бывших в эксплуатации) высокого давления
(Q 0 - 550 м3/ч, р - 0,73 кг/м3, v = 1,4 * 10-6 м2/с)
Удельные потери давления для стальных и полиэтиленовых труб (новых и бывших в эксплуатации) высокого давления
(Q 500 -1000 м3/ч, р = 0,73 кг/м3, v = 1,4 * 10-6 м2/с)
Удельные потери давления для стальных и полиэтиленовых труб (новых и бывших в эксплуатации) высокого давления
(Q 0 - 200 м'/ч, р = 0,73 кг/м3, v = 1,4 * 10-6 м2/с)
Удельные потери давления для стальных и полиэтиленовых труб (новых и бывших в эксплуатации) высокого давления
(Q 0 - 500 м3/ч, р = 0,73 кг/м3, v -1,4 * 10-6 м2/с)
Бестраншейное строительство подземных коммуникаций методом горизонтального направленного бурения
ПРИЛОЖЕНИЕ В (справочное)РАССТОЯНИЯ ОТ ГАЗОПРОВОДА ДО ДРУГИХ ИНЖЕНЕРНЫХ КОММУНИКАЦИЙ (извлечение из проекта СНиП «Градостроительство»)
Таблица В.1
Здания, сооружения и коммуникации | Расстояния по вертикали (в свету), м, при пересечении | Расстояния по горизонтали (в свету), м, при давлении газопровода, МПа | ||||
до 0,005 | св. 0,005 до 0.3 | св. 0,3 до 0,6 | св. 0,6 до 1,2 | |||
1. Водопровод | 0,2 | 1,0 | 1,0 | 1,5 | 2,0 | |
2. Канализация бытовая | 0,2 | 1,0 | 1,5 | 2,0 | 5,0 | |
3. Водосток, дренаж, дождевая канализация | 0,2 | 1,0 | 1,5 | 2,0 | 5,0 | |
4. Тепловые сети: от наружной стенки канала, тоннеля от оболочки бесканальной прокладки | 0,2 0,2 | 0,2 1,0 | 2,0 1,0 | 2,0 1,5 | 4,0 2,0 | |
5. Газопроводы давлением до 1,2 МПа | 0,2 | 0,5 | 0,5 | 0,5 | 0,5 | |
6. Кабели силовые напряжением: до 35 кВ 1 10-220 кВ | 0,5 1,0 | 1,0 1,0 | 1,0 1,0 | 1,0 1,0 | 2,0 2,0 | |
Кабели связи | 0,5 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | |
7. Каналы, тоннели | 0,2 | 2,0 | 2,0 | 2,0 | 4,0 | |
8. Нефтепродуктопроводы на территории поселений: для стальных газопроводов для полиэтиленовых газопроводов Магистральные трубопроводы | 0,35 0,35* 0,35* | 2,5 20,0 | 2,5 20,0 | 2,5 20,0 | 2,5 20,0 | |
По СНиП 2.05.06 | ||||||
9. Фундаменты зданий и сооружений до газопрово- дов условным диаметром: до 300 мм св. 300 мм | - - | 2,0 2,0 | 4,0 4,0 | 7,0 7,0 | 10,0 20,0 | |
10. Здания и сооружения без фундамента | - | Из условий возможности и безопасности производства работ при строительстве и эксплуатации газопровода | ||||
11 . Фундаменты ограждений, предприятий, эстакад, опор контактной сети и связи, железных дорог | - | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | |
12. Железные дороги общего пользования колеи 1520 мм: межпоселковые газопроводы: подошва насыпи или бровка откоса выемки (крайний рельс на нулевых отметках) железных дорог общей сети колеи 1520 мм газопроводы на территории поселений и межпоселковые газопроводы в стесненных условиях: ось крайнего рельса, но не менее глубины траншеи до подошвы насыпи и бровки выемки | По СНиП 42-01 в за- висимости от способа производ-ства работ | 50 | 50 | 50 | 50 | |
3,8 | 4,8 | 7,8 | 10,8 | |||
Окончание таблицы В. 1
Здания, сооружения и коммуникации | Расстояния по вертикали (в свету), м, при пересечении | Расстояния по горизонтали (в свету), м, при давлении газопровода, МПа | |||
до 0,005 | св. 0,005 до 0,3 | св. 0,3 до 0,6 | св. 0,6 до 1,2 | ||
13. Ось крайнего пути железных дорог колеи 750 мм и трамвая | По СНиП 42-01 в за- висимости от способа производст- ва работ | 2,8 | 2,8 | 3,8 | 3,8 |
14. Бортовой камень улицы, дороги (кромки проезжей части, укрепленной полосы, обочины) | То же | 1,5 | 1,5 | 2,5 | 2,5 |
15. Наружная бровка кювета или подошва насыпи дороги | >> | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 2,0 |
16. Фундаменты опор воздушных линий электропередачи напряжением: до 1 ,0 кВ св. 1 кВ до 35 кВ » 35 кВ | - - - | 1,0 5,0 10,0 | 1,0 5,0 10,0 | 1,0 5,0 10,0 | 1,0 5,0 10,0 |
17. Ось ствола дерева с диаметром кроны до 5 м | - | 1,5 | 1,5 | 1,5 | 1,5 |
18. Автозаправочные станции | - | 20 | 20 | 20 | 20 |
19. Кладбища | - | 15 | 15 | 15 | 15 |
20. Здания закрытых складов категорий А, Б (вне территории промпредприятий) до газопровода условным диаметром. до 300 мм Св. 300 мм То же, категорий В, Г и Д до газопровода услов- ным диаметром: до 300 мм св. 300 мм | - - - - | 9,0 9,0 2,0 2,0 | 9,0 9,0 4,0 4,0 | 9,0 9,0 7,0 7,0 | 10,0 20,0 10,0 20,0 |
21. Бровка оросительного канала (при непросадочных грунтах) | В соответ- ствии со СНиП 42-01 | 1,0 | 1,0 | 2,0 | 2,0 |
Примечания | |||||
1 Вышеуказанные расстояния следует принимать от границ, отведенных предприятиям территории с учетом их развития, для отдельно стоящих здании и сооружении - от ближайших выступающих их мастей, для всех мостов - от подошвы конусов | |||||
2 Допускается уменьшение до 0,25 м расстояния по вертикали между газопроводом и электро-кабелем всех напряжении или кабелем связи при условии прокладки кабеля в футляре. Концы футляра должны выходить на 2 м в обе стороны от стенок пересекаемого газопровода | |||||
3 Знак « - » обозначает, что прокладка газопроводов в данных случаях запрещена | |||||
4 При прокладке полиэтиленовых газопроводов вдоль трубопроводов, складов, резервуаров и т.д., содержащих агрессивные по отношению к полиэтилену вещества (среды), расстояния от них принимаются не менее 20 м | |||||
5 Знак «*» обозначает, что полиэтиленовые газопроводы следует заключать в футляр, выходящий на 10 м в обе стороны от места пересечения |
Расстояние от газопровода до опор воздушной линии связи, контактной сети трамвая, троллейбуса и электрифицированных железных дорог следует принимать как до опор воздушной линии электропередачи соответствующего напряжения.
Минимальные расстояния от газопроводов до тепловой сети бесканальной прокладки с продольным дренажем следует принимать аналогично канальной прокладке тепловых сетей.
Минимальные расстояния в свету от газопровода до ближайшей трубы тепловой сети бесканальной прокладки без дренажа следует принимать как до водопровода.
Расстояние от анкерных опор, выходящих за габариты труб тепловой сети, следует принимать с учетом их сохранности.
Минимальное расстояние по горизонтали от газопровода до напорной канализации допускается принимать как до водопровода.
Минимальное расстояние от мостов железных и автомобильных дорог длиной не более 20 м следует принимать как от соответствующих дорог.
ПРИЛОЖЕНИЕ Г (рекомендуемое)
ДЫМОВЫЕ И ВЕНТИЛЯЦИОННЫЕ КАНАЛЫ
Г.1 В настоящем приложении приведены рекомендуемые положения к проектированию дымовых и вентиляционных каналов для газоис-пользующего оборудования, бытовых отопительных и отопительно-варочных печей.
При проектировании дымовых каналов от газоиспользующих установок производственных зданий и котельных следует руководствоваться требованиями СНиП П-35.
При переводе существующих котлов, производственных печей и других установок с твердого и жидкого на газовое топливо должен выполняться поверочный расчет газовоздушного тракта.
Г.2 Устройство дымовых и вентиляционных каналов должно соответствовать требованиям СНиП 2.04.05.
Г.З Дымовые каналы от газоиспользующего оборудования, устанавливаемого в помещениях предприятий общественного питания, торговли, бытового обслуживания населения, офисах, встроенных в жилое здание, запрещается объединять с дымовыми каналами жилого здания.
Вентиляция вышеуказанных помещений также должна быть автономной.
Г.4 Отвод продуктов сгорания от газоиспользующего оборудования, установленного в помещениях офисах, размещаемых в габаритах одной квартиры, а также вентиляцию этих помещений следует предусматривать как для жилых зданий.
Г.5 Отвод продуктов сгорания от бытовых печей и газоиспользующего оборудования, в конструкции которого предусмотрен отвод продуктов сгорания в дымовой канал (дымовую трубу) (далее - канал), предусматривают от каждой печи или оборудования по обособленному каналу в атмосферу.
В существующих зданиях допускается предусматривать присоединение к одному каналу не более двух печей, приборов, котлов, аппаратов и т.д., расположенных на одном или разных этажах здания, при условии ввода продуктов сгорания в канал на разных уровнях (не ближе 0, 75 м один от другого) или на одном уровне с устройством в канале рассечки на высоту не менее 0, 75 м.
В жилых зданиях допускается предусматривать присоединение к одному вертикальному дымовому каналу более одного газоиспользующего отопительного оборудования с герметичной камерой сгорания и встроенным устройством для принудительного удаления дымовых газов. Данное оборудование располагают на разных этажах
здания. Количество оборудования, присоединяемого к одному каналу, определяется расчетом.
Не рекомендуется присоединение бытового оборудования к каналу отопительной печи длительного горения.
Г.6 Каналы от газового оборудования следует размещать во внутренних стенах здания или предусматривать к этим стенам приставные каналы
В существующих зданиях допускается использовать существующие дымовые каналы из несгораемых материалов в наружных стенах или предусматривать к ним приставные каналы.
Г.7 Допускается присоединение газоиспользующего оборудования периодического действия (проточного водонагревателя и т.п.) к каналу отопительной печи с периодической топкой при условии разновременной их работы и достаточного сечения канала для удаления продуктов сгорания от присоединяемого оборудования.
Присоединение соединительной трубы газоиспользующего оборудования к оборотам дымохода отопительной печи не допускается.
Г.8 Площадь сечения канала не должна быть меньше площади сечения патрубка присоединяемого газоиспользующего оборудования или печи. При присоединении к каналу двух приборов, аппаратов, котлов, печей и т.п. сечение его следует определять с учетом одновременной их работы. Конструктивные размеры каналов определяются расчетом.
Г.9 Отвод продуктов сгорания от ресторанных плит, пищеварочных котлов и т.п. допускается предусматривать как в обособленный канал oi каждого оборудования, так и в общий канал. Отвод продуктов сгорания от газоиспользующего оборудования, установленного в непосредственной близости друг от друга, допускается производить под один зонт и далее в сборный канал.
Допускается предусматривать соединительные трубы, общие для нескольких приборов (оборудования).
Сечения каналов и соединительных труб должны определяться расчетом исходя из условия одновременной работы всего оборудования, присоединенного к каналу и соединительным трубам
Г. 10 Дымовые каналы следует выполнять из обыкновенного керамического кирпича, глиняного кирпича, жаростойкого бетона, а также стальных и асбестоцементных труб для одноэтажных зданий. Наружную часть кирпичных каналов следует выполнять из кирпича, степень морозостойкости которого соответствует требованиям СНиП П-22.
Дымовые каналы также могут быть заводского изготовления и поставляться в комплекте с газовым оборудованием.
При установке асбестоцементных и стальных труб вне здания или при прохождении их через чердак здания они должны быть тепло-изолированы для предотвращения образования конденсата. Конструкция дымовых каналов в наружных стенах и приставных к этим стенам каналов также должна обеспечивать температуру газов на выходе из них выше точки росы.
Не допускается выполнять каналы из шлакобетонных и других неплотных или пористых материалов.
Г. 11 Каналы должны быть вертикальными, без уступов. Допускается уклон каналов от вертикали до 30 ° с отклонением в сторону до 1 м при условии, что площадь сечения наклонных участков канала будет не менее сечения вертикальных участков.
Для отвода продуктов сгорания от ресторанных плит, пищеварочных котлов и подобных газовых приборов допускается предусматривать размещенные в полу горизонтальные участки каналов общей длиной не более 10 м при условии устройства противопожарной разделки для сгораемых и трудносгораемых конструкций пола и перекрытия. Каналы должны быть доступны для чистки.
Г. 12 Присоединение газоиспользующего оборудования к каналам следует предусматривать соединительными трубами, изготовленными из кровельной или оцинкованной стали толщиной не менее 1,0 мм, гибкими металлическими гофрированными патрубками или унифицированными элементами, поставляемыми в комплекте с оборудованием.
Суммарную длину горизонтальных участков соединительной трубы в новых зданиях следует принимать не более 3 м, в существующих зданиях - не более 6 м.
Уклон соединительной трубы следует принимать не менее 0,01 в сторону газового оборудования.
На соединительных трубах допускается предусматривать не более трех поворотов с радиусом закругления не менее диаметра трубы.
Ниже места присоединений соединительной трубы к каналам должно быть предусмотрено устройство «кармана» с люком для чистки, к которому должен быть обеспечен свободный доступ.
Соединительные трубы, прокладываемые через неотапливаемые помещения, при необходимости должны быть теплоизолированы.
Г. 13 Не допускается прокладка соединительных труб от газоиспользующего оборудования через жилые комнаты.
Г. 14 Расстояние от соединительной трубы до потолка или стены из несгораемых материалов следует принимать не менее 5 см, а из сгораемых и трудносгораемых материалов - не менее 25 см. Допускается уменьшение расстояния с 25 до 10 см при условии защиты сгораемых и трудносгораемых конструкций кровельной сталью по листу асбеста толщиной не менее 3 мм. Теплоизоляция должна выступать за габариты соединительной трубы на 15 см с каждой стороны.
Г. 15 При присоединении к каналу одного газоиспользующего прибора (оборудования), а также оборудования со стабилизаторами тяги шиберы на соединительных трубах не предусматриваются.
При присоединении к сборному дымоходу газоиспользующего оборудования, не имеющего стабилизаторов тяги, на соединительных трубах от оборудования должны предусматриваться шиберы, имеющие отверстие диаметром не менее 15 мм.
Г. 16 При установке в отопительной печи газогорелочного устройства периодического действия в конструкции печи должен быть предусмотрен шибер. Установка шиберов в печи с непрерывной топкой запрещается. Отопительноварочная печь при переводе на газовое топливо должна иметь три шибера (один для летнего хода, другой - для зимнего, третий - вентиляционный).
Г.17 Дымовые каналы от газоиспользующего оборудования в зданиях должны быть выведены (рисунок Г. 1):
- не менее 0,5 м выше конька или парапета кровли при расположении их (считая по горизонтали) не далее 1,5 м от конька или парапета кровли;
- в уровень с коньком или парапетом кровли, если они отстоят на расстоянии до 3 м от конька кровли или парапета;
- не ниже прямой, проведенной от конька или парапета вниз под углом 10 ° к горизонту, при расположении труб на расстоянии более 3 м от конька или парапета кровли;
- не менее 0,5 м выше границы зоны ветрового подпора, если вблизи канала находятся более высокие части здания, строения или деревья.
Во всех случаях высота трубы над прилегающей частью кровли должна быть не менее 0,5 м, а для домов с совмещенной кровлей (плоской) - не менее 2,0 м.
Устья кирпичных каналов на высоту 0,2 м следует защищать от атмосферных осадков слоем цементного раствора или колпаком из кровельной или оцинкованной стали.
СП 42-101-2003
Рисунок Г.1 - Схема вывода дымовых каналов на крышу здания
Допускается на каналах предусматривать ветрозащитные устройства.
Г. 18 Дымовые каналы в стенах допускается выполнять совместно с вентиляционными каналами. При этом они должны быть разделены по всей высоте герметичными перегородками, выполненными из материала стены, толщиной не менее 120 мм. Высоту вытяжных вентиляционных каналов, расположенных рядом с дымовыми каналами, следует принимать равной высоте дымовых каналов.
Г. 19 Не допускаются отвод продуктов сгорания в вентиляционные каналы и установка вентиляционных решеток на дымовых каналах.
Г.20 Разрешается отвод продуктов сгорания в атмосферу через наружную стену газифицируемого помещения без устройства вертикального канала от отопительного газоиспользующего оборудования с герметичной камерой сгорания и устройством для принудительного удаления продуктов сгорания.
Г.21 Отверстия дымовых каналов на фасаде жилого дома при отводе продуктов сгорания от отопительного газоиспользующего оборудования через наружную стену без устройства вертикального канала следует размещать в соответствии с инструкцией по монтажу газоиспользующего оборудования предприятия-изготовителя, но на расстоянии не менее:
- 2,0 м от уровня земли;
- 0,5 м по горизонтали до окон, дверей и открытых вентиляционных отверстий (решеток);
- 0,5 м над верхней гранью окон, дверей и вентиляционных решеток;
- 1,0 м по вертикали до окон при размещении отверстий под ними.
Указанные расстояния не распространяются на оконные проемы, заполненные стеклоблоками.
Не допускается размещение отверстий каналов на фасаде зданий под вентиляционной решеткой.
Наименьшее расстояние между двумя отверстиями каналов на фасаде здания следует принимать не менее 1,0 м по горизонтали и 2,0 м по вертикали.
При размещении дымового канала под навесом, балконами и карнизами кровли зданий канал должен выходить за окружность, описанную радиусом R (рисунок Г.2).
Рисунок Г.2 - Схема размещения дымового канала под навесом или балконом
Не рекомендуется предусматривать выход дымового канала через наружную стену в проезды (арки), туннели, подземные переходы и т.п.
Г.22 Длину горизонтального участка дымового канала от отопительного газоиспользующего оборудования с герметичной камерой сгорания при выходе через наружную стену следует принимать не более 3 м.
Г.23 Газоиспользующее оборудование тепловой мощностью до 10 кВт с отводом продуктов сгорания в газифицируемое помещение размещается таким образом, чтобы обеспечивался свободный выход продуктов сгорания через вытяжные вентиляционные устройства (канал, осевой вентилятор) данного помещения.
Г.24 В жилых зданиях вентиляционные каналы из помещений, в которых установлено отопительное газоиспользующее оборудование для поквартирного отопления, не допускается объединять с вентиляционными каналами других помещений (санузлов, кладовых, гаражей и т.п.).
Г.25 В качестве вентиляционных каналов могут использоваться существующие дымовые каналы, не связанные с другими действующими дымовыми каналами.
Решетки с устройствами для регулирования расхода воздуха, исключающими возможность полного их закрытия, предусматривают на вытяжных вентиляционных каналах газифицируемых помещений.
ПРИЛОЖЕНИЕ Д (справочное)
УСЛОВНОЕ ОБОЗНАЧЕНИЕ ЗАПОРНОЙ АРМАТУРЫ (Система Центрального Конструкторского Бюро Арматуры - ЦКБА)
Для арматуры с электроприводом во взрывозащитном исполнении в конце условного обозначения добавляется буква Б, например: ЗОч906брБ.
СП 42-101-2003
ПРИЛОЖЕНИЕ Е (справочное)
АРМАТУРА
Таблица Е.1
№ п. п. | Наименование, марка запорной арматуры | Обозначение нормативного документа | Рн> МПа | Рабочая среда | Материал корпуса | Материал уплотнения | Присоединение | Привод | Диаметр DН, мм | Длина L, мм | Масса, кг | Изго -тови- тель |
Задвижки | ||||||||||||
1 | Задвижка параллельная с выдвижным шпинделем 30 Ч7бк | ТУ 26-07-1247-80 | 0,6 | нг | ч | бк | ф | Р | 300 | 500 | 238 | 9 |
2 | Задвижка клиновая с выдвижным шпинделем 31Ч7бк | ТУ 26-07-1150-77 ТУ 26-07-1250-80 | 0,4 | нг | ч | бк | ф ф ф ф ф | Р Р Р Р Р | 50 80 100 150 200 | 180 210 230 280 330 | 17 26,6 36,7 72,1 121 | 9 9 9 9 9 |
3 | Задвижка клиновая с невыдвижным шпинделем 30 Ч47бк Задвижка клиновая с выдвижным шпинделем ЗОС46нж | ТУ 26-07-1150-77 | 0,6 | нг | ч | бк | ф ф ф ф | Р Р Р Р | 50 80 100 150 | 180 210 230 280 | 18,91 34,1 44,92 72,87 | 29 29 12,29 29 |
4 | ТУ 26-07-1137-76 | 0,6 | г | с | нж | ф ф ф | Р Р Р | 400 500 600 | 310 350 390 | 273 412 523 | 26 26 26 | |
5 | Задвижка клиновая с выдвижным шпинделем 30нж46пж | ТУ 26-07-1137-76 | 0,6 | г | нж | нж | ф ф ф | Р Р Р | 400 500 600 | 310 350 390 | 273 412 523 | 26 26 26 |
6 | Задвижка клиновая с выдвижным шпинделем ЗОС946нж | ТУ 26-07-1137-76 | 0,6 | г | с | нж | ф ф ф | эд эд эд | 400 500 600 | 310 350 390 | 320 502 612 | 26 26 26 |
7 | Задвижка клиновая с выдвижным шпинделем 30нж946нж | ТУ 26-07-1137-76 | 0,6 | г | нж | нж | ф ф ф | эд эд эд | 400 500 600 | 310 350 390 | 320 502 612 | 26 26 26 |
8 | Задвижка параллельная с выдвижным шпинделем ЗОЧббкП ЗОЧ906бк11 | ГЛ 16003.03 ГЛ 16003.09 ГЛ 16003.09 ГЛ 16003.12 ГЛ 16003.03 ГЛ 16003.15 | 1,0 | нф, мс | ч | бк | ф ф ф ф ф ф | Р Р Р Р Р эд | 80 100 150 300 350 300 | 210 130 280 500 550 500 | 28 39 74 242 327 287 | 27 27 27 9 9 9 |
9 | Задвижка клиновая с выдвижным шпинделем ЗОЧ12нж | ТУ 26-07-1357-84 | 1,0 | г | ч | нж | ф ф ф | Р Р Р | 50 80 100 | 180 210 230 | 17 26,6 36,7 | 9 9 9 |
10 | Задвижка клиновая с выдвижным шпинделем 30с42нж 30с942нж | ТУ 26-07-1137-76 | 1,0 | г | с | нж | ф ф ф ф ф | Р Р Р Р эд | 150 200 250 300 200 | 210 230 250 270 230 | 70 105 118 185 182 | 26 26 26 26 26 |
Продолжение таблицы Е. 1
№ п п | Наименование, марка запорной арматуры | Обозначение нормативного документа | PN МПа | Рабочая среда | Материал корпуса | Материал уплотнения | Присоединение | Привод | Диаметр Dн мм | Длина L, мм | Масса, кг | Изготовитель |
11 | Задвижка клиновая с выдвижным шпинделем 30нж42нж | ТУ 26-07-1137-76 | 1,0 | г | нж | нж | Ф Ф Ф Ф | Р Р Р Р | 150 200 250 300 | 210 230 250 270 | 70 105 118 185 | 26 26 26 26 |
12 | Задвижка клиновая с выдвижным шпинделем 30с541нж 30с941нж | ТУ 26-07-1125-77 | 1,6 | г | с | нж | Ф Ф | Р эд | 400 500 | 600 700 | 680 1265 | 26 26 |
13 | Задвижка клиновая с выдвижным шпинделем 30с41нж (ЗКЛ2-16) | ТУ 3741-006- 07533604-01 | 1,6 | нп | с | нж | Ф Ф Ф Ф Ф Ф | Р Р Р Р Р Р | 50 80 100 125 150 200 | 180 210 230 255 280 330 | 22 38 42 60 80 145 | 5 5 5 5 5 5 |
14 | Задвижка клиновая с выдвижным шпинделем 30с41нж (ЗКЛ2-16) | ТУ 26-07-1125-96 | 1,6 | нг | с | нж | Ф Ф Ф Ф Ф Ф Ф | Р Р Р Р Р Р Р | 50 80 100 150 200 250 300 | 180 210 230 350 400 450 500 | 20 35 45 98 220 320 451 | 26 26 26 26 26 26 26 |
15 | Задвижка клиновая с выдвижным шпинделем ЗОс941нжЗ (ЗКЛПЭ-16) | ТУ 3741-006- 07533604-01 | 1,6 | нг | с | нж | Ф Ф Ф Ф Ф | эд эд эд эд эд | 50 80 100 150 200 | 180 210 230 280 330 | 26* 40* 45* 84* 152* | 5 5 5 5 5 |
16 | Задвижка клиновая с выдвижным шпинделем ЗОс941нжЗ (ЗКЛПЭ-16) | ТУ 26-07-1125-96 | 1,6 | нг | с | нж | Ф Ф Ф Ф Ф Ф Ф Ф Ф | эд эд эд эд эд эд эд эд эд | 50 80 100 150 200 250 300 400 500 | 180 210 230 350 400 450 500 600 700 | 32 75 85 128 290 380 513 795 1180 64 | 26 26 26 26 26 26 26 26 26 |
17 | Задвижка клиновая с выдвижным шпинделем 30с941нж2 (ЗКЛПЭ2-16) | ТУ 26-07-1188-90 | 1,6 | нг | с | нж | Ф Ф Ф Ф | эд эд эд эд | 50 80 100 150 | 180 210 230 280 | 79 90 176 | 42 42 42 42 |
18 | Задвижка клино- вая с выдвиж- ным шпинделем 30с41нж (ЗКЛ2-16) | ТУ 26-07-1188-90 | 1,6 | г | с | нж | Ф Ф Ф Ф | Р Р Р Р | 50 80 100 150 | 180 210 230 280 | 25 38 55 97 | 4, 42 4, 42 4, 42 42 |
19 | Задвижка клиновая с выдвижным шпинделем ЗКСН (ЗКСГ) | ТУ 24.0387-3-91 | 1,6 | г | с | нж | Ф Ф | Р Р | 50 80 | 250 280 | 28 42 | 42 42 |
104
СП 42-101-2003
Продолжение таблицы Е. 1
№ п. п. | Наименование, марка запорной арматуры | Обозначение нормативного документа | pn, МПа | Рабочая среда | Материал корпуса | Материал уплотнения | Присоединение | Привод | Диаметр Dн. мм | Длина L, мм | Масса, кг | Изготовитель |
20 | Задвижка клино- вая с выдвижным шпинделем 30с41нж1 | ТУ 26-07-1338-83 | 1,6 | нп | с | нж | Ф Ф Ф | Р Р Р | 250 300 350 | 450 500 550 | 270 310 480 | 4 4 1 |
21 | Задвижка клино- вая с выдвижным шпинделем 31с92п | ТУ 302-07-506-93 | 1,6 | нг | с | п | Ф Ф Ф | Р Р Р | 50 80 100 | 250 280 300 | 32 45 48 | 23 23 23 |
22 | Задвижка клино- вая с выдвижным шпинделем 31с92п | ТУ 302-07-492-92 | 1,6 | нг | с | п | Ф Ф Ф | Р Р Р | 80 100 150 | 280 300 350 | 24 26 67 | 14 14 14 |
23 | Задвижка клино- вая с выдвижным шпинделем 30с94п | ТУ 26-07-512-94 | 1,6 | нг | с | п | Ф Ф Ф | Р Р Р | 50 80 100 | 178 203 229 | 22 24 26 | 32 32 32 |
24 | Задвижка клино- вая с выдвижным шпинделем МА11021.10 | ТУ 26-07-1166-77 | 1,6 2,5 | г ам | с с | нж нж | Ф Ф Ф | Р Р Р | 350 600 400 | 550 800 600 | 450 1940 595 | 1 1 1 |
25 | Задвижка клино- вая с выдвижным шпинделем МА11021.07 | ТУ 26-07-1166-77 | 1,6 2,5 | г ам | с с | нж нж | Ф Ф Ф | эд эд эд | 350 600 400 | 550 800 600 | 540 2160 670 | 1 1 1 |
26 | Задвижка клино- вая с выдвиж- ным шпинделем ЗКЛ2М-16 | ТУ 95-4501-004-91 | 1,6 | г | с | нж | Ф Ф Ф Ф | Р Р эд эд | 50 80 100 150 | 180 210 230 280 | 25 38 55 97 | 5 5 5 5 |
27 | Задвижка клино- вая с выдвиж- ным шпинделем ЗКЛ2-16ХЛ1 | ТУ 95-4501-002-92 | 1,6 | г | нж | нж | Ф Ф Ф Ф | Р Р Р Р | 50 80 100 150 | 180 210 230 280 | 25 38 55 97 | 5 5 5 5 |
28 | Задвижка клино- вая с выдвиж- ным шпинделем 30нж93нж | ТУ 26-07-513-94 | 1,6 | г | нж | нж | Ф Ф Ф Ф | Р Р Р Р | 50 80 100 150 | 178 203 229 267 | 38 60 67 115 | 16 16 16 16 |
29 | Задвижка клино- вая с выдвиж- ным шпинделем ЗОС82нж | ТУ 26-07-1128-76 | 2,5 | нф | с | нж | ф/с | Р | 100 | 300 | 52 | 3 |
30 | Задвижка Исми- ева прямого дей- ствия ЗИС ПДУ 100 | ТУ 306-104-25-96 | 0,6 | г | ч | п | Ф | Р | 100 | 230 | 52 | 33 |
105
СП 42-101-2003
Продолжение таблицы Е. 1
№ п. п. | Наименование, марка запорной арматуры | Обозначение нормативного документа | /V МПа | Рабочая среда | Материал корпуса | Материал уплотнения | Присоединение | Привод | Диаметр 4,- мм | Длина L, мм | Масса, кг. | Изготовитель |
31 | Задвижка Исми- ева прямого дей- ствия ЗОЧ75п | ТУ 3741 -008- 00218116-97 | 0,6 | нг | ч | п | Ф | р | 50 80 100 | 180 210 230 | 25 38 48 | 11 11 11 |
32 | Задвижка клино- вая с выдвиж- ным шпинделем ЗОС42нж | ТУ 501К-А001-001-89 | 2,5 | г | с | нж | Ф Ф Ф Ф Ф | р р р р р | 50 80 100 150 200 | 250 280 300 350 400 | 14 21 27 47 75 | 43 43 43 43 43 |
33 | Задвижка клино- вая с выдвиж- ным шпинделем 31С90иж2 | ТУ 302-07-498-92 | 2,5 | нп | с | нж | Ф | р | 150 | 350 | 104 | 22 |
Краны пробковые | ||||||||||||
34 | Кран пробковый натяжной с пру- жиной 11Б12 бк | ТУ 26-07-410-87 | 0,01 | г | л | бк | м м | р р | 15 20 | 55 65 | 0,25 0,37 | 10,20, 25,39 10.20, 25,39 |
35 | Кран пробковый натяжной 11Б34бк | ТУ 26-23-16-92 | 0,01 | нг | л | бк | м м | р р | 15 20 | 55 65 | 0,16 0,29 | 25 25 |
36 | Кран пробковый натяжной 1 1Б1бк | ТУ 26-07-414-87 | 0,01 | ж | л | бк | м м м м | р р р р | 20 25 32 40 | 65 80 95 11О | 0,36 0,63 0,92 1,65 | 39 49 39 20,39 |
37 | Кран пробковый натяжной саль- никовый 1 1 Бббк | ТУ 26-07-1396-87 | 1,0 | вд | л | бк | м м м м | р р р р | 15 20 32 40 | 55 65 95 11О | 0,32 0,54 1,44 2,45 | 25 25 25 25 |
38 | Кран пробковый натяжной саль- никовый 1 1ч6бк | ТУ 26-07-1452-88 | 1,0 | нф | ч | бк | м | р | 25 40 | 11О 150 | 1,65 3,5 | 48 48 |
39 | Кран пробковый натяжной саль- никовый 1 1ч8бк | ТУ 26-07-1452-88 | 1,0 | вд нф | ч | бк | Ф | р | 25 40 80 | 11О 150 250 | 3,4 7,3 21,95 | 38 38 37 |
40 | Кран пробко- вый натяжной сальниковый 11чббк11 | ТУ 26-07-1193-78 | 1,0 | нф | ч | бк | м | р | 25 40 | 11О 150 | 1,65 3,5 | 38 38 38 |
Краны шаровые | ||||||||||||
41 | Кран шаровой М39147 | ТУ 26-07-250-79 | 0,05 | нп | нж | п | Ф ц с с | р р р р | 15 25 40 50 | 120 150 200 230 | 0,75 2,7 8 10,8 | 16 16 16 16 |
106
СП 42-101-2003
Продолжение таблицы Е. 1
№ п.п. | Наименование, марка запорной арматуры | Обозначение нормативного документа | pn, МПа | Рабочая среда | Материал корпуса | Материал уплотнения | Присоединение | Привод | Диаметр 4,- мм | Длина L, мм | Масса, кг | Изготовитель |
42 | Кран шаровой 11Б27п | ТУ 26-07-1430-87 | 1,6 | г | л | п | м | Р | 15 20 25 40 50 | 60 70 90 120 140 | 0,26 0,44 0,8 1,6 2,5 | 6 6 6 6 6 |
43 | Кран шаровой 11ч37п | ТУ 26-07-1036-75 | 1,0 | ж | ч | п | Ф | Р | 65 100 | 190 230 | 11,2 26 | 13 16 |
44 Кран шаровой 11ч38п | ТУ 26-07-1036-75 | 1,0 | нф | ч | п | м | Р | 15 20 25 32 40 50 65 80 | 80 100 120 130 150 170 190 200 | 0,75 1,2 1,6 2,35 3,5 6 8,7 12,8 | 13 13 13 13 13 13 13 13 | |
45 | Кран шаровой М39254 | 1,6 | г | с | п | ф,с | Р | 50 80 | 283 412 | 18,2 22,6 | 7 7 | |
46 | Кран шаровой м39257 | 1,6 | г | с | п | ф,с | Р | 100 150 | 368 564 | 48 95 | 7 7 | |
47 | Кран шаровой 11с74п(11лс74п) | ТУ 26-07-1548-90 | 1,6 | нп | с,лс | п | Ф Ф Ф | Р Р Р | 50 80 100 | 180 210 230 | 13 25 36 | 17 17 17 |
48 | Кран шаровой 11с35п | ТУ 26-07-235-85 | 2,5 | г | с | п | с с | Р Р | 100 150 | 350 420 | 78 80 | 21 21 |
49 | Кран шаровой МА 39010 | МА 39010 | 1,6 | г | с | п | Ф Ф Ф Ф Ф Ф | Р Р Р Р Р Р | 50 80 100 150 200 300 | 90 120 230 280 330 500 | 7,1 12,1 23 63 150 290 | 1 1 1 1 1 1 |
50 | Кран шаровой КШ-50 | ТУ 37 12-0 17- 07508619-96 | 1,2 | г | а | п | Ф | Р | 50 | 86 | 3 | 30 |
51 | Кран шаровой | ТУ 3742-002- 29237349-96 | 2,5 | г | с | п | м м м Ф | Р Р Р Р | 15 20 50 80 | 50 60 150 220 | 44 44 44 44 | |
52 | Кран шаровой | ТУ 3712-009- | 2,5 | нг | с | п | м | Р | 15 | 80 | 0,72 | 41 |
ГШК для газо- | 12213528-94 | м | Р | 20 | 106 | 1,45 | 41 | |||||
проводов только | м | Р | 25 | 106 | 1,45 | 41 | ||||||
природного газа | м | Р | 32 | 120 | 2,2 | 41 | ||||||
м | Р | 40 | 120 | 3,5 | 41 | |||||||
м | Р | 50 | 148 | 3,8 | 41 | |||||||
ТУ 3712-002- | 2,5 | нг | п | Ф | Р | 25 | 160 | 8,1 | 41 | |||
12213528-93 | Ф | Р | 32 | 180 | 9,4 | 41 | ||||||
Ф | Р | 40 | 200 | 11,5 | 41 | |||||||
Ф | Р | 50 | 200 | 12,5 | 41 |
107
СП 42-101-2003
Продолжение таблицы Е. 1
№ п. п. | Наименование, марка запорной арматуры | Обозначение нормативного документа | /V МПа | Рабочая среда | Материал корпуса | Материал уплотнения | Присоединение | Привод | Диаметр 4,. мм | Длина L, мм | Масса, кг | Изготовитель |
Ф Ф с с с с с с | р р р р р р р р | 80 100 15 20 25 32 40 50 | 220 240 230 260 260 300 300 330 | 29 42 1,1 1,3 1,9 2,6 4,3 5,2 | 41 41 41 41 41 41 41 41 | |||||||
53 | Кран шаровой для подземной установки | ТУ 4220-004- 05785572-99 | 1,6 | нг | с | с с с с с с с с с | р р р р р р р р р | 50 80 100 150 200 250 300 400 500 | 216 283 305 457 521 559 635 860 1020 | 21 29 34 119 130 190 280 1441 2236 | 1 1 1 1 1 1 1 1 1 | |
54 | Кран шаровой для надземной и подземной установки | ТУ 3742-005- 05749375-99 ТУ 26-07-1366-00 | 1,0 | нг | с | п | с с с с с с | р р р р р р | 300 400 500 300 400 500 | 700 900 1000 700 900 1000 | 825 1620 2220 1000 1960 2600 | 26 26 26 26 26 26 |
55 | Кран шаровой Неполнопро-ходной МА 39015- 050ТУ | ТУ 4220-004- 05785572-98 | 1,6 | нг | с | п | Ф Ф Ф Ф Ф Ф | р р р р р р | 50 80 100 150 200 300 | 90 120 230 280 330 500 | 7 12 23 63 150 290 | 1 1 1 1 1 1 |
56 | Кран шаровой КШ - 1 5 Г(Ж) КШ -20Г(Ж) КШ -20Г( М ) К Ш -32 Г(Ж) К Ш -50Г(Ж) КШ -80Г(Ж) КШ-ЮО(Ж) | ТУ 3712-031- 36214188-2001 | 1,6 | нг | М М М Ф Ф с с | р р р р р р р | 15 20 20 32 50 80 100 | 98 65 75 90 11О 158 180 | 0,2 0,3 0,37 2,2 4,2 8,0 14,5 | 15 15 15 15 15 15 15 | ||
57 | Кран шаровой КШ кши | ТУ 3712-002- 04606952-99 | 1,6 | нг | М М М М М М с с с с с с с с с | р р р р р р р р р р р р р р р | 15 20 25 32 40 50 15 20 25 32 40 50 65 80 100 | 65 75 100 105 ПО 130 80 90 290 320 350 450 500 500 500 | 0,9 1,0 1,2 1,9 2,4 3,9 1,0 1,2 1,6 2,6 3,3 5,7 11,0 12,0 14,0 | 19.31 19,31 19,31 19,31 19,31 19,31 19,31 19,31 19,31 19,31 19,31 19,31 19,31 19,31 19,31 |
108
СП 42-101-2003
Продолжение таблицы Е. 1
№ п.п. | Наименование, марка запорной арматуры | Обозначение нормативного документа | лу МПа | Рабочая среда | Материал корпуса | Материал уплотнения | Присоединение | Привод | Диаметр 4,- мм | Длина L, мм | Масса, кг | Изготовитель |
с с с с Ф Ф Ф Ф Ф Ф Ф Ф Ф Ф | р р р р р р р р р р р р р р | 125 150 200 250 25 32 40 50 65 80 100 125 150 200 | 500 500 600 600 173 180 200 203 222 241 230 381 394 502 | 30,0 66,0 90,0 93,0 3,4 5,0 6,7 8,8 14,0 16,0 19,0 36,0 76,0 101,0 | 19,31 19,31 19,31 19,31 19,31 19,31 19,31 19,31 19,31 19,31 19,31 19,31 19,31 19,31 | |||||||
58 | Краны шаровые ФБ | ТУ 3742-001- 21738891-2002 | 1,6 | нг | п | Ф Ф Ф Ф Ф Ф Ф Ф Ф Ф Ф м м м м м м с с с с с с с с | р р р р р р р р р р р р р р р р р р р р р р р р р | 15 20 25 32 40 50 65 80 100 125 150 15 20 25 32 40 50 25 40 50 65 80 100 125 150 | 130 150 160 180 200 230 290 310 350 400 480 75 80 90 120 130 140 127 165 178 190 220 305 356 394 | 2,4 2,9 3,1 7,1 7,9 9,9 16,4 21,5 31,0 42,5 72,0 0,7 0,9 0,9 2,4 3,1 3,9 1,8 5,4 6,6 10,4 13,5 22,0 29,5 56,0 | 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 | |
Клапаны (вентили) | ||||||||||||
59 | Вентиль запорный проходной 15с65п | ТУ 26-07-177-85 | 1,6 | аг | с | п | Ф Ф Ф | р р р | 50 80 100 | 230 310 350 | 18,2 37,5 50,5 | 16 16 16 |
60 | Вентиль запорный проходной 15Б1п | ТУ 26-07-1392-86 ТУ 3712-001-04606952 | 0,6 | п | л | п | м м м м м м м | р р р р р р р | 15 20 25 15 20 25 32 | 55 65 80 | 0,38 0,47 0,78 | 5, 24, 34,38 5,34,38 5 6 6 6 6 |
СП 42-101-2003
Продолжение таблицы Е. 1
№ п п. | Наименование, марка запорной арматуры | Обозначение нормативного документа | /V МПа | Рабочая среда | Материал корпуса | Материал уплотнения | Присоединение | Привод | Диаметр А, мм | Длина L, мм | Масса, кг | Изготовитель |
ТУ 3712-017-05749381 | м м м м м м | Р Р Р Р Р Р | 40 50 15 20 25 32 | 6 6 25 25 25 25 | ||||||||
61 | Вентиль запор- ный проходной 15ч8п | ТУ 3722-001-00218087 | 0,6 | вд,п | ч | п | м м м м м | Р Р Р Р Р | 15 20 25 32 40 | 9 9 9 9 9 | ||
62 | Вентиль запор- ный проходной 15ч8п2 | ТУ 26-07-1464-88 | 0,6 | вд,п | ч | п | м м м м м м | Р Р Р Р Р Р | 15 20 25 32 40 50 | 90 100 120 140 170 200 | 0,75 0,9 1,75 2,7 4,15 5,8 | 35 35 35 35 35 35 |
63 | Вентиль запор- ный проходной 15ч8п1 | ТУ 26-07-1464-88 | 0,6 | вд,п | ч | п | м м м | Р Р Р | 15 20 25 | 90 100 120 | 0,75 0,9 1,75 | 38 38 38 |
64 | Вентиль запор- ный проходной 15ч9п2 | ТУ 26-07-1464-88 | 0,6 | вд,п | ч | п | ф ф | Р Р | 40 50 | 170 200 | 7,7 10,3 | 38 38 |
65 | Вентиль запорный проходной 15ч14п | ТУ 26-07-1473-88 | 0,6 | вд,п | ч | п | ф ф ф ф ф ф | Р Р Р Р Р Р | 65 80 100 125 150 200 | 290 310 350 400 480 600 | 22 29 40 58 83 135 | 12 12 35 35 35 35 |
66 | Вентиль запорный проходной 15кч18п2 | ТУ 3732-001-00218137 | 1,6 | вд,п | кч | п | м м м м м м | Р Р Р Р Р Р | 15 20 25 32 40 50 | 90 100 120 140 170 200 | 0,7 0,9 1,4 2,1 3,7 5 | 28 28 28 28 28 28 |
67 | Вентиль запорный проходной 15кч19п2 | ТУ 3732-002-00218137 | 1,6 | вд,п | кч | п | ф ф ф ф | Р Р Р Р | 25 32 40 50 | 120 140 170 200 | 2,7 4,3 5,8 8 | 28 28 28 28 |
68 | Вентиль запорный проходной 15с18п | ТУ 26-07-12397-86 | 2,5 | г | с | п | ф ф ф ф ф ф | Р Р Р Р Р Р | 40 50 80 100 150 200 | 200 230 310 350 480 600 | 14,6 16,4 38 50 97 160 | 9 9 9 9 26 29 |
ПО
СП 42-101-2003
Окончание таблицы Е. 1
№ п.п | Наименование, марка запорной арматуры | Обозначение нормативного документа | /V МПа | Рабочая среда | Материал корпуса | Материал уплотнения | Присоединение | Привод | Диаметр DH. мм | Длина L, мм | Масса, кг | Изготовитель |
69 | Вентиль запор- ный проходной 15с51п4 | ТУ 26-07-1566-91 | 2,5 | Г | с | П | Ф Ф Ф | Р Р Р | 20 25 32 | 150 160 180 | 7 7,8 11,4 | 18 18 18 |
* Масса без электропривода.
Примечания:
1. В графе «Изготовитель» указан порядковый номер предприятия-изготовителя согласно приложению И.
2. В графах «Материал корпуса» и «Материал уплотнения» условные обозначения соответствуют приложению Е.
3. В графе «Рабочая среда» приняты следующие условные обозначения:
ам - аммиак, аммиак с маслами, азотоводородоаммиачная смесь;
вд - вода дистиллированная, вода, вода минеральная, вода оросительных систем, вода техническая и пластовая,
г - газы, газообразные среды;
ж - жидкости, жидкие среды;
мс - масло, масла с растворителями;
нг - природный или попутный нефтяной газ;
нп - нефтепродукты, дизельное топливо, керосин, бензин, коксующиеся нефтепродукты;
нф - нефть,
п - пар.
4. В графе «Присоединение» приняты следующие условные обозначения:
м - муфтовое;
ф - фланцевое;
ц - цапковое,
с - под приварку.
5. В графе «Привод» приняты следующие условные обозначения: р - ручной, в том числе редукторный; эд - электропривод.
ПРИЛОЖЕНИЕ Ж (справочное)
СПИСОК ЗАВОДОВ - ИЗГОТОВИТЕЛИ ЗАПОРНОЙ АРМАТУРЫ
Таблица Ж. 1
№ п. п. | Наименование предприятия | Код ОКПО | Адрес предприятия |
1 | Алексинский завод «Тяжпромарматура» | 5785579 | 301340, г. Алексин Тульской области, ул. Некрасова |
2 | Ангарский ремонтно-механический завод ПО «Ангарскнефтеоргсинтез» | 5742742 | 665805, г. Ангарск Иркутской области |
3 | Бакинский завод нефтепромыслового машиностроения | 0218708 | 370025, г. Баку, ул. Степная, 11 |
4 | Бежицкий сталелитейный завод | 0210850 | 241038, г. Брянск, Стальзавод |
5 | Благовещенский арматурный завод АО БАЗ | 0218231 | 452220, Респ. Башкортостан, г. Благовещенск, ул. Седова, 1 |
6 | Бологовский арматурный завод | 4606955 | 171060, г. Бологое Тверской области, ул. Горская, 88 |
7 | Бугульминский механический завод | 5749221 | 423200, Респ. Татарстан, г. Бугульма-9 |
8 | ОАО «157 металлообрабатывающий завод» | 07610434 | 188350, г. Гатчина Ленинградской области |
9 | Георгиевский арматурный завод АО АрЗиЛ | 2180840 | 357806, г.Георгиевск Ставропольского края, ул. Чугурина, 18 |
10 | Гродненское УПП БелОГ | 3973235 | 230005, Беларусь, г. Гродно, ул. Дзержинского, 94 |
11 | Гусь-Хрустальный арматурный завод АО АР-МАГУС | 2181160 | 601550, г. Гусь- Хрустальный Владимирской области, ул. Рудницкая, 4 |
12 | Душанбинский арматурный завод | 0218399 | 734036, Таджикистан, г. Душанбе, ул. Джами, 2/1 |
13 | Елабужский арматурный завод | 5749234 | 423630, Респ. Татарстан, г. Елабуга, ул. Ленина, 24 |
14 | Завод газового оборудования | 03218952 | 427870, Удмуртия, г.Камбарка, ул. Маяковского, 2 |
15 | ООО «Завод Газпроммаш» | 36214188 | 410026, г. Саратов |
16 | АО «Знамя труда» им. Лепсе | 0218163 | 197061, Санкт-Петербург, ул. Дивенская, 3 |
17 | ПО «Казтяжпромарматура» | 0219460 | 492000, г. Усть-Каменогорск |
18 | Курганский арматурный завод АО Икар | 0218142 | 640647, г. Курган, ул. Химмашевская, 24 |
19 | ЗАО «Мален» | 35506687 | 197061, Санкт-Петербург |
20 | ТОО «Металл» | 20668970 | 453.350, Респ. Башкортостан, г. Кумертау, ул. Ленина, 4 |
21 | Новгородское АО «Контур» | 7541304 | 173021, г. Новгород, ул. Нежинская, 61 |
22 | АООТ «Новочеркасскнефтемаш» | 00217627 | 346427, г. Новочеркасск Ростовской области |
23 | ОАО «Оренбургский завод бурового оборудования» | 01423045 | 460462, г. Оренбург, пр. Победы, 118 |
Окончание таблицы Ж. 1
№ п. п. | Наименование предприятия | Код ОКПО | Адрес предприятия |
24 | Осинский машиностроительный завод | 0238001 | 618120, г. Оса Пермской области, ул. Крыловская, 5 |
25 | АО «Пензенский арматурный завод» | 5749381 | 440007, г. Пенза, ул. Транспортная, 1 |
26 | НПО «Пензатяжпромарматура» | 0218198 | 440020, г. Пенза, п/о 20 |
27 | Первоуральский завод сантехизделий треста «Уралсантехмонтаж» | 1217291 | 623108, г. Первоуральск Свердловской области |
28 | Семеновский арматурный завод | 0218137 | 606600, г. Семенов Нижегородской области, ул. Володарского, 1 |
29 | Семипалатинский арматурный завод | 5604194 | 490047, Казахстан, г. Семипалатинск, п/о 47 |
30 | ОАО «Сигнал» | 07508919 | 413119, г. Энгельс Саратовской области |
31 | ООО «СПб Газарматура» | 47990116 | 197061, Санкт-Петербург |
32 | ЗАО «Строммаш» | 12547324 | 432072, г. Ульяновск, а/я 5936 |
33 | ОАО «Строммашина» | 00239296 | 155110, г. Кохма Ивановской области, ул. Кочетовой, 2 |
34 | ПО «Туласантехника» | 0288466 | 300002, г. Тула, ул. Октябрьская, 48 |
35 | АО «Урал-арма» | 2183830 | 417815, Казахстан, г. Уральск, ул. Магистральная, 5 |
36 | Учреждение УБ 14/3 | 08550255 | 656905, г. Барнаул, пос. Куета |
37 | Учреждение УФ 91/14 | 8556547 | 633420, г. Тогучин Новосибирской области |
38 | Учреждение УШ-349/13 | 8558392 | 622013, г. Нижний Тагил Екатеринбургской области |
39 | НПО «Фанат» | 47156152 | 450015, г. Уфа, а/я 79 |
40 | ЗАО «Фобос» | 12213528 | 152903, г. Рыбинск |
41 | ПКФ«ЭКС-Форма» | 0021753 | 410026, г. Саратов, а/я 1497 |
42 | Юго-Камский машиностроительный завод им. Лепсе | 21492266 | 618026, п. Юго-Камский Пермской области, ул. Труда, 1 |
43 | АО «Южураларматура-Сантехник» | 52838824 | 456313, г. Миасс Челябинской области, Турго-ярское шоссе |
44 | ООО ИК «Энергопред-Ярдос» | 103527, Москва, Мосэнерго, 686 |
ПРИЛОЖЕНИЕ И (рекомендуемое)
ТРЕБОВАНИЯ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ ФРИКЦИОННОЙ ИСКРОБЕЗОПАСНОСТИ ВО ВЗРЫВООПАСНЫХ ЗОНАХ И ПОМЕЩЕНИЯХ ПРОИЗВОДСТВ С ОБРАЩЕНИЕМ ПРИРОДНЫХ И СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ
Таблица И1
№ п. п. | Конструктивные элементы | Рекомендуемые материалы |
1 | Покрытия полов | Бетон марок М100, М150, М200, М250 с неискрящим (известняковым) наполнителем. Бетон марок М100, М150, М200, М250 с наполнителем из мраморной крошки фракции 0-20 мм и ко-ротковолокнистой асбестовой мелочи. Асфальт с мелким (диаметром до 5 мм) наполнителем для взрывоопасных помещений и зон системы газоснабжения природным газом (не рекомендуется для систем газоснабжения углеводородными сжиженными газами из-за возможности нарушения сплошности покрытия полов при утечке газа, а также из-за необходимости проведения многократных восстановительных работ). Неглазурованная керамическая плитка по ГОСТ 6787(с изменениями). Бетонно-мозаичная плитка |
2 | Ступени лестниц, пешеходные и другие площадки, эстакады | Рифленая сталь ромбическая, толщиной 4,0; 8,0 мм по ГОСТ 8568. Специальный металлический настил типа ВИСЛ. Углеродистые конструкционные стали обыкновенного качества марок с содержанием углерода не более 0,22 % по ГОСТ 380. Углеродистые конструкционные стали обыкновенного качества марок с содержанием углерода не более 0,24 % по ГОСТ 1050 |
3 | Ограждения, оконные переплеты, механизмы закрывания и открывания фрамуг | Сортовой и листовой горячекатаный прокат (швеллер, уголок, полоса, лист, пруток, тавр и др.) из низкоуглеродистых сталей марок 10, 20 по ГОСТ 1050 и СтЗкп. СтЗсп по ГОСТ 380. Профили стальные гнутые. Скорость скольжения в узлах трения «вал-втулка» не должна превышать 2,0 м/с |
4 | Двери и ворота | Низкоуглсродистая сталь без специальных защитных покрытий при наличии окраски и отсутствии следов ржавчины на их поверхности |
Примечания:
I. Не допускаются к применению для устройства полов материалы из гранита и других облицовочных материален со сходными характеристиками по твердости, износостойкости и абразивноеTM.
2 Для предупреждения образования коррозии на поверхности металлических конструкций рекомендуются окраска их перхлорвиниловыми лаками и эмалями (ПВХ), масляными красками (МА), а также металлизация цинком и другими неискрящими металлами. Подготовка поверхности и окраска в два слоя с грунтовкой в два слоя толщиной 55-60 мкм - по ГОСТ 8832.
СП 42-101-2003
ПРИЛОЖЕНИЕ К (рекомендуемое)
ПРЕДЕЛЬНЫЕ ОТКЛОНЕНИЯ, ОБЪЕМ И МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ТРАНШЕЙ И КОТЛОВАНОВ, ПЛАНИРОВКЕ ЗЕМЛИ И ЗАСЫПКЕ КОТЛОВАНОВ
Таблица К. 1
Технические требования при разработке | Предельные отклонения, см | Контроль (метод и объем) |
1. Отклонения отметок дна выемок от проектных (кроме выемок в валунных, скальных и многолетнемерзлых грунтах) при черновой разработке: а) одноковшовыми экскаваторами, оснащенными ковшами с зубьями: драглайн прямого копания обратная лопата для экскаваторов с гидравлическим приводом б) одноковшовыми экскаваторами, оснащенными планировочными ковшами, зачистным оборудованием и другим специальным оборудова-нием для планировочных работ, экскаваторами-планировщиками в) бульдозерами г) траншейными экскаваторами | Для экскаваторов с механическим приводом по видам рабочего оборудования: +25 + 10 + 15 + 10 +5 + 10 + 10 | Измерительный, точки измерений устанавлива-ются случайным образом; число измере-ний на принимаемый участок должно быть не менее: 20 15 10 10 5 15 10 |
2. Отклонения отметок дна выемок от проектных при черновой разработке в скальных и многолетнемерзлых грунтах, кроме планировочных выемок: недоборы переборы | Не допускаются Не более 0,3 м | Измерительный, при числе измерений на сдаваемый участок не менее 20 в наиболее высоких местах, установленных визуальным осмотром |
3. То же, планировочных выемок: недоборы переборы | + 10 +20 | То же » |
4. То же, без рыхления валунных и глыбовых грунтов: недоборы переборы | Не допускаются Не более величины макси- мального диаметра валунов (глыб), содержа-щихся в грунте в количес-тве св. 15 % по объему, но не более 0,4 м | » » |
Таблица К.2
Технические требования при засыпке | Предельные отклонения | Контроль (метод и объем) |
1. Гранулометрический состав грунта, предназначенного для обратных засыпок (при наличии специальных указаний в проекте) | Должен соответствовать проекту. Выход за пределы диапазона, установленного проектом, допускается не более чем в 20 % определений | Измерительный и регистрационный по указаниям проекта |
2. Содержание в грунте, предназначенном для обратных засыпок: древесины, волокнистых материалов, гниющего или легкосжимаемого строительного мусора растворимых солей в случае применения засоленных грунтов | Не допускается Количество не должно превышать указанного в проекте | Ежесменный, визуальный Измерительный по указаниям проекта, но не реже чем 1 определение на 10 тыс. м2 грунта |
СП 42-101-2003
Окончание таблицы К. 2
Технические требования при засыпке | Предельные отклонения | Контроль (метод и объем) |
3. Содержание мерзлых комьев в обратных засыпках от общего объема грунта: для пазух траншей с уложенными газопроводами для насыпей, уплотняемых трамбованием (на переходах дорог) для грунтовых подушек | Не должно превышать, % 20 30 15 | Визуальный, периодический (устанавливается в ППР) |
4. Размер твердых включений, в том числе мерзлых комьев, в обратных засыпках | Не должен превышать 2/3 толщины уплотненного слоя, но не более 15 см для грунтовых подушек и 30 см для прочих насыпей и обратных засыпок | То же |
5. Наличие снега и льда в обратных засыпках | Не допускается | » |
6. Температура грунта, отсыпаемого и уплотняемого при отрицательной температуре воздуха | Должна обеспечивать сохранение немерзлого или пластичного состояния грунта до конца его уплотнения | Измерительный, периодический (устанавливается в ППР) |