Цена на этот документ пока неизвестна. Нажмите кнопку «Купить» и сделайте заказ, и мы пришлем вам цену.
Распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО «ЦНТИ Нормоконтроль»
Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.
Способы доставки
- Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
- Курьерская доставка (7 дней)
- Самовывоз из московского офиса
- Почта РФ
Устанавливает основные требования к проектированию, строительству и ликвидации стальных газопроводов сетей газораспределения, транспортирующих газ по ГОСТ 5542 с максимальным рабочим давлением до 1,2 МПа включительно. Требования настоящего стандарта распространяются на газопроводы сетей газораспределения из стальных труб, включая технические устройства, расположенные на газопроводах (за исключением технических устройств, расположенных на газопроводах пунктов редуцирования газа и пунктов учета газа), в том числе средства электрохимической защиты от коррозии
Подводные переходы. Нормы проектирования
| 01.12.2021 |
| 01.01.2022 |
Этот ГОСТ находится в:
- Раздел Общероссийский классификатор стандартов
- Раздел Гидравлические и пневматические системы и компоненты общего назначения
- Раздел Трубопроводы и их компоненты
Gas distribution systems. Design, construction and liquidation of natural gas distribution networks. Part 2. Steel gas pipelines
Чтобы бесплатно скачать этот документ в формате PDF, поддержите наш сайт и нажмите кнопку:
МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СОВЕТ ПО СТАНДАРТИЗАЦИИ, МЕТРОЛОГИИ И СЕРТИФИКАЦИИ
INTERSTATE COUNCIL FOR STANDARDIZATION, METROLOGY AND CERTIFICATION
ПРОЕКТИРОВАНИЕ,СТРОИТЕЛЬСТВО И ЛИКВИДАЦИЯ СЕТЕЙ ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА
Часть 2
Предисловие
Цели, основные принципы и общие правила проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены ГОСТ 1.0 «Межгосударственная система стандартизации. Основные положения» и ГОСТ 1.2 «Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, обновления и отмены»
Сведения о стандарте
1 РАЗРАБОТАН Акционерным обществом «Газпром газораспределение» (АО «Газпром газораспределение»). Акционерным обществом «Головной научно-исследовательский и проектный институт по распределению и использованию газа «Гипрониигаз» (АО «Гипрониигаз»)
2 ВНЕСЕН Межгосударственным техническим комитетом по стандартизации МТК 523 «Техника и технологии добычи и переработки нефти и газа»
3 ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 29 января 2021 г. № 136-П)
Охранная зона газа на кадастровый учет
За принятие проголосовали:
Краткое наименование страны по МК(ИСО 3166) 004 -97
Код страны по МК(ИСО 3166)004-97
Сокращенное наименование национального органа по стандартизации
ЗАО «Национальный орган по стандартизации и метрологии» Республики Армения
4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 16 марта 2021 г. № 144-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 34715.2-2021 введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации с 1 декабря 2021 г.
5 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ
Информация о введении в действие (прекращении действия) настоящего стандарта и изменений к нему на территории указанных выше государств публикуется в указателях национальных стандартов, издаваемых в этих государствах, а также в сети Интернет на сайтах соответствующих национальных органов по стандартизации.
В случав пересмотра, изменения или отмены настоящего стандарта соответствующая информация будет опубликована на официальном интернет-сайте Межгосударственного совета по стандартизации, метрологии и сертификации в каталоге «Межгосударственные стандарты»
В Российской Федерации настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии
Не допускается предусматривать разъемные соединения на газопроводах под оконными проемами и балконами жилых зданий и общественных зданий непроизводственного характера.
4.3.3 Прокладка газопроводов среднего и высокого давлений на подрабатываемых территориях по стенам зданий не допускается.
4.3.4 Газопроводы низкого давления внутри жилых кварталов на подрабатываемых территориях допускается прокладывать над земно на отдельно стоящих опорах или по дворовым фасадам зданий.
4.3.5 Надземная прокладка газопроводов на подрабатываемых и закарстованных территориях допускается, если по результатам расчетов на прочность значения продольных напряжений в подземных газопроводах превышают допустимые напряжения в газопроводе, а снижение продольных напряжений газопроводов посредством устройства подземных компенсаторов связано со значительными затратами.
Кроме того, на подрабатываемых и закарстованных территориях переходы газопроводов через реки, овраги, железные и автомобильные дороги, а также места, где по данным горно-геологического обоснования возможно образование провалов и трещин, рекомендуется предусматривать надземными.
Для обеспечения проектного положения газопровода после просадки опор в обоснованных случаях рекомендуется предусматривать телескопические конструкции стоек опор.
4.3.7 При прокладке газопроводов на площадке строительства сейсмичностью более 6 баллов вводы газопроводов в здания и сооружения осуществляют через проемы в их стенах. Для обеспечения механической защиты газопроводов при деформациях проемов, места прохода газопроводов через них рекомендуется оснащать футлярами из стальных труб. Размеры проемов (внутренний диаметр футляров) должны превышать наружный диаметр газопровода не менее чем на 200 мм. Оси газопроводов должны проходить через центры проемов (совпадать с осями футляров), а проемы (футляры) должны быть заполнены эластичными и, при необходимости, теплоизолирующими материалами, стойкими к внешним воздействиям. Вводы в несейсмостойкие здания через проемы предусматривают подземными. а вводы в сейсмостойкие здания предусматривают надземными через проемы с устройством компенсаторов.
4.3.8 Расстояние по горизонтали в свету от надземных газопроводов, проложенных на опорах, до зданий и сооружений принимают в соответствии с требованиями нормативных документов 1 .
4.3.9 При прокладке газопровода на опорах вдоль зданий, расстояние до которых не нормируется. опоры и газопровод не должны препятствовать открыванию оконных и дверных блоков.
4.3.10 Высоту до низа трубы надземного газопровода принимают в свету с учетом провисания трубы, но менее:
— 2.2 м от уровня земли — в непроезжей части территории, в местах прохода людей:
— 5 м от верха покрытия проезжей части — в местах пересечения с автодорогами;
— 5.6 м от головки рельса — для неэлектрифицированной железной дороги в местах пересечения с железнодорожными путями общей сети;
— 7.1 м от головки рельса — для электрифицированной железной дороги в местах пересечения с железнодорожными путями общей сети;
— 7.1 м от головки рельса — в местах пересечения с трамвайными путями;
— 7,3 м от верха покрытия проезжей части дороги — в местах пересечения с контактной сетью троллейбуса.
На свободной территории в местах отсутствия проезда транспорта и прохода людей допускается прокладка газопровода на высоте не менее 0.35 м от поверхности земли до низа трубы.
В местах нерегулярного проезда автотранспорта (внутренние подъезды к домовладениям и т. д.) высоту прокладки надземных газопроводов допускается сокращать, но не более чем до 3.5 м. При этом на газопроводе устанавливают знаки ограничения высоты 21 .
При пересечении надземного газопровода с электрифицированной железной дорогой, трамвайными путями и контактной сетью троллейбуса расстояние в свету по вертикали от низа трубы до контактного провода принимают не менее 1,5 м.
4.3.11 Конструкции опорных частей и траверс опор надземного газопровода не должны содержать элементов, задерживающих влагу в местах контакта опорных частей и траверс опор с трубой или техническими устройствами, расположенными на газопроводе.
4.3.12 В особых природных и грунтовых условиях для прокладки газопровода допускается применение свайных опор.
4.3.13 Высота прокладки надземного газопровода от поверхности земли в многолетнемерзлых грунтах принимается в зависимости от рельефа и грунтовых условий местности, теплового воздействия газопровода, но не менее 0,5 м от поверхности земли в местах отсутствия прохода людей.
Участки надземных газопроводов с организованной компенсацией деформаций за счет перемещений трубы рекомендуется прокладывать выше максимального уровня снегового покрова не менее чем на 0,1 м.
4.3.14 На участках пересечения трассой газопровода активных тектонических разломов рекомендуется применять надземную прокладку.
4.3.15 Надземная прокладка газопроводов на сваях допускается на всех типах болот.
4.3.16 Конструкции опор надземных газопроводов, прокладываемых в сейсмических районах, должны обеспечивать возможность перемещения газопроводов и исключать их возможный сброс во время землетрясения.
4.3.17 Расстояние между опорами надземных газопроводов, укладываемых на опоры с обеспечением компенсации линейных расширений от температурных воздействий (например, путем установки компенсаторов), выбирают при условии обеспечения:
— предельно допустимого прогиба.
— недопущения скопления конденсата в трубе.
При необходимости соблюдения всех условий расстояние между опорами принимают наименьшим из значений, рассчитанных по указанным условиям.
4.3.18 Расстояния между неподвижными опорами рекомендуется принимать согласно таблице 5.
Таблица 5 — Расстояние между неподвижными опорами надземных газопроводов
Расстояние между неподвижными опорами, м. не бопее
Св. 300 до 600 в ключ.
4.3.19 Конструкция подвижных опор надземных газопроводов должна обеспечивать возможность свободных перемещений газопроводов, возникающих от внешних воздействий.
4.3.20 При определении пролетов (расстояний между опорами) различают средние и крайние пролеты (рисунок 1). Расстояние между опорами крайних пролетов принимают менее 80 % расстояния между опорами средних пролетов. Расстояния между опорами средних пролетов не должны отличаться более чем на 20 % друг от друга.
4.3.21 С целью уменьшения перемещений и снижения напряжений в надземном газопроводе от температурных и других воздействий по трассе предусматривают, как правило, самокомпенсацию за счет изменения направления трассы, а также установку компенсаторов.
4.3.22 Допускается прокладка надземных газопроводов совместно с другими трубопроводами на одних опорах или креплениях, при условии согласования с собственниками трубопроводов, выполнении расчетов на несущую способность опор (креплений) и обеспечении расстояний между трубопроводами, необходимых для проведения регламентных работ по их техническому обслуживанию и ремонту.
шьл ш
Т — средний пролет. 2 — крайний пролет: 3 — компенсатор; Л — подвижная опора; 5 — неподвижная опора
Рисунок 1 — Конструкции опор надземного перехода газопровода
4.3.23 При параллельной прокладке совместно с трубопроводами, транспортирующими агрессивные жидкости, газопровод прокладывают:
— выше трубопроводов, транспортирующих агрессивные жидкости, на расстоянии в свету по вертикали не менее 250 мм. со смещением газопровода по горизонтали относительно крайнего трубопровода. транспортирующего агрессивную жидкость, на расстояние в свету не менее 250 мм;
— на одном уровне с трубопроводами, транспортирующими агрессивные жидкости, с устройством защитных экранов, предотвращающих попадание агрессивных жидкостей на газопровод.
Независимо от способа совместной прокладки газопровода и трубопроводов, транспортирующих агрессивные жидкости, защитные экраны устанавливают в местах расположения трубопроводной арматуры и разъемных соединений трубопроводов, транспортирующих агрессивные жидкости. Защитные экраны выполняют из стального каркаса с приваркой к нему сплошной листовой стали, толщиной не менее 2 мм. Защитные экраны устанавливают с учетом обеспечения возможности технического обслуживания и ремонта газопровода и трубопроводов, транспортирующих агрессивные жидкости, при этом расстояние в свету от крайнего (верхнего) трубопровода, транспортирующего агрессивную жидкость (арматуры, разъемного соединения) до защитного экрана и от газопровода (технического устройства на нем) до защитного экрана принимают не менее 250 мм. Защитные экраны должны полностью перекрывать трубопроводную арматуру и разъемные соединения трубопроводов, транспортирующих агрессивные жидкости, и выступать за габариты данной трубопроводной арматуры и разъемных соединений на расстояние не менее 250 мм.
4.3.24 По пешеходным и автомобильным мостам, построенным из негорючих материалов, разрешается прокладка газопроводов давлением до 0.6 МПа из электросварных труб, прошедших 100 %-ный контроль заводских сварных соединений физическими методами, или бесшовных труб. Прокладка газопроводов по пешеходным и автомобильным мостам, построенным из горючих материалов, а также по железнодорожным мостам не допускается. Прокладка газопроводов по мостам должна исключать попадание газа в замкнутые пространства мостов.
4.3.25 При определении наименьших расстояний между надземными газопроводами и проводами воздушных линий электропередачи при их пересечении, сближении и параллельном следовании руководствуются требованиями нормативных документов’).
4.3.26 Защиту надземных газопроводов от попадания проводов на газопровод при их обрыве или падении опор воздушных линий электропередачи выполняют согласно требованиям нормативных документов 2 ’.
4.3.27 При расчете на прочность радиус упругого изгиба газопроводов принимают по расчету, но не менее 1000 DN, с указанием значения принимаемого радиуса упругого изгиба в проектной (рабочей) документации.
’’ В Российской Федерации требования к наименьшим расстояниям между надземными газопроводами и проводами воздушных линий электропередачи при их пересечении, сближении и параллельном следовании установлены в Правилах устройства электроустановок (ПУЭ); издание седьмое (утверждены приказом Минэнерго России от 20 мая 2003 г. N9 187).
21 В Российской Федерации защиту надземных газопроводов от попадания проводов на газопровод при их обрыве или падении опор воздушных линий электропередачи выполняют в соответствии с Правилами устройства электроустановок (ПУЭ): издание седьмое (утверждены приказом Минэнерго России от 20 мая 2003 г. № 187).
4.4 Обозначение трасс газопроводов
Обозначение трасс газопроводов — по ГОСТ 34715.0.
4.5 Противокоррозионная защита
4.5.1 Защита газопроводов от коррозии должна соответствовать требованиям ГОСТ 9.032. ГОСТ 9.602 и нормативных документов.
4.5.2 При проектировании подземных газопроводов применяют трубы в изоляции, нанесенной в заводских или. в обоснованных случаях, базовых условиях.
Работы по нанесению защитных покрытий в трассовых условиях (ручным и механизированным способом) осуществляют при изоляции сварных соединений и фасонных частей, устранении повреждений покрытия (не более 10 % площади трубы), возникших при транспортировании труб. При этом применяют материалы, совместимые с основным защитным покрытием.
4.5.3 Надземные газопроводы защищают от атмосферной коррозии антикоррозионными покрытиями. как правило, желтого цвета. Для газопроводов, проложенных по фасадам зданий, допускается применение антикоррозионных покрытий, цвет которых соответствует архитектурному облику здания. При этом применяют покрытия, обладающие свойствами (адгезией, прочностью при изгибе и ударе, влагонепроницаемостью, атмосферостойкостью при расчетной температуре наружного воздуха в районе строительства), обеспечивающими документально подтвержденный срок службы не менее пяти лет.
5 Строительство
5.1 Общие положения
5.1.1 Работы по строительству стальных газопроводов проводят в соответствии с проектной (рабочей) документацией, разработанной в соответствии с ГОСТ 34715.0. а также нормативными документами и настоящим разделом.
5.1.2 При выполнении строительных и монтажных работ соблюдают правила безопасности, предусмотренные в проекте производства работ (ППР).
5.1.3 Присоединение вновь построенного газопровода к действующему проводят по ГОСТ 34715.0 с использованием следующих методов, обеспечивающих безопасность проведения и качество выполняемых работ:
— без снижения давления газа на участке врезки;
— с частичным снижением давления;
— с полным отключением действующего газопровода.
5.1.4 Газопроводы всех категорий давления, законченные строительством, испытывают давлением в соответствии с ГОСТ 34715.0.
5.1.5 Приемку в эксплуатацию законченных строительством объектов осуществляют в соответствии с ГОСТ 34715.0.
5.2.1 Сварочные работы на газопроводах организовывают и выполняют в соответствии с требованиями нормативных документов. Типы, конструктивные элементы и размеры сварных соединений газопроводов должны соответствовать ГОСТ 16037′ *.
5.2.2 Технология сварки газопроводов включает в себя:
— подготовку труб или предварительно сваренных в базовых условиях секций к сварке;
— сварку труб или секций в плети;
— сварку плетей в нитку.
5.2.3 Резку труб и подготовку кромок под сварку проводят механическим способом. Допускается применение газовой резки, воздушно-дуговой и плазменной резки для труб из углеродистых и низколегированных сталей, при этом предусматривают припуск на механическую обработку, значение которого определяют нормативными документами и технической документацией.
^ В Российской Федерации сварочные работы на газопроводах организовывают и выполняют в соответствии с СП 62.13330.2011 «СНиП 42-01-2002 Газораспределительные системы» и Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности «Требования к производству сварочных работ на опасных производственных объектах» (утверждены приказом Ростехнадзора от 14 марта 2014 г. N9 102).
5.2.4 Отделка концов труб и соединительных деталей под сварку должна соответствовать ГОСТ 34094.
5.2.5 Свободные концы свариваемых труб закрывают инвентарными заглушками, во избежание попадания посторонних предметов.
5.2.6 Сварку в плеть трубных секций на бровке траншеи при прокладке газопровода в сейсмических районах осуществляют с анкеровкой плети.
5.2.7 Соединение стальных подземных газопроводов проводят, как правило, электродуговой сваркой.
5.2.8 Газовая сварка ацетиленом допускается для газопроводов не более DN 150 с толщиной стенки до 5 мм включительно со скосом кромок.
При толщине стенок до 3 мм сварку проводят без скоса кромок.
Сварка с применением пропаи-бутановой смеси допускается только для газопроводов давлением до 0,005 МПа не более DN 150 с толщиной стенки до 5 мм.
Газовую сварку проводят в один слой.
5.2.9 При монтаже под сварку труб с заводскими продольными или спиральными швами данные швы смещают относительно друг друга. При этом для труб свыше DN 100 смещение швов следует проводить на расстояние не менее трехкратной толщины стенки свариваемых труб, но не менее 100 мм. При монтаже труб с DN 100 и менее швы смещают относительно друг друга на значение, равное 1/4 окружности трубы.
5.2.10 Приварка патрубков в местах расположения кольцевых сварных соединений газопровода но допускается. Расстояние между кольцевым сварным соединением газопровода и сварным соединением приварки патрубка должно быть, как правило, не менее 100 мм.
5.2.11 Приварка патрубков ответвлений газопровода в местах расположения заводских швов не допускается. Расстояние между заводским швом газопровода и сварным соединением приварки патрубка должно составлять не менее 50 мм.
5.2.12 Для закрепления труб в зафиксированном под сварку положении выполняют равномерно расположенные по периметру соединения прихватки в количестве:
— 2 шт. — для труб до DN 80:
— 3 шт. — для труб свыше DN 80 до DN 150;
— 4 шт. — для труб свыше DN 150 до DN 300;
— через каждые 250 мм — для труб свыше DN 300.
Высоту прихватки принимают равной 1/3 толщины стенки трубы, но не менее 2 мм. Длину прихватки принимают равной от 20 до 30 мм при номинальном диаметре соединяемых труб до DN 50; от 50 до 60 мм — при номинальном диаметре соединяемых труб более DN 50.
5.2.13 Прихватку собранных под сварку элементов выполняют с использованием тех же сварочных материалов, что и для сварки данного соединения.
5.2.14 Сварные соединения газопроводов и соединительных деталей подвергают визуальному, измерительному контролю и контролю неразрушающими методами.
5.2.15 На каждое сварное соединение газопроводов (или рядом с ним) наносят обозначение (номер, клеймо) сварщика, выполнившего данное соединение.
5.2.16 Сварные соединения подземных газопроводов изолируют с применением защитных покрытий. Качество защитных покрытий контролируют в соответствии с ГОСТ 9.602 и нормативными документами”.
5.3.1 Подземные газопроводы
5.3.1.1 В качестве раскладочных лежек могут быть использованы деревянные брусья с выемкой по форме трубы, которая располагается в средней части лежки. Размеры и шаг лежек назначают на стадии разработки ППР При этом учитывают: диаметр труб, длину трубных элементов (одиночных труб или секций), грунтовые условия.
5.3.1.2 Сборку труб (секций) в плети на трассе выполняют так, чтобы присоединяемая труба, поддерживаемая трубоукладчиком (или другими средствами), и торец наращиваемой плети неподвижно фиксировались в заданном положении. Плеть при сварке не должна подвергаться смещению. Выпол-
В Российской Федерации качество защитных покрытий должно соответствовать также требованиям РД 153-39.4-091-01 «Инструкция по защите городских подземных трубопроводов от коррозии».
нение такого условия может быть обеспечено применением инвентарных монтажных опор, полностью воспринимающих вес плети, фиксирующих ее пространственное положение.
После сварки корневого слоя шва под свободный конец трубы (секции) устанавливают (подводят) очередную монтажную опору. Далее осуществляют сварку заполняющих и облицовочного слоев; при этом положение всей плети, включая присоединяемую трубу, является строго фиксированным по отношению к монтажным опорам.
5.3.1.3 Во избежание возникновения чрезмерных остаточных напряжений в стенках труб не допускается изгибать или нагревать трубы с целью достижения требуемого сварочного зазора, а также обеспечения их соосности.
5.3.1.4 Если зона расположения захлесточного соединения совпадает с местом, где меняется толщина стенки труб, то захлесточное соединение не должно включать в себя трубы с разной толщиной стенки. В указанных случаях захлесточное соединение выносят в то место, где расположены равно-толщинные трубы; при этом к концу одной плети заранее приваривают трубу или секцию с толщиной стенки, соответствующей по этому параметру трубам смежной плети.
5.3.1.5 Захлесточное соединение должно быть полностью закончено сваркой (включая облицовочный слой шва), прежде чем трубоукладчики начнут опускать приподнятый для монтажа захлеста участок газопровода.
5.3.1.6 При сварке на берме траншеи длинномерных плетей расположение мест по трассе, где необходимо или допустимо устраивать технологические разрывы (с последующим монтажом технологических захлестов), должно быть указано в ППР.
5.3.1.7 На участках упругого изгиба сборка и сварка труб ведутся сначала напрямую, при этом все кольцевые соединения в зоне предстоящего изгиба плети полностью заваривают всеми слоями шва. и лишь после этого допускается приложение к плети изгибающих усилий. Контроль качества сварных соединений на таких участках проводят после выполнения изгиба.
5.3.2 Надзомные газопроводы
5.3.2.1 До начала монтажа трубы и сваренные из труб плети раскладывают вдоль строительной полосы на расстоянии не менее 0.5 м от края фундаментов опор на лежках (инвентарных опорах), обеспечивающих целостность труб (плетей), а также исключающих их загрязнение.
5.3.2.2 Монтаж надземного газопровода начинают от неподвижных опор в сторону компенсаторов. Последовательность и технология выполнения работ должны быть предусмотрены проектом организации строительства (ПОС). ППР и технологическими картами с учетом высоты опор. При монтаже надземного газопровода проводят подбор плетей труб по длине с учетом расстановки опор.
5.3.2.3 При монтаже [сборке труб (секций) в плеть] применяют инвентарные монтажные опоры, которые должны воспринимать нагрузку от веса плети, обеспечивать соосность соединяемых концов труб, фиксировать их пространственное положение в процессе сварки соединения, исключать скатывание плети.
5.3.2.4 В качестве инвентарных опор допускается использование мешков из нетканых материалов (текстильных изделий из волокон и нитей, соединенных между собой без применения методов ткачества), заполненных несвязным минеральным грунтом, не содержащим мерзлые комья, лед. снег. Схемы размещения инвентарных опор должны быть приведены в ППР.
5.3.2.5 Монтаж (сборку) труб (плетей) DN 300 и более под сварку проводят с применением внутренних центраторов, менее DN 300 — с применением наружных центраторов. Если применение внутренних центраторов невозможно, монтаж допускается проводить с применением наружных центраторов.
5.3.2.6 Технологические разрывы ликвидируют путем сборки и сварки захлесточных соединений. Допускается замыкание участков трубопровода в технологическом разрыве осуществлять путем ввар-ки катушки.
5.3.2.7 Соединять компенсатор непосредственно с плетью запрещается. К компенсатору с обоих концов должны быть присоединены одиночные трубы.
5.3.2.8 Во избежание механических повреждений газопровода рекомендуется оснащение газопровода опорными частями в местах опирания газопровода на траверсы опор.
Устройство опорных частей под газопровод выполняют;
— до укладки газопровода на траверсы опор с присоединением опорных частей к газопроводу и центрированием осей опорных частей и опор;
— после укладки газопровода на траверсы опор с подведением опорных частей под газопровод с соблюдением соосности опорных частей и опор.
Опорные части присоединяют к газопроводу приваркой. Для газопроводов из тонкостенных труб (с толщиной стенки до 3 мм) допускается присоединение опорных частей к газопроводу с помощью хомутов при обеспечении плотного прилегания опорных частей к газопроводу, исключающее попадание влаги в пространство между ними. При использовании хомутов предусматривают мероприятия по исключению возможности ослабления их разъемных соединений.
При неполном прилегании опорной части газопровода к траверсе опоры между опорной частью и траверсой опоры предусматривают установку подкладок из металлических листов с приваркой:
— к опорной части и траверсе опоры для неподвижных опор;
— траверсе опоры для подвижных опор.
В местах опирания газопровода на опоры расстояние от сварного соединения газопровода до опорной части рекомендуется принимать не менее:
— 200 мм — для газопроводов DN < 200.
— 500 мм — для газопроводов DN г 200.
Фиксацию опорных частей к неподвижным опорам выполняют с помощью приварки опорной части к траверсе опоры.
5.3.2.9 При отсутствии в местах входа и выхода стального газопровода из земли электроизолирующих соединений для электрической изоляции надземной части газопровода от земли применяют диэлектрические прокладки, устанавливаемые между газопроводом и опорными частями или между опорными частями и траверсами опор.
В качестве диэлектрических прокладок применяют материалы и изделия, сохраняющие свои механические и диэлектрические свойства на протяжении всего срока службы газопровода.
5.3.2.10 После фиксации проектного положения газопровода на скользящих опорах могут быть установлены направляющие хомуты, обеспечивающие устойчивое положение газопровода на опоре, но не препятствующие перемещению газопровода вдоль оси.
5.3.2.11 Расстроповку элементов газопровода, соединяемых сваркой и воспринимающих монтажную нагрузку, выпоняют после сварки в соответствии с ППР.
5.3.3 Строительство переходов газопроводов чороз естественные и искусственные преграды
5.3.3.1 Монтаж перехода выполняют в соответствии с ППР. который содержит указания о способе и последовательности монтажа, обеспечивающего прочность, устойчивость и неизменяемость положения конструкции на всех стадиях строительства. ППР и сроки проведения работ по сооружению переходов через судоходные водные преграды, оросительные каналы, железные и автомобильные дороги и другие сооружения строительная организация согласовывает с соответствующими эксплуатирующими организациями.
5.3.3.2 На участок подземного газопровода, заключенного в стальной футляр, монтируют диэлектрические опоры, которые обеспечивают проектное положение газопровода относительно футляра и создание электрической изоляции для газопровода от блуждающих токов и токов наведения между стальным футляром и газопроводом.
Концы стального футляра оснащают уплотнениями (манжетами) из диэлектрических водонепроницаемых эластичных материалов. Конструкция уплотнений (манжет) должна обеспечивать устойчивость к воздействию грунта, исключать возможность проникновения грунтовых вод, а также свободное перемещение газопровода в футляре при изменении давления и температуры.
5.3.3.3 Допустимые отклонения фактического положения элементов конструкций газопровода от проектного положения для балочных переходов и надземной прокладки приведены в таблице 6. для прочих переходов — должны быть указаны в проектной документации.
Таблица 6 — Допустимые отклонения фактического положения газопроводов и элементов опор от проектного положения для балочных переходов и надземной прокладки газопроводов
Источник: standartgost.ru
СНиП 2.04.08-87 «Газоснабжение»
4.1. Требования настоящего раздела распространяются на проектирование наружных газопроводов от ГРС или ГРП до потребителей газа (наружных стен зданий и сооружений) .
4.2. Проекты наружных газопроводов, прокладываемых по территории поселений, следует выполнять на топографических планах в масштабах, предусмотренных ГОСТ 21.610—85. Допускается выполнение проектов межпоселковых газопроводов на планах М 1:5000 при закреплении оси трассы в натуре. Допускается не составлять продольные профили участков газопровода, прокладываемого на местности со спокойным рельефом, при отсутствии пересечений газопровода с естественными преградами и различными сооружениями.
4.3. Прокладку наружных газопроводов на территории поселений следует предусматривать. как правило, подземной в соответствии с тре-бованиями СНиП 2.07.01-89*. Надземная и наземная прокладка наружных газопроводов допускается внутри жилых кварталов и дворов, а также на других отдельных участках трассы.
Прокладку газопроводов по отношению к метрополитену следует предусматривать в соответствии с требованиями СНиП 2.07.01.89*.
На территории промышленных предприятий прокладку наружных газопроводов следует осуществлять, как правило, надземно в соответствии с требованиями СНиП II-89-80*.
4.4* Выбор трассы подземных газопроводов следует производить с учетом коррозионной активности грунтов и наличия блуждающих токов в соответствии с требованиями ГОСТ 9.602—89.
4.5.* Вводы газопроводов в жилые дома должны предусматриваться в нежилые помещения, доступные для осмотра газопроводов. В существующих жилых домах, принадлежащих гражданам на правах личной собственности, допускается ввод газопровода в жилое помещение, где установлена отопительная печь, при условии размещения отключающего устройства снаружи здания.
Вводы газопроводов в общественные здания следует предусматривать непосредственно в помещение, где установлены газовые приборы, или в коридоры.
Размещение отключающих устройств следует предусматривать, как правило, снаружи здания.
4.6. Вводы газопроводов в здания промышленных предприятий и другие здания производственного характера следует предусматривать непосредственно в помещение, где находятся агрегаты, потребляющие газ, или в смежное с ним помещение при условии соединения этих помещений открытым проемом. При этом воздухообмен в смежном помещении должен быть не менее трехкратного в час.
4.7. Вводы газопроводов не должны проходить через фундаменты и под фундаментами зданий. Допускается пересечение фундаментов на входе и выходе газопроводов ГРП.
4.8. Вводы газопроводов в технические подполья и технические коридоры и разводка по этим помещениям в жилых домах и общественных зданиях допускаются только при подводке к ним наружных газопроводов низкого давления во внутриквартальных коллекторах.
4.9. Не допускаются вводы газопроводов в подвалы, лифтовые помещения, вентиляционные камеры и шахты, помещения мусоросборников, трансформаторных подстанций, распределительных устройств, машинные отделения, складские помещения, помещения, относящиеся по взрывной и взрывопожарной опасности к категориям А и Б.
4.10. Конструктивные решения вводов следует принимать с учетом требований пп. 4.18 и 4.19*.
4.11. Соединения стальных труб следует предусматривать на сварке.
Разъемные (фланцевые и резьбовые) соединения следует предусматривать в местах установки запорной арматуры, на конденсатосборниках и гидрозатворах, в местах присоединения контрольно-измерительных приборов и устройств электрозащиты.
4.12. Не допускается предусматривать в грунте разъемные соединения на газопроводах.
ПОДЗЕМНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ
4.13.* Минимальные расстояния по горизонтали от подземных и наземных (в насыпи) газопроводов до зданий (кроме ГРП) и сооружений следует принимать в соответствии с требованиями СНиП 2.07.01-89*. Указанные расстояния от зданий ГРП до входящих и выходящих газопроводов не нормируются.
Допускается уменьшение до 50 % расстояний, указанных в СНиП 2.07.01-89*, для газопроводов давлением до 0,6 МПа (6 кгс/см 2 ), при прокладке их между зданиями и под арками зданий, в стесненных условиях на отдельных участках трассы, а также от газопроводов давлением свыше 0,6 МПа (6 кгс/см 2 ) до отдельно стоящих нежилых и подсобных строений.
В этих случаях на участках сближения и по 5 м в каждую сторону от этих участков следует предусматривать:
применение бесшовных или электросварных труб, прошедших 100%-ный контроль заводского сварного соединения неразрушающими методами, или электросварных труб, не прошедших такого контроля, но проложенных в футляре;
проверку всех сварных (монтажных) стыков неразрушающими методами контроля.
Расстояние от газопровода до наружных стенок колодцев и камер других подземных инженерных сетей следует принимать не менее 0,3 м. На участках, где расстояние в свету от газопровода до колодцев и камер других подземных инженерных сетей составляет от 0,3 м до нормативного расстояния для данной коммуникации, газопроводы следует прокладывать с соблюдением требований, предъявляемых к прокладке газопроводов в стесненных условиях.
При прокладке электросварных труб в футляре последний должен выходить не менее чем на 2 м в каждую сторону от стенки колодца или камеры.
Расстояния от газопровода до опор воздушной линии связи, контактной сети трамвая, троллейбуса и электрифицированных железных дорог следует принимать как до опор воздушных линий 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. Расстояния от анкерных опор, выходящих за габариты труб тепловой сети, следует принимать с учетом сохранности последних.
Минимальное расстояние по горизонтали от газопровода до напорной канализации допускается принимать как до водопровода.
Расстояние от газопровода до железнодорожных путей узкой колеи следует принимать как до трамвайных путей по СНиП 2.07.01-89*.
Расстояния от газопроводов до складов и предприятий с легковоспламеняющимися материалами следует принимать по нормам этих предприятий, но не менее расстояний, указанных в СНиП 2.07.01-89*.
Минимальные расстояния по горизонтали и вертикали от газопроводов до магистральных газопроводов и нефтепроводов следует принимать в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85.
Расстояния от межпоселковых газопроводов давлением 0,6 МПа и более до подошвы насыпи и бровки откоса выемки или от крайнего рельса на нулевых отметках железных дорог общей сети следует принимать не менее 50 м. В стесненных условиях по согласованию с соответствующими управлениями железных дорог МПС России допускается сокращение указанного расстояния до значений, приведенных в СНиП 2.07.01-89*, при условии прокладки газопровода на этом участке на глубине не менее 2,0 м, увеличения толщины стенки труб на 2—3 мм больше расчетной и проверки всех сварных соединений неразрушающими методами контроля.
4.14. Допускается укладка двух и более газопроводов в одной траншее, на одном или разных уровнях (ступенями). При этом расстояния между газопроводами в свету следует предусматривать достаточными для монтажа и ремонта трубопроводов.
4.15.* Расстояние по вертикали в свету при пересечении газопроводов всех давлений с подземными инженерными сетями следует принимать не менее 0,2 м, с электрическими сетями — в соответствии с ПУЭ, с кабельными линиями связи и радиотрансляционными сетями — в соответствии с ВСН 116-87 и ВСН 600-81, утвержденными Минсвязи СССР.
4.16. В местах пересечения подземными газопроводами каналов тепловой сети, коммуникационных коллекторов, каналов различного назначения с проходом над или под пересекаемым сооружением следует предусматривать прокладку газопровода в футляре, выходящем на 2 м в обе стороны от наружных стенок пересекаемых сооружений, а также проверку неразрушающими методами контроля всех сварных стыков в пределах пересечения и по 5 м в стороны от наружных стенок пересекаемых сооружений.
На одном конце футляра следует предусматривать контрольную трубку, выходящую под защитное устройство.
4.17. Глубину прокладки газопроводов следует принимать не менее 0,8 м до верха газопровода или футляра.
В местах, где не предусматривается движение транспорта, глубину прокладки газопроводов допускается уменьшать до 0,6 м.
4.18. Прокладка газопроводов, транспортирующих неосушенный газ, должна предусматриваться ниже зоны сезонного промерзания грунта с уклоном к конденсатосборникам не менее 2 о /оо .
Вводы газопроводов неосушенного газа в здания и сооружения должны предусматриваться с уклоном в сторону распределительного газопровода. Если по условиям рельефа местности не может быть создан необходимый уклон к распределительному газопроводу, допускается предусматривать прокладку газопровода с изломом в профиле с установкой конденсатосборника в низшей точке.
Прокладку газопроводов паровой фазы СУГ следует предусматривать в соответствии с указаниями разд. 9.
4.19.* Газопроводы в местах прохода через наружные стены зданий следует заключать в футляры.
Пространство между стеной и футляром следует тщательно заделывать на всю толщину пересекаемой конструкции. Концы футляра следует уплотнять эластичным материалом.
4.20. Прокладку газопроводов в грунтах с включением строительного мусора и перегноя следует предусматривать с устройством под газопровод основания из мягкого или песчаного грунта толщиной не менее 10 см (над выступающими неровностями основаниями); засыпку таким же грунтом на полную глубину траншеи.
В грунтах с несущей способностью менее 0,025 МПа (0,25 кгс/см 2 ), а также в грунтах с включением строительного мусора и перегноя дно траншеи следует усиливать путем подкладки антисептированных деревянных брусьев, бетонных брусьев, устройства свайного основания или втрамбовывания щебня или гравия. В этом случае подсыпку грунта под газопровод и засыпку его следует производить, как указано в первом абзаце данного пункта.
4.21. При наличии подземных вод следует предусматривать мероприятия по предотвращению всплытия газопроводов, если это подтверждается расчетом.
НАДЗЕМНЫЕ И НАЗЕМНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ
4.22.* Надземные газопроводы следует прокладывать на отдельно стоящих опорах, этажерках и колоннах из негорючих материалов или по стенам зданий.
При этом разрешается прокладка: на отдельно стоящих опорах, колоннах, эстакадах и этажерках — газопроводов всех давлений;
по стенам производственных зданий с помещениями категорий В, Г и Д— газопроводов давлением до 0,6 МПа (6 кгс/см 2 ) ;
по стенам общественных зданий и жилых домов не ниже III-IIIа степени огнестойкости — газопроводов давлением до 0,3 МПа (3 кгс/см 2 ) ;
по стенам общественных зданий и жилых домов IV—V степени огнестойкости — газопроводов низкого давления с условным диаметром труб, как правило, не более 50 мм, а при размещении регуляторов давления газа на наружных стенах и других конструкциях этих зданий — газопроводов давлением до 0,3 МПа — на участках до ввода их в регуляторы.
Запрещается транзитная прокладка газопроводов:
по стенам зданий детских учреждений, больниц, школ и зрелищных предприятий — газопроводов всех давлений;
по стенам жилых домов — газопроводов среднего и высокого давления.
Запрещается прокладка газопроводов всех давлений по зданиям со стенами из панелей с металлической обшивкой и полимерным утеплителем и по зданиям категорий А и Б.
4.23. Надземные газопроводы, прокладываемые на территории промышленных предприятий, и опоры для этих газопроводов следует проектировать с учетом требований СНиП II-89-80* и СНиП 2.09.03-85.
4.24. Газопроводы высокого давления разрешается прокладывать по глухим стенам, над окнами и дверными проемами одноэтажных и над окнами верхних этажей многоэтажных производственных зданий с помещениями по взрывопожарной и пожарной опасности категорий В, Г и Д и сблокированных с ними вспомогательных зданий, а также зданий отдельно стоящих котельных.
В производственных зданиях допускается прокладка газопроводов низкого и среднего давления вдоль переплетов неоткрывающихся окон и пересечение указанными газопроводами световых проемов, заполненных стеклоблоками.
4.25. Расстояния между проложенными по стенам зданий газопроводами и другими инженерными сетями следует принимать в соответствии с требованиями, предъявляемыми к прокладке газопроводов внутри помещений (разд. 6) .
4.26. Не допускается предусматривать разъемные соединения на газопроводах под оконными проемами и балконами жилых зданий и общественных зданий непроизводственного характера.
4.27. Надземные и наземные газопроводы, а также подземные газопроводы на участках, примыкающих к местам входа и выхода из земли, следует проектировать с учетом продольных деформаций по возможным температурным воздействиям.
4.28. Высоту прокладки надземных газопроводов следует принимать в соответствии с требованиями СНиП II-89-80*.
На свободной территории вне проезда транспорта и прохода людей допускается прокладка газопроводов на низких опорах на высоте не менее 0,35 м от земли до низа трубы.
4.29. Газопроводы в местах входа и выхода из земли следует заключать в футляр.
В местах, где исключена возможность механических повреждений газопроводов (непроезжая часть территории и т.д.). установка футляров не обязательна.
4.30. Газопроводы, транспортирующие неосушенный газ, следует прокладывать с уклоном не менее 3 o /oo с установкой в низших точках устройств для удаления конденсата (дренажные штуцера с запорным устройством). Для указанных газопроводов следует предусматривать тепловую изоляцию.
4.31. Прокладку газопроводов СУГ следует предусматривать в соответствии с указаниями разд. 9.
4.32. Расстояния по горизонтали в свету от надземных газопроводов, проложенных на опорах, и наземных (без обвалования) до зданий и сооружений следует принимать не менее значений, указанных в табл. 6.
4.33. Расстояние между надземными газопроводами и другими инженерными коммуникациями надземной и наземной прокладки следует принимать с учетом возможности монтажа, осмотра и ремонта каждого из трубопроводов.
4.34. Расстояния между газопроводами и воздушными линиями электропередачи, а также кабелями следует принимать по ПУЭ.
4.35.* Расстояния между опорами надземных газопроводов следует определять в соответствии с требованиями СНиП 2.04.12-86.
4.36. Допускается предусматривать прокладку на отдельно стоящих опорах, колоннах, эстакадах. этажерках газопроводов с трубопроводами другого назначения согласно СНиП II-89-80*.
4.37. Совместную прокладку газопроводов с электрическими кабелями и проводами, в том числе предназначенными для обслуживания газопроводов (силовыми, для сигнализации, диспетчеризации, управления задвижками), следует предусматривать в соответствии с указаниями ПУЭ.
4.38. Прокладку газопроводов по железнодорожным и автомобильным мостам следует предусматривать в случаях, когда это допускается требованиями СНиП 2.05.03-84* при этом прокладку газопроводов следует осуществлять в местах, исключающих возможность скопления газа (в случае его утечки) в конструкциях моста.
ПЕРЕХОДЫ ГАЗОПРОВОДОВ ЧЕРЕЗ ВОДНЫЕ ПРЕГРАДЫ И ОВРАГИ
4.39. Подводные переходы газопроводов через водные преграды следует предусматривать на основании данных гидрологических, инженерно-геологических и топографических изысканий.
4.40. Створы подводных переходов через реки следует предусматривать на прямолинейных устойчивых плесовых участках с пологими неразмываемыми берегами русла при минимальной ширине заливаемой поймы. Створ подводного перехода следует предусматривать, как правило, перпендикулярным динамической оси потока, избегая участков, сложенных скальными грунтами.
Здания и сооружения
Расстояние в свету, м, до зданий и сооружений от проложенных на опорах надземных газопроводов и наземных (без обвалования)
высокого давления II категории
высокого давления I категории
Производственные и складские здания с помещениями категорий А и Б
То же категорий В, Г и Д
Жилые и общественные здания I-IIIа степени огнестойкости
То же, IV и V степени огнестойкости
Открытые склады легковоспламеняющихся и горючих жидкостей и склады горючих материалов, расположенные вне территории промышленных предприятий
Железнодорожные и трамвайные пути (до ближайшего рельса)
Подземные инженерные сети: водопровод, канализация, тепловые сети, телефонная канализация, электрические кабельные блоки (от края фундамента опоры газопровода)
Дороги (от бордюрного камня, внешней бровки кювета или подошвы насыпи дороги)
Ограда открытого распределительного устройства и открытой подстанции
* Для газопроводов ГРП (входящих и выходящих) расстояние не нормируется.
Примечание. Знак „—» означает, что расстояние не нормируется
4.41. Подводные переходы газопроводов при ширине водных преград при меженном горизонте 75 м и более следует предусматривать, как правило. в две нитки с пропускной способностью каждой по 0,75 расчетного расхода газа.
Допускается не предусматривать вторую (резервную) нитку газопровода при прокладке:
закольцованных газопроводов, если при отключении подводного перехода обеспечивается бесперебойное снабжение газом потребителей:
тупиковых газопроводов к промышленным потребителям, если данные потребители могут перейти на другой вид топлива на период ремонта подводного перехода.
4.42. При пересечении водных преград шириной менее 75 м газопроводами, предназначенными для газоснабжения потребителей, не допускающих перерывов в подаче газа, или при ширине заливаемой поймы более 500 м по уровню горизонта высоких вод (ГВВ) при 10 %-ной обеспеченности и продолжительности подтопления паводковыми водами более 20 дней, а также горных рек и водных преград с неустойчивым дном и берегами допускается прокладка второй (резервной) нитки.
4.43. Минимальные расстояния по горизонтали от мостов до подводных и надводных газопроводов в местах перехода их через водные преграды следует принимать по табл. 7.
4.44. Толщину стенок труб для подводных переходов следует принимать на 2 мм больше расчетной, но не менее 5 мм. Для газопроводов диаметром менее 250 мм допускается увеличивать толщину стенки для обеспечения отрицательной плавучести газопровода.
4.45. Границами подводного перехода газопровода, определяющими длину перехода, следует считать участок, ограниченный ГВВ не ниже отметок 10%-ной обеспеченности. Запорную арматуру следует размещать вне границ этого участка.
4.46. Расстояния между осями параллельных газопроводов на подводных переходах следует принимать не менее 30 м.
На несудоходных реках с руслом, не подверженным размыву, а также при пересечении водных преград в пределах поселений допускается предусматривать укладку двух газопроводов в одну траншею. Расстояние между газопроводами в свету в этом случае должно быть не менее 0,5 м.
При прокладке газопроводов на пойменных участках расстояние между газопроводами допускается принимать таким же, как для линейной части газопровода.
4.47. Прокладку газопроводов на подводных переходах следует предусматривать с заглублением в дно пересекаемых водных преград. Проектную отметку верха забалластированного газопровода следует принимать на 0,5 м, а на переходах через судоходные и сплавные реки на 1 м ниже прогнозируемого профиля дна, определяемого с учетом возможного размыва русла в течение 25 лет после окончания строительства перехода.
Расстояние по горизонтали между газопроводом и мостом, м, при прокладке газопровода
от надводного газопровода
от подводного газопровода
от надводного газопровода
от подводного газопровода
По СНиП 2.05.06-85
По СНиП 2.05.06-85
Несудоходные для газопроводов давления:
Одно- и двухпролетные
среднего и высокого
На подводных переходах через несудоходные и несплавные водные преграды, а также в скальных грунтах допускается уменьшение глубины укладки газопроводов, но верх забалластированного газопровода во всех случаях должен быть ниже отметки возможного размыва дна водоема на расчетный срок эксплуатации газопровода.
4.48.* Ширину траншеи по дну следует принимать в зависимости от методов ее разработки и характера грунтов, режима водной преграды и необходимости проведения водолазного обследования.
Крутизну откосов подводных траншей необходимо принимать в соответствии с требованиями СНиП III-42-80.
4.49. Расчет подводных газопроводов против всплытия (на устойчивость) и их балластировку следует выполнять в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85.
4.50. Для газопроводов, прокладываемых на участках подводных переходов, следует предусматривать решения по защите изоляции от повреждения.
4.51. На обоих берегах судоходных и лесосплавных водных преград следует предусматривать опознавательные знаки установленных образцов. На границе подводного перехода необходимо предусматривать установку постоянных реперов: при ширине преграды при меженном горизонте до 75 м — на одном берегу, при большей ширине — на обоих берегах.
4.52. Высоту прокладки надводного перехода газопровода следует принимать (от низа трубы или пролетного строения):
при пересечении несудоходных, несплавных рек, оврагов и балок, где возможен ледоход. — не менее 0,2 м над уровнем ГВВ при 2 %-ной обеспеченности и от наивысшего горизонта ледохода, а при наличии на этих реках корчехода — не менее 1 м над уровнем ГВВ при 1 %-ной обеспеченности; при пересечении судоходных и сплавных рек — не менее значений, установленных нормами проектирования подмостовых габаритов на судоходных реках и основными требованиями к расположению мостов.
ПЕРЕХОДЫ ГАЗОПРОВОДОВ
ЧЕРЕЗ ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНЫЕ И ТРАМВАЙНЫЕ ПУТИ И АВТОМОБИЛЬНЫЕ ДОРОГИ
4.53.* Пересечения газопроводов с железнодорожными и трамвайными путями, а также с автомобильными дорогами следует предусматривать, как правило, под углом 90° .
Минимальное расстояние от подземных газопроводов в местах их пересечения трамвайными и железнодорожными путями следует принимать:
до мостов, труб, тоннелей и пешеходных мостов и тоннелей (с большим скоплением людей) на железных дорогах — 30 м;
до стрелок (начала остряков, хвоста крестовин, мест присоединения к рельсам отсасывающих кабелей) — 3 м для трамвайных путей и 10 м для железных дорог;
до опор контактной сети — 3 м.
Уменьшение указанных расстояний допускается по согласованию с организациями, в ведении которых находятся пересекаемые сооружения.
Необходимость установки опознавательных столбиков (знаков) и их оформление на переходах газопроводов через железные дороги общей сети решается по согласованию с МПС России.
4.54.* Прокладку подземных газопроводов всех давлений в местах пересечений с железнодорожными и трамвайными путями, автомобильными дорогами I, II и III категорий, а также скоростными дорогами в черте города, магистральными улицами и дорогами общегородского значения следует предусматривать в стальных футлярах.
Необходимость устройства футляров на газопроводах при пересечении магистральных улиц и дорог районного значения, дорог грузового значения, а также улиц и дорог местного значения решается проектной организацией в зависимости от интенсивности движения транспорта. При этом допускается предусматривать неметаллические футляры, удовлетворяющие условиям прочности и долговечности.
Концы футляров должны быть уплотнены. На одном конце футляра следует предусматривать контрольную трубку, выходящую под защитное устройство, а на межпоселковых газопроводах — вытяжную свечу с устройством для отбора проб, выведенную на расстояние не менее 50 м от края земляного полотна.
В межтрубном пространстве футляра допускается прокладка эксплуатационного кабеля связи, телемеханики, телефона, дренажного кабеля электрозащиты, предназначенных для обслуживания системы газоснабжения.
4.55.* Концы футляра следует выводить на расстояния, м, не менее:
от крайнего водоотводного сооружения железнодорожного земляного полотна (кювета, канавы, резерва) — 3;
от крайнего рельса железнодорожного пути — 10; а от пути промышленного предприятия — 3;
от крайнего рельса трамвайного пути — 2;
от края проезжей части улиц — 2;
от края проезжей части автомобильных дорог — 3,5.
Во всех случаях концы футляров должны быть выведены за пределы подошвы насыпи на расстояние не менее 2 м.
4.56.* Глубину укладки газопровода под железнодорожными и трамвайными путями и автомобильными дорогами следует принимать в зависимости от способа производства строительных работ и характера грунтов с целью обеспечения безопасности движения.
Минимальную глубину укладки газопровода до верха футляра от подошвы рельса или верха покрытия на нулевых отметках и выемках, а при наличии насыпи от подошвы насыпи следует предусматривать, м:
под железными дорогами общей сети — 2,0 (от дна водоотводных сооружений — 1,5), а при производстве работ методом прокола — 2,5;
под трамвайными путями, железными дорогами промышленных предприятий и автомобильными дорогами:
1,0 — при производстве работ открытым способом;
1,5 — при производстве работ методом продавливания, горизонтального бурения или щитовой проходки:
2,5 — при производстве работ методом прокола.
При этом на пересечениях железных дорог общей сети глубина укладки газопровода на участках за пределами футляра на расстоянии 50 м в обе стороны от земельного полотна должна приниматься не менее 2,10 м от поверхности земли до верха газопровода.
При устройстве переходов под железными дорогами общей сети в пучинистых грунтах для газопроводов с температурой транспортируемого газа в зимнее время выше 5 °С следует проверять их минимальную глубину прокладки расчетом на соблюдение условий, при которых исключается влияние тепловыделений на равномерность морозного пучения грунта. При невозможности обеспечить заданный температурный режим должна предусматриваться замена пучинистого грунта или другие проектные решения.
Толщину стенок труб газопровода на переходах через железные дороги общей сети необходимо принимать на 2—3 мм больше расчетной и для этих участков во всех случаях предусматривать весьма усиленный тип изоляционного покрытия.
4.57. Высоту прокладки надземных газопроводов в местах пересечения с электрифицированными и неэлектрифицированными железнодорожными путями, с трамвайными путями, автомобильными дорогами, контактной сетью троллейбуса следует принимать в соответствии с требованиями СНиП II-89-80.
РАЗМЕЩЕНИЕ ОТКЛЮЧАЮЩИХ УСТРОЙСТВ НА ГАЗОПРОВОДАХ
4.58. Отключающие устройства на газопроводах следует предусматривать:
на вводах в жилые, общественные, производственные здания или в группу смежных зданий, перед наружными газопотребляющими установками;
на вводах в ГРП, на выходе из ГРП при закольцованных газопроводах в системах с двумя и более ГРП;
на ответвлениях от уличных газопроводов к отдельным микрорайонам, кварталам, группам жилых домов или отдельным домам при числе квартир более 400;
для отключения отдельных участков газопроводов с целью обеспечения безопасности и надежности газоснабжения;
при пересечении водных преград двумя нитками и более, а также одной ниткой при ширине водной преграды 75 м и более при меженном горизонте;
при пересечении железных дорог общей сети и автомобильных дорог I и II категорий.
Отключающие устройства допускается не предусматривать:
перед ГРП предприятий, если отключающее устройство, имеющееся на отводе от распределительного газопровода, находится от ГРП на расстоянии не более 100 м;
на пересечении железнодорожных путей общей сети и автомобильных дорог I и II категорий при наличии отключающего устройства на расстоянии от путей (дорог) не более 1000 м, обеспечивающего прекращение подачи газа на участке перехода (линейные задвижки, отключающие устройства после ГРП, ГРС).
4.59. Отключающие устройства на наружных газопроводах следует размещать в колодцах, наземных шкафах или оградах, а также на стенах зданий.
На подземных газопроводах отключающие устройства следует предусматривать, как правило, в колодцах.
4.60. Размещение отключающих устройств следует предусматривать в доступном для обслуживания месте.
Отключающие устройства, устанавливаемые на параллельных газопроводах, следует смещать относительно друг друга на расстояние, обеспечивающее удобство обслуживания, монтажа и демонтажа.
4.61.* В колодцах следует предусматривать компенсирующие устройства, обеспечивающие монтаж и демонтаж запорной арматуры.
При установке в колодце стальной фланцевой арматуры на газопроводах высокого давления I категории допускается предусматривать вместо компенсирующего устройства косую фланцевую вставку.
Установку стальной арматуры, изготовленной для присоединения на сварке, следует предусматривать без компенсирующего устройства и без косой вставки.
4.62. Колодцы следует предусматривать на расстоянии не менее 2 м от линии застройки и ограждения территории предприятий.
В местах отсутствия проезда транспорта и прохода людей люки колодцев следует предусматривать выше уровня земли.
4.63.* Отключающие устройства, предусмотренные к установке на стенах зданий, следует размещать на расстоянии от дверных и открывающихся оконных проемов, м, не менее:
для газопроводов низкого давления по горизонтали, как правило, — 0,5;
для газопроводов среднего давления по горизонтали — 3;
для газопроводов высокого давления II категории по горизонтали — 5.
При расположении отключающей арматуры на высоте более 2,2 м следует предусматривать площадки из негорючих материалов с лестницами.
4.64. Отключающие устройства, проектируемые к установке на участке закольцованных распределительных газопроводов, проходящих по территории промышленных и других предприятий, следует размещать вне территории этих предприятий.
4.65. На вводах и выводах газопроводов из здания ГРП установку отключающих устройств следует предусматривать на расстоянии не менее 5 м и не более 100 м от ГРП.
Отключающие устройства ГРП, размещаемые в пристройках к зданиям, и шкафных ГРП допускается предусматривать на наружных надземных газопроводах на расстоянии менее 5 м от ГРП в удобном для обслуживания месте.
4.66. Отключающие устройства, предусмотренные согласно п. 4.58 к установке на переходах газопроводов через водные преграды, следует размещать на берегах на отметках не ниже отметок ГВВ при 10%-ной обеспеченности и выше отметок ледохода и корчехода, а на горных реках — не ниже отметок ГВВ при 2 %-ной обеспеченности. При этом на закольцованных газопроводах отключающие устройства следует предусматривать на обоих берегах, а на тупиковых одиночных газопроводах — на одном берегу, до перехода (по ходу газа).
4.67. Отключающие устройства, предусмотренные к установке на переходах через железные дороги, следует размещать:
на тупиковых газопроводах — не далее 1000 м до перехода (по ходу газа);
на кольцевых газопроводах — по обе стороны перехода на расстоянии не далее 1000 м от перехода.
СООРУЖЕНИЯ НА ГАЗОПРОВОДАХ
4.68. Колодцы для размещения отключающих устройств на газопроводах следует предусматривать из негорючих, влагостойких и биостойких материалов. Конструкцию и материал колодцев следует принимать из условия исключения проникания в них грунтовых вод.
Наружную поверхность стенок колодцев необходимо предусматривать гладкой, оштукатуренной и покрытой битумными гидроизоляционными материалами.
4.69. В местах прохода газопровода через стенки колодцев следует предусматривать футляры.
4.70. Для защиты от механических повреждений контрольных трубок, контактных выводов контрольно-измерительных пунктов, водоотводящих трубок конденсатосборников, гидрозатворов и арматуры следует предусматривать коверы, которые необходимо устанавливать на бетонные, железобетонные или другие основания, обеспечивающие устойчивость и исключающие их просадку.
4.71. Для определения местоположения сооружений на газопроводе необходимо предусматривать установку над газопроводом или вблизи от него (на стенах зданий и сооружений или на специальных ориентирных столбиках) табличек-указателей.
ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ
4.72.* Для стальных газопроводов следует предусматривать защиту от коррозии, вызываемой окружающей средой и блуждающими электрическими токами.
Защиту от коррозии подземных газопроводов следует проектировать в соответствии с требованиями ГОСТ 9.602—89, нормативно-технической документации, утвержденной в установленном порядке, и требованиями настоящего подраздела.
Материал для защитных покрытий должен соответствовать требованиям разд. 11.
4.73.* На подземных газопроводах в пределах поселений следует предусматривать установку контрольно-измерительных пунктов с интервалами между ними не более 200 м, вне территории поселений — не более 500 м, на пахотных землях — устанавливается проектом. Кроме того, установку контрольно-измерительных пунктов следует предусматривать в местах пересечения газопроводов с подземными газопроводами и другими подземными металлическими инженерными сетями (кроме силовых электрокабелей), рельсовыми путями электрофицированного транспорта (при пересечении более двух рельсовых путей — по обе стороны пересечения), при переходе газопроводов через водные преграды шириной более 75 м.
При этом в местах пересечения газопроводов между собой и с другими подземными сетями необходимость установки контрольно-измерительных пунктов решается проектной организацией в зависимости от коррозионных условий.
4.74. Для измерения защитных электропотенциалов газопроводов допускается использовать отключающие устройства, конденсатосборники и другое оборудование и сооружения на газопроводах.
4.75.* При электрохимической защите газопроводов следует предусматривать изолирующие фланцевые соединения (ИФС):
на входе и выходе газопровода из земли и ГРП, на вводе газопроводов в здания, где возможен электрический контакт газопровода с землей через металлические конструкции здания и инженерные сети, на вводе газопровода на объект, являющийся источником блуждающих токов;
для секционирования газопроводов;
для электрической изоляции отдельных участков газопровода от остального газопровода.
Если сопротивление растеканию контура заземления ГРП или подземных резервуаров СУГ составляет более 50 м, ИФС на газопроводах допускается не устанавливать.
Допускается при переходе подземного газопровода в надземный вместо установки ИФС применять электрическую изоляцию газопровода от опор и конструкций изолирующими прокладками.
4.76. Размещение ИФС следует предусматривать на наружных газопроводах на высоте не более 2,2 м и на расстоянии от дверных и оконных проемов, принимаемом для запорной арматуры согласно п. 4.63, или в колодцах. ИФС в колодцах должны быть оборудованы устанавливаемыми вне колодца контактными устройствами для шунтирования ИФС инвентарными перемычками (на время выполнения работ в колодцах).
4.77. Для фланцевых соединений газопроводов в колодцах следует предусматривать постоянные шунтирующие электроперемычки.
4.78. Расстояние от установок электрохимической защиты и от их контактных устройств до резервуаров СУГ следует принимать не менее 5 м.
4.79.* Протекторы, применяемые для защиты стальных резервуаров СУГ от коррозии, допускается предусматривать в качестве основных заземлителей защиты от прямых ударов молнии. При этом следует учитывать требования РД 34.21.122-87.
4.80. Электроперемычки между трубопроводами, выполненные из полосовой стали, и стальные футляры (за исключением прокладываемых методом прокола> должны иметь изоляционное покрытие весьма усиленного типа.
4.81. Надземные газопроводы следует защищать от атмосферной коррозии покрытием, состоящим из двух слоев грунтовки и двух слоев краски, лака или эмали, предназначенных для наружных работ при расчетной температуре наружного воздуха в районе строительства.
ГАЗОПРОВОДЫ ИЗ ПОЛИЭТИЛЕНОВЫХ ТРУБ*
4.82.* В настоящем подразделе приведены дополнительные требования, которые следует учитывать при проектировании новых и реконструкции действующих подземных газопроводов из полиэтиленовых труб (в дальнейшем тексте подраздела — «газопроводы»).
Требования настоящего подраздела должны выполняться также при реконструкции металлических ветхих (изношенных) подземных газопроводов, выполняемой методом протяжки в них полиэтиленовых труб (плетью).
4.83.* Область применения полиэтиленовых труб для строительства газопроводов в зависимости от давления и состава газа следует принимать в соответствии с табл. 8* с учетом требований, приведенных в пп. 4.84* — 4.85*
Давление газа, МПа (кгс/см 2 ), не более
Область применений полиэтиленовых труб
Газы, допускаемые для транспортирования
Газопроводы на территории городов и других поселений, в том числе для реконструкции подземных стальных газопроводов
Природные газы по ГОСТ 5542 — 87, а также газовоздушные смеси, не содержащие ароматических и хлорированных углеводородов
Газопроводы между сельскими поселениями
4.84.* Газопроводы из полиэтиленовых труб на территории городов должны предусматриваться из труб в бухтах, катушках или на барабанах (в дальнейшем тексте подраздела —длинномерные трубы).
Допускается применение для этой цели труб мерной длины, соединяемых муфтами с закладными нагревателями, и при соответствующем обосновании — стыковой сваркой с проверкой всех соединений физическими методами.
4.85.* Не допускается прокладка газопроводов из полиэтиленовых труб:
в районах с расчетной температурой наружного воздуха ниже минус 45 °С;
на подрабатываемых и закарстованных площадках;
в грунтах II типа просадочности на территории городов и сельских поселений;
в районах с сейсмичностью свыше 6 баллов на территории городов и сельских поселений из труб мерной длины;
надземно, наземно, внутри зданий, а также в тоннелях, коллекторах и каналах;
на участках вновь проектируемых переходов через искусственные и естественные преграды, приведенные в абзаце 1 п.4.94.*
4.86.* Допускается прокладка полиэтиленовых газопроводов на территории городов и сельских поселений, расположенных в районах с сейсмичностью свыше 6 баллов, при условии применения длинномерных труб из полиэтилена средней плотности, соединяемых муфтами с закладными нагревателями.
4.87.* Полиэтиленовые газопроводы в сильнопучинистых грунтах должны укладываться ниже зоны сезонного промерзания.
4.88.* Гидравлический расчет газопроводов может производиться согласно справочному приложению 5.
4.89.* При реконструкции металлического газопровода низкого давления в нем могут быть протянуты полиэтиленовые трубы как для газопровода низкого давления, так и среднего в соответствии с расчетом.
4.90.* Минимальные расстояния по горизонтали в свету от полиэтиленовых газопроводов до зданий и сооружений следует применять как для стальных газопроводов согласно требованиям СНиП 2.07.01-89* с учетом требований п.4.13* СНиП 2.04.08-87*.
На отдельных участках в стесненных условиях допускается уменьшение до 50 % расстояния, приведенного в СНиП 2.07.01-89*, при условии, что на участках сближения по 5 м (для низкого давления 2 м) в каждую сторону от них будет выполнено одно из следующих требований:
применение длинномерных труб без соединений;
использование труб мерной длины, соединенных муфтами с закладными нагревателями;
прокладка труб мерной длины в стальном футляре;
замена на стальные трубы, соответствующие требованиям п.4.13* (абзацы 4,5 и 6).
Участки открытой прокладки полиэтиленовых труб (вне стальных) в местах приближения должны быть защищены от механических повреждений (металлические футляры, сетки, железобетонные плиты и пр.).
Минимальные расстояния от зданий и сооружений до реконструируемого стального газопровода низкого давления при протяжке в нем полиэтиленового газопровода среднего давления (до 0,3 МПа) допускается принимать по нормам для стальных газопроводов низкого давления с учетом требований п.4.13 настоящих норм при условии, что сварные и другие соединения полиэтиленового газопровода и его открытые участки расположены на расстоянии не менее 5 м от зданий и сооружений.
4.91.* Минимальные расстояния по вертикали в свету между полиэтиленовыми газопроводами и подземными инженерными коммуникациями за исключением тепловых сетей следует принимать по нормам, установленным для стальных газопроводов. Для тепловых сетей это расстояние должно определяться из условия исключения возможности нагрева полиэтиленовых труб выше температуры, установленной для принятой марки полиэтилена.
4.92.* Глубину прокладки полиэтиленового газопровода до верха трубы следует предусматривать не менее 1,0 м, а для районов с расчетной температурой наружного воздуха ниже минус 40 °С (до минус 45 °С) — 1,4м. Глубина заложения металлических газопроводов, в которых предусматривается протяжка полиэтиленовых труб, должна соответствовать требованиям п. 4.17.
4.93.* Для газопроводов, прокладываемых на местности с уклоном 1:5 и более, следует предусматривать мероприятия по предотвращению размыва траншеи. Прокладка газопроводов с уклоном 1:2 и более не допускается.
4.94.* Переходы газопроводов через железные дороги общей сети и автомобильные дороги I — II категории, под скоростными дорогами, магистральными улицами и дорогами общегородского значения, а также через водные преграды шириной более 25 м при меженном горизонте и болота III типа (классификация по СНиП III-42-80) следует выполнять из стальных труб. При реконструкции стальных газопроводов допускается на указанных участках за исключением переходов через железные дороги общей сети и переходов, для которых нормами не предусматривается устройство футляров, протяжка в них полиэтиленовых труб.
4.95.* Переходы газопроводов через подъездные железные дороги промышленных предприятий, автомобильные дороги всех категорий (за исключением оговоренных в п. 4.94.*), трамвайные пути, под магистральными улицами и дорогами районного, местного и грузового значения в черте поселения, а также пересечения с коллекторами, тоннелями и каналами, и места прохода газопроводов через стенки колодцев должны предусматриваться в металлических футлярах. При протяжке на указанных участках полиэтиленовых труб установка дополнительных футляров не требуется.
Допускается предусматривать на переходах через автомобильные дороги I и II категорий и дороги другого назначения, перечисленные в п.4.94*, полиэтиленовые трубы в стальных футлярах при условии применения длинномерных труб из полиэтилена средней плотности без сварных и других соединений на участках перехода.
4.96.* При устройстве переходов и пересечений длина концов футляра, глубина заложения и др. должны соответствовать требованиям пп. 4.16, 4.53*— 4.5б* настоящих норм как для стальных газопроводов. При этом глубина заложения полиэтиленового газопровода должна во всех случаях предусматриваться не менее 1,0 м, а при прокладке его в районе с расчетной температурой от минус 40 °С до минус 45 °С не менее 1,4 м от верха трубы. Концы футляра при пересечении стенок газовых колодцев должны выводиться на расстояние не менее 2 см.
4.97.* На участках прокладки полиэтиленовых труб в футлярах и по 5 м в обе стороны от них, а также на участках прохождения их в ветхих стальных газопроводах полиэтиленовые газопроводы не должны иметь сварных и других соединений. При невозможности выполнения требования по протяжке цельнотянутой трубы соединение труб (плетей) должно выполняться муфтами с закладными нагревателями и, как исключение, сваркой встык при обеспечении 100 % проверки сварных соединений физическими методами контроля.
4.98.* Не допускается прокладка в межтрубном пространстве полиэтиленовой и стальной трубы эксплуатационного кабеля связи, телемеханики, телефона и дренажного кабеля электрозащиты. Указанные коммуникации могут быть оставлены в межтрубном пространстве реконструируемого стального газопровода и его футляра.
4.99.* Необходимость устройства футляров и их конструкция на газопроводах при пересечении ими подземных инженерных коммуникаций бесканальной прокладки и безкатегорийных грунтовых дорог, в том числе на территории сельских поселений, решается проектной организацией. При этом допускается предусматривать футляры из асбоцементных или полиэтиленовых труб, а глубина прокладки под дорогою должна быть не менее 1,5 м.
4.100.* Арматуру и оборудование на полиэтиленовых газопроводах следует предусматривать как для стальных газопроводов. Допускается установка полиэтиленовых кранов в грунте (без колодца) при условии размещения их в футляре или другой защитной конструкции с устройством ковера.
4.101.* Вводы к зданиям должны выполняться, как правило, из стальных труб. Расстояние от фундамента здания до полиэтиленового газопровода должно быть не менее 1,0 м для газа низкого давления и 2,0м — среднего давления.
Допускается выполнять цокольные вводы полиэтиленовых газопроводов до мест их присоединения к шкафным регуляторным пунктам (далее — ШРП) и комбинированным регуляторам давления, а также присоединять полиэтиленовые трубы к надземным металлическим газопроводам с выходом полиэтиленовой трубы на высоту до 0,8 м от поверхности земли при условии заключения ее с узлом соединения в металлический футляр.
Конструкция ввода должна определяться проектом или нормалью.
4.102.* Допускается предусматривать прокладку в одной траншее двух полиэтиленовых газопроводов и более, а также полиэтиленового и стального газопроводов. Расстояние между газопроводами следует принимать из условий возможности производства работ по монтажу и ремонту газопроводов.
4.103.* Полиэтиленовые трубы следует соединять между собой на сварных установках сваркой встык при толщине стенок труб, как правило, не менее 5 мм или муфтами с закладными нагревателями.
Допускается применять другие способы соединения полиэтиленовых труб в соответствии с требованиями ведомственных нормативных документов, утвержденных в установленном порядке.
Соединение полиэтиленовых газопроводов давлением до 0,6 МПа со стальными участками следует предусматривать как разъемными (фланцевыми), так и неразъемными (раструбными обычного или нахлес-точными усиленного типов). Разъемные соединения следует размещать в колодцах, неразъемные соединения — в грунте или колодцах. Одиночные фланцевые соединения без задвижек и компенсаторов допускается размещать непосредственно в грунте в металлическом футляре (кожухе). Неразъемные соединения обычного типа следует предусматривать на газопроводах давлением не свыше 0,3 МПа.
4.104.* Присоединение ответвлений к полиэтиленовому газопроводу следует предусматривать с помощью соединительных деталей из полиэтилена или стальными вставками. Длина стальных вставок должна быть не менее 0,8 м.
4.105.* Переходы полиэтиленовых труб с одного диаметра на другой, а также повороты газопроводов следует выполнять с помощью соединительных деталей из полиэтилена.
При отсутствии полиэтиленовых отводов повороты межпоселкового газопровода, а для диаметра 63 мм и менее независимо от места прокладки, допускается выполнять упругим изгибом с радиусом не менее 25 наружных диаметров трубы.
Для газопроводов низкого давления диаметром до 63 мм включительно допускается предусматривать повороты полиэтиленовых труб с радиусом не менее 3,0 Дн, выполняемые путем изгиба труб в горячем состоянии по технологии, в соответствии с проектом производства работ.
4.106.* Контрольные трубки на полиэтиленовых газопроводах следует предусматривать на одном конце металлических футляров при пересечении газопроводом железных дорог, трамвайных путей, автомобильных дорог, каналов, коллекторов и тоннелей, а также на вертикальных надземных участках в местах выхода полиэтиленовых труб из земли при применении разъемных соединений в футляре, в местах бесколодезного расположения разъемных соединений и на одном из концов секции, в которой протягивается полиэтиленовый газопровод. При протяжке трубы без сварных соединений и длине секции не более 150 м допускается не устанавливать контрольную трубку.
4.107.* При укладке газопровода из полиэтиленовых труб в скальных грунтах, в грунтах I типа просадочности, II типа просадочности только между сельскими поселениями, среднепучинистых и грунтах с включениями щебня, а также в местах открытой (вне стального газопровода) прокладки полиэтиленовых труб при восстановлении стальных газопроводов следует предусматривать устройство под газопроводы основания толщиной не менее 10 см из песчаного грунта или другого непучинистого грунта, не содержащего крупных (не более 2,0 см) включений, и засыпку таким же грунтом на высоту не менее 20 см.
4.108.* Обозначение трассы полиэтиленового газопровода за пределами поселения следует предусматривать путем установки опознавательных знаков, располагаемых на расстоянии не более 500 м друг от друга и на расстоянии 1 м от оси газопровода, справа по ходу газа, а также на поворотах, в местах ответвлений и расположения контрольных трубок или (при отсутствии постоянных точек привязки) путем прокладки вдоль газопровода, изолированного алюминиевого или медного провода сечением 2,5—4,0 мм 2 .
При использовании для обозначения трассы газопровода изолированного провода опознавательные знаки допускается устанавливать в местах вывода провода на поверхность земли и в местах расположения контрольных трубок.
4.109.* Газопроводы, реконструируемые путем протяжки в них полиэтиленовых труб, должны быть ограничены отдельными участками (секциями), концы которых между полиэтиленовой и стальной трубами заделываются. Конструкция заделки определяется проектом.
Длина таких участков определяется с учетом протяженности цельнотянутых труб в бухтах (на барабанах) и, как правило, не должна превышать 150 м.
В зависимости от местных условий прохождения трассы газопровода, принятой технологии реконструкции газопровода, плотности и этажности застройки и прочего допускается увеличение протяженности секций до 500 м при условии применения: длинномерных труб с количеством сварных соединений до 3 шт.; труб мерной длины, соединяемых муфтами с закладными нагревателями или сваркой встык, сварные соединения которых проверены физическими методами контроля.
При протяженности секций более 150 м рекомендуется установка сигнализаторов загазованности.
4.110.* Для вновь проектируемых и открытых (вне стального газопровода) участков реконструируемых газопроводов на территории городов, как правило, должны предусматриваться технические решения, предупреждающие при выполнении земляных работ о прохождении на данном участке полиэтиленового газопровода. Например, укладка на расстоянии 0,25 м от верха трубопровода полиэтиленовой сигнальной ленты шириной не менее 0,20 м, с несмываемой надписью «Газ». Для участков пересечений со всеми инженерными коммуникациями это требование обязательно. Открытые участки полиэтиленовых газопроводов в местах прокладки их на глубине менее 1,0 м и под дорогами должны быть защищены от механических повреждений в случае проведения земляных работ. Способ защиты определяется проектом.
4.111.* Максимальный наружный диаметр полиэтиленовых труб по отношению к внутреннему диаметру реконструируемого стального газопровода следует принимать не менее чем: на 20 мм меньше — при использовании плетей (без сварных соединений); на 40 мм меньше — при использовании плетей, сваренных из отдельных труб.
4.112.* Проектные решения по реконструкции стальных газопроводов должны предусматривать защиту от электрохимической коррозии стальных вставок, вводов и других металлических участков и частей газопровода. Необходимость сохранения активной защиты реконструируемого газопровода решается проектной организацией в зависимости от конкретных условий прохождения трассы газопровода, наличия совместной защиты и влияние ее на другие подземные сооружения, степени ответственности отдельных участков газопровода, его технического состояния.
Ищете, где купить газовое оборудование в вашем городе? Для поиска информации воспользуйтесь нашим каталогом поставщиков и производителей. Здесь представлены компании почти из всех регионов России и СНГ — Актобе, Алексин, Арзамас, Барнаул, Белгород, Благовещенск, Бологое, Борисоглебск, Брест, Брянск, Владимир, Волгоград, Воронеж, Гусь-Хрустальный, Днепропетровск, Екатеринбург, Ереван, Иваново, Ижевск, Иркутск, Йошкар-Ола, Казань, Калининград, Калуга, Каспийск, Кемерово, Киев, Краснодар, Кумертау, Курган, Липецк, Лиски, Махачкала, Миасс, Минск, Москва, Набережные Челны, Нижний Новгород, Новогрудок, Новороссийск, Новосибирск, Обнинск, Омск, Оренбург, Пенза, Пермь, Петрозаводск, Пятигорск, Ростов-на-Дону, Самара, Санкт-Петербург, Саратов, Смоленск, Ставрополь, Старая Русса, Сургут, Таганрог, Тверь, Тула, Тюмень, Ульяновск, Уфа, Харьков, Чебоксары, Челябинск, Чита, Энгельс, Южно-Сахалинск, Якутск, Ярославль и др.
Источник: www.gazportal.ru