Строительные нормы рк
жүктеу/скачать 0.6 Mb.
|
| Технический регламент «О безопасности зданий и сооружений, строительных материалов и изделий».
СН РК 2.02-11-2002 «Нормы оборудования зданий, помещений и сооружений системами автоматической пожарной сигнализации, автоматическими установками пожаротушения и оповещения людей о пожаре» СНиП 2.01.07-85 Нагрузки и воздействия» ПРИМЕЧАНИЕ При пользовании настоящими строительными нормами целесообразно проверить действие ссылочных стандартов и нормативных документов по ежегодно издаваемым информационным указателям «Указатель нормативных документов по стандартизации Республики Казахстан», «Указатель межгосударственных нормативных документов по стандартизации», «Перечень нормативных правовых и нормативно-технических актов в сфере архитектуры, градостроительства и строительства, действующих на территории Республики Казахстан» по состоянию на текущий год. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящими нормами следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку. 3 Термины и определения В данных строительных нормах применяются термины с соответствующими определениями: 3.1 Цель нормативных требований: формулировка того, что именно должно быть достигнуто выполнением нормативного требования. 3.2 Функциональное требование: описание на качественном уровне того, каким образом объект должен функционировать, чтобы обеспечить выполнение цели, которая установлена нормативным требованием. 3.3 Минимальный уровень рабочих характеристик объекта (далее: приемлемые строительные решения): нормативные требования, одобренные уполномоченным органом, задающие приемлемые для потребителей технические характеристики строительного объекта и обеспечивающие при их практической реализации презумпцию соответствия нормируемого объекта. 3.1 сеть газораспределения: Технологический комплекс, состоящий из наружных газопроводов, газопроводов-вводов, сооружений, технических и технологических устройств на них. 3.2 сеть газопотребления: Технологический комплекс газовой сети потребителя, расположенный от места присоединения к газораспределительной сети до газоиспользующего оборудования и состоящий из наружных и внутренних газопроводов и технических устройств на них. 3.3 газ: Углеводородное топливо, находящееся в газообразном состоянии при температуре 15ºС и давлении 0,1 МПа. SUB3043.4 максимальное рабочее давление (MOP): максимальное давление газа в трубопроводе, допускаемое для постоянной эксплуатации. 3.5 источник газа: элемент системы газоснабжения [например, газораспределительная станция (ГРС), предназначенный для подачи газа (природного газа и СУГ) в газораспределительную сеть. 3.6 наружный газопровод: подземный и (или) надземный газопровод сети газораспределения или газопотребления, проложенный вне зданий, до внешней грани наружной конструкции здания. 3.7 внутренний газопровод: Газопровод, проложенный внутри здания от вводного газопровода до места установки газоиспользующего оборудования. SUB3083.8 межпоселковый газопровод: распределительный газопровод, проложенный вне территории поселений. SUB3093.9 подземный газопровод: наружный газопровод, проложенный ниже уровня поверхности земли или по поверхности земли в обваловании. SUB3103.10 надземный газопровод: наружный газопровод, проложенный над поверхностью земли или по поверхности земли без обвалования. 3.11 подводный газопровод: наружный газопровод, проложенный ниже уровня поверхности дна пересекаемых водных преград. 3.12 стандартное размерное отношение (SDR): отношение номинального наружного диаметра полимерной трубы к ее номинальной толщине стенки. 3.13 пункт редуцирования газа (ПРГ): технологическое устройство сетей газораспределения и газопотребления, предназначенное для снижения давления газа и поддержания его в заданных пределах независимо от расхода газа. 3.14 резервуарная установка СУГ: технологическое устройство, включающее резервуар или группу резервуаров и предназначенное для хранения и подачи сжиженных углеводородных газов в газораспределительную сеть. 3.15 индивидуальная баллонная установка: технологическое устройство, включающее в себя не более двух баллонов со СУГ, газопроводы, технические устройства, предназначенные для подачи газа в сеть газораспределения. 3.16 групповая баллонная установка СУГ: технологическое устройство, включающее в себя более двух баллонов со СУГ, газопроводы, технические устройства и средства измерения, предназначенные для подачи газа в сеть газораспределения. 3.17 газонаполнительная станция (ГНС): предприятие, предназначенное для приема, хранения и отпуска сжиженных углеводородных газов потребителям в автоцистернах и бытовых баллонах, ремонта и переосвидетельствования газовых баллонов. 3.18 газонаполнительный пункт (ГНП): предприятие, предназначенное для приема, хранения и отпуска сжиженных углеводородных газов потребителям в бытовых баллонах. 3.19 стесненные условия прокладки газопровода: условия прокладки газопровода, при которых расстояния, регламентированные нормативными документами, выполнить не представляется возможным. 3.20 сигнализатор загазованности помещения: техническое устройство, предназначенное для обеспечения непрерывного контроля концентрации природного или угарного газа в помещении с выдачей звукового и светового сигналов при достижении установленного уровня контролируемой концентрации газа в воздухе помещения. 3.21 система контроля загазованности помещения: технологический комплекс, предназначенный для непрерывного автоматического контроля концентрации газа в помещении, обеспечивающий подачу звукового и светового сигналов, а также автоматическое отключение подачи газа во внутреннем газопроводе сети газопотребления при достижении установленного уровня контролируемой концентрации газа в воздухе помещения. 3.22 клапан безопасности (контроллер) расхода газа: устройство, автоматически перекрывающее течение газа в газопроводе при превышении определенного значения расхода газа. 3.23 регулятор-стабилизатор: устройство, автоматически стабилизирующее и поддерживающее рабочее давление, необходимое для оптимальной работы газоиспользующего оборудования. 4. Функциональные требования. Основные положения. 4.1. Цель функциональных требований: - создание сетей газораспределения, газопотребления и объектов СУГ обеспечивающих подачу потребителям требуемых параметров газа в необходимом объеме на всех этапах жизненного цикла и отвечающих требованиям безопасности. 4.2. Задачи функциональных требований, выполнение которых обеспечит выполнение поставленной цели: - проектирование, строительство, капитальный ремонт, расширение и техническое перевооружение сетей газораспределения и газопотребления осуществлять в соответствии со схемами газоснабжения, разработанными в составе межрегиональных и региональных программ газификации в целях обеспечения предусматриваемого этими программами уровня газификации жилищно-коммунального хозяйства, промышленных и иных организаций; - газораспределительная система должна обеспечивать подачу потребителям требуемых параметров газа и в необходимом объеме; - для неотключаемых потребителей газа, перечень которых утверждается в установленном порядке, имеющих преимущественное право пользования газом в качестве топлива и поставки газа которым не подлежат ограничению или прекращению, должна быть обеспечена бесперебойная подача газа путем закольцевания газопроводов или другими способами; - обеспечить безопасность строительства, эксплуатации, ремонта, расширения и технического перевооружения сетей газораспределения, газопотребления и объектов СУГ в соответствии с Техническим регламентом Евразийского экономического сообщества «О безопасности зданий и сооружений, строительных материалов и изделий» 5. Приемлемые строительные решения 5.1 Строительство сетей газораспределения и реконструкция изношенных стальных газопроводов должны осуществляться: с применением преимущественно полимерных труб и соединительных деталей (например, из полиэтилена и его модификаций, полиамидов); с установкой у каждого потребителя регулирующих и предохранительных устройств; с прокладкой газопроводов в местах ограниченного доступа. В сетях газопотребления безопасность использования газа должна обеспечиваться техническими средствами и устройствами. При проектировании газопроводов из полиэтиленовых и стальных труб предусматривать присоединение их к действующим газопроводам без снижения давления. 5.2 Внутренние диаметры газопроводов должны определяться расчетом из условия обеспечения газоснабжения всех потребителей в часы максимального потребления газа. 5.3 Качество природного газа должно соответствовать ГОСТ 5542, СУГ - ГОСТ 20448, и ГОСТ 27578. Качество газа иного происхождения должно соответствовать нормативным документам на поставку. Допускается транспортирование газов иного происхождения при условии подтверждения обеспечения целостности и надежной эксплуатации сетей газораспределения и газопотребления на весь период эксплуатации в соответствии с требованиями настоящих норм. 5.4 Выбор схем газораспределения следует проводить в зависимости от объема, структуры и плотности газопотребления поселений (сельских и городских) и городских округов, размещения жилых и производственных зон, а также источников газоснабжения (местоположение и мощность существующих и проектируемых магистральных газопроводов, ГРС и др.). Выбор той или иной схемы сетей газораспределения в проектной документации должен быть обоснован экономически и обеспечен необходимой степенью безопасности. 5.5 При использовании одно - или многоступенчатой сети газораспределения подача газа потребителям производится по распределительным газопроводам одной или нескольких категорий давления. В поселениях (сельских и городских) и городских округах следует предусматривать сети газораспределения категорий I - III по давлению с пунктами редуцирования газа (ПРГ) у потребителя. Допускается подача газа от одного ПРГ по распределительным газопроводам низкого давления ограниченному количеству потребителей - не более трех многоквартирных домов с общим количеством квартир не более 150. При газификации одноквартирных жилых домов следует предусматривать ПРГ для каждого дома. 5.6 По рабочему давлению транспортируемого газа газопроводы подразделяют на газопроводы высокого давления категорий I-a, I и II, среднего давления категории III и низкого давления категории IV в соответствии с таблицей 1. Газопроводы из полиэтиленовых труб следует применять для подземной прокладки при давлении природного газа до 0,6 МПа включительно внутри поселений, до 1,2 МПа включительно - межпоселковые, и до 0,005 МПа включительно - для паровой фазы СУГ. Таблица 1
Газопроводы из стальных труб и их соединительные детали могут применяться для наружной и внутренней прокладки для всех давлений для природного газа и до 1,6 МПа включительно - для СУГ. Газопроводы из медных труб и их соединительные детали могут применяться для наружной и внутренней прокладки при давлении природного газа и СУГ до 0,005 МПа включительно. Газопроводы из многослойных полимерных труб и их соединительные детали могут применяться для внутренней прокладки при давлении природного газа до 0,005 МПа включительно. 5.7 Сети газораспределения, резервуарные и баллонные установки, газонаполнительные станции и другие объекты СУГ должны быть спроектированы и построены так, чтобы при восприятии нагрузок и воздействий, действующих на них в течение предполагаемого срока службы, были обеспечены их необходимые по условиям безопасности прочность, устойчивость и герметичность. Выбор способа прокладки и материала труб для газопровода следует предусматривать с учетом пучинистости грунта и других гидрогеологических условий, а также температуры газа, подаваемого из ГРС. 5.8 При проектировании газопроводов следует выполнять расчеты на прочность для определения: - толщины стенок труб и соединительных деталей; - продольных напряжений, значения которых не должны превышать допустимых. Полиэтиленовые трубы и соединительные детали должны изготавливаться из полиэтиленов наименований ПЭ 80 и ПЭ 100 с минимальной длительной прочностью (MRS) соответственно 8,0 и 10,0 МПа. При этом стандартное размерное отношение наружного диаметра к толщине стенки (SDR) трубы и соединительной детали и наименование полиэтилена следует выбирать в зависимости от максимального рабочего давления (МОР) в проектируемом газопроводе, и принятого с учетом условий эксплуатации значения коэффициента запаса прочности. Полиэтиленовые трубы (трубы без защитной оболочки, с защитной оболочкой, с соэкструзионными слоями) должны соответствовать требованиям ГОСТ Р 50838, соединительные детали - ГОСТ Р 52779. Многослойные полимерные (металлополимерные - содержащие один металлический слой, и армированные синтетическими нитями) трубы и металлические соединительные детали для газопроводов должны соответствовать требованиям нормативных документов на продукцию. Медные трубы, применяемые для строительства газопроводов, должны соответствовать требованиям ГОСТ Р 52318, соединительные детали из меди и медных сплавов - требованиям ГОСТ Р 52922, ГОСТ Р 52948 и ГОСТ Р 52949. Для газопроводов-вводов из меди следует применять трубы с толщиной стенки не менее 1,5 мм, для внутренних газопроводов - не менее 1 мм. Для стальных газопроводов следует применять трубы и соединительные детали с толщинами стенок не менее: 3 мм - для подземных, 2 мм - для надземных и внутренних. Для импульсных газопроводов следует принимать толщину стенки трубы не менее 1,2 мм. Характеристики предельных состояний, коэффициенты надежности по ответственности, нормативные и расчетные значения нагрузок и воздействий и их сочетаний, а также нормативные и расчетные значения характеристик материалов следует принимать в расчетах с учетом требований ГОСТ 27751 и СП 20.13330. Расчеты газопроводов на прочность должны выполняться в соответствии с действующими нормативными документами. 5.9 При проектировании сетей газораспределения и газопотребления в особых природных, грунтовых и климатических условиях (далее - особые условия) следует предусматривать специальные мероприятия, приведенные в разделе 5.6, обеспечивающие устойчивость, прочность и герметичность газопроводов. 5.10 Металлические газопроводы должны быть защищены от коррозии. Защита подземных и наземных с обвалованием стальных газопроводов, резервуаров СУГ, стальных вставок полиэтиленовых газопроводов и стальных футляров на газопроводах от почвенной коррозии и коррозии блуждающими токами - в соответствии с требованиями ГОСТ 9.602. Надземные и внутренние стальные газопроводы следует защищать от атмосферной коррозии. 5.11 Газораспределительные сети поселений с населением более 100 тыс. человек должны быть оснащены автоматизированными системами дистанционного управления технологическим процессом распределения газа и коммерческого учета потребления газа (АСУ ТП РГ). Для поселений с населением менее 100 тыс. человек решение об оснащении газораспределительных сетей АСУ ТП РГ принимается заказчиком. 5.12 Для сетей газораспределения и газопотребления и объектов СУГ должны применяться материалы, изделия, газоиспользующее оборудование и технические устройства по действующим стандартам и другим нормативным документам на их изготовление, поставку, сроки службы, характеристики, свойства и назначение (области применения) которых, соответствуют условиям их эксплуатации. Пригодность для сетей газораспределения и газопотребления новых материалов, изделий, газоиспользующего оборудования и технических устройств, в том числе зарубежного производства, при отсутствии нормативных документов на них должна быть подтверждена в установленном порядке техническим свидетельством, выданным федеральным органом исполнительной власти. 5.13 Для подземных газопроводов разрешается применять полиэтиленовые трубы, армированные стальным сетчатым каркасом (металлопластовые) или синтетическими нитями, при условии подтверждения в установленном порядке их пригодности для применения в строительстве. Для внутренних газопроводов низкого давления разрешается применять стальные, многослойные полимерные (в том числе армированные) и медные трубы. Полиэтиленовые трубы и соединительные детали в газопроводе должны изготавливаться из полиэтилена одного наименования, допускается по требованию потребителей соединение деталей и труб из полиэтилена разных наименований (ПЭ 80 и ПЭ 100) сваркой деталями с закладными нагревателями (ЗН) из ПЭ 100. Стальные бесшовные, сварные (прямошовные и спиральношовные) трубы и соединительные детали для газораспределительных систем должны быть изготовлены из стали, содержащей не более 0,25 % углерода, 0,056 % серы и 0,046 % фосфора. Медные трубы (твердого и полутвердого состояния) и соединительные детали должны быть изготовлены из меди марок М1ф и М1р по ГОСТ 859 с содержанием меди (Cu) или сплава меди и серебра (Cu+Ag) не менее 99,90 %, фосфора - не более 0,04 %. Трубы, изготовленные из меди марки М1р, допускается применять для соединений, выполненных прессованием. Медные трубы мягкого состояния по ГОСТ 859 допускается применять для присоединения к газоиспользующему оборудованию. На объектах СУГ следует применять для жидкой фазы СУГ стальные бесшовные, для паровой фазы СУГ стальные - бесшовные или электросварные трубы, а для газопроводов паровой фазы СУГ низкого давления от резервуарных установок допускается применение полиэтиленовых труб и соединительных деталей из ПЭ 100, многослойных полимерных труб и их соединительных деталей, а также медных труб и соединительных деталей из меди и медных сплавов, за исключением соединений, выполненных прессованием. Материал труб, трубопроводной запорной арматуры, соединительных деталей, сварочных материалов, крепежных элементов и других выбирают с учетом давления газа, расчетной температуры наружного воздуха в районе строительства и температуры стенки трубы при эксплуатации, грунтовых и природных условий, наличия вибрационных нагрузок и т.д. 5.14 Ударная вязкость металла стальных труб и соединительных деталей толщиной стенки 5 мм и более должна быть не ниже 30 Дж/см2 для газопроводов, прокладываемых в районах с расчетной температурой ниже минус 40 °С, а также (независимо от района строительства): - для газопроводов давлением свыше 0,6 МПа и при диаметре более 620 мм, - подземных, прокладываемых в районах сейсмичностью свыше 6 баллов, - испытывающих вибрационные нагрузки, - подземных, прокладываемых в особых условиях, - на переходах через естественные преграды и в местах пересечений с железными дорогами и автодорогами категорий I - III и магистральных улиц и дорог. При этом ударная вязкость основного металла труб и соединительных деталей должна определяться при минимальной температуре эксплуатации. 5.15 Сварные соединения труб по своим физико-механическим свойствам и герметичности должны соответствовать характеристикам основного материала свариваемых труб. Типы, конструктивные элементы и размеры сварных соединений должны соответствовать: - сварных соединений стальных труб - ГОСТ 16037; - сварных соединений медных труб - ГОСТ 16038; - паяных соединений медных труб - ГОСТ 19249. Для стальных подземных газопроводов должны применяться стыковые и тавровые соединения, для полиэтиленовых - соединения встык нагретым инструментом или при помощи деталей с ЗН, для подземных и надземных медных газопроводов - соединения, выполненные сваркой или высокотемпературной капиллярной пайкой (далее - пайкой). Для внутренних газопроводов допускается применять соединения: - выполненные пайкой и прессованием, с использованием пресс-фитингов из меди и медных сплавов- для медных труб; - выполненные прессовым обжатием - для полимерных многослойных (металлополимерных и армированных синтетическими нитями); - стыковые и тавровые- для стальных труб. На каждое сварное соединение (или рядом с ним) наружных подземных газопроводов должно быть нанесено обозначение (номер, клеймо) сварщика, выполнившего это соединение. Размещение соединений в стенах, перекрытиях и других конструкциях зданий и сооружений не допускается. 5.16 Конструкция запорной арматуры должна обеспечивать стойкость к транспортируемой среде и испытательному давлению. Запорная и регулирующая арматура должна обеспечивать герметичность затворов не ниже класса В. Конструкция автоматических быстродействующих предохранительных запорных клапанов (ПЗК) перед горелками и предохранительных запорных клапанов на газопроводах жидкой фазы СУГ должна обеспечивать герметичность затворов не ниже класса А. Классы герметичности затворов должны определяться по ГОСТ 9544. 5.17 Строительство, реконструкцию, капитальный ремонт, расширение и техническое перевооружение сетей газораспределения и газопотребления следует осуществлять в соответствии с проектом, утвержденным в установленном порядке, а также с учетом требований настоящих норм. При проектировании газораспределительных сетей следует предусматривать перечень инженерно-технических мероприятий по охране окружающей среды и обеспечению безопасности в соответствии с действующим законодательством стран-членов ЕврАзЭС. Границы охранных зон газораспределительных сетей и условия использования земельных участков, расположенных в их пределах, должны определяться в соответствии с действующим законодательством стран-членов ЕврАзЭС. 5.18 Работоспособность и безопасность эксплуатации сетей газораспределения и газопотребления и объектов СУГ должны поддерживаться и сохраняться путем проведения технического обслуживания и ремонта в соответствии с эксплуатационными документами, техническими регламентами, национальными стандартами и сводами правил, утвержденными федеральными органами исполнительной власти, и другими нормативными правовыми документами. Присоединение газопроводов без снижения давления должны выполняться с использованием специального оборудования, обеспечивающего безопасность проведения работ по технологиям и производственным инструкциям, утвержденным в установленном порядке. После проведения работ по присоединению к действующему газопроводу без снижения давления все выполненные при врезке сварные стыки подлежат визуальному и измерительному контролю, а также радиографическому контролю. 5.19 При наличии в других нормативных документах требований, отличающихся от требований настоящих норм, следует соблюдать более жесткие требования. 6. Наружные газопроводы 6.1 Общие положения 6.1.1 Наружные газопроводы следует размещать по отношению к зданиям, сооружениям и сетям инженерно-технического обеспечения в соответствии с приложениями Б и В. К подземным газопроводам приравнивают наземные газопроводы в обваловании, к надземным - наземные без обвалования. При наземной прокладке в обваловании материал и габариты обвалования следует принимать исходя из теплотехнического расчета, а также обеспечения устойчивости газопровода и обвалования. При прокладке подземных газопроводов давлением до 0,6 МПа в стесненных условиях, на отдельных участках трассы, между зданиями и под арками зданий, а также газопроводов давлением свыше 0,6 МПа при сближении их с отдельно стоящими подсобными строениями (зданиями без постоянного присутствия людей) разрешается сокращать не более чем на 50 % расстояния в стесненных условиях и не более 25 % - в особых природных условиях (см. приложения Б и В). При этом на участках сближения и на расстоянии не менее 5 м в каждую сторону от этих участков следует применять: - для стальных газопроводов: бесшовные трубы, электросварные трубы при 100 %-ном контроле физическими методами заводских сварных соединений, электросварные трубы, не прошедшие указанного выше контроля, проложенные в защитном футляре; - для полиэтиленовых газопроводов: длинномерные трубы без соединений, трубы мерной длины, соединенные сваркой нагретым инструментом встык, выполненной на сварочной технике высокой степени автоматизации, или соединенные деталями с ЗН, трубы мерной длины, сваренные сварочной техникой средней степени автоматизации, проложенные в футляре, трубы мерной длины, сваренные сварочной техникой с ручным управлением при 100 %-ном контроле стыков физическими методами, проложенные в футляре. Монтажные стыки стальных газопроводов должны проходить 100 %-ный контроль физическими методами. При прокладке газопроводов в стесненных условиях вдоль железных дорог следует руководствоваться приложением В. При прокладке газопроводов на расстоянии менее 50 м от железных дорог общей сети и внешних железнодорожных подъездных путей предприятий на участке сближения и на расстоянии 5 м в каждую сторону глубина заложения должна быть не менее 2,0 м. Стыковые сварные соединения должны пройти 100 %-ный контроль физическими методами. При этом полиэтиленовые трубы должны быть изготовлены из ПЭ 100 с коэффициентом запаса прочности не менее 3,2 и 2,0 для газопроводов, прокладываемых на территории поселений и городских округов, и между поселениями, соответственно, а толщина стенки стальных труб должна быть на 2 - 3 мм больше расчетной. Для газопроводов давлением до 0,3 МПа включительно допускается применять полиэтиленовые трубы из ПЭ 80 с коэффициентом запаса прочности не менее 3,2. Допускается прокладка газопроводов давлением свыше 0,6 МПа в поселении при входе в промузел (промзону), а также в незастроенной части поселения, если это не противоречит схемам размещения объектов капитального строительства, предусмотренным генеральным планом поселения. 6.1.2 Прокладку газопроводов следует предусматривать подземной. В исключительных случаях допускается надземная прокладка газопроводов по стенам зданий внутри жилых дворов и кварталов, а также на отдельных участках трассы, в том числе на участках переходов через искусственные и естественные преграды, при пересечении сетей инженерно-технического обеспечения. Такую прокладку газопроводов допускается предусматривать при соответствующем обосновании и осуществлять в местах ограничения доступа посторонних лиц к газопроводу. Наземные газопроводы с обвалованием могут прокладываться при особых грунтовых и гидрологических условиях. Материал и габариты обвалования следует принимать исходя из теплотехнического расчета, а также обеспечения устойчивости газопровода и обвалования. Высоту прокладки надземных газопроводов и глубину заложения подземных газопроводов СУГ следует принимать как для газопроводов сетей газораспределения и газопотребления природного газа, за исключением оговоренных случаев. Прокладку газопроводов, в том числе газопроводов СУГ, если она предусмотрена функциональными требованиями на ГНС и ГНП, следует предусматривать надземной. 6.1.3 Прокладка газопроводов в тоннелях, коллекторах и каналах не допускается. Исключение составляет прокладка стальных газопроводов давлением до 0,6 МПа в соответствии с требованиями СП 18.13330 на территории промышленных предприятий, а также в каналах в многолетнемерзлых грунтах под автомобильными и железными дорогами и газопроводов СУГ под автомобильными дорогами на территории АГЗС. 6.1.4 Соединения труб следует предусматривать неразъемными. Разъемными могут быть соединения стальных труб с полиэтиленовыми и в местах установки технических устройств и газоиспользующего оборудования. Разъемные соединения полиэтиленовых труб со стальными в грунте должны предусматриваться при условии устройства футляра с контрольной трубкой. 6.1.5 Газопроводы в местах входа и выхода из земли, а также вводы газопроводов в здания должны быть заключены в футляр. Концы футляра в местах входа и выхода газопровода из земли, зазор между газопроводом и футляром на вводах газопровода в здания следует заделывать эластичным материалом на всю длину футляра. Пространство между стеной и футляром следует заделывать, например, цементным раствором, бетоном и т.п., на всю толщину пересекаемой конструкции (по возможности). Футляры на выходе и входе газопровода из земли при условии наличия на нем защитного покрытия, стойкого к внешним воздействиям, допускается не устанавливать. 6.1.6 Следует предусматривать вводы газопроводов в здания непосредственно в помещение, в котором установлено газоиспользующее оборудование, или в смежное с ним помещение, соединенное открытым проемом. Не допускается прокладка газопроводов через фундаменты зданий (кроме оговоренных случаев) и под фундаментами. Не допускаются вводы газопроводов в помещения подвальных и цокольных этажей зданий, кроме вводов газопроводов природного газа и паровой фазы СУГ низкого давления в одноквартирные и блокированные дома. В сейсмических районах ввод газопровода в несейсмостойкое здание допускается только подземный. 6.1.7 Отключающие устройства на газопроводах следует предусматривать: - перед отдельно стоящими или блокированными зданиями; - для отключения стояков жилых зданий выше пяти этажей; - перед наружным газоиспользующим оборудованием; - перед пунктами редуцирования газа (ПРГ), за исключением ПРГ предприятий, на ответвлении газопровода к которым имеется отключающее устройство на расстоянии менее 100 м от ПРГ; - на выходе из ПРГ, закольцованных газопроводами; - на ответвлениях от газопроводов к поселениям, отдельным микрорайонам, кварталам, группам жилых домов (при числе квартир более 400 к отдельному дому), а также на ответвлениях к производственным потребителям и котельным; - при пересечении водных преград двумя нитками газопровода и более, а также одной ниткой при ширине водной преграды при меженном горизонте 75 м и более; - при пересечении железных дорог общей сети и автомобильных дорог категорий I-II, если отключающее устройство, обеспечивающее прекращение подачи газа на участке перехода, расположено на расстоянии более 1000 м от дорог. На вводе газопроводов в насосно-компрессорное и наполнительное отделения предусматривают снаружи здания отключающее устройство с электроприводом на расстоянии от здания не менее 5 и не более 30 м. 6.1.8 Отключающие устройства на надземных газопроводах, проложенных по стенам зданий и на опорах, следует размещать на расстоянии (в радиусе) от дверных и открывающихся оконных проемов не менее: - для газопроводов низкого давления категории IV - 0,5 м; - для газопроводов среднего давления категории III - 1 м; - для газопроводов высокого давления категории II - 3 м; - для газопроводов высокого давления категории I - 5 м. Места установки отключающих устройств должны быть защищены от несанкционированного доступа к ним посторонних лиц. На участках транзитной прокладки газопроводов по стенам зданий установка отключающих устройств не допускается. Установка отключающих устройств под балконами и лоджиями также не допускается. 6.1.9 На участках присоединения к распределительному газопроводу газопроводов-вводов к отдельным зданиям различного назначения, многоквартирным домам, котельным и производственным потребителям должны быть установлены клапаны безопасности (контроллеры) расхода газа без байпасного отверстия (перепускного отверстия для автоматического выравнивания давления). Контроллеры расхода газа устанавливают на газопроводе - вводе диаметром до 160 мм включительно давлением от 0,0025 МПа в месте его присоединения к распределительному газопроводу. В других случаях вопрос о необходимости и возможности установки контроллера расхода газа решается проектной организацией. Допускается установка контроллера расхода газа для одноквартирного дома по согласованию с собственником. 6.2 Подземные газопроводы 6.2.1 Прокладку газопроводов следует осуществлять на глубине не менее 0,8 м до верха газопровода или футляра. В тех местах, где не предусматривается движение транспорта и сельскохозяйственных машин, глубина прокладки стальных газопроводов допускается не менее 0,6 м. На оползневых и подверженных эрозии участках прокладку газопроводов следует предусматривать на глубину не менее 0,5 м ниже зеркала скольжения и ниже границы прогнозируемого участка разрушения. 6.2.2 Расстояние по вертикали (в свету) между газопроводом (футляром) и подземными сетями инженерно-технического обеспечения и сооружениями в местах их пересечений следует принимать согласно приложению В. 6.2.3 В местах пересечения газопроводов с подземными коммуникационными коллекторами и каналами различного назначения, теплотрассами бесканальной прокладки, а также в местах прохода газопроводов через стенки газовых колодцев, газопровод следует прокладывать в футляре. При пересечении с тепловыми сетями следует предусматривать прокладку газопроводов в стальных футлярах. Футляры для полиэтиленовых газопроводов всех давлений на территории поселений должны дополнительно устанавливаться на пересечении с подземными сетями инженерно-технического обеспечения, расположенными ниже трассы газопровода. Концы футляра должны выводиться на расстояние не менее 2 м в обе стороны от наружных стенок пересекаемых сооружений и коммуникаций, при пересечении стенок газовых колодцев - на расстояние не менее 2 см. Концы футляра должны быть заделаны гидроизоляционным материалом. На одном конце футляра в верхней точке уклона (за исключением мест пересечения стенок колодцев) следует предусматривать контрольную трубку, выходящую под защитное устройство. В межтрубном пространстве футляра и газопровода разрешается прокладка эксплуатационного кабеля (связи, телемеханики и электрозащиты) напряжением до 60 В, предназначенного для обслуживания газораспределительных сетей. 6.2.4 Прокладка полиэтиленовых газопроводов давлением до 0,3 МПа включительно на территориях поселений (сельских и городских) и городских округов должны осуществляться с применением труб и соединительных деталей из полиэтилена ПЭ 80 и ПЭ 100 с коэффициентом запаса прочности не менее 2,6. При прокладке полиэтиленовых газопроводов давлением свыше 0,3 до 0,6 МПа включительно на территориях поселений и городских округов должны использоваться трубы и соединительные детали из полиэтилена ПЭ 100 с коэффициентом запаса прочности не менее 3,2. На территории сельских поселений допускается прокладка полиэтиленовых газопроводов с применением труб и соединительных деталей из полиэтилена ПЭ 80 с коэффициентом запаса прочности не менее 3,2 или из полиэтилена ПЭ 100 с коэффициентом запаса прочности не менее 2,6 при глубине прокладки не менее 0,9 м до верха трубы. Коэффициент запаса прочности полиэтиленовых труб и соединительных деталей из полиэтилена ПЭ 80, применяемых для строительства газопроводов вне поселений и городских округов (межпоселковых), должен быть не менее 2,5. При прокладке межпоселковых полиэтиленовых газопроводов давлением до 0,6 МПа включительно допускается применять трубы и соединительные детали из полиэтилена ПЭ 80 и ПЭ 100. Прокладка полиэтиленовых газопроводов с рабочим давлением свыше 0,3 МПа с применением труб из ПЭ 80 разрешается при условии прокладки на глубине не менее 0,9 м до верха трубы. При прокладке межпоселковых полиэтиленовых газопроводов давлением свыше 0,6 до 1,2 МПа включительно должны применяться трубы и соединительные детали из полиэтилена ПЭ 100. При этом глубина прокладки газопроводов должна быть не менее 1,0 м, а при прокладке газопроводов на пахотных и орошаемых землях глубина прокладки должна быть не менее 1,2 м до верха трубы. Прокладка полиэтиленовых газопроводов с давлением свыше 0,6 МПа с применением труб из ПЭ 80 разрешается при условии увеличения глубины прокладки не менее, чем на 0,1 м. Для строительства газопроводов давлением свыше 0,6 МПа могут применяться армированные полиэтиленовые трубы и соединительные детали. При этом глубина прокладки должна быть не менее 1,0 м до верха трубы, а при прокладке газопроводов на пахотных и орошаемых землях глубина заложения должна быть не менее 1,2 м до верха трубы. Допускается прокладка полиэтиленовых газопроводов из ПЭ 100 давлением свыше 0,6 до 1,2 МПа включительно в поселении при входе в промузел (промзону), а также в незастроенной части поселения, если это не противоречит схемам размещения объектов капитального строительства, предусмотренным генеральным планом поселения. Для строительства полиэтиленовых газопроводов допускается использование соединительных деталей - неразъемных соединений (полиэтилен - сталь), при условии подтверждения их пригодности для применения в строительстве в установленном порядке. Не допускается прокладка газопроводов из полиэтиленовых труб для транспортирования газов, содержащих ароматические и хлорированные углеводороды, а также паровой фазы СУГ среднего и высокого давления и при температуре стенки газопроводов в условиях эксплуатации ниже минус 20ºС. Применение медных и армированных полиэтиленовых труб для транспортирования жидкой фазы СУГ не допускается. 6.3 Надземные газопроводы 6.3.2 Транзитная прокладка газопроводов всех давлений по стенам и над кровлями общественных зданий, в том числе зданий административного назначения, административных и бытовых не допускается. Запрещается прокладка газопроводов всех давлений по стенам, над и под помещениями категорий А и Б по взрывопожарной и пожарной опасности, кроме зданий ГНС и ГНП, определяемых в соответствии с требованиями Приложения 3 к техническому регламенту «Общие требования к пожарной безопасности». В обоснованных случаях разрешается транзитная прокладка газопроводов не выше среднего давления условным проходом до 100 по стенам одного жилого здания не ниже степени огнестойкости III, конструктивной пожарной опасности С0 и на расстоянии ниже кровли не менее 0,2 м. В обоснованных случаях транзитная прокладка газопроводов по территориям объектов, не газифицированных от данного газопровода, должна быть согласована с владельцем (правообладателем) данного объекта и эксплуатационной организацией. 6.3.3 Газопроводы природного газа высокого давления следует прокладывать по глухим стенам и участкам стен или на высоте не менее чем 0,5 м над оконными и дверными, а также другими открытыми проемами верхних этажей производственных зданий и сблокированных с ними административных и бытовых зданий. Газопровод должен быть проложен ниже кровли здания на расстоянии не менее 0,2 м. Газопроводы природного газа низкого и среднего давления допускается прокладывать также вдоль переплетов или импостов неоткрывающихся окон и пересекать оконные проемы производственных зданий и котельных, заполненные стеклоблоками. 6.3.4 По пешеходным и автомобильным мостам, построенным из негорючих материалов, разрешается прокладка газопроводов давлением до 0,6 МПа из бесшовных или электросварных труб, прошедших 100 %-ный контроль заводских сварных соединений физическими методами. Прокладка газопроводов по пешеходным и автомобильным мостам, построенным из горючих материалов, не допускается. Прокладка газопровода по мостам должна исключать попадание газа в замкнутые пространства мостов. 6.4 Пересечения газопроводами водных преград и оврагов 6.4.2 Газопроводы на подводных переходах следует прокладывать с заглублением в дно пересекаемых водных преград. При необходимости по результатам расчетов на всплытие производят балластировку трубопровода. Отметка верха газопровода (балласта, футеровки) должна быть не менее чем на 0,5 м, а на переходах через судоходные и сплавные водные преграды - на 1,0 м ниже прогнозируемого на срок 25 лет профиля дна. При прокладке газопровода методом наклонно-направленного бурения - отметка должна находиться не менее чем на 2,0 м ниже прогнозируемого профиля дна. При пересечении несудоходных водных преград допускается прокладывать подводные газопроводы, изготовленные из труб с балластным покрытием в защитной оболочке заводского изготовления, без заглубления в дно, при условии подтверждения их пригодности для указанных целей в установленном порядке. 6.4.3 На подводных переходах следует применять: - стальные трубы с толщиной стенки на 2 мм больше расчетной, но не менее 5 мм; - полиэтиленовые трубы и соединительные детали из ПЭ 100, имеющие стандартное размерное отношение не более SDR 11 с коэффициентом запаса прочности не менее 2,0. При прокладке газопровода давлением до 1,2 МПа методом наклонно-направленного бурения во всех случаях допускается применять полиэтиленовые трубы из ПЭ 100 с коэффициентом запаса прочности не менее 2,0. На подводных переходах шириной до 25 м, находящихся вне поселений, допускается применение полиэтиленовых труб и соединительных деталей, изготовленных из ПЭ 80 с SDR не более SDR 11, в газопроводах давлением до 0,6 МПа. При прокладке газопровода давлением до 0,6 МПа методом наклонно-направленного бурения во всех случаях допускается применять полиэтиленовые трубы, изготовленные из ПЭ 80 с SDR не более SDR 11. 6.5 Пересечения газопроводами железнодорожных и трамвайных путей и автомобильных дорог 6.5.2 Подземные газопроводы всех давлений в местах пересечений с железнодорожными и трамвайными путями, автомобильными дорогами категорий I - IV, а также с магистральными улицами и дорогами следует прокладывать в футлярах. В других случаях вопрос о необходимости устройства футляров решается проектной организацией. Футляры должны соответствовать требованиям к прочности и долговечности. На одном конце футляра следует предусматривать контрольную трубку, выходящую под защитное устройство. 6.5.3 При прокладке межпоселковых газопроводов в стесненных условиях и газопроводов на территории поселений разрешается уменьшение этого расстояния до 10 м при условии установки на одном конце футляра вытяжной свечи с устройством для отбора проб, выведенной на расстояние не менее 50 м от подошвы насыпи, выемки земляного полотна (оси крайнего рельса на нулевых отметках). 6.5.5 Толщина стенок труб стального газопровода при пересечении им железнодорожных путей общего пользования должна на 2 - 3 мм превышать расчетную, но не менее 5 мм на расстояниях 50 м в каждую сторону от подошвы откоса насыпи (оси крайнего рельса на нулевых отметках). Для полиэтиленовых газопроводов на этих участках и пересечениях автомобильных дорог категорий I - III, магистральных улиц и дорог должны применяться трубы и соединительные детали с SDR не более SDR 11 с коэффициентом запаса прочности не менее 3,2 для газопроводов, прокладываемых на территориях поселений и городских округов, и не менее 2,5 и 2,0 - для межпоселковых газопроводов из ПЭ 80 и ПЭ 100 соответственно. При этом на газопроводах должны применяться футляры из неметаллических и стальных труб. 6.6 Дополнительные требования к газопроводам в особых условиях. 6.6.1 К особым условиям относятся пучинистые (кроме слабопучинистых), просадочные (кроме типа I просадочности), набухающие (кроме слабонабухающих), многолетнемерзлые, скальные, элювиальные грунты, районы с сейсмичностью свыше 6 и 7 баллов, подрабатываемые (кроме группы IV) и закарстованные территории (кроме территорий, на которых согласно заключению по оценке закарстованности не требуется проведение противокарстовых мероприятий), а также другие грунтовые и техногенные условия, при которых возможны негативные воздействия на газопровод. Для городов с населением более 1 млн. человек при сейсмичности местности более 6 баллов, а также городов с населением более 100 тыс. человек при сейсмичности местности более 7 баллов должно предусматриваться газоснабжение от двух источников - магистральных ГРС или более с размещением их в противоположных сторонах города. При этом газопроводы высокого и среднего давления должны проектироваться закольцованными с разделением их на секции отключающими устройствами. 6.6.2 Переходы газопроводов через реки шириной до 80 м, овраги и железнодорожные пути в выемках, прокладываемые в районах с сейсмичностью более 7 баллов, должны предусматриваться надземными. Ограничители перемещения опор газопровода должны обеспечивать его свободное перемещение и исключать возможность сброса с опор. В обоснованных случаях допускается прокладка газопроводов из полиэтиленовых труб с защитной оболочкой. 6.6.3 При проектировании подземных газопроводов в сейсмических районах, на подрабатываемых и закарстованных территориях, в местах пересечения с другими подземными коммуникациями, на углах поворотов газопроводов с радиусом изгиба менее пяти диаметров в местах разветвления сети, перехода подземной прокладки на надземную, расположения неразъемных соединений (полиэтилен - сталь), а также в пределах поселений на линейных участках стальных газопроводов через каждые 50 м должны предусматриваться контрольные трубки. 6.6.4 В грунтах неодинаковой степени пучинистости, а также в насыпных грунтах, обладающих пучинистыми свойствами, глубина прокладки газопроводов должна быть до верха трубы не менее 0,9 нормативной глубины промерзания, но не менее 1,0 м. Данное требование распространяется на участки с неодинаковой степенью пучинистости и на расстояния, равные 50 номинальным диаметрам газопроводов в обе стороны от их границы. При равномерной пучинистости грунтов глубина прокладки газопровода до верха трубы должна быть: - не менее 0,7 нормативной глубины промерзания, но не менее 0,9 м для среднепучинистых грунтов; - не менее 0,8 нормативной глубины промерзания, но не менее 1,0 м для сильно и чрезмерно пучинистых грунтов. 6.6.5 Для резервуарных установок СУГ с подземными резервуарами, проектируемыми в особых условиях, должна предусматриваться надземная прокладка газопроводов жидкой и паровой фазы, соединяющих резервуары. 6.6.6 При сейсмичности более 7 баллов, на подрабатываемых и закарстованных территориях, в районах многолетнемерзлых грунтов для полиэтиленовых газопроводов должны применяться: трубы и соединительные детали из ПЭ 100 с SDR не более SDR 11 с коэффициентом запаса прочности не менее 3,2 для газопроводов, прокладываемых на территориях поселений и городских округов, и не менее 2,0 - для межпоселковых газопроводов. Допускается в указанных особых условиях применение в полиэтиленовых газопроводах давлением до 0,3 МПа труб и соединительных деталей из ПЭ 80 с коэффициентом запаса прочности не менее 3.2. Сварные стыковые соединения должны проходить 100 %-ный контроль физическими методами. 6.6.7 При проектировании вводов газопроводов в здания следует предусматривать компенсацию газопровода с учетом возможных перемещений (осадки, выпучивание) зданий и самого газопровода. 6.7 Восстановление изношенных подземных стальных газопроводов 6.7.1 Для восстановления (реконструкции) и капитального ремонта изношенных подземных стальных газопроводов применяют: - на территории поселений и городских округов: при давлении до 0,3 МПа включительно - протяжку в газопроводе труб из полиэтилена ПЭ 80 и ПЭ 100 с коэффициентом запаса прочности не менее 2,6 без сварных соединений или соединенных с помощью деталей с ЗН, или соединенных сваркой встык с использованием сварочной техники высокой степени автоматизации, при давлении свыше 0,3 до 0,6 МПа включительно - протяжку в газопроводе труб из полиэтилена ПЭ 80 и ПЭ 100 с коэффициентом запаса прочности не менее 3,2 без сварных соединений или соединенных с помощью деталей с ЗН или сваркой встык с использованием сварочной техники высокой степени автоматизации, при давлении до 1,2 МПа включительно - облицовку очищенной внутренней поверхности газопроводов синтетическим тканевым шлангом на специальном двухкомпонентном клее при условии подтверждения в установленном порядке их пригодности для этих целей на указанное давление или в соответствии со стандартами (техническими условиями), область применения которых распространяется на данное давление; - вне поселений и городских округов: при давлении до 0,6 МПа включительно - протяжку в газопроводе труб из полиэтилена ПЭ 80 и ПЭ 100 с коэффициентом запаса прочности не менее 2,6 без сварных соединений или соединенных с помощью деталей с ЗН или сваркой встык с использованием сварочной техники высокой степени автоматизации, при давлении свыше 0,6 до 1,2 МПа включительно - протяжку в газопроводе труб из полиэтилена ПЭ 100 с коэффициентом запаса прочности не менее 2,0 без сварных соединений или соединенных с помощью деталей с ЗН или сваркой встык с использованием сварочной техники высокой степени автоматизации. Пространство между полиэтиленовой трубой и стальным изношенным газопроводом (каркасом) давлением свыше 0,6 до 1,2 МПа включительно должно быть заполнено (при наличии такой возможности) по всей длине уплотняющим (герметизирующим), например, пенным материалом; при давлении до 1,2 МПа включительно - облицовку очищенной внутренней поверхности газопроводов синтетическим тканевым шлангом на специальном двухкомпонентном клее при условии подтверждения в установленном порядке их пригодности для этих целей на указанное давление или в соответствии со стандартами (техническими условиями), область применения которых распространяется на данное давление. При протяжке применяют полиэтиленовые трубы без защитной оболочки, с защитной оболочкой, с соэкструзионными слоями. Для восстановления (реконструкции) и капитального ремонта изношенных подземных стальных газопроводов вне и на территории поселений и городских округов допускаются другие технологии реконструкции: протяжка полиэтиленовых труб короткими патрубками, соединяемыми между собой в длиномерную трубу, уменьшенную в диаметре, протяжка тонкостенных профилированных труб SDR 21 и SDR 26, прокладка полиэтиленовых труб вместо изношенных стальных путем их разрушения или иные технологии при условии подтверждения в установленном порядке их пригодности для этих целей на указанное давление. 6.7.2 Восстановление и капитальный ремонт изношенных стальных газопроводов допускается проводить без изменения давления, с повышением или понижением давления по сравнению с давлением в действующем газопроводе. При этом допускается сохранять: - пересечения восстанавливаемых участков с подземными коммуникациями без установки дополнительных футляров; - глубину заложения восстанавливаемых газопроводов; - расстояния от восстанавливаемого газопровода до зданий, сооружений и сетей инженерно-технического обеспечения по его фактическому размещению, если не изменяется давление в восстановленном газопроводе или при повышении давления в восстановленном газопроводе до 0,3 МПа. Восстановление изношенных стальных газопроводов с возможностью повышения давления до высокого допускается, если расстояния до зданий, сооружений и сетей инженерно-технического обеспечения соответствуют требованиям, предъявляемым к газопроводу высокого давления. 6.7.3 Соотношение размеров полиэтиленовых и стальных труб при реконструкции методом протяжки выбирают исходя из возможности свободного прохождения полиэтиленовых труб и деталей внутри изношенных стальных и обеспечения целостности полиэтиленовых труб. Концы реконструированных участков между новой полиэтиленовой и изношенной стальной трубами должны быть уплотнены. 7 Пункты редуцирования газа 7.1 Общие положения Для снижения и регулирования давления газа в газораспределительной сети предусматривают следующие ПРГ: газорегуляторные пункты (ГРП), газорегуляторные пункты блочные (ГРПБ) заводского изготовления в зданиях контейнерного типа, газорегуляторные пункты шкафные (ГРПШ) и газорегуляторные установки (ГРУ). 7.2 Требования к ГРП и ГРПБ 7.2.1 ГРП размещают: - отдельно стоящими; - пристроенными к газифицируемым производственным зданиям, котельным и общественным зданиям с помещениями производственного назначения; - встроенными в одноэтажные газифицируемые производственные здания и котельные (кроме помещений, расположенных в подвальных и цокольных этажах); - на покрытиях газифицируемых производственных зданий степеней огнестойкости I и II класса С0 с негорючим утеплителем. В ГРП следует предусматривать наличие помещений для размещения линий редуцирования, а также вспомогательных помещений для размещения отопительного оборудования, КИП, автоматики и телемеханики. ГРПБ следует размещать отдельно стоящими. 7.2.2 Отдельно стоящие ПРГ (кроме ГРУ) в поселениях должны располагаться на расстояниях от зданий и сооружений (за исключением сетей инженерно-технического обеспечения) не менее указанных в таблице 5, а ПРГ (в том числе встроенные и пристроенные) на территории промышленных предприятий и других предприятий производственного назначения - согласно СП 4.13130. На территории поселений в стесненных условиях разрешается уменьшение на 30 % расстояний от зданий и сооружений до пунктов редуцирования газа пропускной способностью до 10000 м3/ч. Таблица 5
7.2.3 Отдельно стоящие здания ГРП и ГРПБ должны быть одноэтажными, бесподвальными, с совмещенной кровлей и быть степеней огнестойкости I - II и I - III соответственно и класса конструктивной пожарной опасности С0. Разрешается размещение ГРПБ в зданиях контейнерного типа (металлический каркас с негорючим утеплителем). 7.2.4 ГРП допускается пристраивать к зданиям степеней огнестойкости I - II, класса конструктивной пожарной опасности С0 с помещениями категорий Г и Д. ГРП с входным давлением газа свыше 0,6 МПа допускается пристраивать к указанным зданиям, если использование газа такого давления необходимо по условиям технологии. Пристройки должны примыкать к зданиям со стороны глухой противопожарной стены, газонепроницаемой в пределах примыкания ГРП. При этом должна быть обеспечена газонепроницаемость швов примыкания. Расстояние от стен и покрытия пристроенных ГРП до ближайшего проема в стене должно быть не менее 3 м. 7.2.5 Встроенные ГРП разрешается устраивать при входном давлении газа не более 0,6 МПа в зданиях степени огнестойкости I - II, класса конструктивной пожарной опасности С0 с помещениями категорий Г и Д. Помещение встроенного ГРП должно быть оборудовано противопожарными газонепроницаемыми ограждающими конструкциями и самостоятельным выходом наружу из здания. 7.2.6 Стены и перегородки, разделяющие помещения ГРП и ГРПБ, должны быть без проемов, противопожарными типов II и I соответственно и газонепроницаемыми. Устройство дымовых и вентиляционных каналов в разделяющих стенах, а также в стенах зданий, к которым пристраиваются ГРП (в пределах примыкания ГРП), не допускается. Полы в ГРП и ГРПБ должны быть покрыты антистатиком и искрогасящим материалом. Вспомогательные помещения должны иметь отдельные выходы из здания, не связанные с помещениям линий редуцирования. Двери ГРП и ГРПБ следует предусматривать противопожарными, искронедающими и открываемыми изнутри наружу без ключа, с фиксацией в открытом положении. Конструкция окон должна исключать искрообразование при их эксплуатации. 7.3 Требования к ГРПШ 7.3.1 Оборудование ГРПШ должно размещаться в шкафу, выполненном из негорючих материалов, а для ГРПШ с обогревом - с негорючим утеплителем. ГРПШ размещают отдельно стоящими или на наружных стенах зданий, для газоснабжения которых они предназначены. На наружных стенах зданий размещение ГРПШ с газовым отоплением не допускается. Допускается размещать ГРПШ ниже уровня поверхности земли, при этом такой ГРПШ следует считать отдельно стоящим. Расстояния от отдельно стоящих ГРПШ до зданий и сооружений должны быть не менее указанных в таблице 5 и 6.2.2. 7.3.2 ГРПШ с входным давлением газа до 0,3 МПа включительно устанавливают: - на наружных стенах жилых, общественных, в том числе административного назначения, административных и бытовых зданий независимо от степени огнестойкости и класса конструктивной пожарной опасности при расходе газа до 50 м3/ч; - на наружных стенах жилых, общественных, в том числе административного назначения, административных и бытовых зданий не ниже степени огнестойкости III и не ниже класса конструктивной пожарной опасности С1 при расходе газа до 400 м3/ч. 7.3.3 ГРПШ с входным давлением газа до 0,6 МПа включительно устанавливают на наружных стенах производственных зданий, общественных и бытовых зданий производственного назначения с помещениями категорий В4, Г и Д и котельных. 7.3.4 ГРПШ с входным давлением газа свыше 0,6 МПа на наружных стенах зданий устанавливать не допускается 7.3.5 При установке ГРПШ с входным давлением газа до 0,3 МПа включительно на наружных стенах зданий расстояние от стенки ГРПШ до окон, дверей и других проемов должно быть не менее 1 м, а при входном давлении газа свыше 0,3 до 0,6 МПа включительно - не менее 3 м. При размещении отдельно стоящего ГРПШ с входным давлением газа до 0,3 МПа включительно следует его размещать со смещением от проемов зданий на расстояние не менее 1 м. 7.3.6 Допускается размещение ГРПШ на покрытиях с негорючим утеплителем газифицируемых производственных зданий степеней огнестойкости I - II, класса конструктивной пожарной опасности С0 со стороны выхода на кровлю на расстоянии не менее 5 м от выхода. 7.4 Требования к ГРУ 7.4.1 ГРУ допускается размещать в помещении, в котором располагается газоиспользующее оборудование, а также непосредственно у тепловых установок для подачи газа к их горелкам. Разрешается подача газа от одной ГРУ к тепловым агрегатам, расположенным в других зданиях на одной производственной площадке, при условии, что эти агрегаты работают в одинаковых режимах давления газа, и в помещения, в которых находятся агрегаты, обеспечен круглосуточный доступ персонала, ответственного за безопасную эксплуатацию газового оборудования. 7.4.2 Число ГРУ, размещаемых в одном помещении, не ограничивается. При этом каждая ГРУ не должна иметь более двух линий редуцирования. 7.4.3 ГРУ допускается устанавливать при входном давлении газа не более 0,6 МПа. При этом ГРУ размещают: - в помещениях категорий Г и Д, в которых расположено газоиспользующее оборудование, или соединенных с ними открытыми проемами смежных помещениях тех же категорий, имеющих вентиляцию в соответствии с размещенным в них производством; - в помещениях категорий В1 - В4, если расположенное в них газоиспользующее оборудование вмонтировано в технологические агрегаты производства. 7.4.4 Не допускается размещать ГРУ в помещениях категорий А и Б, а также в складских помещениях категорий В1 - В3. 7.5 Оборудование пунктов редуцирования газа 7.5.1 Каждые ГРП, ГРПБ, ГРПШ и ГРУ должны быть оснащены фильтром, устройствами безопасности - предохранительным запорным клапаном (ПЗК) и (или) контрольным регулятором-монитором, регулятором давления газа, запорной арматурой, контрольными измерительными приборами (КИП) и, при необходимости, узлом учета расхода газа и предохранительным сбросным клапаном (ПСК). 7.5.2 Число линий редуцирования в пунктах редуцирования газа определяют исходя из требуемой пропускной способности, количества и давления газа выходных газопроводов, назначения пункта редуцирования газа в сети газораспределения. В ГРПШ число рабочих линий редуцирования - не более двух. 7.5.3 Для обеспечения непрерывности подачи газа потребителям в ГРП, ГРПБ, ГРПШ и ГРУ, пропускная способность которых обеспечивается одной линией редуцирования, может предусматриваться резервная линия редуцирования. Состав оборудования резервной линии редуцирования должен соответствовать рабочей линии. Должна быть предусмотрена возможность одновременной работы основной и резервной линий редуцирования. Резервная линия редуцирования может включаться в работу автоматически при неисправности основной линии. Допускается не предусматривать резервную линию редуцирования при подаче газа на объекты, в работе которых допускается прекращение подачи газа на период выполнения регламентных работ или подача газа потребителям осуществляется по закольцованной схеме газопроводов. 7.5.4 Оснащение пунктов редуцирования газа обводным газопроводом (байпасом) допускается только при наличии у потребителя редукционной и защитной арматуры. В ГРПШ допускается применение съемного байпаса с редукционной и защитной арматурой. 7.5.5 Обеспечение защиты сети газораспределения (газопотребления) и технических устройств от повышения давления газа свыше допустимых значений может достигаться применением в составе узла редуцирования следующих вариантов сочетания видов технических устройств: - регулирующей, защитной, предохранительной, запорной арматуры; - регулирующей арматуры, контрольного регулятора-монитора, защитной, предохранительной, запорной арматуры; - регулирующей, защитной, запорной арматуры; - регулирующей арматуры, регулятора-монитора, запорной арматуры. 7.5.6 Параметры настройки редукционной, предохранительной и защитной арматуры должны обеспечивать диапазон рабочего давления перед газоиспользующим оборудованием в соответствии с проектом. Конструкция линии редуцирования (при наличии резервной линии или байпаса) должна обеспечивать возможность настройки параметров редукционной, предохранительной и защитной арматуры, а также проверки герметичности закрытия их затворов без отключения или изменения значения давления газа у потребителя. 7.5.7 Система редуцирования и защитная арматура должны иметь собственные импульсные линии. Место отбора импульса должно размещаться в зоне установившегося потока газа вне пределов турбулентных воздействий. 7.5.8 При размещении части технических устройств за пределами здания ГРП, ГРПБ должны быть обеспечены условия их эксплуатации, соответствующие указанным в паспортах предприятий-изготовителей. Технические устройства должны быть ограждены. 7.5.9 Фильтры, устанавливаемые в ГРП, ГРПБ, ГРПШ и ГРУ, должны иметь устройства определения перепада давления в них, характеризующие степень засоренности при максимальном расходе газа. 7.5.10 Устройства безопасности должны обеспечивать автоматическое ограничение повышения давления газа давления в газопроводе либо прекращение его подачи соответственно при изменениях, недопустимых для безопасной работы газоиспользующего оборудования и технических устройств. Сброс газа в атмосферу допускается в исключительных случаях. 7.5.11 В ГРП, ГРПБ, ГРПШ и ГРУ должна быть предусмотрена система трубопроводов для продувки газопроводов и сброса газа от ПСК, который выводится наружу в места, где должны быть обеспечены безопасные условия для его рассеивания. 7.5.12 В ГРП, ГРПБ, ГРПШ и ГРУ должны быть установлены или включены в состав АСУ ТП РГ показывающие и регистрирующие приборы для измерения входного и выходного давления газа, а также его температуры. В ГРПШ могут применяться переносные приборы. 7.5.13 Контрольно-измерительные приборы с электрическим выходным сигналом и электрооборудование, размещаемые в помещении ГРП и ГРПБ с взрывоопасными зонами, должны быть предусмотрены во взрывозащищенном исполнении. КИП с электрическим выходным сигналом, в нормальном исполнении должны размещаться снаружи, вне взрывоопасной зоны, в закрытом шкафу из негорючих материалов или в отдельном помещении, пристроенном к противопожарной газонепроницаемой (в пределах примыкания) стене ГРП и ГРПБ. Ввод импульсных газопроводов в это помещение для передачи к приборам импульсов давления газа следует осуществлять так, чтобы исключить возможность попадания газа в помещение КИП. 7.5.14 Конструкцией ГРП, ГРПБ, ГРПШ и ГРУ должны предусматриваться устройства для обеспечения надежности электроснабжения в зависимости от категории объекта, на котором они будут установлены. Отдельно стоящие ГРП и ГРПБ должны обеспечиваться аварийным освещением от независимых источников питания. Помещения ГРП и ГРПБ категории А должны быть оснащены пожарной сигнализацией, аварийной вентиляцией. ГРП, ГРПБ и ГРПШ, представляющие опасность для непосредственного окружения при размещении их в поселениях и на территориях предприятий, следует относить к классу специальных объектов с минимально допустимым уровнем надежности защиты от прямых ударов молнии (ПУМ) 0,999. Электрооборудование и электроосвещение ГРП и ГРПБ должны соответствовать требованиям правил устройства электроустановок [1]. 8 Внутренние газопроводы 8.1 Возможность размещения газоиспользующего оборудования в помещениях зданий различного назначения и требования к этим помещениям устанавливаются соответствующими строительными нормами и правилами по проектированию и строительству зданий с учетом требований стандартов и других документов на поставку указанного выше оборудования, а также заводских паспортов и инструкций, определяющих область и условия его применения. Газоиспользующее оборудование для приготовления пищи или лабораторных целей, приготовления горячей воды для бытовых нужд и отопления от индивидуальных источников тепла, работающее на природном газе, допускается предусматривать в зданиях жилых многоквартирных, одноквартирных и блокированных жилых домах, общественных, в том числе административного назначения зданиях, а также в административных и бытовых зданиях. Не допускается размещение газоиспользующего оборудования в помещениях подвальных и цокольных этажей зданий (кроме одноквартирных и блокированных жилых зданий), если возможность такого размещения не регламентирована соответствующими нормативными документами. 8.2 Помещения зданий всех назначений (кроме жилых), в которых устанавливается газоиспользующее оборудование, работающее в автоматическом режиме, должны быть оснащены системами контроля загазованности и обеспечения пожарной безопасности (датчик загазованности, пожарный извещатель и электромагнитный клапан) с автоматическим отключением подачи газа и выводом сигналов на диспетчерский пункт или в помещение с постоянным присутствием персонала, если другие требования не регламентированы соответствующими нормативными документами. Оснащение газифицированных помещений жилых зданий (квартир) системами контроля загазованности и обеспечения пожарной безопасности может осуществляться по требованию заказчика. Системы контроля загазованности и обеспечения пожарной безопасности с автоматическим отключением подачи газа в жилых зданиях при установке отопительного, водогрейного и климатического оборудования следует предусматривать: - независимо от места установки - мощностью свыше 60 кВт; - в подвальных, цокольных этажах и в пристройке к зданию - независимо от тепловой мощности. Помещения, в которых установлены приборы регулирования давления, счетчики расхода газа и находятся разъемные соединения, являются помещениями ограниченного доступа и должны быть защищены от доступа в них посторонних лиц. При установке теплогенераторов с открытой камерой сгорания или отводом продуктов сгорания газа непосредственно в помещение должен быть дополнительно обеспечен технологический контроль уровня содержания оксида углерода в воздухе помещений с выдачей звукового и светового сигналов, а также с автоматическим отключением подачи газа к газоиспользующему оборудованию. 8.3 Внутренние газопроводы выполняют из металлических труб (стальных и медных) и теплостойких многослойных полимерных труб, включающих в себя в том числе один металлический слой (металлополимерных). Применение медных и многослойных металлополимерных труб допускается для газопроводов с давлением категории IV. Многослойные металлополимерные трубы допускается использовать для внутренних газопроводов при газоснабжении природным газом жилых одноквартирных домов высотой не более трех этажей при условии подтверждения в установленном порядке их пригодности для применения в строительстве. Допускается присоединение к газопроводам бытовых газовых приборов, КИП, баллонов СУГ, газогорелочных устройств переносного и передвижного газоиспользующего оборудования гибкими рукавами, стойкими к транспортируемому газу при заданных давлении и температуре, в том числе теплостойкими гибкими многослойными полимерными трубами, армированными синтетическими нитями, при условии подтверждения в установленном порядке их пригодности для применения в строительстве. 8.4 Соединения труб должны быть неразъемными. Разъемные соединения допускаются в местах присоединения газоиспользующего оборудования и технических устройств, а также на газопроводах обвязки газоиспользующего оборудования, если это предусмотрено документацией предприятий-изготовителей. 8.5 Прокладку газопроводов следует производить открытой или скрытой в штрабе. При скрытой прокладке газопроводов из стальных и медных труб необходимо предусматривать дополнительные меры по их защите от коррозии, обеспечить вентиляцию каналов и доступ к газопроводу в процессе эксплуатации. Скрытая прокладка газопроводов из многослойных металлополимерных труб должна производиться с последующей штукатуркой стен. Трубы в штрабе должны быть проложены монолитно или свободно (при условии принятия мер по уплотнению штрабы). В местах пересечения строительных конструкций зданий газопроводы следует прокладывать в футлярах. Скрытая прокладка газопроводов СУГ не допускается. 8.6 При необходимости допускается открытая транзитная прокладка газопроводов, в том числе через жилые помещения, помещения общественного, административного и бытового назначения, а также производственные помещения зданий всех назначений и сельскохозяйственные здания, с учетом требований к давлению газа в соответствии с таблицей 2, если на газопроводе нет разъемных соединений и обеспечивается доступ для его осмотра. Допускается открытая транзитная прокладка газопроводов из медных и многослойных металлополимерных труб через ванную комнату (или душевую), уборную (или совмещенный санузел) в квартирах жилых зданий. Установка газоиспользующего оборудования в этих и подобных помещениях не допускается. 8.7 Для газопроводов производственных и сельскохозяйственных зданий, котельных, общественных, в том числе административного назначения зданий, и бытовых зданий производственного назначения следует предусматривать продувочные трубопроводы. 8.8 Прокладка газопроводов в помещениях, относящихся по взрывопожарной опасности к категориям А и Б; во взрывоопасных зонах всех помещений; в подвалах; в помещениях подстанций и распределительных устройств; через вентиляционные камеры, шахты и каналы; шахты лифтов и лестничные клетки, помещения мусоросборников, дымоходы; помещения и места, где возможно воздействие на газопровод агрессивных веществ и горячих продуктов сгорания или соприкосновение газопровода с нагретым или расплавленным металлом, не допускается. Допускается прокладка газопроводов внутри здания в специально предусмотренных в лестничных клетках приставных или встроенных каналах при их оснащении постоянно действующей приточно-вытяжной вентиляцией с естественным или механическим побуждением и активными мерами защиты в соответствии с 7.12. 8.9 Отключающие устройства устанавливают: - перед газовыми счетчиками (если для отключения счетчика нельзя использовать отключающее устройство на вводе); - перед газоиспользующим оборудованием и контрольно-измерительными приборами; - перед горелками и запальниками газоиспользующего оборудования; - на продувочных газопроводах; - на вводе газопровода в помещение при размещении в нем ГРУ или газового счетчика с отключающим устройством на расстоянии более 10 м от места ввода. Установка отключающих устройств на скрытых и транзитных участках газопровода не допускается. 8.10 Каждый объект, на котором устанавливается газоиспользующее оборудование, должен быть оснащен единым узлом учета газа в соответствии с нормативными правовыми документами Российской Федерации. При давлении газа во внутренних газопроводах свыше 0,0025 МПа перед газоиспользующим оборудованием должны быть установлены регуляторы-стабилизаторы по ГОСТ Р 51982, обеспечивающие оптимальный режим сгорания газа. 8.11 Для предотвращения вмешательства посторонних лиц следует предусмотреть пассивные меры защиты внутреннего газопровода. Рекомендуется одна из следующих пассивных мер или их сочетание: а) ограничение доступа посторонних лиц к газопроводу (см. типовые решения в приложении Г); б) неразъемные соединения; в) ограничение доступа к разъемным соединениям и техническим устройствам. 8.12 Для безопасной газификации зданий всех назначений следует предусматривать устройства и системы автоматического отключения подачи газа в случае аварийных ситуаций: - при превышении расходом газа допустимого значения, например, в результате разрыва газопровода или несанкционированного вмешательства посторонних лиц, - установка в наружных газопроводах запорных клапанов (контроллеров) по расходу газа, автоматически перекрывающих подачу газа; - при появлении в газифицированном помещении довзрывоопасных концентраций газа или опасных концентраций оксида углерода - оборудование помещений датчиками загазованности, связанными с электромагнитным клапаном, перекрывающим подачу газа; - при появлении в газифицированном помещении признаков пожара (пламя, дым, тепловое воздействие, выделение газообразных продуктов горения) - размещение в газифицируемых помещениях пожарных извещателей, связанных с электромагнитным клапаном, перекрывающим подачу газа. Основные активные меры безопасной газификации здания приведены в приложении Д. Типовые изображения (см. рисунки Д.1 и Д.2 приложения Д) уточняются в проектной документации при их использовании. Активные меры безопасной газификации могут применяться как комплексно, так и в отдельности. Решение об этом должна принимать проектная организация в зависимости от степени риска, требований заказчика, состояния газовых сетей и газоиспользующего оборудования. 8.13 При газификации здания рекомендуется применять газоиспользующее оборудование, оснащенное автоматикой безопасности, обеспечивающей отключение подачи газа при погасании пламени горелки. 8.14 Если газоиспользующее оборудование оснащено регулятором-стабилизатором, то дополнительный регулятор-стабилизатор допускается не применять. 8.15 Электромагнитный клапан допускается устанавливать как снаружи здания, так и внутри. При установке клапана рекомендуется предусмотреть пассивные меры защиты. Допускается устанавливать: - один общий электромагнитный клапан на все здание; - один электромагнитный клапан на подъезд; - один электромагнитный клапан на этаж (площадку); - индивидуальный электромагнитный клапан на каждую квартиру. 9 Резервуарные и баллонные установки сжиженных углеводородных газов 9.1 Резервуарные установки 9.1.1 Требования настоящего подраздела распространяются на резервуарные установки СУГ, служащие в качестве источников газоснабжения зданий всех назначений. 9.1.2 В составе резервуарной установки должны быть предусмотрены резервуары [в подземном и (или) надземном исполнении], регуляторы давления газа, ПЗК и ПСК, КИП для контроля давления и уровня СУГ в резервуаре, запорная арматура, а также трубопроводы жидкой и паровой фаз. При технической необходимости в состав резервуарной установки включают испарительные установки СУГ. 9.1.3 Число резервуаров в установке должно быть не менее двух. Допускается установка одного резервуара, если по условиям эксплуатации допускаются перерывы в потреблении СУГ на длительное время (не менее месяца). Допускается для обеспечения совместной работы объединять резервуары в группы с соединением их между собой трубопроводами жидкой и паровой фаз СУГ с установкой запорной арматуры на трубопроводах. 9.1.4 Общая вместимость резервуарной установки и вместимость одного резервуара - не более указанных в таблице 6. 9.1.5 Подземные резервуары следует устанавливать на глубине не менее 0,6 м от поверхности земли до верхней образующей резервуара. Таблица 6
При установке резервуаров следует проводить мероприятия для обеспечения их устойчивости. 9.1.8 Испарительные установки производительностью до 100 м3/ч (200 кг/ч) допускается устанавливать непосредственно на крышках горловин резервуаров или на расстоянии не менее 1 м от подземных или надземных резервуаров, а также непосредственно у газоиспользующего оборудования, если они размещены в отдельных помещениях или на открытых площадках. При групповом размещении испарителей расстояние между ними должны быть не менее 1 м. 9.1.9 Прокладка газопроводов может быть как подземной, так и надземной. Прокладку подземных газопроводов паровой фазы СУГ низкого давления от резервуарных установок осуществляют на такой глубине, где минимальная температура грунта выше температуры конденсации паровой фазы СУГ. При прокладке газопроводов выше глубины промерзания грунта следует предусматривать конденсатосборники, расположенные ниже глубины промерзания грунта. При прокладке подземных газопроводов низкого давления паровой фазы СУГ допускается применение полиэтиленовых труб из ПЭ 100. 9.1.10 Уклон газопроводов должен быть не менее 5 % в сторону конденсатосборников. Вместимость конденсатосборников должен быть по расчету в зависимости от состава СУГ. 9.1.11 Прокладку надземных газопроводов от резервуарных установок следует (при необходимости) предусматривать с тепловой изоляцией и обогревом газопроводов. В пониженных местах надземных газопроводов следует предусматривать конденсатоотводчики (краны). Тепловая изоляция должна быть из негорючих материалов. Для резервуарных установок следует предусматривать молниезащиту, если они не попадают в зону защиты близрасположенных зданий, в соответствии с требованиями действующих нормативных документов. 9.1.12 Для резервуарных установок СУГ с подземными резервуарами, установленными в районах с особыми условиями, должна быть предусмотрена надземная прокладка газопроводов жидкой и паровой фаз, соединяющих резервуары. 9.2 Баллонные групповые и индивидуальные установки 9.2.1 Баллонные установки СУГ, служащие в качестве источников газоснабжения зданий различного назначения, подразделяют на: - групповые, в состав которых входит более двух баллонов; - индивидуальные, в состав которых входит не более двух баллонов. 9.2.2 В состав групповой баллонной установки следует включить баллоны для СУГ, запорную арматуру, регуляторы давления газа, ПЗК и ПСК, манометр и трубопроводы паровой фазы СУГ. Число баллонов в групповой установке следует определять расчетом. 9.2.3 Максимальную общую вместимость групповой баллонной установки следует принимать по таблице 8. Таблица 8
9.2.7 Не допускается установка баллонов СУГ: - в жилых комнатах и коридорах; - в цокольных и подвальных помещениях и чердаках; - в помещениях, расположенных в, под и над обеденными и торговыми залами предприятий общественного питания; - аудиториями и учебными классами; - зрительными (актовыми) залами зданий, больничными палатами и т.п; - в помещениях без естественного освещения. Прокладка газопроводов от размещенных вне зданий баллонных установок должна быть, как правило, надземной. 10 Газонаполнительные станции (ГНС), газонаполнительные пункты (ГНП) сжиженных углеводородных газов 10.1 Общие положения 10.1.1 ГНС предназначены для приема, хранения и отпуска СУГ потребителям в автоцистернах и баллонах, ремонта и технического освидетельствования баллонов, заправки собственных автомобилей ГНС. ГНП предназначены для приема, хранения и отпуска СУГ потребителям в бытовых баллонах, заправки собственных автомобилей ГНП. Станции регазификации следует проектировать в соответствии с требованиями, предъявляемыми к ГНС, ГНП. 10.1.2 ГНС, ГНП следует размещать вне селитебной территории поселений, как правило, с подветренной стороны для ветров преобладающего направления по отношению к жилым зданиям. Площадку для строительства ГНС, ГНП следует выбирать с учетом расстояний до зданий и сооружений, не относящихся к ГНС, ГНП, а также наличия в районе строительства железных и автомобильных дорог и пожарных депо. 10.1.3 Площадку для строительства ГНС и ГНП следует выбирать с учетом наличия снаружи ограждения противопожарной полосы из вспаханной земли или полосы, выполненной из наземного покрытия, не распространяющего пламя по своей поверхности, шириной 10 м и минимальных расстояний до лесных массивов пород: хвойных - 50 м, лиственных - 20 м, смешанных - 30 м. По противопожарной полосе должен быть предусмотрен проезд только пожарных машин. 10.1.4 Здания и сооружения вспомогательной зоны, а также непроизводственные помещения производственной зоны следует проектировать по нормативным документам на соответствующие здания и сооружения. Допускается размещение службы эксплуатации газового хозяйства с примыканием к территории ГНС, ГНП со стороны вспомогательной зоны, а также АГЗС - со стороны базы хранения СУГ ГНС, если для их работы используются резервуары данной базы хранения. На ГНС и ГНП должны быть оборудованы предбазовые стоянки автомобилей и площадки для высадки-посадки посторонних лиц. Категории помещений, зданий и наружных установок ГНС и ГНП по взрывопожарной и пожарной опасности определяют в соответствии с требованиями норм пожарной безопасности [1]. 10.1.5 Прокладка газопроводов СУГ, а также газопроводов природного газа (если она предусмотрена функциональными требованиями) на ГНС должна быть надземной. 10.2 Размещение зданий и сооружений ГНС, ГНП и требования к строительным конструкциям 10.2.1 Территорию ГНС подразделяют на производственную и вспомогательную зоны, в пределах которых в зависимости от производственных процессов, транспортирования, хранения и поставки потребителям СУГ могут предусматриваться следующие основные здания, помещения и сооружения: а) в производственной зоне: - один или два железнодорожных пути с железнодорожными весами, сливной эстакадой и сливными устройствами для слива СУГ из железнодорожных цистерн в резервуары базы хранения (при подаче СУГ на ГНС в железнодорожных цистернах), - база хранения с резервуарами СУГ, - насосно-компрессорное отделение, - наполнительное отделение, - испарительное отделение, - отделение технического освидетельствования баллонов, - отделение окраски баллонов, - колонки для наполнения автоцистерн, слива газа из автоцистерн при доставке газа на ГНС автомобильным транспортом, - колонки заправки газобаллонных автомобилей, - резервуары для слива из баллонов неиспарившихся остатков СУГ и СУГ из переполненных и неисправных баллонов, - склад баллонов, - площадка для открытой стоянки автоцистерн (не более пяти штук) и другие здания и сооружения, требуемые по технологии ГНС. Допускается пристраивать к производственным зданиям бытовые помещения. б) во вспомогательной зоне: - административно-бытовой корпус (здание), - механическая мастерская, - котельная, - трансформаторная и (или) дизельная подстанция, - резервуары для противопожарного запаса воды с насосной станцией, - склад, - очистные сооружения, - гараж с мойкой и станцией технического обслуживания (СТО), - дизельная электростанция. Автоматические весы и воздушная компрессорная могут устанавливаться как в производственной, так и во вспомогательной зоне. На ГНП размещают те же здания и сооружения, что и на ГНС, за исключением железнодорожных путей со сливной эстакадой, отделения ремонта и освидетельствования баллонов, колонок для наполнения автоцистерн. На территории ГНС, ГНП не допускается размещение зданий и сооружений, которые не требуются для выполнения функционального назначения объекта, а также зданий с жилыми помещениями. Наружные установки категории Ан должны размещаться открыто. Устройство навесов над ними не допускается. Категории помещений, зданий и наружных установок ГНС по взрывопожарной и пожарной опасности определяют в соответствии с требованиями норм пожарной безопасности [1]. Производственные помещения категории А должны размещаться в одноэтажных зданиях, без подвалов и чердаков, с совмещенной кровлей и негорючим утеплителем и быть не ниже степени огнестойкости II и класса конструктивной пожарной опасности С0. Здания с закрытыми помещениями категории А (отдельно стоящие или пристроенные) должны быть одноэтажными, бесподвальными, с совмещенной кровлей и быть не ниже степени огнестойкости II и класса конструктивной пожарной опасности С0. Эти помещения могут пристраиваться к зданиям не ниже степени огнестойкости II и класса конструктивной пожарной опасности С0. Пристройки должны примыкать к зданиям со стороны глухой противопожарной стены типа I, газонепроницаемой в пределах примыкания. При этом должна быть обеспечена газонепроницаемость швов примыкания. Стены, разделяющие помещения категории А от помещений иных категорий, должны быть противопожарными типа I и газонепроницаемыми. В помещениях категории А должны быть предусмотрены легкосбрасываемые ограждающие конструкции, выполняемые в соответствии с СП 56.13330. Полы помещений категории А должны быть покрыты антистатиком и искрогасящим материалом, располагаться выше планировочной отметки земли не менее чем на 0,15 м, не иметь приямков, кроме требующихся по эксплуатационным документам на оборудование. Конструкция окон должна исключать искрообразование, а двери должны быть противопожарными. Помещения ГНС и ГНП должны соответствовать требованиям СП 56.13330. 10.2.2 Реконструкцию объектов СУГ без увеличения общей вместимости резервуаров допускается проводить с сохранением фактических расстояний от базы хранения до зданий и сооружений, не относящихся к ГНС, ГНП. 10.3 Резервуары для СУГ 10.3.1 Резервуары для СУГ на ГНС, ГНП могут устанавливаться надземно, подземно или в засыпке грунтом. Расстояния в свету между отдельными подземными резервуарами должны быть равны половине диаметра большего смежного резервуара, но не менее 1 м. Толщина засыпки (обсыпки) подземных резервуаров должна быть не менее 0,2 м от верхней образующей резервуара. 10.3.2 Надземные резервуары следует располагать группами, как правило, в районе пониженных планировочных отметок площадки ГНС, ГНП. Максимальная общая вместимость надземных резервуаров в группе - по таблице 11. Таблица 11
Минимальные расстояния в свету между группами резервуаров - по таблице 12. Таблица 12
10.3.3 Внутри группы расстояния в свету между надземными резервуарами должны быть не менее диаметра наибольшего из рядом стоящих резервуаров, а при диаметре резервуаров до 2 м - не менее 2 м. Расстояние между рядами надземных резервуаров, размещаемых в два ряда и более, должно быть равно длине наибольшего резервуара, но не менее 10 м. 10.4 Технические устройства сети инженерно-технического обеспечения ГНС и ГНП 10.4.1 Для перемещения жидкой и паровой фаз СУГ по трубопроводам ГНС, ГНП следует оборудовать насосами, компрессорами или испарительными установками. Допускается использовать энергию природного газа для слива и налива СУГ, давление насыщенных паров которых при температуре 45 °С не превышает 1,2 МПа. 10.4.2 Компрессоры и насосы следует размещать в отапливаемых помещениях. Пол помещения, где размещаются насосы и компрессоры, должен быть не менее чем на 0,15 м выше планировочных отметок прилегающей территории. Компрессоры, работающие с воздушным охлаждением, и насосы допускается устанавливать в открытых зданиях. 10.4.4 Для слива СУГ из переполненных баллонов и неиспарившегося СУГ резервуары размещают: - в пределах базы хранения - при общей вместимости резервуаров свыше 10 м3; - на расстоянии не менее 3 м от здания наполнительного цеха (на непроезжей территории) - при общей вместимости резервуаров до 10 м3. 10.4.5 Для наполнения СУГ автоцистерн оборудуют наполнительные колонки. 10.4.6 Для определения массы СУГ при наполнении автоцистерн применяют автовесы, а для определения массы СУГ при сливе из железнодорожных цистерн - железнодорожные весы. Допускается определять степень наполнения (опорожнения) с помощью уровнемерных устройств, установленных на автоцистернах (железнодорожных цистернах). 10.4.7 На трубопроводах жидкой и паровой фаз к колонкам следует использовать отключающие устройства на расстоянии не менее 10 м от колонок. 10.4.8 Испарительные установки, размещаемые в помещениях, следует располагать в здании наполнительного цеха или в отдельном помещении того здания, где имеются газопотребляющие установки, или в отдельном здании, соответствующем требованиям для зданий категории А. При этом испарительные установки, располагаемые в помещениях ГНС без постоянного пребывания обслуживающего персонала, должны быть оборудованы дублирующими приборами контроля работы установки, размещаемыми в помещениях ГНС с обслуживающим персоналом. При необходимости предусматривают подогрев СУГ перед наполнением баллонов. При использовании подогретого газа следует контролировать его температуру, которая не должна превышать 45 °С. 10.4.9 Использование в производственной зоне ГНС испарительных установок с применением открытого огня не допускается. 10.4.10 При проектировании систем водоснабжения, канализации, электроснабжения, отопления и вентиляции и пожаротушения ГНС следует выполнять требования технических регламентов, СП 30.13330, СП 31.13330, СП 32.13330, СНиП 41-02, СП 60.13330, СП 7.13130, СП 8.13130, СП 10.13130, правил пожарной безопасности [3], правил устройства электроустановок [2] и настоящего раздела. 10.4.20 Помещения насосно-компрессорного, наполнительного, испарительного и окрасочного отделений, кроме рабочего освещения, следует оборудовать дополнительным аварийным освещением. Допускается применять для аварийного освещения аккумуляторные фонари на напряжение не выше 12 В во взрывозащищенном исполнении. 10.4.21 Схемы электроснабжения и автоматизации производственных помещений категории А должны предусматривать: - в случае возникновения пожара - автоматическое отключение технических устройств, систем вентиляции и включение световых и звуковых сигналов, систем пожаротушения; - при опасной концентрации СУГ в воздухе помещения - отключение технологического оборудования, основной и дежурной систем вентиляции, включение аварийной системы вентиляции в соответствии с СП 60.13330 и СП 7.13130. 10.4.22 На территории ГНС и ГНП следует предусматривать наружное и охранное освещение и сигнализацию, телефонную связь и видеонаблюдение. Управление наружным и охранным освещением и системой видеонаблюдения следует осуществлять из мест с постоянным пребыванием персонала (например, из помещения проходной). 10.4.23 Прокладка воздушных линий электропередачи над территорией ГНС и ГНП не допускается. 10.4.24 Для зданий, сооружений, наружных установок категории Ан, газопроводов и других сетей инженерно-технического обеспечения в зависимости от класса взрывоопасных зон должна быть предусмотрена молниезащита в соответствии с действующими нормативными документами. 10.5 Автогазозаправочные станции 10.5.1 Автогазозаправочные станции, технологические участки СУГ на многотопливных АЗС (далее АГЗС) проектируют в соответствии с требованиями [5] и (или) технико-экономической документацией (ТЭД), согласованной в установленном порядке, и требованиями настоящего свода правил. Кроме того, при проектировании АГЗС следует соблюдать требования других нормативных документов, которые могут распространяться на проектирование данных объектов. При проектировании АГЗС следует учитывать требования 9.4.11 настоящих сводов правил. Вокруг АГЗС должно быть предусмотрено проветриваемое ограждение высотой не менее 1,6 м из негорючих материалов. 10.6 Промежуточные склады баллонов 10.6.1 Промежуточные склады баллонов следует размещать на территории поселений на расстояниях от зданий и сооружений в соответствии с таблицей 9, как для склада наполненных баллонов на ГНС, ГНП. Здания промежуточных складов баллонов должны соответствовать требованиям, предъявляемым к зданиям производственной зоны ГНС, ГНП, в том числе к сетям инженерно-технического обеспечения. Здания промежуточных складов баллонов относят к категории А в соответствии с [1], СП 4.13130 и СП 12.13130. Промежуточные склады баллонов СУГ должны проектироваться с учетом требований СП 56.13330. 11 Контроль за строительством и приемка выполнения работ 11.1 Общие положения 11.1.1 В процессе строительства сетей газораспределения, газопотребления и объектов СУГ должен осуществляться строительный контроль и государственный строительный надзор. Строительный контроль проводится лицом, осуществляющим строительство, застройщиком, заказчиком или привлеченными ими лицами, имеющими свидетельство о допуске к данным видам работ. На объектах, проектная документация которых подлежит государственной экспертизе и (или) экспертизе промышленной безопасности, должен осуществляться государственный строительный надзор. Строительный контроль включает в себя: - входной контроль проектной рабочей документации и результатов инженерных изысканий, материалов, технических устройств, газоиспользующего оборудования и наличия разрешительных документов; - операционный контроль строительно-монтажных работ (земляных, сварочных, изоляционных работ, работ по испытанию газопроводов, монтажа строительных конструкций зданий и сооружений и т.п.); - приемочный контроль, в процессе которого проводится проверка качества выполненных работ. Результаты приемочного контроля оформляют записями в строительном паспорте, актами, протоколами испытаний. 11.2 Внешний осмотр и измерения 11.2.1 Внешним осмотром и измерениями проверяют: - глубину заложения подземного (наземного) или расположение надземного газопровода; уклоны; устройство основания, постели или опор; длину, диаметр и толщину стенок трубопровода; установку запорной арматуры и других элементов газопровода. Измерения проводят по ГОСТ 26433.2; - тип, размеры и наличие дефектов на каждом из сварных стыковых соединений трубопроводов; - сплошность, адгезию к стали и толщину защитных покрытий труб и соединений, а также резервуаров СУГ. 11.2.2 Проверку подземных трубопроводов (резервуаров) проводят до и после опускания их в траншею (котлован). Число измерений - в соответствии с указаниями проекта или технологической документации организации - исполнителя работ. 11.2.3 Обнаруженные внешним осмотром и измерениями дефекты устраняют. Недопустимые дефекты сварных соединений должны быть удалены. 11.3 Механические испытания 11.3.1 Механическим испытаниям подвергают: - пробные (допускные) сварные стыки и паяные соединения; испытания проводят для проверки технологии сварки и пайки стыков стальных, медных и полиэтиленовых газопроводов; - сварные стыки стальных газопроводов, не подлежащие контролю физическими методами, и стыки подземных газопроводов, сваренных газовой сваркой. Образцы стыковых соединений отбирают в период производства сварочных работ в количестве 0,5 % общего числа стыковых соединений, сваренных каждым сварщиком, но не менее двух стыков диаметром 50 мм и менее и не менее одного стыка диаметром свыше 50 мм, сваренных им в течение календарного месяца. Стыки стальных газопроводов испытывают на статическое растяжение и статический изгиб (загиб) по ГОСТ 6996. Сварные соединения медных газопроводов испытывают на статическое растяжение по ГОСТ 6996, а паяные соединения медных газопроводов по ГОСТ 28830. Стыки полиэтиленовых газопроводов испытывают на растяжение по приложению Е ГОСТ Р 52779. 11.3.2 Механические свойства стыков стальных труб с условным проходом свыше 50 определяют испытаниями на растяжение и изгиб образцов (вырезанных равномерно по периметру каждого отобранного стыка) со снятым усилением в соответствии с ГОСТ 6996. Результаты механических испытаний стыка считаются неудовлетворительными, если: - среднеарифметическое значение предела прочности трех образцов при испытании на растяжение будет менее значения нормативного предела прочности основного металла трубы; - среднеарифметическое значение угла изгиба трех образцов при испытании на изгиб будет менее 120° для дуговой сварки и менее 100° - для газовой сварки; - результат испытаний хотя бы одного из трех образцов по одному из видов испытаний будет на 10 % ниже нормативного значения показателя прочности или угла изгиба. Результаты механических испытаний сварного или паяного соединения медных труб считают неудовлетворительными, если разрушение произошло по сварному шву, а среднеарифметическое значение предела прочности двух образцов при испытании на растяжение менее 210 МПа. 11.3.3 Механические свойства сварных стыков стальных труб условным проходом до 50 включительно должны определяться испытаниями целых стыков на растяжение и сплющивание. Для труб этих диаметров половину отобранных для контроля стыков (с неснятым усилением) испытывают на растяжение и половину (со снятым усилением) - на сплющивание. Результаты механических испытаний сварного стыка считают неудовлетворительными, если: - предел прочности при испытании стыка на растяжение менее нормативного предела прочности основного металла трубы; - просвет между сжимающими поверхностями пресса при появлении первой трещины на сварном шве при испытании стыка на сплющивание превышает 5S, где S - номинальная толщина стенки трубы. 11.3.4 При неудовлетворительных испытаниях хотя бы одного стыка проводят повторные испытания на удвоенном числе стыков. Испытания проводят по виду испытаний, давшему неудовлетворительные результаты. В случае получения при повторных испытаниях неудовлетворительных результатов хотя бы на одном стыке все стыки, сваренные данным сварщиком в течение календарного месяца на конкретном объекте газовой сваркой, должны быть удалены, а стыки, сваренные дуговой сваркой, проверены радиографическим методом контроля. 11.3.5 Сварные соединения полиэтиленовых труб между собой и при наличии соединительных деталей, а также выполненные деталями с ЗН, подвергают внешнему осмотру без применения увеличительных приборов. Внешний вид стыкового сварного соединения должен соответствовать следующим требованиям: - валики сварного шва должны быть симметрично и равномерно распределены по окружности сваренных изделий; - на наружной поверхности валиков не допускаются трещины, раковины, посторонние включения; - смещение наружных кромок свариваемых частей изделий должно быть минимальным; - впадина между валиками грата не должна находится ниже наружной поверхности труб (деталей). Внешний вид сварных соединений, выполненных при помощи деталей с ЗН, должен соответствовать следующим требованиям: - трубы за пределами соединительной детали должны иметь следы механической обработки (зачистки) или быть другого цвета в случае наличия на трубе защитного слоя; - индикаторы сварки деталей должны находиться в выдвинутом положении; - поверхность деталей не должна иметь следов температурной деформации или термической деструкции (сгоревшего) полиэтилена; - по периметру детали не должно быть следов расплава полиэтилена, возникшего в процессе сварки. Внешний вид сварных соединений (стыкового и выполненного при помощи деталей с ЗН) должен соответствовать контрольному образцу по приложению Е. 11.3.6 В процессе производства строительных работ по требованию заказчика допускается стыковые сварные соединения подвергать контролю проведением испытания на осевое растяжение в соответствии с приложением Е ГОСТ Р 52779 в объеме 1 % от числа стыков, сваренных одним сварщиком в течение одного месяца на каждом объекте, но не менее одного сварного шва. 11.3.7 По требованию надзорных органов проводят следующие механические испытания по ГОСТ Р 50838 и ГОСТ Р 52779: - стыковых сварных соединений на: осевое растяжение, стойкость при постоянном внутреннем давлении при 80°С не менее 165 ч; - сварных соединений, выполненных при помощи деталей с ЗН, на: стойкость к отрыву сплющиванием и стойкость к отрыву и удару седловых отводов. 11.3.8 При неудовлетворительных результатах испытания хотя бы одного стыка или сварного соединения, выполненного при помощи деталей с ЗН, проводят повторные испытания на удвоенном числе стыков или сварных соединений деталями с ЗН по неудовлетворительным показателям. В случае неудовлетворительных результатов повторных испытаний хотя бы на одном стыке или сварном соединении деталью с ЗН все стыки или сварные соединения, выполненные деталями с ЗН, сваренные данным сварщиком в течение календарного месяца на конкретном объекте, должны быть удалены и вновь сварены другим сварщиком. При повторном получении неудовлетворительных результатов испытаний стыков или сварных соединений деталями с ЗН, выполненных другим сварщиком, партию труб и соединительных деталей бракуют, уведомляют изготовителя о несоответствии продукции требованиям стандарта на продукцию и требуют от изготовителя принятия мер по предотвращению причинения вреда, а при невозможности их принятия - об отзыве продукции и о возмещении вреда, причиненного имуществу в соответствии с действующим законодательством. 11.4 Контроль физическими методами 11.4.1 Контролю физическими методами подлежат стыки законченных строительством участков газопроводов, выполненных электродуговой и газовой сваркой (газопроводы из стальных труб), а также сваркой нагретым инструментом встык (газопроводы из полиэтиленовых труб), в соответствии с таблицей 14. Допускается уменьшать количество контролируемых стыков полиэтиленовых газопроводов, сваренных с использованием сварочной техники средней степени автоматизации на 60%, высокой степени автоматизации - на 80%. Обязательному контролю физическими методами не подлежат стыки полиэтиленовых газопроводов, выполненные на сварочной технике высокой степени автоматизации, аттестованной и допущенной к применению в установленном порядке. Сварка полиэтиленовых газопроводов соединительными деталями с ЗН должна выполняться аппаратами, осуществляющими регистрацию результатов сварки с их последующей выдачей в виде распечатанного протокола. Контроль стыков стальных газопроводов проводят радиографическим - по ГОСТ 7512 и ультразвуковым - по ГОСТ 14782, методами. Стыки полиэтиленовых газопроводов проверяют ультразвуковым методом по ГОСТ 14782. Контроль соединений многослойных полимерных и медных газопроводов проводят внешним осмотром и обмыливанием при испытании газопровода. Таблица 14
11.4.2 Ультразвуковой метод контроля сварных стыков стальных газопроводов применяется при условии проведения выборочной проверки не менее 10 % стыков радиографическим методом. При получении неудовлетворительных результатов радиографического контроля хотя бы на одном стыке объем контроля следует увеличить до 50 % общего числа стыков. В случае повторного выявления дефектных стыков все стыки, сваренные конкретным сварщиком на объекте в течение календарного месяца и проверенные ультразвуковым методом, должны быть подвергнуты радиографическому контролю. 11.4.3 При неудовлетворительных результатах контроля ультразвуковым методом стыковых соединений стальных и полиэтиленовых газопроводов проводят проверку удвоенного числа стыков на участках, которые к моменту обнаружения брака не были приняты по результатам этого вида контроля. Если при повторной проверке качество хотя бы одного из проверяемых стыков окажется неудовлетворительным, то все стыки, сваренные данным сварщиком на объекте, должны быть проверены ультразвуковым методом. 11.4.4 Исправление дефектов шва стыков стальных газопроводов, выполненных газовой сваркой, не допускается. Исправление дефектов шва, выполненного дуговой сваркой, допускается проводить удалением дефектной части и заварки ее заново с последующей проверкой всего сварного стыка радиографическим методом. Превышение высоты усиления сварного шва относительно размеров, установленных ГОСТ 16037, разрешается устранять механической обработкой. Подрезы следует исправлять наплавкой ниточных валиков высотой не более 2 - 3 мм, при этом высота ниточного валика не должна превышать высоту шва. Исправление дефектов подчеканкой и повторный ремонт стыков не допускается. Дефектные стыковые соединения полиэтиленовых газопроводов исправлению не подлежат и должны быть удалены. 11.4.5 По степени автоматизации сварочные аппараты для стыкового соединения полиэтиленовых труб и деталей подразделяют на: а) аппараты с высокой степенью автоматизации - сварочные аппараты (машины), имеющие компьютерную программу основных параметров сварки, компьютерный контроль их соблюдения в ходе технологического процесса, компьютерное управление процессом сварки и последовательностью этапов технологического процесса в заданном программой режиме (в том числе автоматическое удаление нагревательного инструмента), регистрацию результатов сварки и последующую выдачу информации в виде распечатанного протокола на каждый стык по окончании процесса сварки; б) аппараты со средней степенью автоматизации - сварочные машины, имеющие частично компьютеризированную программу основных параметров сварки, полный компьютеризированный контроль соблюдения режима сварки в течение всего цикла, а также осуществляющие регистрацию результатов сварки и их последующую выдачу в виде распечатанного протокола; в) аппараты с ручным управлением - машины с ручным управление процессом сварки при визуальном или автоматическом контроле соблюдения режима сварки в течение всего цикла. Режимы сварки регистрируются в журнале производства работ или выпускаются в виде распечатанного протокола с регистрирующего устройства. 11.5 Испытания газопроводов 11.5.1 Законченные строительством или реконструкцией наружные и внутренние газопроводы (далее - газопроводы) следует испытывать на герметичность воздухом. Для испытания на герметичность воздухом газопровод в соответствии с проектом производства работ следует разделить на отдельные участки, ограниченные заглушками или закрытые линейной арматурой и запорными устройствами перед газоиспользующим оборудованием, с учетом допускаемого перепада давления для арматуры (устройств) данного типа. Если арматура, оборудование и приборы не рассчитаны на испытательное давление, то вместо них на период испытаний следует устанавливать катушки, заглушки. Газопроводы жилых, общественных, бытовых, административных, производственных зданий и котельных следует испытывать на участке от отключающего устройства на вводе в здание до кранов газоиспользующего оборудования. Испытания газопроводов должна проводить строительная организация в присутствии представителя эксплуатационной организации. Результаты испытаний оформляют записью в строительном паспорте. 11.5.2 Перед испытанием на герметичность внутренняя полость газопровода должна быть очищена в соответствии с проектом производства работ. Очистку полости внутренних газопроводов и газопроводов ГРП (ГРУ) следует проводить продувкой воздухом перед их монтажом. 11.5.3 Для проведения испытаний газопроводов применяют манометры класса точности 0,15. Допускается применение манометров класса точности 0,40, а также класса точности 0,6. При испытательном давлении до 0,01 МПа применяют V-образные жидкостные манометры (с водяным заполнением). 11.5.4 Испытания подземных газопроводов проводят после их монтажа в траншее и присыпки выше верхней образующей трубы не менее чем на 0,2 м или после полной засыпки траншеи. Сварные соединения стальных газопроводов должны быть заизолированы. 11.5.5 До начала испытаний на герметичность газопроводы выдерживают под испытательным давлением в течение времени, необходимого для выравнивания температуры воздуха в газопроводе и температуры грунта. При испытании надземных и внутренних газопроводов следует соблюдать меры безопасности, предусмотренные проектом производства работ. 11.5.6 Испытания газопроводов на герметичность проводят подачей в газопровод сжатого воздуха и созданием в газопроводе испытательного давления. Значения испытательного давления и время выдержки под давлением стальных подземных газопроводов и подземных газопроводов-вводов из медных труб - в соответствии с таблицей 15. При переходе подземного участка полиэтиленового газопровода на стальной газопровод испытания этих газопроводов проводят раздельно: - участок подземного полиэтиленового газопровода, включая неразъемное соединение испытывают по нормам испытания полиэтиленовых газопроводов; - участок стального газопровода испытывают по нормам испытания стальных газопроводов. 11.5.7 Нормы испытаний полиэтиленовых газопроводов, стальных надземных газопроводов, газопроводов-вводов из медных труб и технических устройств ГРП, а также внутренних газопроводов зданий - по таблице 16. Температура наружного воздуха в период испытания полиэтиленовых газопроводов должна быть не ниже минус 20°С. Таблица 15
11.5.8. Испытания подземных газопроводов, прокладываемые в футлярах на участках переходов через искусственные и естественные преграды, прводят в три стадии: 1) после сварки перехода до укладки на место; 2) после укладки и полной засыпки перехода; 3) вместе с основным газопроводом. Испытания после полного монтажа и засыпки перехода по согласованию с эксплуатационной организацией допускается не проводить. Таблица 16
Испытания внутренних газопроводов из многослойных труб проводят в два этапа: 1) испытание на прочность давлением 0,1 МПа в течение 10 мин; 2) испытание на герметичность давлением 0,015 МПа в течение 10 мин. Испытания участков переходов допускается проводить в одну стадию вместе с основным газопроводом в случаях: - отсутствия сварных соединений в пределах перехода; - использования метода наклонно-направленного бурения; - использования в пределах перехода для сварки полиэтиленовых труб деталей с ЗН или сварочного оборудования со средней и высокой степенью автоматизации. Условия испытаний газопроводов и технических устройств ГРПБ, ГРПШ и ГРУ, изготовленных в заводских условиях, устанавливают по нормам испытаний для ГРП. При монтаже ГРУ участок газопровода от отключающего устройства на вводном газопроводе до первого отключающего устройства внутри здания испытывают по нормам надземного газопровода. Участок газопровода и технических устройств ГРУ от первого отключающего устройства до регулятора давления испытывают по нормам, предусмотренным для внутренних газопроводов по входному давлению. Газопроводы и технические устройства ГРУ после регулятора давления испытывают по нормам, предусмотренным для внутренних газопроводов соответствующего давления. Испытания газопроводов из медных труб проводят по нормам газопроводов из стальных труб. 11.5.9 Результаты испытания на герметичность считают положительными, если в течение испытания давление в газопроводе не меняется, то есть не фиксируется видимое падение давления манометром класса точности 0,6, а по манометрам класса точности 0,15 и 0,4, а также жидкостным манометром падение давления фиксируется в пределах одного деления шкалы. По завершении испытаний газопровода давление снижают до атмосферного, устанавливают автоматику, арматуру, оборудование, контрольно-измерительные приборы и выдерживают газопровод в течение 10 мин под рабочим давлением. Герметичность разъемных соединений проверяют мыльной эмульсией. Дефекты, обнаруженные в процессе испытаний газопроводов, следует устранять только после снижения давления в газопроводе до атмосферного. После устранения дефектов, обнаруженных в результате испытания газопровода на герметичность, проводят повторное испытание. Стыки газопроводов, сваренные после испытаний, должны быть проверены физическим методом контроля. 11.5.10 Резервуары сжиженных углеводородных газов вместе с обвязкой по жидкой и паровой фазам испытывают в соответствии с требованиями Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением [6]. 11.6 Приемка в эксплуатацию заказчиком законченных строительством сетей газораспределения, газопотребления и объектов СУГ 11.6.1 Приемка в эксплуатацию законченных строительством сетей газораспределения, газопотребления и объектов СУГ осуществляется в соответствии с установленным законодательством. 11.6.2 Приемка законченного строительством объекта сетей газораспределения, газопотребления и объекта СУГ может быть оформлена актом по форме, представленной в приложении Ж. Приложение А жүктеу/скачать 0.6 Mb. Достарыңызбен бөлісу:
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||