СП 62.13330.2011 Действует

9.4.12 На ГНС, ГНП рекомендуется предусматривать систему наружного пожаротушения, включающую в себя резервуары с противопожарным запасом воды, насосную станцию и кольцевой водопровод высокого давления с пожарными гидрантами. При наличии кольцевого водопровода высокого давления поселений и предприятий, на которых размещены ГНС, ГНП, обеспечивающего потребность в наружном пожаротушении, установка противопожарных резервуаров не требуется.

При общей вместимости резервуаров на базе хранения 200 м3 и менее рекомендуется предусматривать для тушения пожара систему водопровода низкого давления или пожаротушение из резервуаров (водоемов).

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

Дополнительные требования к обеспечению пожаротушения приведены в СП 4.13130.

9.4.15 Закрытые помещения производственных зданий ГНС и ГНП, в которых обращаются СУГ, следует оборудовать приточно-вытяжной вентиляцией с учетом требований СП 60.13330.

Кратность воздухообмена в данных помещениях должна быть не менее 10 обменов в час в рабочее время и трех обменов в час в нерабочее время.

9.4.17 Электроприводы насосов, компрессоров и другого оборудования, устанавливаемого в производственных помещениях категории А, следует блокировать с вентиляторами вытяжных систем, чтобы они не могли работать при отключении вентиляции.

9.4.19 Электроприемники зданий и сооружений объектов, на которые распространяются требования настоящего раздела, следует относить по обеспечению надежности электроснабжения к категории III, за исключением электроприемников противопожарной насосной станции, аварийной вентиляции, сигнализаторов довзрывоопасных концентраций, пожарной сигнализации, наружных и внутренних систем пожаротушения, обеспечения путей эвакуации, которые следует относить к категории I.

9.4.18 Класс взрывоопасной зоны в помещениях и у наружных установок при выборе электрооборудования для ГНС и ГНП рекомендуется принимать по [7] и СП 6.13130.

9.4.22 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).

9.4.23 Прокладка воздушных линий электропередачи над производственной территорией ГНС и ГНП не допускается.

9.6.1 Промежуточные склады баллонов рекомендуется 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 рекомендуется проектировать аналогично зданиям производственной зоны ГНС, ГНП.

10.2.2 Проверку изоляционного покрытия подземных газопроводов (резервуаров) проводят до и после опускания их в траншею (котлован).

9.4.19а Проектирование данных систем рекомендуется выполнять в соответствии с СП 31.13330, СП 3.13130 и СП 8.13130.

9.4.20 Помещения насосно-компрессорного, наполнительного, испарительного и окрасочного отделений кроме рабочего освещения следует оборудовать дополнительным аварийным освещением, в том числе аккумуляторными фонарями напряжением не выше 12 В во взрывозащищенном исполнении.

9.4.21 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, превышающем 10 % нижнего концентрационного предела распространения пламени – включение аварийной системы вентиляции, отключение электрических приводов насосов, компрессоров и другого технологического оборудования в соответствии с СП 60.13330.

9.4.24 Молниезащиту объектов, расположенных на территории ГНС и ГНП, рекомендуется выполнять в соответствии с требованиями [6].

9.5.1 Автогазозаправочные станции, технологические участки СУГ на многотопливных АЗС (далее – АГЗС) рекомендуется проектировать в соответствии с требованиями СП 156.13130 и требованиями настоящего свода правил.

При проектировании АГЗС рекомендуется учитывать положения 9.4.11 настоящего свода правил.

По периметру АГЗС рекомендуется предусматривать проветриваемое ограждение высотой не менее 1,6 м из негорючих материалов.

10.2.1 Посредством визуально-измерительного контроля (ВИК) проверяют:

глубину заложения подземного (наземного) или расположение надземного газопровода; уклоны; устройство основания, постели или опор; длину, диаметр и толщину стенок газопровода; установку запорной арматуры и других элементов газопровода;

размеры и наличие дефектов на каждом из сварных стыковых (паяных) соединений газопроводов, а также на каждом сварном соединении опорной части с газопроводом;

сплошность, адгезию к стали и толщину защитных покрытий труб, соединительных деталей, а также резервуаров СУГ;

качество соединений выполненных прессованием металлополимерных и медных газопроводов.

10.2.1а Визуальный и измерительный контроль качества сварочных и изоляционных работ проводится в соответствии с ГОСТ 16037, ГОСТ Р 54792–2011 (таблицы 1 и 3) и ГОСТ 9.602.

Измерительный контроль грата стыковых соединений полиэтиленовых труб проводится по контрольному образцу, сваренному из труб и на сварочном оборудовании, применяемом на данном объекте по конкретной процедуре сварки.

10.2.3 Обнаруженные внешним осмотром и измерениями дефекты следует устранять. Недопустимые дефекты сварных и паяных соединений должны быть удалены. Не прошедшие проверку прессованные соединения металлополимерных и медных газопроводов должны быть заменены.

10.3.2 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 нормативного предела прочности основного металла трубы.

10.3.4 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.

10.3.7 В арбитражных случаях допускается проводить следующие механические испытания по ГОСТ Р 58121.1 и ГОСТ Р 58121.3:

стыковых сварных соединений на осевое растяжение;

сварных соединений, выполненных при помощи деталей с ЗН, на стойкость к отрыву сплющиванием.

10.4.1 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, выполненные на сварочной технике с ручным управлением и средней степени автоматизации), в соответствии с таблицей 14. Допускается уменьшать на 60 % количество контролируемых стыков полиэтиленовых газопроводов, сваренных с использованием сварочной техники средней степени автоматизации, аттестованной и допущенной к применению в установленном порядке

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 Р 55724 методами. Стыки полиэтиленовых газопроводов проверяют ультразвуковым методом.

Контроль соединений многослойных полимерных и медных газопроводов проводят внешним осмотром и обмыливанием при испытании газопровода.

Таблица 14

Таблица 14Газопроводы | Число стыков, подлежащих контролю, % общего числа стыков, сваренных каждым сварщиком на объекте 1 Наружные и внутренние газопроводы природного газа и СУГ всех давлений с условным проходом менее 50, надземные и внутренние газопроводы природного газа и СУГ условным проходом 50 и более давлением до 0,005 МПа | Не подлежат контролю 2 Газопроводы ГРП и ГРУ | 100 3 Наружные и внутренние газопроводы СУГ всех давлений (за исключением указанных в строке 1) | 100 4 Надземные и внутренние газопроводы природного газа давлением св. 0,005 МПа (кроме строки 9) | 5, но не менее одного стыка 5 Подземные газопроводы природного газа давлением: | до 0,005 МПа включ. | 10, но не менее одного стыка св. 0,005 до 0,3 МПа включ. | 50, но не менее одного стыка » 0,3 | 100 6 Подземные газопроводы всех давлений, прокладываемые под магистральными дорогами и улицами с капитальными типами дорожных одежд, а также на переходах через водные преграды, во всех случаях прокладки газопроводов в футляре (в пределах перехода и по одному стыку в обе стороны от пересекаемого сооружения) | 100 7 Подземные газопроводы всех давлений при пересечении с коммуникационными коллекторами, каналами, тоннелями (в пределах пересечений и по одному стыку в обе стороны от наружных стенок пересекаемых сооружений) | 100 8 Надземные газопроводы всех давлений на участках переходов через автомобильные категорий I–III, магистральные дороги и улицы и железные дороги и естественные преграды, а также по мостам и путепроводам | 100 9 Подземные газопроводы всех давлений (кроме газопроводов давлением до 0,005 МПа), прокладываемые в районах с сейсмичностью свыше 7 баллов, на карстовых и подрабатываемых территориях и в других районах с особыми природными условиями | 100 10 Подземные газопроводы всех давлений, прокладываемые на расстоянии по горизонтали в свету менее 3 м от коммуникационных коллекторов и каналов (в том числе каналов тепловой сети) | 100 11 Участки подземных газопроводов-вводов на расстоянии от фундаментов зданий, м, менее: 2 – для газопроводов давлением до 0,005 МПа включ.; 4 – » » » св. 0,005 до 0,3 МПа »; 7 – » » » 0,3 » 0,6 МПа »; 10 – » » » 0,6 МПа » | 100 12 Подземные газопроводы природного газа давлением до 0,005 МПа включ., прокладываемые в особых природных условиях | 25, но не менее одного стыка 13 Подземные газопроводы природного газа давлением св. 0,005 МПа прокладываемые вне поселений за пределами черты их перспективной застройки | 20, но не менее одного стыка П р и м е ч а н и я 1 Для проверки следует отбирать сварные стыки, имеющие худший внешний вид. 2 Процент контроля сварных соединений газопроводов следует устанавливать с учетом реальных условий прокладки. 3 Угловые соединения на газопроводах условным диаметром до 500 мм, стыки приварки фланцев и плоских заглушек контролю физическими методами не подлежат. Сварные стыки соединительных деталей стальных газопроводов, изготовленные в условиях ЦЗЗ, ЦЗМ, а также сваренные после производства испытаний монтажные стыки стальных газопроводов подлежат 100 %-ному контролю физическими методами. 4 Процент контроля сварных соединений труб, прокладываемых в стесненных условиях, должен устанавливаться с учетом требований 5.1.1. 5 При пересечении газопроводами всех давлений сооружений метрополитена на участках пересечения и по 10 м в обе стороны во второй графе число стыков, подлежащих контролю, принять равным 100 %. |

10.4.2 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.

10.4.3 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

10.4.4 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.

10.4.5 Сварка полиэтиленовых труб с помощью деталей с ЗН проводится в автоматическом режиме, сварочными аппаратами, соответствующими ГОСТ Р ИСО 12176-2, ввод параметров сварки осуществляется в соответствии с ГОСТ Р ИСО 13950.

По степени автоматизации сварочные машины для соединения встык полиэтиленовых труб и деталей подразделяют следующим образом:

а) машины с высокой степенью автоматизации – машины для сварки встык, соответствующие ГОСТ Р ИСО 12176-1–2011 (приложение А), в том числе имеющие компьютерную программу управления основными параметрами сварки, согласно выбранной процедуре сварки по ГОСТ Р 55276, компьютерный контроль процесса сварки, включая контроль проскальзывания труб в зажимах центратора, перемещения его каретки и автоматического удаления нагретого инструмента; автоматическую регистрацию результатов сварки и последующую выдачу информации в виде распечатанного протокола на каждый стык по окончании процесса сварки.

Дополнительными функциями могут быть контроль трассируемости и регистрация данных по ГОСТ Р ИСО 12176-4;

б) машины со средней степенью автоматизации – машины для сварки встык, имеющие частично компьютеризированную программу основных параметров сварки, включая длительность и давление при оплавлении торцов, давление смыкания торцов (пиковое и (или) динамическое), технологическую паузу времени подъема давления и охлаждения в машине под давлением согласно выбранной процедуре сварки по ГОСТ Р 55276, полный компьютеризированный контроль соблюдения режима сварки в течение всего цикла, а также осуществляющие регистрацию результатов сварки и последующую выдачу информации в виде распечатанного протокола на каждый стык по окончании процесса сварки.

Дополнительными функциями могут быть контроль трассируемости и регистрация данных по ГОСТ Р ИСО 12176-4;

в) машины с ручным управлением – машины для сварки встык с ручным управлением процессом сварки, согласно выбранной процедуре сварки по ГОСТ Р 55276, при визуальном или автоматическом контроле соблюдения режима сварки в течение всего цикла. Режимы сварки регистрируются в журнале производства работ или выдаются в виде распечатанного протокола с регистрирующего устройства на каждый стык по окончании процесса сварки.

Температура нагретого инструмента должна контролироваться автоматически независимо от степени автоматизации сварочной машины.

10.5.1 Законченные строительством или реконструкцией наружные и внутренние газопроводы (далее – газопроводы) следует испытывать на герметичность и прочность или проводить комплексное испытание (совместное испытание на прочность и герметичность) воздухом.

Если арматура, оборудование и приборы не рассчитаны на испытательное давление, то вместо них на период испытаний следует устанавливать катушки и заглушки.

Испытания газопроводов должна проводить строительная организация в присутствии представителя строительного контроля со стороны застройщика.

Результаты испытаний оформляют записью в строительном паспорте.

10.5.3 Для проведения испытания на герметичность и прочность следует фиксировать падение давления в газопроводе манометрами классом точности не ниже 0,4 или жидкостными манометрами. Применение манометров без указания класса точности не допускается.

10.5.4 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.

10.5.5 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.

10.5.6 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.

Таблица 15

Таблица 15Рабочее давление газа, МПа | Вид изоляционного покрытия | Испытатель-ное давление, МПа | Продолжитель-ность испытаний, ч До 0,005 включ. | Независимо от вида изоляционного покрытия | 0,6 | 24 Св. 0,005 до 0,3 » | Битумная мастика, полимерная липкая лента | 0,6 | 24 | Экструдированный полиэтилен, стек-лоэмаль | 1,5 | 24 » 0,3 » 0,6 » | Битумная мастика, полимерная липкая лента | 0,75 | 24 | Экструдированный полиэтилен, стек-лоэмаль | 1,5 | 24 Св.0,6 до 1,2включ. | Независимо от вида изоляционного покрытия | 1,5 | 24 » 0,6 » 1,6 » (для СУГ) | То же | 2,0 | 24 Газовые вводы до 0,005 включ. при их раздельном строительстве с распределительным газопроводом | » | 0,3 | 2

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.

10.5.7 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 16

Таблица 16Рабочее давление газа, МПа | Испытательное давление, МПа | Продолжительность испытаний, ч Полиэтиленовые газопроводы | | До 0,005 включ. | 0,3 | 24 Св. 0,005 до 0,3 » | 0,6 | » 0,3 » 0,6 » | 0,75 | » 0,6 » 1,2 » | 1,5 | Надземные газопроводы | | До 0,005 включ. | 0,3 | 1 Св. 0,005 до 0,3 » | 0,45 | » 0,3 » 0,6 » | 0,75 | » 0,6 » 1,2 » | 1,5 | » 1,2 » 1,6 » (для СУГ) | 2,0 | Газопроводы и технические устройства ГРП | | До 0,005 включ. | 0,3 | 12 Св. 0,005 до 0,3 » | 0,45 | » 0,3 » 0,6 » | 0,75 | » 0,6 » 1,2 » | 1,5 | Газопроводы внутри зданий, газопроводы и технические устройства ГРУ | | Газопроводы жилых зданий давлением до 0,003 включ. | 0,01 | 5 мин Газопроводы котельных, общественных, административных, бытовых и производственных зданий давлением: | | до 0,005 включ. | 0,1 | 1 св. 0,005 до 0,3 » | 1,25 рабочего, но не более 0,3 | » 0,3 » 0,6 » | 1,25 рабочего, но не более 0,6 | » 0,6 » 1,2 » | 1,25 рабочего, но не более 1,2 | » 1,2 » 1,6 » (для СУГ) | 1,25 рабочего, но не более 1,6 |

10.5.8 Испытания подземных газопроводов, прокладываемых в футлярах на участках переходов через искусственные и естественные преграды, проводят в три стадии:

3) вместе с основным газопроводом.

Испытания после полного монтажа и засыпки перехода по согласованию с эксплуатационной организацией допускается не проводить.

Испытания внутренних газопроводов из многослойных труб проводят в два этапа:

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.

10.5.9 Результаты испытания на герметичность считают положительными, если в течение испытания падение давления в газопроводе фиксируется в пределах одного деления шкалы по манометрам классом точности не ниже 0,4 или жидкостным манометрам.

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.

10.5.10 Резервуары сжиженных углеводородных газов вместе с обвязкой по жидкой и паровой фазам СУГ следует испытывать в соответствии с требованиями [14].

Приложение Б

Минимальные расстояния от надземных (наземных без обвалования) газопроводов до зданий, сооружений и сетей инженерно-технического обеспечения

Таблица  Б.1

Таблица  Б.1Здания, сооружения и сети инженерно-технического обеспечения | Минимальные расстояния в свету, м, от газопроводов давлением включительно, МПа | | | | до 0,005 включ. | св. 0,005 до 0,3 включ. | св. 0,3 до 0,6 включ. | св. 0,6 до 1,2 включ. (природный газ), свыше 0,6 до 1,6 включ. (СУГ) 1 Производственные здания категорий А и Б. Наружные установки категорий АН и БН | 5 | 5 | 5 | 10 2 Производственные здания и помещения категорий В1–В4, Г и Д. Наружные установки категорий ВН, ГН и ДН | – | – | – | 5 3 Жилые, общественные, административные, бытовые здания степеней огнестойкости I–III и класса конструктивной пожарной опасности С0, С1 | – | – | 5 | 10 4 Жилые, общественные, административные, бытовые здания степени огнестойкости IV и V класса конструктивной пожарной опасности С2, С3 | – | 5 | 5 | 10 5 Открытые наземные (надземные) склады: легковоспламеняющихся жидкостей вместимостью, м3: св. 1000 до 2000 600 – 1000 300 – 600 менее 300 горючих жидкостей вместимостью, м3: св. 5000 до 10000 3000 – 5000 1500 – 3000 менее 1500 Закрытые наземные (надземные) склады легковоспламеняющихся и горючих жидкостей | 302418123024181210 | 302418123024181210 | 302418123024181210 | 302418123024181210 6 Железнодорожные и трамвайные пути (до ближайшего рельса) до края подошвы откоса насыпи или бровки выемки | 3,8 | 4,8 | 7,8 | 10,8 7 Подземные инженерные сети: водопровод, канализация, тепловые сети, телефонные, электрические кабельные блоки (от края фундамента опоры) | 1 | 1 | 1 | 1 8 Автодороги (от бордюрного камня, внешней бровки кювета или края подошвы насыпи дороги) | 1,5 | 1,5 | 1,5 | 1,5 9 Ограда открытого распределительного устройства и открытой подстанции | 10 | 10 | 10 | 10 10 Воздушные линии электропередачи | В соответствии с [7] | | | П р и м е ч а н и я 1 Знак означает, что расстояние не нормируется. При этом расстояния устанавливают с учетом обеспечения удобства эксплуатации газопровода, здания и соблюдения требований настоящего свода правил в части расстояний от запорной арматуры газопровода и исключения возможности скопления газа при утечке. 2 При канальной прокладке сетей инженерно-технического обеспечения расстояния, указанные в строке 7, устанавливают от наружной стенки канала. 3 При наличии выступающих частей опоры в пределах габарита приближения расстояния, указанные в строках 6–8, устанавливают от этих выступающих частей. 4 Запрещается установка опор в выемке или насыпи автомобильных дорог, магистральных улиц и дорог, улиц и дорог местного значения, железнодорожных и трамвайных путей. В этих случаях расстояние от крайней опоры до подошвы откоса насыпи или бровки выемки рекомендуется принимать из условия обеспечения устойчивости земляного полотна. 5 На криволинейных участках железнодорожных и трамвайных путей, автомобильных дорог, магистральных улиц и дорог, улиц и дорог местного значения расстояния до выступающих частей опор надземных газопроводов необходимо увеличивать на значение выноса транспорта. 6 При согласовании с заинтересованными организациями допускается размещение опор надземных газопроводов над пересекаемыми подземными сетями инженерно-технического обеспечения при условии исключения передачи на них нагрузок от фундамента и обеспечения возможности их ремонта. 7 Расстояния до газопровода или до его опоры в стесненных условиях на отдельных участках трассы допускается уменьшать при условии разработки компенсирующих мероприятий. 8 При подземном хранении легковоспламеняющихся или горючих жидкостей расстояния, указанные в строке 5 для закрытых складов, разрешается сокращать до 50 %. 9 Для входящих и выходящих газопроводов ПРГ, пунктов учета газа расстояния, указанные в строке 1, не нормируются. 10 Расстояния от газопроводов, не относящихся к ПРГ, устанавливают по таблице 5. 11 Расстояние от газопроводов до ближайших деревьев рекомендуется не менее высоты деревьев на весь срок эксплуатации газопровода. 12 При пересечении газопроводом железных, автомобильных дорог, магистральных улиц и дорог, улиц и дорог местного значения и трамвайных путей расстояние от них до опор газопровода устанавливают в соответствии со строками 6, 8. 13 При прокладке газопроводов по фасадам зданий расстояние между ними по вертикали и по горизонтали устанавливают исходя из условия удобства эксплуатации, но не менее 0,5 наибольшего диаметра в свету. При этом рекомендуется также соблюдать требование об отсутствии сварных соединений внутри футляра на вводе в здание. 14 Расстояния от прогнозируемых границ развития оползней, обвалов горных пород и склонов, эрозионных и иных негативных явлений до опор газопровода устанавливают не менее 5 м. 15 При отсутствии регламентируемых расстояний прокладку газопроводов необходимо предусматривать на расстояниях от зданий и сооружений, обеспечивающих: открывание окон и дверей, исключение попадания газа в помещения при его утечке, исключение установки опор газопроводов на фундаменты здания. 16 Расстояния от мест с массовым пребыванием людей более 100 человек (стадионы, торговые центры, театры, школы, детские сады и ясли, больницы, санатории, дома отдыха и т. п.) до газопроводов в зависимости от давления (в соответствии с настоящей таблицей) устанавливают соответственно 5, 10, 15, 20 м. 17 Минимальные допустимые расстояния в свету от края фундамента опоры газопровода до зданий и сооружений следует принимать как для газопровода. 18 Минимальные допустимые расстояния в свету от газопровода до зданий и сооружений, не указанных в настоящей таблице, следует принимать на основании соответствующих нормативных документов. | | | |

Приложение В

Минимальные расстояния от подземных (наземных с обвалованием) газопроводов до зданий, сооружений и сетей инженерно-технического обеспечения

Таблица  В.1

Таблица  В.1Здания, сооружения и сети инженерно-технического обеспечения | Минималь-ные расстояния по вертикали (в свету), м, при пересечении | Минимальные расстояния по горизонтали (в свету), м, при давлении в газопроводе, МПа, включительно | | | | | | | | до 0,005 включ. | св. 0,005 до 0,3 включ. | | св. 0,3 до 0,6 включ. | | св. 0,6 до 1,2 включ. (природ-ный газ), свыше 0,6 до 1,6 включ. (СУГ) | 1 Водопровод, напорная канализация | 0,2 | 1,0 | 1,0 | | 1,5 | | 2,0 | 2 Самотечная бытовая канализация (водосток, дренаж, дождевая) | 0,2 | 1,0 | 1,5 | | 2,0 | | 5,0 | 3 Тепловые сети: от наружной стенки канала, тоннеляот оболочки бесканальной прокладки | 0,20,2 | 2,01,0 | 2,01,0 | | 2,01,5 | | 4,02,0 | 4 Газопроводы давлением газа до 1,2 МПа включ. (природный газ); до 1,6 МПа включ. (СУГ): при совместной прокладке в одной траншеепри параллельной прокладке | 0,20,2 | 0,41,0 | 0,41,0 | | 0,41,0 | | 0,41,0 | 5 Силовые кабели напряжением до 35 кВ; 110–220 кВ | В соответствии с [7] | | | | | | | 6 Кабели связи | 0,5 | 1,0 | 1,0 | | 1,0 | | 1,0 | 7 Каналы, тоннели | 0,2 | 2,0 | 2,0 | | 2,0 | | 4,0 | 8 Нефтепродуктопроводы на территории поселений:для стальных газопроводовдля полиэтиленовых газопроводов | 0,350,35* | 2,520,0 | 2,520,0 | | 2,520,0 | | 2,520,0 | 9 Фундаменты зданий и сооружений, а также опор мостовых сооружений до газопроводов условным проходом, мм: до 300 включ. св. 300 | –– | 2,02,0 | 4,04,0 | | 7,07,0 | | 10,020,0 | 10 Здания и сооружения без фундамента | – | За пределами охранной зоны газопровода и из условия безопасного производства работ при строительстве и эксплуатации газопровода | | | | | | 11 Фундаменты ограждений, эстакад, отдельно стоящих опор, в том числе контактной сети и связи железных дорог | – | 1,0 | | 1,0 | | 1,0 | | 1,0 12 Железные дороги общей сети и внешних подъездных железно-дорожных путей предприятий от откоса подошвы насыпи или верха выемки (крайний рельс на нулевых отметках):до межпоселковых газопроводовдо сетей газораспределения в границах поселений и в стесненных условиях межпоселковых газопроводов | По настоящему своду правил в зависимости от способа производства работ | 503,8** | | 504,8** | | 507,8** | | 5010,8** 13 Внутренние подъездные железнодорожные пути предприятий и трамвайные пути | По настоящему своду правил в зависимости от способа производства работ | 2,8 | | 2,8 | | 3,8 | | 3,8 14 Магистральные улицы и дороги, улицы и дороги местного значения:от бортового камня улицы, дороги (кромки проезжей части, укрепленной полосы обочины)от наружной бровки кювета или подошвы насыпи дороги | То же | 1,51,0 | | 1,51,0 | | 2,51,0 | | 2,51,0 15 Фундаменты опор воздушных линий электропередачи напряжением | В соответствии с [7] | | | | | | | 16 Ось ствола дерева, кроме случаев бестраншейной прокладки газопроводов | – | 1,5 | | 1,5 | | 1,5 | | 1,5 17 Элементы технологических систем АЗС, в том числе АГЗС | – | 20 | | 20 | | 20 | | 20 18 Кладбища | – | 15 | | 15 | | 15 | | 15 19 Здания закрытых складов категорий А, Б (вне территории промышленных предприятий) до газопровода номинальным диаметром, мм: до 300 включ. св. 300 То же, категорий В и Д до газопровода условным проходом, мм: до 300 включ. св. 300 | –––– | 9,09,02,02,0 | | 9,09,04,04,0 | | 9,09,07,07,0 | | 10,020,010,020,0 20 Бровка оросительного канала (при непросадочных грунтах) | В соответствии с настоящим сводом правил | 1,0 | | 1,0 | | 2,0 | | 2,0 П р и м е ч а н и я 1 Вышеуказанные расстояния следует принимать от границ отведенных предприятиям территорий с учетом их развития; для отдельно стоящих зданий и сооружений – от ближайших выступающих их частей; для всех мостов – от подошвы конусов. 2 Знак «–» означает, что прокладка газопроводов в данных случаях запрещена. 3 При прокладке полиэтиленовых газопроводов вдоль трубопроводов, складов, резервуаров и т. д., содержащих агрессивные по отношению к полиэтилену вещества (среды), расстояния от них устанавливаются не менее 20 м. 4 Знак «*» означает, что полиэтиленовые газопроводы от места пересечения следует заключать в футляр, выходящий на 10 м в обе стороны. 5 Расстояния от газопроводов СУГ до зданий и сооружений, в том числе сетей инженерно-технического обеспечения, следует устанавливать как для природного газа. 6 При прокладке газопроводов категорий I–IV на расстоянии 15 м, а на участках с особыми условиями на расстоянии 50 м от зданий всех назначений рекомендуется предусматривать герметизацию подземных вводов и выпусков сетей инженерно-технического обеспечения. 7 Знак «**» означает, что глубина заложения газопровода на расстояниях 50 м от железных дорог общей сети и внешних подъездных железнодорожных путей предприятий от края откоса подошвы насыпи или верха выемки (крайнего рельса на нулевых отметках) рекомендуется принимать не менее 2,0 м в соответствии с 5.1.1. 8 Минимальные расстояния в свету по вертикали на пересечениях с магистральными трубопроводами (газопроводом, нефтепроводом и др.) рекомендуется принимать не менее 0,35 м. При параллельной прокладке газопровод рекомендуется прокладывать за пределами охранной зоны магистральных газопроводов. 9 При прокладке газопровода в футляре минимальные расстояния до футляра следует принимать как до газопровода. | | | | | | | |

5.6.8.10 После проходки скважины следует заполнить ее на 1/3 высоты шламом (глиняным или другим раствором), обеспечивающим свободное погружение сваи и связь раствора после смерзания со сваей и стенками скважин.

Сваи в целях обеспечения их вертикального положения следует раскреплять.

5.6.11.2 При наличии в основании грунтов, теряющих свою устойчивость и несущую способность под воздействием воздуха и воды, следует предусматривать недобор грунта, м, не менее:

0,3 – для пылевато-глинистых и песчаных, а также для крупнообломочных аргиллито-алевритовых грунтов;

0,15 – для прочих элювиальных грунтов;

0,5 – для пологозалегающих углистых и сажистых прослоев.

5.6.13.1 В проектной документации следует предусматривать подвижные соединения газопроводов с оборудованием, а также в местах прохождения через конструкции зданий и сооружений.

В местах присоединений (врезок) газопроводов и подсоединения к оборудованию следует предусматривать устройство компенсационных участков за счет углов поворота или компенсаторов.

5.6.13.2 При проектировании наружных газопроводов в районах с сейсмичностью 7 баллов и более следует:

прокладывать трассы надземных газопроводов от несейсмостойких зданий и сооружений на расстоянии не менее 1,2 высоты указанных зданий и сооружений;

не допускать прокладку газопроводов по стенам несейсмостойких зданий и сооружений;

определять компенсирующую способность участков газопровода между неподвижными опорами с учетом сейсмической нагрузки;

предусматривать подземные вводы газопроводов в несейсмостойкие здания на участке протяженностью не менее 1,2 высоты здания.

5.6.15.2 В оползневых районах и в местах возможного обрушения грунта следует предусматривать прокладку с заглублением ниже плоскости скольжения или возможного обрушения и обеспечением требуемой глубины заглубления газопровода на случай проявления воздействия грунта по трассе газопровода.

5.6.14.6 При газоснабжении потребителей, для которых перерывы в подаче газа недопустимы по технологическим или другим причинам, следует предусматривать подачу газа этим потребителям от двух газопроводов, прокладываемых по территориям, подработка которых начинается в разное время, с обязательной закольцовкой газопроводов.

5.6.15.4 В горных районах допускается надземная прокладка. Следует предусматривать защитные мероприятия по отводу селевых потоков, горных паводков, снежных лавин, оползневых явлений, сдвига и обрушения грунта, а также обеспечивать отвод поверхностных вод.

5.6.15.9 На участках трассы, пересекающих горные реки, русла и поймы селевых потоков, разработка траншей, вывозка и раскладка труб в задел не допускаются.

5.6.16.4 Надземная прокладка газопроводов допускается на всех типах болот при наличии сваебойной техники, а на болотах типа III – также специальной техники.

5.6.17.1 В проектах расчет газопроводов на прочность проводят с учетом осадки в связи с неравномерностью замачивания основания, схемы фильтрационного потока, неоднородности распределения солей в грунтах. Проектирование следует выполнять как для обычных незасоленных грунтов при отсутствии возможности замачивания грунтов, незначительных осадках грунта при выщелачивании солей, в остальных случаях – как для просадочных грунтов.

5.7.1 Для восстановления и капитального ремонта подземных стальных газопроводов вне и на территории городских и сельских поселений следует применять технологии, предусмотренные ГОСТ Р 56290. Протяжку полиэтиленовых труб следует осуществлять по ГОСТ Р 58181:

- при давлении природного газа до 0,3 MПa включительно – протяжку в газопроводе труб из полиэтилена ПЭ 100 без удаляемого слоя, с удаляемым слоем или из ПЭ 100/ПЭ 100-RC с коэффициентом запаса прочности не менее 2,6 без сварных соединений или соединенных с помощью деталей с закладным нагревателем, или соединенных сваркой встык с использованием сварочной техники высокой степени автоматизации;

- при давлeнии природного газа до 0,6 MПa включительно ‒ протяжку в газопроводе труб из полиэтилена ПЭ 100 без удаляемого слоя, с удаляемым слоем или из ПЭ 100/ПЭ 100-RC с коэффициентом запаса прочности не менее 3,2 без сварных соединений или соединенных с помощью деталей с закладным нагревателем, или соединенных сваркой встык с использованием сварочной техники высокой степени автоматизации;

- при давлении природного газа до 1,2 MПa включительно – восстановление и капитальный ремонт подземных газопроводов допускается выполнять облицовкой очищенной внутренней поверхности газопроводов рукавом с полимеризующимся слоем по ГОСТ Р 58180 или гибким рукавом по ГОСТ Р 58096, вне территории городских и сельских поселений – протяжкой полиэтиленовых труб ПЭ 80, ПЭ 100 без удаляемого слоя, с удаляемым слоем или из ПЭ 100/ПЭ 100-RC с коэффициентом запаса прочности не менее 2,0 без сварных соединений или соединенных с помощью деталей с закладным нагревателем, или соединенных сваркой встык с использованием сварочной техники высокой степени автоматизации. Пространство между полиэтиленовой трубой и изношенным газопроводом давлением природного газа свыше 0,6 до 1,2 МПа включительно должно быть заполнено (при наличии такой возможности) по всей длине герметичным уплотняющим (герметизирующим) материалом согласно ГОСТ Р 58181–2018 (пункт 6.2).

5.6.17.3 Строительство должно выполняться аналогично строительству на просадочных грунтах. Верхний слой засоленного грунта толщиной не менее 5 см должен быть удален с поверхности основания насыпи.

5.6.18.1 Прокладку подземных газопроводов на основаниях, сложенных из насыпных грунтов, следует предусматривать с учетом их значительной неоднородности по составу, неравномерной сжимаемости, возможности самоуплотнения от изменения гидрогеологических условий, замачивания, а также за счет разложения органических включений.

Если насыпные грунты обладают просадочными, набухающими свойствами, прокладку газопроводов следует предусматривать с учетом требований, предусмотренных для этих грунтов.

Если насыпные грунты имеют содержание органического вещества больше 0,1 объема, следует предусматривать полную или частичную прорезку этих грунтов, уплотнение грунтов с помощью трамбовки или намывного грунта.

Засыпку траншей или котлованов со стороны боковых поверхностей фундаментов (пазух) допускается предусматривать местными грунтами при отсутствии в них крупных включений, грунтов с низкой несущей способностью (торф, сапропели, ил и др.).

5.6.18.8 При грунтах с низкой несущей способностью и содержанием органических веществ больше 0,1 объема следует проводить забивку свай в материковый грунт (отказ свай не должен превышать проектный), устройство распределительной подушки из гнилостойких материалов с предварительным уплотнением основания на глубину, предусмотренную проектной документацией, замену грунта.

6.1 Для снижения и поддержания давления газа в сетях газораспределения и газопотребления в заданных пределах независимо от расхода газа предусматривают следующие ПРГ: газорегуляторные пункты (ГРП), газорегуляторные пункты блочные (ГРПБ), газорегуляторные пункты шкафные (ГРПШ), подземные пункты редуцирования газа (ПРГП) и газорегуляторные установки (ГРУ), которые соответствуют настоящему разделу и ГОСТ 34670, а ГРПБ и ГРПШ – дополнительно ГОСТ 34011.

Для учета газа в необходимых случаях могут предусматриваться пункты учета газа (ПУГ), в том числе блочные и шкафные, и узлы учета газа в составе ГРУ.

6.3.3 ГРПШ с входным давлением газа до 0,6 МПа включительно допускается устанавливать на наружных стенах производственных зданий, котельных, административно-бытовых зданий производственного назначения с помещениями категорий В4, Г и Д.

6.2.3 Отдельно стоящие здания ПРГ должны быть одноэтажными, без подвалов, с совмещенной кровлей и быть не ниже II степени огнестойкости и класса конструктивной пожарной опасности С0. Здания ГРПБ и пунктов учета газа блочных должны быть выполнены с применением металлического каркаса с негорючим утеплителем и быть степени огнестойкости III и класса конструктивной пожарной опасности С0.

6.3.1 Оборудование ГРПШ рекомендуется размещать в шкафу, выполненном из негорючих материалов, а для ГРПШ с обогревом – с негорючим утеплителем.

ГРПШ размещают отдельно стоящими на опорах из негорючих материалов или на наружных стенах зданий, для газоснабжения которых они предназначены, с учетом допустимого уровня звукового давления. На наружных стенах зданий размещение ГРПШ с газовым отоплением не рекомендуется.

Допускается размещать ГРПШ ниже уровня поверхности земли, при этом такой ГРПШ относится к отдельно стоящему.

6.5.1 ПРГ могут оснащаться фильтром, устройствами безопасности [предохранительной и отключающей (защитной) арматурой], регулирующей арматурой (регулятор давления, регулятор-монитор), запорной арматурой, контрольно-измерительными приборами (КИП) и, при необходимости, узлом учета расхода газа.

6.5.11 В ПРГ должна быть предусмотрена система трубопроводов для продувки газопроводов и сброса газа от предохранительной арматуры, который выводится наружу в места, где должны быть обеспечены безопасные условия для его рассеивания, но не менее 1 м выше карниза здания.

Для ГРПШ пропускной способностью до 1200 м3^33 /ч сбросной газопровод следует предусматривать на свечу.

9.1.4а При размещении АГЗС, технологически связанных с ГНС, ГНП, их рекомендуется размещать с примыканием к территории ГНС, ГНП, как правило, со стороны базы хранения СУГ ГНС.