снип 42-01-2002 строительные нормы и правила российской федерации газораспределительные системы gas distribution systems дата введения 2003-07-01

СНиП 42-01-2002
СТРОИТЕЛЬНЫЕ НОРМЫ И ПРАВИЛА РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ СИСТЕМЫ
GAS DISTRIBUTION SYSTEMS
Дата введения 2003-07-01

1 ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

Настоящие нормы и правила распространя­ются на новые и реконструируемые газорас­пределительные системы, предназначенные для обеспечения природным и сжиженным углеводо­родными газами потребителей, использующих газ в качестве топлива, а также внутренние газопро­воды, и устанавливают требования к их безопас­ности и эксплуатационным характеристикам.
2 НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

В настоящих нормах и правилах использова­ны ссылки на нормативные документы, перечень которых приведен в приложении А.
3 ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

В настоящем нормативном документе приме­няют следующие термины и их определения.

Газораспределительная система — имуще­ственный производственный комплекс, состоящий из технологически, организационно и экономичес­ки взаимосвязанных объектов, предназначенных для транспортировки и подачи газа непосред­ственно его потребителям.

Газораспределительная сеть — система на­ружных газопроводов от источника до ввода газа потребителям, а также сооружения и техничес­кие устройства на них.

Источник газораспределения — элемент системы газоснабжения (например, газораспре­делительная станция — ГРС), служащий для по­дачи газа в газораспределительную сеть.

Наружный газопровод—подземный, назем­ный и (или) надземный газопровод, проложенный вне зданий до наружной конструкции здания.

Внутренний газопровод—газопровод, про­ложенный от наружной конструкции здания до ме­ста подключения расположенного внутри зданий газоиспользующего оборудования.

Газоиспользующее оборудование — обо­рудование, использующее газ в качестве топлива.

Газовое оборудование — технические из­делия полной заводской готовности (компенса­торы, конденсатосборники, арматура трубопро­водная запорная и т.д.), используемые в качестве составных элементов газопроводов.

Охранная зона газопровода — территория с особыми условиями использования, устанавлива­емая вдоль трасс газопроводов и вокруг других объектов газораспределительной сети в целях обеспечения нормальных условий ее эксплуатации и исключения возможности ее повреждения.
4 ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫМ СИСТЕМАМ

4.1 Проектирование и строительство новых, реконструкцию и развитие действующих газорас­пределительных систем осуществляют в соответ­ствии со схемами газоснабжения, разработанны­ми в составе федеральной, межрегиональных и региональных программ газификации субъектов Российской Федерации в целях обеспечения пре­дусматриваемого этими программами уровня газификации жилищно-коммунального хозяйства, промышленных и иных организаций.

4.2 Газораспределительная система должна обеспечивать подачу газа потребителям в необ­ходимом объеме и требуемых параметров.

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.

Внутренние диаметры газопроводов должны определяться расчетом из условия обеспечения газоснабжения всех потребителей в часы макси­мального потребления газа.

Качество природного газа должно соответ­ствовать ГОСТ 5542, сжиженного углеводородно­го газа (далее — СУГ) - ГОСТ 20448 и ГОСТ 27578.

4.3. По рабочему давлению транспортируе­мого газа газопроводы подразделяются на газо­проводы высокого давления I и II категорий, сред­него давления и низкого давления в соответствии с таблицей 1.

Таблица 1

4.4 Давление газа во внутренних газопрово­дах и перед газоиспользующими установками должно соответствовать давлению, необходимо­му для устойчивой работы этих установок, указан­ному в технических паспортах заводов-изготови­телей, но не должно превышать значений, приве­денных в таблице 2.
Таблица 2

4.5 Газораспределительные сети, резервуарные и баллонные установки, газонаполнительные станции и другие объекты СУГ должны быть зап­роектированы и построены так, чтобы при вос­приятии нагрузок и воздействий, действующих на них в течение предполагаемого срока службы, который может устанавливаться заданием на про­ектирование, были обеспечены необходимые по условиям безопасности их прочность, устойчи­вость и герметичность. Не допускаются темпе­ратурные и другие деформации газопроводов (в том числе от перемещений грунта), которые мо­гут привести к нарушениям их целостности и гер­метичности.

Выбор способа прокладки и материала труб для газопровода на выходе из ГРС следует пре­дусматривать с учетом пучинистости грунта и других гидрогеологических условий, а также с учетом температуры газа, подаваемого из ГРС.

4.6 Расчет газопроводов на прочность дол­жен включать определение толщины стенок труб и соединительных деталей и напряжений в них. При этом для подземных и наземных стальных газопроводов следует применять трубы и соеди­нительные детали с толщиной стенки не менее 3 мм, для надземных и внутренних газопрово­дов — не менее 2 мм.

Характеристики предельных состояний, коэф­фициенты надежности по ответственности, нор­мативные и расчетные значения нагрузок и воз­действий и их сочетания, а также нормативные и расчетные значения характеристик материалов следует принимать в расчетах с учетом требова­ний ГОСТ 27751 и СНиП 2.01.07.

4.7. При строительстве в районах со сложны­ми геологическими условиями и сейсмическими воздействиями должны учитываться специальные требования СНиП II-7, СНиП 2.01.15, СНиП 2.01.09 и предусматриваться мероприятия, обеспечива­ющие прочность, устойчивость и герметичность газопроводов.

4.8 Стальные газопроводы должны быть за­щищены от коррозии.

Подземные и наземные с обвалованием стальные газопроводы, резервуары СУГ, стальные вставки полиэтиленовых газопроводов и сталь­ные футляры на газопроводах (далее — газопро­воды) следует защищать от почвенной коррозии и коррозии блуждающими токами в соответствии с требованиями ГОСТ 9.602.

Стальные футляры газопроводов под автомо­бильными дорогами, железнодорожными и трам­вайными путями при бестраншейной прокладке (прокол, продавливание и другие технологии, раз­решенные к применению) должны быть, как пра­вило, защищены средствами электрохимической защиты (ЭХЗ), при прокладке открытым спосо­бом — изоляционными покрытиями и ЭХЗ.

Надземные и внутренние стальные газопро­воды следует защищать от атмосферной корро­зии в соответствии с требованиями СНиП 2.03.11.

4.9 Газораспределительные системы посе­лений с населением более 100 тыс. чел. 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. чел. решение об оснащении газораспределительных систем АСУ ТП РГ принимается эксплуатирую­щими организациями или заказчиком.

4.10. Для строительства газораспредели­тельных систем должны применяться материалы, изделия, газоиспользующее и газовое оборудо­вание по действующим стандартам и другим нор­мативным документам на их поставку, сроки служ­бы, характеристики, свойства и назначение (об­ласти применения) которых, установленные эти­ми документами, соответствуют условиям их экс­плуатации.

Пригодность для применения в строительстве систем газораспределения новых материалов, изделий, газоиспользующего и газового обору­дования, в том числе зарубежного производства, при отсутствии нормативных документов на них должна быть подтверждена в установленном по­рядке техническим свидетельством Госстроя Рос­сии.

4.11. Для подземных газопроводов следует применять полиэтиленовые и стальные трубы. Для наземных и надземных газопроводов следу­ет применять стальные трубы. Для внутренних газопроводов низкого давления разрешается применять стальные и медные трубы.

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.

Выбор материала труб, трубопроводной за­порной арматуры, соединительных деталей, сва­рочных материалов, крепежных элементов и дру­гих следует производить с учетом давления газа, диаметра и толщины стенки газопровода, расчет­ной температуры наружного воздуха в районе строительства и температуры стенки трубы при эксплуатации, грунтовых и природных условий, наличия вибрационных нагрузок.

4.12 Величина ударной вязкости металла труб и соединительных деталей с 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, диаметром свы­ше 620 мм;

подземных, прокладываемых в районах сейс­мичностью свыше 6 баллов;

испытывающих вибрационные нагрузки;

подземных, прокладываемых в особых грун­товых условиях (кроме слабопучинистых, слабо­набухающих, просадочныхI типа);

на переходах через естественные преграды и в местах пересечений с железными дорогами общей сети и автодорогами I — III категорий.

При этом величина ударной вязкости основ­ного металла труб и соединительных деталей должна определяться при минимальной темпе­ратуре эксплуатации.

4.13 Сварные соединения труб в газопрово­дах по своим физико-механическим свойствам и герметичности должны соответствовать основно­му материалу свариваемых труб. Типы, конструк­тивные элементы и размеры сварных соединений должны соответствовать действующим стандар­там. Для стальных подземных газопроводов дол­жны применяться стыковые и угловые соедине­ния, для полиэтиленовых—соединения встык на­гретым инструментом или при помощи деталей с закладными электронагревателями (ЗН). Швы не должны иметь трещин, прожогов, незаваренных кратеров, а также недопустимых в соответствии с требованиями нормативных документов или про­екта смещений кромок, непровара, включений, пор, несоосности труб и других дефектов, снижающих механические свойства сварных соединений.

У каждого сварного соединения наружных га­зопроводов должно быть нанесено обозначение (номер, клеймо) сварщика, выполнившего это со­единение.

Размещение сварных соединений в стенах, перекрытиях и в других конструкциях зданий и сооружений не допускается.

4.14 Герметичность трубопроводной запор­ной и регулирующей арматуры (затворов кра­нов и задвижек) с условным проходом до 80 мм, устанавливаемой на газопроводах с природным газом, должна быть не ниже класса В, свыше 80 мм — не ниже класса С, а герметичность ар­матуры, устанавливаемой на газопроводах жид­кой фазы СУГ, должна быть не ниже класса А по ГОСТ 9544.

4.15 Строительство и реконструкцию газо­распределительных систем следует осуществлять в соответствии с проектом, утвержденным в ус­тановленном порядке, а также с учетом СНиП 3.01.01.

При проектировании и строительстве газорас­пределительных систем следует предусматривать мероприятия по охране окружающей среды в со­ответствии с действующим законодательством.

Границы охранных зон газораспределитель­ных сетей и условия использования земельных участков, расположенных в их пределах, должны соответствовать Правилам охраны газораспреде­лительных сетей, утвержденным Правительством Российской Федерации.

4.16 Работоспособность и безопасность эксп­луатации газораспределительных систем должны поддерживаться и сохраняться путем проведения технического обслуживания и ремонта в соответ­ствии с эксплуатационной документацией, техни­ческими регламентами, Правилами безопасности в газовом хозяйстве, утвержденными Госгортехнадзором России, и другими документами.
5. НАРУЖНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ
5.1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

5.1.1 Размещение наружных газопроводов по отношению к зданиям, сооружениям и параллель­ным соседним инженерным сетям следует производить в соответствии с требованиями СНиП 2.07.01, а на территории промышленных предпри­ятий—СНиП II-89.

При прокладке подземных газопроводов дав­лением до 0,6 МПа в стесненных условиях (когда расстояния, регламентированные нормативными документами, выполнить не представляется воз­можным), 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 до 50 % расстояния, указанные в СНиП 2.07.01 и СНиП II-89. При этом на участках сближения и на расстоянии не менее 5 м в каждую сторону от этих участков следует применять:

бесшовные или электросварные стальные трубы, проложенные в защитном футляре, при 100 %-ном контроле физическими методами за­водских сварных соединений;

полиэтиленовые трубы, проложенные в за­щитном футляре, без сварных соединений или соединенные деталями с закладными нагрева­телями (ЗН), или соединенные сваркой встык при 100 %-ном контроле стыков физическими мето­дами.

При прокладке газопроводов на расстояниях, соответствующих СНиП 2.07.01, но менее 50 м от железных дорог общего пользования на участке сближения и по 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 толщина стенки стальных труб дол­жна быть на 2—3 мм больше расчетной, а поли­этиленовые трубы должны иметь коэффициент за­паса прочности не менее 2,8.

5.1.2 Прокладку газопроводов следует пре­дусматривать подземной и наземной.

В обоснованных 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 подземных коммуникаций.

Надземные и наземные газопроводы с обва­лованием могут прокладываться в скальных, многолетнемерзлых грунтах, на заболоченных участках и при других сложных грунтовых условиях. Мате­риал и габариты обвалования следует принимать исходя из теплотехнического расчета, а также обес­печения устойчивости газопровода и обвалования.

5.1.3 Прокладка газопроводов в тоннелях, кол­лекторах и каналах не допускается. Исключение составляет прокладка стальных газопроводов дав­лением до 0,6 МПа в соответствии с требованиями СНиП 11-89 на территории промышленных предпри­ятий, а также в каналах в многолетнемерзлых грун­тах под автомобильными и железными дорогами.

5.1.4 Соединения труб следует предусмат­ривать неразъемными. Разъемными могут быть соединения стальных труб с полиэтиленовыми и в местах установки арматуры, оборудования и контрольно-измерительных приборов (КИП). Разъемные соединения полиэтиленовых труб со стальными в грунте могут предусматриваться только при условии устройства футляра с конт­рольной трубкой.

5.1.5 Газопроводы в местах входа и выхода из земли, а также вводы газопроводов в здания следует заключать в футляр. Пространство меж­ду стеной и футляром следует заделывать на всю толщину пересекаемой конструкции. Концы фут­ляра следует уплотнять эластичным материалом.

5.1.6 Вводы газопроводов в здания следует предусматривать непосредственно в помещение, где установлено газоиспользующее оборудова­ние, или в смежное с ним помещение, соединен­ное открытым проемом.

Не допускаются вводы газопроводов в поме­щения подвальных и цокольных этажей зданий, кроме вводов газопроводов природного газа в одноквартирные и блокированные дома.

5.1.7 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 газорегуляторными пунктами, за исклю­чением ГРП предприятий, на ответвлении газо­провода к которым имеется отключающее уст­ройство на расстоянии менее 100 м от ГРП;

на выходе из газорегуляторных пунктов, за­кольцованных газопроводами;

на ответвлениях от газопроводов к поселе­ниям, отдельным микрорайонам, кварталам, груп­пам жилых домов, а при числе квартир более 400 и к отдельному дому, а также на ответвлениях к производственным потребителям и котельным;

при пересечении водных преград двумя нит­ками 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 I—II категорий, если от­ключающее устройство, обеспечивающее прекра­щение подачи газа на участке перехода, распо­ложено на расстоянии от дорог более 1000 м.

5.1.8 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 — 0,5 м;

для газопроводов среднего давления — 1м;

для газопроводов высокого давления II кате­гории — Зм;

для газопроводов высокого давления I кате­гории —5м.

На участках транзитной прокладки газопро­водов по стенам зданий установка отключающих устройств не допускается.

5.2 ПОДЗЕМНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ

5.2.1 Прокладку газопроводов следует осу­ществлять на глубине не менее 0,8 м до верха газопровода или футляра. В местах, где не пре­дусматривается движение транспорта и сельс­кохозяйственных машин, глубина прокладки сталь­ных газопроводов может быть не менее 0,6 м.

5.2.2 Расстояние по вертикали (в свету) меж­ду газопроводом (футляром) и подземными ин­женерными коммуникациями и сооружениями в местах их пересечений следует принимать с уче­том требований соответствующих нормативных документов, но не менее 0,2 м.

5.2.3 В местах пересечения газопроводов с подземными коммуникационными коллекторами и каналами различного назначения, а также в местах прохода газопроводов через стенки га­зовых колодцев газопровод следует проклады­вать в футляре.

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 систем.

5.2.4 Полиэтиленовые трубы, применяемые для строительства газопроводов, должны иметь коэффициент запаса прочности по ГОСТ Р 50838 не менее 2,5.

Не допускается прокладка газопроводов из полиэтиленовых труб:

на территории поселений при давлении свы­ше 0,3 МПа;

вне территории поселений при давлении свы­ше 0,6 МПа;

для транспортирования газов, содержащих ароматические и хлорированные углеводороды, а также жидкой фазы СУГ;

при температуре стенки газопровода в усло­виях эксплуатации ниже минус 15 °С.

При применении труб с коэффициентом за­паса прочности не менее 2,8 разрешается про­кладка полиэтиленовых газопроводов давлени­ем свыше 0,3 до 0,6 МПа на территориях посе­лений с преимущественно одно-двухэтажной и коттеджной жилой застройкой. На территории малых сельских поселений разрешается проклад­ка полиэтиленовых газопроводов давлением до 0,6 МПа с коэффициентом запаса прочности не менее 2,5. При этом глубина прокладки должна быть не менее 0,8 м до верха трубы.

5.3 НАДЗЕМНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ

5.3.1 Надземные газопроводы в зависимос­ти от давления следует прокладывать на опорах из негорючих материалов или по конструкциям зданий и сооружений в соответствии с табли­цей 3.
Таблица 3

5.3.2 Транзитная прокладка газопроводов всех давлений по стенам и над кровлями зданий детс­ких учреждений, больниц, школ, санаториев, обще­ственных, административных и бытовых зданий с массовым пребыванием людей не допускается.

Запрещается прокладка газопроводов всех давлений по стенам, над и под помещениями ка­тегорий А и Б, определяемыми нормами проти­вопожарной безопасности [1], за исключением зданий ГРП.

В обоснованных случаях разрешается тран­зитная прокладка газопроводов не выше сред­него давления диаметром до 100 мм по стенам одного жилого здания не ниже III степени огне­стойкости класса СО и на расстоянии до кровли не менее 0,2 м.

5.3.3 Газопроводы высокого давления сле­дует прокладывать по глухим стенам и участкам стен или не менее чем на 0,5 м над оконными и дверными проемами верхних этажей производ­ственных зданий и сблокированных с ними ад­министративных и бытовых зданий. Расстояние от газопровода до кровли здания должно быть не менее 0,2 м.

Газопроводы низкого и среднего давления могут прокладываться также вдоль переплетов или импостов неоткрывающихся окон и пересе­кать оконные проемы производственных зданий и котельных, заполненные стеклоблоками.

5.3.4 Высоту прокладки надземных газопро­водов следует принимать в соответствии с тре­бованиями СНиП II-89.

5.3.5 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.
5.4 ПЕРЕСЕЧЕНИЯ ГАЗОПРОВОДАМИ ВОДНЫХ ПРЕГРАД И ОВРАГОВ

5.4.1 Подводные и надводные газопроводы в местах пересечения ими водных преград следует размещать на расстоянии от мостов по го­ризонтали в соответствии с таблицей 4.

5.4.2 Газопроводы на подводных переходах следует прокладывать с заглублением в дно пе­ресекаемых водных преград. При необходимос­ти, по результатам расчетов на всплытие необхо­димо произвести балластировку трубопровода. Отметка верха газопровода (балласта, футеров­ки) должна быть не менее чем на 0,5 м, а на пере­ходах через судоходные и сплавные реки — на 1,0 м ниже прогнозируемого профиля дна на срок 25 лет. При производстве работ методом наклонно-направленного бурения — не менее чем на 2,0 м ниже прогнозируемого профиля дна.

5.4.3 На подводных переходах следует при­менять:

стальные трубы с толщиной стенки на 2 мм больше расчетной, но не менее 5 мм;

полиэтиленовые трубы, имеющие стандартное размерное отношение наружного диаметра тру­бы к толщине стенки (SDR) не более 11 (по ГОСТ Р 50838) с коэффициентом запаса прочности не менее 2,5 для переходов шириной до 25 м (при уровне максимального подъема воды) и не ме­нее 2,8 в остальных случаях.

При прокладке газопровода давлением до 0,6 МПа методом наклонно-направленного бурения во всех случаях могут применяться полиэтилено­вые трубы с коэффициентом запаса прочности не менее 2,5.

5.4.4 Высоту прокладки надводного перехода газопровода от расчетного уровня подъема воды или ледохода по СНиП 2.01.14 (горизонт высоких вод— ГВВ или ледохода — ГВЛ) до низа трубы или пролетного строения следует принимать:

при пересечении оврагов и балок — не ниже 0,5 м над ГВВ 5 %-ной обеспеченности;

при пересечении несудоходных и несплавных рек— не менее 0,2 м над ГВВ и ГВЛ 2 %-ной обес­печенности, а при наличии на реках корчехода — с его учетом, но не менее 1 м над ГВВ 1 %-ной обеспеченности;

при пересечении судоходных и сплавных рек — не менее значений, установленных нормами проек­тирования для мостовых переходов на судоходных реках.

Запорную арматуру следует размещать на рас­стоянии не менее 10 м от границ перехода. За гра­ницу перехода принимают места пересечения га­зопроводом горизонта высоких вод с 10 %-ной обеспеченностью.

Таблица 4

5.5.1 Расстояния по горизонтали от мест пе­ресечения подземными газопроводами трамвай­ных и железнодорожных путей и автомобильных дорог должны быть, не менее:

до мостов и тоннелей на железных дорогах общего пользования, трамвайных путях, автомо­бильных дорогах I—III категорий, а также до пеше­ходных мостов, тоннелей через них— 30 м, а для железных дорог необщего пользования, автомо­бильных дорог IV—V категорий и труб —15м;

до зоны стрелочного перевода (начала ост­ряков, хвоста крестовин, мест присоединения к рельсам отсасывающих кабелей и других пере­сечений пути) — 4м для трамвайных путей и 20 м для железных дорог;

до опор контактной сети — Зм.

Разрешается сокращение указанных расстоя­ний по согласованию с организациями, в ведении которых находятся пересекаемые сооружения.

5.5.2 Подземные газопроводы всех давлений в местах пересечений с железнодорожными и трамвайными путями, автомобильными дорогами I—IV категорий, а также магистральными улица­ми общегородского значения следует проклады­вать в футлярах. В других случаях вопрос о не­обходимости устройства футляров решается про­ектной организацией.

Футляры должны удовлетворять условиям прочности и долговечности. На одном конце фут­ляра следует предусматривать контрольную труб­ку, выходящую под защитное устройство.

5.5.3 Концы футляров при пересечении га­зопроводов железных дорог общего пользования следует выводить на расстояния от них не менее установленных СНиП 32-01. При прокладке меж­поселковых газопроводов в стесненных ус­ловиях и газопроводов на территории поселений разрешается сокращение 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 края земляного полотна (оси крайнего рельса на нулевых отметках).

В других случаях концы футляров должны рас­
полагаться на расстоянии:

не менее 2 м от крайнего рельса трамвайно­го пути и железных дорог колеи 750 мм, а также от края проезжей части улиц;

не менее 3 м от края водоотводного соору­жения дорог (кювета, канавы, резерва) и от край­него рельса железных дорог необщего пользо­вания, но не менее 2 м от подошвы насыпей.

5.5.4 При пересечении газопроводами же­лезнодорожных линий общего пользования ко­леи 1520 мм глубина укладки газопровода долж­на соответствовать СНиП 32-01.

В остальных случаях глубина укладки газопро­вода от подошвы рельса или верха покрытия до­роги, а при наличии насыпи — от ее подошвы до верха футляра должна отвечать требованиям бе­зопасности, но быть не менее:

при производстве работ открытым спосо­бом—1,0м;

при производстве работ методом продавливания или наклонно-направленного бурения и щитовой проходки — 1,5 м;

при производстве работ методом прокола — 2,5м.

5.5.5 Толщина стенок труб стального газо­провода при пересечении им железных дорог об­щего пользования должна быть на 2—3 мм боль­ше расчетной, но не менее 5 мм на расстояниях по 50 м в каждую сторону от края земляного по­лотна (оси крайнего рельса на нулевых отмет­ках).

Для полиэтиленовых газопроводов на этих участках и на пересечениях автомобильных до­рог I—III категорий должны применяться полиэти­леновые трубы не более SDR 11с коэффициен­том запаса прочности не менее 2,8.
5.6 ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ГАЗОПРОВОДАМ В ОСОБЫХ ПРИРОДНЫХ И КЛИМАТИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ

5.6.1 Газоснабжение городов с населением более 1 млн. чел. при сейсмичности местности более 6 баллов, а также городов с населением более 100 тыс. чел. при сейсмичности местности более 7 баллов должно предусматриваться от двух источников или более — магистральных ГРС с размещением их с противоположных сторон города. При этом газопроводы высокого и сред­него давления должны проектироваться заколь­цованными с разделением их на секции отклю­чающими устройствами.

5.6.2 Переходы газопроводов через реки, ов­раги и железнодорожные пути в выемках, про­кладываемые в районах с сейсмичностью более 7 баллов, должны предусматриваться надземны­ми. Конструкции опор должны обеспечивать воз­можность перемещений газопроводов, возника­ющих во время землетрясения.

5.6.3 При строительстве 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 5 диаметров, в местах разветв­ления сети, перехода подземной прокладки на надземную, расположения неразъемных соедине­ний «полиэтилен—сталь», а также в пределах по­селений на линейных участках через 50 м должны устанавливаться контрольные трубки.

5.6.4 Глубина прокладки газопроводов в грунтах неодинаковой степени пучинистости, а также в насыпных грунтах должна приниматься до верха трубы — не менее 0,9 нормативной глу­бины промерзания, но не менее 1,0 м.

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.

5.6.5 Для резервуарных установок СУГ с под­земными резервуарами в пучинистых (кроме слабопучинистых), средне и сильно набухающих грун­тах должна предусматриваться надземная про­кладка соединяющих резервуары газопроводов жидкой и паровой фаз.

5.6.6 При сейсмичности местности более 7 баллов, на подрабатываемых и закарстованных территориях, в районах многолетнемерзлых грун­тов для полиэтиленовых газопроводов должны применяться трубы с коэффициентом запаса прочности не менее 2,8. Сварные стыковые со­единения должны проходить 100 %-ный контроль физическими методами.
5.7 ВОССТАНОВЛЕНИЕ ИЗНОШЕННЫХ ПОДЗЕМНЫХ СТАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

5.7.1 Для восстановления (реконструкции) изношенных подземных стальных газопроводов вне и на территории городских и сельских посе­лений следует применять:

при давлении до 0,3 МПа включительно про­тяжку в газопроводе полиэтиленовых труб с ко­эффициентом запаса прочности не менее 2,5 без сварных соединений или соединенных с помо­щью деталей с ЗН, или соединенных сваркой встык с использованием сварочной техники вы­сокой степени автоматизации;

при давлении от 0,3 до 0,6 МПа включитель­но протяжку в газопроводе полиэтиленовых труб без сварных соединений или соединенных с по­мощью деталей с ЗН или сваркой встык с ис­пользованием сварочной техники высокой степе­ни автоматизации с коэффициентом запаса проч­ности для газопроводов на территории поселе­ний не менее 2,8, и вне поселений — не менее 2,5. Пространство между полиэтиленовой трубой и стальным изношенным газопроводом (каркасом) по всей длине должно быть заполнено уплотняю­щим (герметизирующим) материалом (цементно-песчаным раствором, пенным материалом);

при давлении до 1,2 МПа облицовку (по тех­нологии «Феникс») 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.

5.7.2 Восстановление изношенных стальных

газопроводов производят без изменения давления, с повышением или понижением давления по сравнению с действующим газопроводом.

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 инженерных ком­муникаций по его фактическому размещению, если не изменяется давление восстановленного газопровода или при повышении давления вос­становленного газопровода до 0,3 МПа.

Восстановление изношенных стальных газо­проводов с повышением давления до высокого допускается, если расстояния до зданий, соору­жений и инженерных коммуникаций соответству­ют требованиям, предъявляемым к газопроводу высокого давления.

5.7.3 Соотношение размеров полиэтилено­вых и стальных труб при реконструкции методом протяжки должно выбираться исходя из возмож­ности свободного прохождения полиэтиленовых труб и деталей внутри стальных и обеспечения целостности полиэтиленовых труб. Концы рекон­струированных участков между полиэтиленовой и

6 ГАЗОРЕГУЛЯТОРНЫЕ ПУНКТЫ И УСТАНОВКИ
6.1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Для снижения и регулирования давления газа в газораспределительной сети предусматривают газорегуляторные пункты (ГРП) и установки (ГРУ).

Могут применяться блочные газорегулятор­ные пункты заводского изготовления в зданиях контейнерного типа (ГРПБ) и шкафные (ШРП).
6.2 ТРЕБОВАНИЯ К ГРП И ГРПБ

6.2.1 ГРП следует размещать:

отдельно стоящими;

пристроенными к газифицируемым производ­ственным зданиям, котельным и общественным зданиям с помещениями производственного ха­рактера;

встроенными в одноэтажные газифицируе­мые производственные здания и котельные (кро­ме помещений, расположенных в подвальных и цокольных этажах);

на покрытиях газифицируемых производ­ственных зданий I и II степеней огнестойкости класса СО с негорючим утеплителем; вне зданий на открытых огражденных площад­ках под навесом на территории промышленных предприятий.

ГРПБ следует размещать отдельно стоящими.

Таблица 5

6.2.2 Отдельно стоящие газорегуляторные пункты в поселениях должны располагаться на расстояниях от зданий и сооружений не менее указанных в таблице 5, а на территории промыш­ленных предприятий и других предприятий про­изводственного назначения — согласно требова­ниям СНиП II-89.

В стесненных условиях разрешается умень­шение на 30 % расстояний от зданий и сооруже­ний до газорегуляторных пунктов пропускной спо­собностью до 10000 м³/ч.

6.2.3 Отдельно стоящие здания ГРП и ГРПБ должны быть одноэтажными, бесподвальными, с совмещенной кровлей и быть не ниже II степени огнестойкости и класса СО по пожарной опасно­сти по СНиП 21-01. Разрешается размещение ГРПБ в зданиях контейнерного типа (металличес­кий каркас с несгораемым утеплителем).

6.2.4 ГРП могут пристраиваться к зданиям не ниже II степени огнестойкости класса СО с по­мещениями категорий Г и Д по нормам противо­пожарной безопасности [1]. ГРП с входным дав­лением газа свыше 0,6 МПа могут пристраивать­ся 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.

 6.2.5 Встроенные ГРП разрешается устраивать при входном давлении газа не более 0,6 МПа в зданиях не ниже II степени огнестойкости клас­са СО с помещениями категорий Г и Д. Помеще­ние встроенного ГРП должно иметь противопо­жарные газонепроницаемые ограждающие кон­струкции и самостоятельный выход наружу из здания.

6.2.6 Стены, разделяющие помещения ГРП и ГРПБ, должны быть противопожарными I типа по СНиП 21-01 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.

Вспомогательные помещения должны иметь самостоятельный выход наружу из здания, не свя­занный с технологическим помещением.

Двери ГРП и ГРПБ следует предусматривать противопожарными и открываемыми наружу.

6.2.7 Помещения, в которых расположены узлы редуцирования с регуляторами давления от­дельно стоящих, пристроенных и встроенных ГРП и ГРПБ, должны отвечать требованиям СНиП 31 -03 и СНиП 21-01.
6.3 ТРЕБОВАНИЯ К ШРП

6.3.1 ШРП размещают на отдельно стоящих опорах или на наружных стенах зданий, для газо­снабжения которых они предназначены.

Расстояния от отдельно стоящих ШРП до зда­ний и сооружений должны быть не менее указан­ных в таблице 5. При этом для ШРП с давлением газа на вводе до 0,3 МПа включительно рассто­яния до зданий и сооружений не нормируются.

6.3.2 ШРП с входным давлением газа до 0,3 МПа устанавливают:

на наружных стенах жилых, общественных, ад­министративных и бытовых зданий независимо от степени огнестойкости и класса пожарной опасности при расходе газа до 50 м³ /ч;

на наружных стенах жилых, общественных, ад­министративных и бытовых зданий не ниже III сте­пени огнестойкости и не ниже класса С1 при расходе газа до 400 м3/ч.

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

6.3.4 ШРП с входным давлением газа свы­ше 0,6 до 1,2 МПа на наружных стенах зданий устанавливать не разрешается.

6.3.5 При установке ШРП с давлением газа на вводе до 0,3 МПа на наружных стенах зданий расстояние от стенки ШРП до окон, дверей и дру­гих проемов должно быть не менее 1 м, а при дав­лении газа на вводе свыше 0,3 до 0,6 МПа — не менее 3 м.

6.3.6 Разрешается размещение ШРП на по­крытиях с негорючим утеплителем газифициру­емых производственных зданий I, II степеней ог­нестойкости класса СО со стороны выхода на кровлю на расстоянии не менее 5 м от выхода.
6.4 ТРЕБОВАНИЯ К ГРУ

6.4.1 ГРУ могут размещаться в помещении, где 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 поме­щениях одного здания, при условии, что эти агре­гаты работают в одинаковых режимах давления газа и в помещения, где находятся агрегаты, обеспечен круглосуточный доступ персонала, от­ветственного за безопасную эксплуатацию газо­вого оборудования.

6.4.2 Количество ГРУ, размещаемых в одном помещении, не ограничивается. При этом каждое ГРУ не должно иметь более двух линий регули­рования.

6.4.3 ГРУ могут устанавливаться при вход­ном давлении газа не более 0,6 МПа.

При этом ГРУ размещаются;

в помещениях категорий Г и Д, в которых рас­положены газоиспользующие установки, или в соединенных с ними открытыми проемами смежных помещениях тех же категорий, имею­щих вентиляцию по размещенному в них произ­водству;

в помещениях категорий В1 — В4, если рас­положенные в них газоиспользующие установки вмонтированы в технологические агрегаты про­изводства.

6.4.4 Не допускается размещать ГРУ в поме­щениях категорий А и Б.
6.5 ОБОРУДОВАНИЕ ГРП, ГРПБ, ШРП И ГРУ

6.5.1 ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ должны быть ос­нащены фильтром, предохранительным запорным клапаном (ПЗК), регулятором давления газа, пре­дохранительным сбросным клапаном (ПСК), запор­ной арматурой, контрольными измерительными приборами (КИП) и узлом учета расхода газа, при необходимости, а также обводным газопроводом (байпасом) с двумя последовательно расположен­ными отключающими устройствами на нем.

Разрешается не предусматривать устройство байпаса в ШРП, предназначенном для газоснаб­жения одноквартирного дома.

При давлении на входе свыше 0,6 МПа ГРП или ГРУ с расходом газа свыше 5000 м3/ч, а ШРП — с расходом газа свыше 100 м³ /ч дол­жны оборудоваться двумя линиями редуциро­вания вместо байпаса.

6.5.2 При размещении части запорной ар­матуры, приборов и оборудования за пределами здания ГРП, ГРПБ или ШРП, должны быть обеспе­чены условия их эксплуатации, соответствующие указанным в паспортах заводов-изготовителей. Оборудование, размещенное за пределами зда­ния ГРП, ГРПБ и ШРП, должно быть ограждено.

6.5.3 Фильтры, устанавливаемые в ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ, должны иметь устройства для опре­деления перепада давления в нем, характеризу­ющего степень засоренности фильтрующей кас­сеты при максимальном расходе газа.

6.5.4 ПЗК и ПСК должны обеспечивать соот­ветственно автоматическое прекращение пода­чи или сброс газа в атмосферу при изменении давления в газопроводе, недопустимом для бе­зопасной и нормальной работы газоиспользующего и газового оборудования.

6.5.5 В ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ следует пре­дусматривать систему продувочных и сбросных трубопроводов для продувки газопроводов и сброса газа от ПСК, которые выводятся наружу в места, где обеспечиваются безопасные условия для рассеивания газа.

6.5.6 В ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ следует уста­навливать или включать в состав АСУ ТП РГ по­казывающие и регистрирующие приборы для измерения входного и выходного давления газа, а также его температуры.

В ШРП могут применяться переносные при­боры.

6.5.7 Контрольно-измерительные приборы С электрическим выходным сигналом и элект­рооборудование, размещаемые в помещении ГРП и ГРПБ с взрывоопасными зонами, следует предусматривать во взрывозащищенном испол­нении.

КИП с электрическим выходным сигналом в нормальном исполнении должны размещаться снаружи, вне взрывоопасной зоны в закрываю­щемся шкафу из негорючих материалов или в обособленном 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 таким образом, чтобы исключить возможность попадания газа в помещение КИП.

6.5.8 Электрооборудование и электроосвеще­ние ГРП и ГРПБ должны соответствовать требо­ваниям правил устройства электроустановок [2].

По надежности электроснабжения ГРП и ГРПБ поселений следует относить к 3-й категории, а ГРП и ГРПБ промышленных предприятий — по основному производству. Молниезащита ГРП и ГРПБ должна отвечать требованиям, предъявляе­мым к объектам II категории молниезащиты.
7 ВНУТРЕННИЕ ГАЗОПРОВОДЫ

7.1 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 оборудования, а также данных заводских паспортов и инструкций, определяю­щих область и условия его применения.

Запрещается размещение газоиспользующего оборудования (природного газа и СУГ) в по­мещениях подвальных и цокольных этажей зда­ний (кроме одноквартирных и блокированных жилых зданий), если возможность такого разме­щения не регламентирована соответствующими строительными нормами и правилами.

7.2 Помещения зданий всех назначений (кроме жилых квартир), где устанавливается газоиспользующее оборудование, работающее в автоматичес­ком режиме без постоянного присутствия обслужи­вающего персонала, следует оснащать системами контроля загазованности с автоматическим отклю­чением подачи газа и выводом сигнала о загазо­ванности на диспетчерский пункт или в помещение с постоянным присутствием персонала, если дру­гие требования не регламентированы соответству­ющими строительными нормами и правилами.

Системы контроля загазованности помеще­ний с автоматическим отключением подачи газа в жилых зданиях следует предусматривать при установке отопительного оборудования:

независимо от места установки — мощнос­тью свыше 60 кВт;

в подвальных, цокольных этажах и в пристрой­ке к зданию — независимо от тепловой мощности.

7.3 Внутренние газопроводы следует выпол­нять из металлических труб. Присоединение к газопроводам бытовых газовых приборов, КИП, баллонов СУГ, газогорелочных устройств пере­носного и передвижного газоиспользующего обо­рудования разрешается предусматривать гибки­ми рукавами, стойкими к транспортируемому газу при заданных давлении и температуре.

7.4 Соединения труб должны быть неразъ­емными.

Разъемные соединения разрешается предусматривать в местах присоединения газового и газоиспользующего оборудования, арматуры и КИП, а также на газопроводах обвязки и газоис­пользующего оборудования, если это предусмот­рено документацией заводов-изготовителей.

7.5 Прокладку газопроводов следует предус­матривать открытой или скрытой. При скрытой прокладке газопроводов необходимо предусмат­ривать дополнительные меры по их защите от коррозии и обеспечивать возможность их осмот­ра и ремонта защитных покрытий.

В местах пересечения строительных конструк­ций зданий газопроводы следует прокладывать в футлярах.

Скрытая прокладка газопроводов СУГ не до­пускается.

7.6 При необходимости допускается откры­тая транзитная прокладка газопроводов, в том числе через жилые помещения, помещения об­щественного назначения и производственные помещения зданий всех назначений, с учетом требований таблицы 2 по давлению газа, если на газопроводе нет разъемных соединений и обес­печивается доступ для его осмотра.

7.7 На газопроводах производственных зда­ний, котельных, общественных и бытовых зданий производственного назначения следует предус­матривать продувочные трубопроводы.

7.8 Не допускается предусматривать проклад­ку газопроводов: в помещениях, относящихся по взрывной и взрывопожарной опасности к кате­гориям А и Б; во взрывоопасных зонах всех поме­щений; в подвалах; в складских зданиях взрыво­опасных и горючих материалов; в помещениях подстанций и распределительных устройств; че­рез вентиляционные камеры, шахты и каналы;

через шахты лифтов и лестничные клетки, поме­щения мусоросборников, дымоходы; через поме­щения, где газопровод может быть подвержен коррозии, а также в местах возможного воздей­ствия агрессивных веществ и в местах, где газо­проводы могут омываться горячими продуктами сгорания или соприкасаться с нагретым или рас­плавленным металлом.

7.9 Установку отключающих устройств сле­дует предусматривать:

перед газовыми счетчиками (если для отклю­чения счетчика нельзя использовать отключаю­щее устройство на вводе);

перед бытовыми газовыми приборами, пли­тами, пищеварочными котлами, отопительными печами, газовым 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 запрещается.

7.10 Каждый объект, на котором устанавли­вается газоиспользующее оборудование, должен быть оснащен счетчиком расхода газа в соответ­ствии с утвержденными в установленном поряд­ке правилами пользования газом.

По решению органов исполнительной власти субъектов Российской Федерации о порядке уче­та расхода газа потребителями и регулировании цен на газ в газифицируемых жилых зданиях, а также при газификации теплиц, бань и других при­усадебных строений должна предусматриваться возможность учета расхода газа каждым абонентом путем установки на газопроводе прибора учета расхода газа — счетчика.
8 РЕЗЕРВУАРНЫЕ И БАЛЛОННЫЕ УСТАНОВКИ СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ
8.1 РЕЗЕРВУАРНЫЕ УСТАНОВКИ

8.1.1 Требования настоящего подраздела распространяются на резервуарные установки СУГ, служащие в качестве источников газоснаб­жения жилых, административных, общественных, производственных и бытовых зданий.

Газораспределительные сети для транспор­тирования газа потребителям от резервуарных установок ДОЛЖНЫ соответствовать требованиям настоящих строительных норм и правил.

8.1.2В составе резервуарной установки сле­дует предусматривать регуляторы давления газа, предохранительно-запорный и предохранительно-сбросной клапаны (ПЗК и ПСК), контрольно-изме­рительные приборы (КИП) для контроля давления и уровня СУГ в резервуаре, запорную арматуру, резервуары, изготовленные в заводских условиях в соответствии с действующими стандартами, а также трубопроводы жидкой и паровой фаз.

При технической необходимости в составе резервуарной установки предусматривают испа­рительные установки СУГ, изготовленные в завод­ских условиях в соответствии с действующими стандартами.

8.1.3 Количество резервуаров в установке должно быть не менее двух. Разрешается пре­дусматривать установку одного резервуара, если по условиям технологии и специфики режимов потребления газа допускаются перерывы в по­треблении газа.

При количестве резервуаров более двух ус­тановка должна быть разделена на группы, при этом резервуары каждой группы следует соеди­нять между собой трубопроводами по жидкой и паровой фазам, на которых необходимо предус­матривать установку отключающих устройств.

Для совместной работы отдельных групп ре­зервуаров следует соединять их между собой тру­бопроводами паровой фазы, на которых необхо­димо предусматривать отключающие устройства.

8.1.4 Общую вместимость резервуарной ус­тановки и вместимость одного резервуара сле­дует принимать не более указанных в таблице 6.
Таблица 6

8.1.5 Подземные резервуары следует уста­навливать на глубине не менее 0,6 м от поверх­ности земли до верхней образующей резервуа­ра в районах с сезонным промерзанием грунта и 0,2 м — в районах без промерзания грунта.

При установке резервуаров следует предус­матривать мероприятия по обеспечению их ус­тойчивости.

8.1.6 Расстояние в свету между подземными резервуарами должно быть не менее 1 м, а между надземными резервуарами — равно диаметру большего смежного резервуара, но не менее 1 м.

Расстояния от резервуарных установок общей вместимостью до 50 м³, считая от крайнего ре­зервуара, до зданий, сооружений различного на­значения и коммуникаций следует принимать не менее указанных в таблице 7.

Расстояния от резервуарных установок общей вместимостью свыше 50 м³ принимаются по таб­лице 9.

При реконструкции существующих объектов, а также в стесненных условиях (при новом про­ектировании) разрешается уменьшение указан­ных в таблице 7 расстояний до 50 % (за исключе­нием расстояний от водопровода и других бес­канальных коммуникаций, а также железных до­рог общей сети) при соответствующем обосно­вании и осуществлении мероприятий, обеспечи­вающих безопасность при эксплуатации. Рассто­яния от баллонных и испарительных установок, указанные в таблице 7, приняты для жилых и про­изводственных зданий IV степени огнестойкости, для зданий III степени огнестойкости допускает­ся их уменьшать до 10 м, для зданий I и II степе­ней огнестойкости — до 8 м.

Расстояния до жилого здания, в котором раз­мещены учреждения (предприятия) обществен­ного назначения, следует принимать как для жи­лых зданий.

8.1.7 Резервуарные установки должны иметь проветриваемое ограждение из негорючих мате­риалов высотой не менее 1,6 м. Расстояния от резервуаров до ограждения следует принимать не менее 1 м, при этом расстояние от огражде­ния до наружной бровки замкнутого обвалова­ния или ограждающей стенки из негорючих ма­териалов (при надземной установке резервуаров) следует принимать не менее 0,7 м.

Таблица 7

8.1.8 Испарительные установки следует раз­мещать на открытых площадках или в отдельно стоящих зданиях, помещениях (пристроенных или встроенных в производственные здания), уровень пола которых расположен выше планировочной отметки земли, на расстоянии не менее 10 м от ограждения резервуарной установки и на рассто­янии от зданий, сооружений и коммуникаций не менее указанного в таблице 7.

Испарительные установки производительностью до 100 м³/ч (200 кг/ч) разрешается устанав­ливать непосредственно на крышках горловин резервуаров или на расстоянии не менее 1 м от подземных или надземных резервуаров, а также непосредственно у агрегатов, потребляющих газ, если они размещены в отдельных помещениях или на открытых площадках.

При групповом размещении испарителей рас­стояние между ними следует принимать не ме­нее 1 м.
8.2 БАЛЛОННЫЕ ГРУППОВЫЕ И ИНДИВИДУАЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ

8.2.1 Баллонные установки СУГ, служащие в качестве источников газоснабжения жилых, ад­министративных, общественных, производствен­ных и бытовых зданий, подразделяются на:

групповые, в состав которых входит более двух баллонов;

индивидуальные, в состав которых входит не более двух баллонов.

8.2.2 В составе групповой баллонной установ­ки следует предусматривать баллоны для СУГ, за­порную арматуру, регулятор давления газа, ПСК, показывающий манометр и трубопроводы высо­кого и низкого давления. Число баллонов в груп­повой установке следует определять расчетом.

8.2.3 Максимальную общую вместимость групповой баллонной установки следует прини­мать по таблице 8.
Таблица 8

8.2.4 Размещение групповых баллонных ус­тановок следует предусматривать на расстоянии от зданий и сооружений не менее указанных в таблице 7 или у стен газифицируемых зданий не ниже III степени огнестойкости класса СО на рас­стоянии от оконных и дверных проемов не менее указанных в таблице 7.

Возле общественного или производственно­го здания не допускается предусматривать бо­лее одной групповой установки. Возле жилого здания допускается предусматривать не более трех баллонных установок на расстоянии не ме­нее 15 м одна от другой.

8.2.5 Индивидуальные баллонные установки следует предусматривать как снаружи, так и внутри зданий. Разрешается размещение баллонов в квар­тирах жилого здания (не более одного баллона в квартире), имеющего не более двух этажей. При этом баллоны должны соответствовать своему назначе­нию (области применения), установленной стандар­тами и другими нормативными документами.

Индивидуальные баллонные установки сна­ружи следует предусматривать на расстоянии в свету не менее 0,5 м от оконных проемов и 1,0 м от дверных проемов первого этажа, не менее 3,0 м от дверных и оконных проемов цокольных и под­вальных этажей, а также канализационных ко­лодцев.

Таблица 9

8.2.6 Баллон СУГ следует размещать на рас­стоянии не менее 0,5 м от газовой плиты (за ис­ключением встроенных) и 1 м от отопительных приборов. При устройстве экрана между балло­ном и отопительным прибором расстояние раз­решается уменьшать до 0,5 м. Экран должен быть изготовлен из негорючих материалов и обеспе­чивать защиту баллона от теплового воздействия отопительного прибора. При установке баллона СУГ вне помещения его следует защищать от повреждений транспортом и нагрева выше 45 °С.

Установку баллонов СУГ в производственных помещениях следует предусматривать в местах, защищенных от повреждения внутрицеховым транспортом и брызгами металла, от воздействия коррозионно-агрессивных жидкостей и газов, а также от нагрева выше 45 °С.

8.2.7 Не разрешается установка баллонов СУГ:

в жилых комнатах и коридорах;

в цокольных и подвальных помещениях и чер­даках;

в помещениях, расположенных под и над: обе­денными и торговыми залами предприятий об­щественного питания; аудиториями и учебными классами; зрительными (актовыми) залами зда­ний; больничными палатами; другими аналогич­ными помещениями;

в помещениях без естественного освещения;

у аварийных выходов;

со стороны главных фасадов зданий.
9 ГАЗОНАПОЛНИТЕЛЬНЫЕ СТАНЦИИ (ПУНКТЫ) СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ (ГНС)
9.1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

9.1.1 Газонаполнительную станцию (ГНС), предназначенную для приема, хранения и отпус­ка сжиженных углеводородных газов (СУГ) потре­бителям в автоцистернах и бытовых баллонах, ре­монта и переосвидетельствования баллонов, сле­дует размещать вне селитебной территории по­селений, как правило, с подветренной стороны для ветров преобладающего направления по отно­шению к жилым районам.

9.1.2 Выбор площадки для строительства ГНС необходимо предусматривать с учетом рас­стояний до окружающих ГНС зданий и сооруже­ний, а также наличия в районе строительства же­лезных и автомобильных дорог.

9.1.3 Площадку для строительства ГНС сле­дует предусматривать с учетом обеспечения сна­ружи ограждения газонаполнительной станции противопожарной полосы шириной 10 м и мини­мальных расстояний до лесных массивов: хвой­ных пород—50 м, лиственных пород—20 м, сме­шанных пород — 30 м.

9.1.4 В зданиях, находящихся на территории ГНС, не допускается предусматривать жилые по­мещения. Допускается предусматривать разме­щение службы эксплуатации газового хозяйства с примыканием к территории ГНС со стороны вспомогательной зоны.

Категории помещений, зданий и наружных установок ГНС по взрывопожарной и пожарной опасности определяют в соответствии с требо­ваниями норм пожарной безопасности [1].
9.2 РАЗМЕЩЕНИЕ ЗДАНИЙ И СООРУЖЕНИЙ ГНС

9.2.1 Минимальные расстояния от резерву­аров для хранения СУГ и от размещаемых на ГНС помещений для установок, где используется СУГ, до зданий и сооружений, не относящихся к ГНС, следует принимать по таблице 9. Расстояния от надземных резервуаров вместимостью до 20 м³, а также подземных резервуаров вместимостью до 50 м³ принимаются по таблице 7.

Минимальные расстояния от резервуаров СУГ до зданий и сооружений на территории ГНС или на территории промышленных предприятий, где размещена ГНС, следует принимать по таблице 10.

Минимальные расстояния от склада и погрузочно-разгрузочных площадок баллонов (для сжи­женных газов) до зданий и сооружений различно­го назначения следует принимать по таблицам 9 и 10. При этом расстояния, приведенные в пози­ции 1 таблицы 9, от склада баллонов до зданий садоводческих и дачных поселков допускается уменьшать не более чем в 2 раза при условии размещения на складе не более 150 баллонов по 50 л (7,5 м³). Размещение складов с баллонами для сжиженных газов на территории промышлен­ных предприятий следует предусматривать в со­ответствии с требованиями СНиП II-89.

9.2.2 Реконструкцию объектов СУГ без уве­личения общей вместимости резервуаров допус­кается производить с сохранением фактических расстояний в существующей застройке. При уве­личении общей вместимости резервуаров в обо­снованных случаях требуется разработка допол­нительных мер по обеспечению безопасной экс­плуатации.                             
9.3 РЕЗЕРВУАРЫ ДЛЯ СУГ

9.3.1 Резервуары для сжиженных газов на га­зонаполнительных станциях, изготовленные в за­водских условиях в соответствии с действующи­ми стандартами, могут устанавливаться надземно и подземно.

Расстояния в свету между отдельными под­земными резервуарами должны быть равны по­ловине диаметра большего смежного резервуа­ра, но не менее 1 м.

9.3.2 Надземные резервуары следует рас­полагать группами, как правило, в районе пони­женных планировочных отметок площадки ГНС. Максимальную общую вместимость надземных резервуаров в группе следует принимать в соот­ветствии с таблицей 11.

Таблица 11

Минимальные расстояния в свету между груп­пами резервуаров следует принимать по табли­це 12.

Таблица 12

9.3.3 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, следу­ет принимать равным длине наибольшего резер­вуара, но не менее 10м.

9.3.4 Для каждой группы надземных резер­вуаров по периметру должны предусматривать­ся замкнутое обвалование или ограждающая га­зонепроницаемая стенка из негорючих материа­лов высотой не менее 1 м, рассчитанные на 85 % вместимости резервуаров в группе. Ширина зем­ляного вала по верху должна быть не менее 0,5 м. Расстояния от резервуаров до подошвы обвало­вания или ограждающей стенки должны быть рав­ны половине диаметра ближайшего резервуара, но не менее 1 м. Обвалование (ограждающая стенка) должно быть рассчитано на прочность из условия полного заполнения водой пространства внутри обвалования (ограждающей стенки). От­вод воды с обвалованной территории базы хра­нения следует предусматривать за счет плани­ровки территории базы хранения с выпуском через дождеприемник с гидрозатвором.

Ширина применяемой ограждающей стенки принимается в зависимости от материала.

Для входа на территорию резервуарного пар­ка по обе стороны обвалования или ограждаю­щей стенки должны быть предусмотрены лест­ницы-переходы шириной 0,7 м, не менее двух на каждую группу, расположенные с противополож­ных сторон обвалования (ограждающей стенки).
9.4 ОБОРУДОВАНИЕ ОБЪЕКТОВ СУГ

9.4.1 Для перемещения жидкой и паровой фаз СУГ по трубопроводам ГНС следует предус­матривать насосы, компрессоры или испаритель­ные (теплообменные) установки.

Разрешается использовать энергию природ­ного газа для слива и налива СУГ, давление на­сыщенных паров которых при температуре 45 °С не превышает 1,2 МПа.

9.4.2 Компрессоры 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, допускается устанавливать на откры­тых площадках под навесом.

9.4.3 Насосы и компрессоры следует уста­навливать на фундаментах, не связанных с фун­даментами другого оборудования и стенами зда­ния.

При размещении в один ряд двух насосов и более или компрессоров необходимо предус­матривать, м, не менее (в свету):
ширину основного прохода по фронту обслуживания...................... 1,5
расстояние между насосами…………………………………................ 0,8
расстояние между компрессорами ………………………………......... 1,5
расстояние между насосами и компрессорами ................................ 1,0
расстояние от насосов и компрессоров до стен помещения..…….. 1,0

9.4.4 Для слива газа из переполненных бал­лонов и неиспарившегося газа следует предус­матривать резервуары, размещаемые:

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.

9.4.5 Для наполнения СУГ автоцистерн сле­дует предусматривать наполнительные колонки.

9.4.6 Для контроля степени заполнения ав­тоцистерн следует предусматривать автовесы или устройства для определения массы газа (степе­ни заполнения) в автоцистернах и железнодорож­ных цистернах.

При использовании подогретого газа следу­ет контролировать его температуру, которая не должна превышать 45 0С.

9.4.7 На трубопроводах жидкой и паровой фаз к колонкам следует предусматривать отклю­чающие устройства на расстоянии не менее 10 м от колонок.

9.4.8 Испарительные установки, размещае­мые в помещениях, следует устанавливать в зда­нии наполнительного цеха или в отдельном по­мещении того здания, где имеются газопотребляющие установки, или в отдельном здании, от­вечающем требованиям, установленным для зда­ний категории А. При этом испарительные уста­новки, располагаемые в помещениях ГНС без по­стоянного пребывания обслуживающего персо­нала, должны быть оборудованы дублирующими приборами контроля технологического процес­са, размещаемыми в помещениях ГНС с обслу­живающим персоналом.

9.4.9 Не допускается предусматривать в про­изводственной зоне ГНС испарительные установ­ки с применением открытого огня.

9.4.10 При проектировании систем водоснаб­жения, канализации, электроснабжения, отопления и вентиляции и пожаротушения ГНС следует вы­полнять требования: СНиП 2.04.01, СНиП 2.04.02, СНиП 2.04.03, СНиП 2.04.07, СНиП 2.04.05, СНиП 21-01, правил пожарной безопасности [4], правил устройства электроустановок [2] и настоящего раздела.

9.4.11 На водопроводных и канализационных колодцах, располагаемых в зоне радиусом 50 м от зданий по взрывопожарной опасности катего­рии А, а также наружных установок и сооружений ГНС с взрывоопасными зонами класса В-1г, не­обходимо предусматривать по две крышки. Про­странство между крышками должно быть уплот­нено материалом, исключающим проникновение газа в колодцы в случае его утечки.

9.4.12 На ГНС следует предусматривать си­стему наружного пожаротушения, включающую резервуары с противопожарным запасом воды, насосную станцию и кольцевой водопровод вы­сокого давления с пожарными гидрантами.

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

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

Таблица 13

9.4.14 Противопожарную насосную станцию на ГНС с надземными резервуарами по надеж­ности электроснабжения следует относить к 1 ка­тегории.

При электроснабжении ГНС от одного источ­ника питания необходимо предусматривать ус­тановку резервных противопожарных насосов с дизельным приводом.

9.4.15 На ГНС с надземными резервуарами хранения СУГ при общей вместимости резервуа­ров более 200 м³ следует предусматривать ста­ционарную автоматическую систему водяного ох­лаждения резервуаров, которая должна обеспе­чивать интенсивность орошения в течение 75 мин всех боковых и торцевых поверхностей резервуа­ров 0,1 л/(с-м²) и 0,5 л/(с-м²) для торцевых стенок, имеющих арматуру.

Установки водяного охлаждения (орошения) ре­зервуаров должны быть оборудованы устройствами для подключения передвижной пожарной техники.

Расход воды следует принимать из расчета од­новременного орошения не менее трех резервуа­ров при однорядном расположении резервуаров в группе и шести резервуаров при двухрядном рас­положении в одной группе и учитывать дополни­тельно к расходу воды, указанному в таблице 13.

При определении общего расхода воды на на­ружное пожаротушение и орошение резервуаров следует учитывать расход воды из гидрантов в ко­личестве 25 % расхода, указанного в таблице 13.

9.4.16 Пожаротушение сливной эстакады не­обходимо предусматривать передвижными сред­ствами от принятой для ГНС системы противо­пожарного водоснабжения.

9.4.17 Для закрытых помещений категории А необходимо предусматривать системы искусст­венной приточно-вытяжной вентиляции в соответ­ствии с требованиями СНиП 2.04.05. Для обес­печения расчетного воздухообмена в верхних зо­нах помещений допускается устройство естествен­ной вентиляции с установкой дефлекторов. В не­рабочее время допускается предусматривать в этих помещениях естественную или смешанную вентиляцию. В неотапливаемых производственных помещениях, в которых обслуживающий персонал находится менее 2 ч, допускается предусматри­вать естественную вентиляцию через жалюзийные решетки, размещаемые в нижней части наружных стен. Размеры жалюзийных решеток должны оп­ределяться расчетом по СНиП 2.04.05.

9.4.18 Вытяжку из производственных помеще­ний категории А, в которых обращаются сжижен­ные газы, следует предусматривать из нижней и верхней зон помещения, при этом из нижней зоны необходимо забирать не менее 2/3 нормируемого объема удаляемого воздуха с учетом количества воздуха, удаляемого местными отсосами. Проемы систем общеобменной вытяжной вентиляции сле­дует предусматривать на уровне 0,3 м от пола.

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

9.4.20 Класс взрывоопасной зоны в поме­щениях и у наружных установок, в соответствии с которым должен производиться выбор элект­рооборудования для ГНС и ГНП, следует прини­мать в соответствии с правилами устройства электроустановок [2].

9.4.21 Электроприемники зданий и соору­жений объектов, на которые распространяются нормы настоящего раздела, в отношении обес­печения надежности электроснабжения следует относить к III категории, за исключением элект­роприемников противопожарной насосной стан­ции, аварийной вентиляции и сигнализаторов довзрывоопасных концентраций, которые следу­ет относить к I категории.

При невозможности питания пожарных насо­сов от двух независимых источников электроснаб­жения допускается предусматривать их подклю­чение в соответствии с указаниями СНиП 2.04.01 или предусматривать установку резервного на­соса с дизельным приводом.

9.4.22 В помещениях насосно-компрессорного, наполнительного, испарительного и окрасочного от­делений, кроме рабочего освещения, следует предус­матривать дополнительное аварийное освещение.

Допускается применять аккумуляторные фо­нари на напряжение не выше 12 В во взрывозащищенном исполнении.

9.4.23 Схема электроснабжения должна пре­дусматривать в случае возникновения пожара автоматическое отключение технологического оборудования в помещениях с взрывоопасными зонами при опасной концентрации газа в возду­хе помещения и централизованное отключение вентиляционного оборудования в соответствии с указаниями СНиП 2.04.05.

9.4.24 На территории ГНС следует предус­матривать наружное и охранное освещение и сигнализацию.

Управление наружным и охранным освеще­нием следует предусматривать из мест с посто­янным пребыванием персонала (например, из помещения проходной).

9.4.25 Запрещается прокладка воздушных линий электропередачи над территорией ГНС.

9.4.26 Для зданий, сооружений, наружных тех­нологических установок и коммуникаций в зави­симости от класса взрывоопасных зон следует предусматривать молниезащиту в соответствии с требованиями инструкции по устройству молниезащиты зданий и сооружений [5].
10 КОНТРОЛЬ ЗА СТРОИТЕЛЬСТВОМ И ПРИЕМКА ВЫПОЛНЕННЫХ РАБОТ
10.1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

10.1.1 В процессе строительства объектов систем газораспределения и выполнения работ по внутренним газопроводам зданий и сооруже­ний в соответствии с общими требованиями СНиП 3.01.01 и требованиями настоящих норм и правил осуществляют входной, операционный и приемочный производственный контроль, а так­же контроль и приемку выполненных работ и за­конченных строительством объектов заказчиком.

Контроль и приемку зданий, входящих в сис­тему газораспределения, осуществляют в поряд­ке, установленном соответствующими строитель­ными нормами и правилами.

Государственный надзор за соблюдением требований безопасности проводится органами государственного надзора в соответствии с за­конодательством.

10.1.2 Входной контроль поступающих мате­риалов, изделий, газовой арматуры и оборудова­ния, а также операционный контроль при сборке и сварке газопроводов, монтаже газового обору­дования и устройстве антикоррозионной защиты осуществляют в соответствии с требования­ми СНиП 3.01.01.

10.1.3 Контроль выполненных работ вклю­чает в себя:

проверку соответствия трубопроводов, газоиспользующего и газового оборудования проек­ту и требованиям нормативных документов вне­шним осмотром и измерениями;

механические испытания стыковых сварных соединений трубопроводов в соответствии с требованиями ГОСТ 6996;

неразрушающий контроль сварных соедине­ний трубопроводов физическими методами;

контроль качества антикоррозионных покры­тий на толщину, адгезию к стали и сплошность— по ГОСТ 9.602, а также на отсутствие участков контакта металла трубы с грунтом приборным методом;

испытания газопровода и газового оборудо­вания на герметичность.

10.1.4 Результаты контроля внешним осмот­ром, измерениями, испытаниями на герметичность, данные о скрытых работах и другие отражаются в строительном паспорте и подписываются от­ветственными исполнителями выполненных ра­бот и должностным лицом организации-испол­нителя (при осуществлении производственного контроля) или (и) представителя заказчика (га­зового хозяйства — пользователя объекта стро­ительства) в соответствии с условиями догово­ра подряда.

Результаты проверки сварных стыков газо­провода физическими методами и механически­ми испытаниями оформляются протоколом, ко­торый подписывают дефектоскопист и начальник лаборатории.

Акт приемки законченного строительством объекта газораспределительной системы подпи­сывают представители генерального подрядчи­ка, проектной организации, эксплуатационной организации и Госгортехнадзора России.

По каждому законченному объекту организа­ция — исполнитель работ составляет исполни­тельную документацию (в том числе строитель­ные паспорта) объекта, которая оформляется в соответствии с действующими нормативными документами.
10.2 ВНЕШНИЙ ОСМОТР И ИЗМЕРЕНИЯ

10.2.1 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.
10.2.2 Проверку подземных трубопроводов (резервуаров) производят до и после опускания их в траншею (котлован). Число измерений — в соответствии с указаниями проекта или техно­логической документации организации — испол­нителя работ.
10.2.3 Обнаруженные внешним осмотром и измерениями дефекты устраняют. Недопустимые дефекты сварных стыковых соединений должны быть удалены.
10.3 МЕХАНИЧЕСКИЕ ИСПЫТАНИЯ

10.3.1 Механическим испытаниям подлежат:

пробные (допускные) сварные стыки, выпол­няемые при квалификационных испытаниях свар­щиков и проверке технологии сварки стыков стальных и полиэтиленовых газопроводов;

сварные стыки стальных газопроводов, не под­лежащие контролю физическими методами, и сты­ки подземных газопроводов, сваренных газовой сваркой. Стыки отбирают в период производства сварочных работ в количестве 0,5 % общего чис­ла стыковых соединений, сваренных каждым свар­щиком, но не менее 2 стыков диаметром 50 мм и менее и 1 стыка диаметром свыше 50 мм, сварен­ных им в течение календарного месяца.

Стыки стальных газопроводов испытывают на статическое растяжение и на изгиб или сплющи­вание по ГОСТ 6996. Допускные стыки полиэтиле­новых газопроводов испытывают на растяжение.

10.3.2 Механические свойства стыков сталь­ных труб с условным диаметром свыше 50 мм определяют испытаниями на растяжение и из­гиб (вырезанных равномерно по периметру каж­дого отобранного стыка) образцов со снятым усилением в соответствии с ГОСТ 6996.

Результаты механических испытаний стыка считаются неудовлетворительными, если:

среднее арифметическое предела прочнос­ти трех образцов при испытании на растяжение менее нормативного предела прочности основ­ного металла трубы;

среднее арифметическое угла изгиба трех образцов при испытании на изгиб менее 120°-— для дуговой сварки и менее 100° — для газовой сварки;

результат испытаний хотя бы одного из трех образцов по одному из видов испытаний на 10 % ниже нормативного значения прочности или угла изгиба.

10.3.3 Механические свойства сварных сты­ков стальных труб условным диаметром до 50 мм включительно должны определяться испытания­ми целых стыков на растяжение и сплющивание. Для труб этих диаметров половину отобранных для контроля стыков (с неснятым усилением) следует испытывать на растяжение и половину (со снятым усилением) — на сплющивание.

Результаты механических испытаний сварно­го стыка считаются 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 значение 5S, где S— номинальная тол­щина стенки трубы.

10.3.4 При неудовлетворительных испытани­ях хотя бы одного стыка проводят повторные ис­пытания удвоенного количества стыков. Провер­ка должна производиться по виду испытаний, дав­шему неудовлетворительные результаты.

В случае получения при повторной проверке неудовлетворительных результатов испытаний хотя бы на одном стыке все стыки, сваренные данным сварщиком в течение календарного ме­сяца на данном объекте газовой сваркой, долж­ны быть удалены, а стыки, сваренные дуговой свар­кой, проверены радиографическим методом кон­троля.
10.4. КОНТРОЛЬ ФИЗИЧЕСКИМИ МЕТОДАМИ

10.4.1 Контролю физическими методами подлежат стыки законченных сваркой участков стальных трубопроводов в соответствии с таб­лицей 14 и полиэтиленовых — в соответствии с таблицей 15.

Таблица 14

Контроль стыков стальных трубопроводов проводят радиографическим методом по ГОСТ 7512 и ультразвуковым — по ГОСТ 14782. Стыки полиэтиленовых трубопроводов проверяют уль­тразвуковым методом по ГОСТ 14782.

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 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 трубо­проводов необходимо провести проверку удво­енного числа стыков на участках, которые к мо­менту обнаружения брака не были приняты по результатам этого вида контроля. Если при по­вторной проверке хотя бы один из проверяемых стыков окажется неудовлетворительного качества, то все стыки, сваренные данным сварщиком на объекте, должны быть проверены ультразвуковым методом контроля.

10.4.4 Исправление дефектов шва стыков стальных трубопроводов, выполненных газовой сваркой, запрещается. Исправление дефектов шва, выполненного дуговой сваркой, допускает­ся производить путем удаления 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 зап­рещается.

Дефектные стыковые соединения полиэтиле­новых трубопроводов исправлению не подлежат и должны быть удалены.

10.4.5 По степени автоматизации сварочные аппараты для соединения полиэтиленовых труб и деталей подразделяются:

а) с высокой степенью автоматизации — сва­рочный аппарат (машина), имеющий компьютер­ную программу основных параметров сварки, ком­пьютерный контроль за их соблюдением 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) со средней степенью автоматизации — сварочная машина, имеющая частично компью­теризированную программу основных парамет­ров сварки, полный компьютеризированный кон­троль за соблюдением режима сварки по всему циклу, а также осуществляющая регистрацию ре­зультатов сварки и их последующую выдачу в виде распечатанного протокола;

в) с ручным управлением — машина, на кото­рой управление процессом сварки производит­ся вручную при визуальном или автоматическом контроле за соблюдением режима сварки по все­му циклу. Регистрация режимов сварки произво­дится в журнале производства работ или в виде распечатанного протокола с регистрирующего устройства.

10.5 ИСПЫТАНИЯ ГАЗОПРОВОДОВ

10.5.1 Законченные строительством или ре­конструкцией наружные и внутренние газопро­воды (далее— газопроводы) следует испытывать на герметичность воздухом. Для испытания 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 данного типа арматуры (устройств).

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 производить строительно-монтажная организация в присут­ствии представителя эксплуатационной органи­зации.

Результаты испытаний следует оформлять записью в строительном паспорте.

10.5.2 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 произ­водить перед их монтажом продувкой воздухом.

10.5.3 Для проведения испытаний газопро­водов следует применять 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 следует применять V -образные жидкостные ма­нометры (с водяным заполнением).

10.5.4 Испытания подземных газопроводов следует производить после их монтажа в тран­шее и присыпки выше верхней образующей тру­бы не менее чем на 0,2 м или после полной за­сыпки траншеи.

Сварные стыки стальных газопроводов дол­жны быть заизолированы.

10.5.5 До начала испытаний на герметичность газопроводы следует выдерживать под испыта­тельным давлением в течение времени, необхо­димого для выравнивания температуры воздуха в газопроводе с температурой грунта.

При испытании надземных и внутренних га­зопроводов следует соблюдать меры безопасно­сти, предусмотренные проектом производства работ.

10.5.6 Испытания газопроводов на герметич­ность проводят путем подачи в газопровод сжа­того воздуха и создания в газопроводе испыта­тельного давления. Значения испытательного давления и время выдержки под давлением стальных подземных газопроводов принимают в соответствии с таблицей 16.

Таблица 16

10.5.7 Нормы испытаний полиэтиленовых газопроводов, стальных надземных газопрово­дов, газопроводов и оборудования ГРП, а так­же внутренних газопроводов зданий следует

принимать по таблице 17. Температура наруж­ного воздуха в период испытания полиэтиле­новых газопроводов должна быть не ниже ми­нус 15 °С.
10.5.8 Подземные газопроводы, прокладыва­емые в футлярах на участках переходов через ис­кусственные и естественные преграды, следует испытывать в три стадии:

после сварки перехода до укладки на место;

после укладки и полной засыпки перехода;

вместе с основным газопроводом.

Разрешается не производить испытания пос­ле полного монтажа и засыпки перехода по со­гласованию с эксплуатационной организацией.

Испытания участков переходов разрешается производить 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 закладными нагревателями или сварочного оборудования с высокой степенью автоматизации.

10.5.9 Результаты испытания на герметич­ность следует считать положительными, если за период испытания давление в газопроводе не меняется, то есть, нет видимого падения давле­ния по манометру класса точности 0,6, а по ма­нометрам класса точности 0,15 и 0,4, а также по жидкостному манометру падение давления фик­сируется в пределах одного деления шкалы.

При завершении испытаний газопровода дав­ление следует снизить до атмосферного, устано­вить автоматику, арматуру, оборудование, конт­рольно-измерительные приборы и выдержать газопровод в течение 10 мин под рабочим давле­нием. Герметичность разъемных соединений сле­дует проверить 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, следует повторно произвести это испытание.

Стыки газопроводов, сваренные после испы­таний, должны быть проверены физическим ме­тодом контроля.

Таблица 17

10.5.10 Резервуары сжиженных углеводород­ных газов вместе с обвязкой по жидкой и паровой фазам следует испытывать в соответствии с тре­бованиями правил устройства и безопасной эксп­луатации сосудов, работающих под давлением [б].
10.6 ПРИЕМКА ЗАКАЗЧИКОМ ЗАКОНЧЕННЫХ СТРОИТЕЛЬСТВОМ ОБЪЕКТОВ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ

10.6.1 Для приемки законченного строитель­ством объекта газораспределительной системы заказчик создает приемочную комиссию.

В состав приемочной комиссии включаются представители заказчика (председатель комис­сии), проектной и эксплуатирующей организаций. Представители органов Госгортехнадзора Рос­сии включаются в состав приемочной комиссии при приемке объектов, подконтрольных этим орга­нам.

10.6.2 Генеральный подрядчик предъявляет приемочной комиссии на законченный строитель­ством объект газораспределительной системы следующую документацию в одном экземпляре:

комплект рабочих чертежей (исполнительную геодезическую документацию по ГОСТ Р 51872) на строительство предъявляемого к приемке объекта с надписями, сделанными лицами, ответ­ственными за производство строительно-монтаж­ных работ, о соответствии выполненных в натуре работ этим чертежам или внесенным в них про­ектной организацией изменениям;

сертификаты заводов-изготовителей (их ко­пии, извлечения из них, заверенные лицом, ответ­ственным за строительство объекта) на трубы, фасонные части, сварочные и изоляционные ма­териалы;

технические паспорта заводов-изготовителей (заготовительных мастерских) или их копии на оборудование, узлы, соединительные детали, изо­ляционные покрытия, изолирующие фланцы, арматуру диаметром свыше 100 мм, а также дру­гие документы, удостоверяющие качество обору­дования (изделий);

инструкции заводов-изготовителей по эксп­луатации газового оборудования и приборов;

строительные паспорта: наружного газопро­вода, газового ввода; внутридомового (внутрице­хового) газооборудования; ГРП; резервуарной установки СУГ;

протокол проверки сварных стыков газопро­вода радиографическим методом, протоколы ме­ханических испытаний сварных стыков стально­го и полиэтиленового газопроводов; протокол проверки сварных стыков газопровода ультра­звуковым методом и протокол проверки каче­ства стыков, выполненных контактной сваркой и пайкой;

акт разбивки и передачи трассы (площадки) для подземного газопровода и резервуаров СУГ;

журнал учета работ (для подземных газопро­водов протяженностью свыше 200 м и резервуа­ров СУГ) — по требованию заказчика;

акт приемки предусмотренных проектом ус­тановок электрохимической защиты (для под­земных газопроводов и резервуаров СУГ);

акты приемки скрытых и специальных работ, выполненных в соответствии с договором под­ряда (контрактом), —для ГРП, котельных;

акт приемки газооборудования для проведе­ния комплексного опробования (для предприя­тий и котельных);

акт приемки очищенной внутренней полости подлежащего восстановлению газопровода;

акт приемки внутренней полости газопрово­да, восстановленного тканевым шлангом или дру­гими материалами, пригодность которых (при от­сутствии нормативных документов на них) под­тверждена в установленном порядке;

гарантийное обязательство на восстановлен­ный газопровод (на срок, оговоренный контрактом);

техническое свидетельство на примененные в строительстве импортные материалы и техно­логии.

10.6.3 Приемочная комиссия должна прове­рить соответствие смонтированной газораспре­делительной системы проекту и представленной исполнительной документации, требованиям на­стоящих строительных норм и правил.

10.6.4 Приемка заказчиком законченного строительством объекта газораспределительной системы должна быть оформлена актом по фор­ме обязательного приложения Б. Данный акт под­тверждает факт создания объекта и его соответ­ствие проекту и обязательным требованиям нор­мативных документов. Он является окончательным для отдельно возводимого объекта газораспре­делительной системы. Для газораспределитель­ной системы, входящей в состав здания или со­оружения, он включается в состав приемосдаточ­ной документации по этому зданию (сооружению).

10.6.5 Приемка заказчиком законченной строительством газонаполнительной станции (пункта) осуществляется в общем порядке в со­ответствии с требованиями действующих нор­мативных документов по строительству.

Приемка заказчиком законченного строитель­ством объекта газораспределительной системы может производиться в соответствии с требо­ваниями территориальных строительных норм (ТСН) по приемке, утвержденных в установлен­ном порядке.

ПРИЛОЖЕНИЕ А

(информационное)

ПЕРЕЧЕНЬ НОРМАТИВНЫХ ДОКУМЕНТОВ, НА КОТОРЫЕ ИМЕЮТСЯ ССЫЛКИ В СНиП 42-01-2002

АКТ ПРИЕМКИ ЗАКОНЧЕННОГО СТРОИТЕЛЬСТВОМ ОБЪЕКТА

(наименование и адрес объекта)

г. _____________                                                                                  «__» _________ 200 __ г.

Приемочная комиссия в составе: председателя комиссии — представителя заказчика______________

______________
(фамилия, имя, отчество, должность)

членов комиссии — представителей:
проектной организации ____________

(фамилия, имя, отчество, должность)
эксплуатационной организации _____

(фамилия, имя, отчество, должность)
органа Госгортехнадзора России____

(фамилия, имя, отчество, должность)

УСТАНОВИЛА:
1. Генеральным подрядчиком_______

(наименование организации)
предъявлен к приемке законченный строительством _____
______________

(наименование объекта)
На законченном строительством объекте _______________
______________
(наименование объекта)
 субподрядными организациями ____

(наименования организаций)
выполнены следующие работы _____
______________

2. Проект № _____ разработан _____
(наименование организации)

3. Строительство системы газоснабжения объекта осуществлялось в сроки:
начало работ _________, окончание работ _____________

(месяц, год)                                                                  (месяц, год)

4. Документация на законченный строительством объект предъявлена в объеме, предусмотрен­ном СНиП 42-01-2002 или ТСН по приемке.

Приемочная комиссия рассмотрела представленную документацию, произвела внешний осмотр си­стемы газоснабжения, определила соответствие выполненных строительно-монтажных работ проекту, провела, при необходимости, дополнительные испытания (кроме зафиксированных в исполнительной документации)_____

__________

(виды испытаний)

Решение приемочной комиссии:

1.???? Строительно-монтажные работы выполнены в полном объеме в соответствии с проектом и тре­бованиями СНиП 42-01-2002.

2. Предъявленный к приемке объект считать принятым заказчиком вместе с прилагаемой исполни­тельной документацией с «____»___________ 200_ г.

ОБЪЕКТ ПРИНЯТ
Председатель комиссии                                  ________
(подпись)
Место печати


Представитель
проектной организации                                    _________
(подпись)

Представитель
эксплуатационной организации                        _________
                                                                                    (подпись)

Представитель органа
Госгортехнадзора России                               _________
                                                                                    (подпись)


ОБЪЕКТ СДАН

Представитель
генерального подрядчика                                _______
                                                                        (фамилия, имя, отчество, должность, подпись)


ПРИЛОЖЕНИЕ В

 БИБЛИОГРАФИЯ

[1] НПБ 105-95 Определение категорий помещений и зданий по взрывопожарной и пожарной опасности

[2] ПУЭ Правила устройства электроустановок [3] НПБ 111-98* Автозаправочные станции. Требования пожарной безопасности

[4] НПБ 110-99* Перечень зданий, сооружений, помещений и оборудования, подлежащих за­щите автоматическими установками пожаротушения и автоматической пожарной сигнали­зацией

[5] РД-34.21.122-87 Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений

[6] ПБ 10-115-96 Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением

утверждены постановлением министерства строительства российской федерации от 20 июня 1995 г. n 18-60 дата введения 1 января 1996 года строительные нормы и правила российской федерации разработка и применение норм и нормативов расхода материальных ресурсов в строительстве основные положения снип 82-01-95   предисловие 1. разработаны главным управлением совершенствования ценообразования и сметного нормирования в  строительстве  минстроя россии, государственным предприятием 'туластройпроект' и центральным  научно-исследовательским институтом экономики и управления строительством (цнииэус) минстроя россии. внесены главным управлением совершенствования  ценообразования и сметного нормирования в строительстве минстроя россии. 2. приняты и введены в действие постановлением минстроя россии от 20.06.95 n 18-60. 3. взамен  снип  5.01.18-86  'положение о производственном нормировании расхода материалов в строительстве'. содержаниевведение1 область применения2 нормативные ссылки3 определения4 основные цели, принципы и структура подсистемы (комплекса)5 порядок и методы разработки норм расхода материалов6 содержание, построение, изложение и оформление норм расхода материалов в строительстве7 применение норм расхода материалов в строительствеприложение а термины и определенияприложение б перечень федеральных (типовых) элементных нормприложение в перечень федеральных (типовых) усредненных нормприложение г перечень федеральных (типовых) укрупненных нормприложение д форма обложки нормативного документа по расходу материалов в строительствеприложение е форма первой страницы нормативного документа по расходу материалов в строительстве введение строительные нормы  и  правила  (снип  82-01-95) 'разработка и применение норм  и  нормативов  расхода  материальных  ресурсов  в строительстве.  основные  положения'  разработаны в соответствии с новыми  экономическими условиями и действующими в россии законодательством и нормативными  актами  федеральных  органов российской федерации. снип 82-01-95  разработан  в  соответствии  с  общей  системой нормативных документов  (п.  82  прил.  б снип 10-01-94) и устанавливает  подсистему  (комплекс)  норм  и  нормативов расхода материальных ресурсов в строительстве,  а также  состав,  основные методологические положения,  порядок разработки, пересмотра норм и нормативов  и  области  их применения. подсистема (комплекс) формируется  как  открытая для дальнейшего развития и для создания норм и нормативов расхода  материалов,  разрабатываемых  на  общей методической и технической основе. нормативные  документы, детализирующие,  развивающие и  дополняющие  данный  снип,  должны выпускаться в виде снип, сп, рдс и других нормативных документов и вводиться в действие соответствующими решениями минстроя россии. министерства  и  другие центральные органы федеральной исполнительной  власти,  местная администрация республик в составе российской федерации,  краев,  областей,  автономных  образований, акционерные общества, строительные  концерны  и  ассоциации  в соответствии с предоставленными  им  правами  могут  разрабатывать методические документы,  нормы, нормативы и нормативные показатели по  расходу  материальных  ресурсов, отражающие социальные и природно-климатические особенности территорий, специфику отдельных отраслей,  производств и видов  строительно-монтажных  работ.  при этом создаваемые  методические  документы,  нормы,  нормативы  и нормативные  показатели  должны  отвечать  требованиям  настоящего снип, содержать эксплуатационные  характеристики  строительных материалов,  изделий  и  конструкций,  основанные  на  требованиях потребителя в соответствии с областью их применения  и использоваться по согласованию между  участниками  инвестиционного процесса. строительные нормы и правила российской федерации ________  »

ГОСТы и СНиПы »