СНІП 42 01 газова котельня. Актуалізована редакція сп. Перетин газопроводами залізничних та трамвайних колій та автомобільних доріг

Система нормативних документів у будівництві

БУДІВЕЛЬНІ НОРМИ І ПРАВИЛА РОСІЙСЬКОЇ ФЕДЕРАЦІЇ

ГАЗОРОЗПОДІЛЬНІ СИСТЕМИ

БНіП 42-01-2002

ДЕРЖАВНИЙ КОМІТЕТ РОСІЙСЬКОЇ ФЕДЕРАЦІЇ
З БУДІВНИЦТВА І ЖИТЛОВО-КОМУНАЛЬНОГО КОМПЛЕКСУ
(ДЕРЖБУД РОСІЇ)

Москва
2003

ПЕРЕДМОВА

1 РОЗРОБЛЕНІ колективом провідних фахівців ВАТ «ДіпроНДІгаз», ВАТ «МосгазНДІпроект», ЗАТ «Надійність», ВАТ «Росгазифікація», ВАТ «Запсибгазпром», ВАТ «ВНДІСТ», Держгіртехнагляду Росії, Держбуду Росії та низки газорозподільних господарств Росії при координації ЗАТ »

2 ВНЕСЕНИ Управлінням стандартизації, технічного нормування та сертифікації Держбуду Росії

3 ПРИЙНЯТО І ВВЕДЕНО В ДІЮ з 1 липня 2003 р. постановою Держбуду Росії від 23 грудня 2002 р. № 163

ВСТУП

Справжні будівельні норми та правила містять технічні вимоги, обов'язкові при проектуванні та будівництві нових та реконструйованих газорозподільних систем, призначених для забезпечення природним та зрідженим вуглеводневими газами споживачів, що використовують газ як паливо, а також внутрішні газопроводи, та встановлюють вимоги до їх безпеки та експлуатаційних характеристик.

Вид транспортованого газу

Робочий тиск у газопроводі МПа

Високого

Iкатегорії

Природний

Св. 0,6 до 1,2 включно

СУГ

Св. 0,6 до 1,6 включно

IIкатегорії

Природний та ЗВГ

Св. 0,3 до 0,6 включно

Середнього

Те саме

Св. 0,005 до 0,3 включно

Низького

До 0,005 включно

4.4 Тиск газу у внутрішніх газопроводах та перед газовикористовуючими установками повинен відповідати тиску, необхідному для стійкої роботи цих установок, зазначеному в технічних паспортах заводів-виробників, але не має перевищувати значень, наведених у таблиці .

Таблиця 2

	Тиск газу, МПа
1. Виробничі будинки, в яких величина тиску газу обумовлена вимогами виробництва	1,2
2. Інші виробничі будівлі	0,6
3. Побутові будинки промислових підприємствокремо стоять, прибудовані до виробничих будівель та вбудовані в ці будівлі	0,3
4. Адміністративні будинки	0,005
5. Котельні:
окремо стоять на території виробничих підприємств	1,2
те саме, на території поселень	0,6
прибудовані, вбудовані та дахові виробничих будівель	0,6
прибудовані, вбудовані та дахові громадських, адміністративних та побутових будівель	0,3
прибудовані, вбудовані та дахові житлових будівель	0,005
6. Суспільні будинки (крім будівель, в яких установка газового обладнання вимогамиБНіП 2.08.02 не допускається) та складські	0,005
7. Житлові будинки	0,003

4.5 Газорозподільні мережі, резервуарні та балонні установки, газонаповнювальні станції та інші об'єкти ЗВГ повинні бути запроектовані та побудовані так, щоб при сприйнятті навантажень та впливів, що діють на них протягом передбачуваного терміну служби, який може встановлюватися завданням на проектування, були забезпечені необхідні за умовами безпеки їх міцність, стійкість та герметичність. Не допускаються температурні та інші деформації газопроводів (у тому числі від переміщень ґрунту), які можуть призвести до порушень їхньої цілісності та герметичності.

Вибір способу прокладання та матеріалу труб для газопроводу на виході з ГРС слід передбачати з урахуванням безодню грунту та інших гідрогеологічних умов, а також з урахуванням температури газу, що подається з ГРС.

4.6 Розрахунок газопроводів на міцність повинен включати визначення товщини стінок труб та сполучних деталей та напруг у них. При цьому для підземних та наземних сталевих газопроводів слід застосовувати труби та сполучні деталі з товщиною стінки не менше 3 мм, для надземних та внутрішніх газопроводів – не менше 2 мм.

Характеристики граничних станів, коефіцієнти надійності з відповідальності, нормативні та розрахункові значення навантажень та впливів та їх поєднання, а також нормативні та розрахункові значення характеристик матеріалів слід приймати у розрахунках з урахуванням вимог ГОСТ 27751 та СНіП 2.01.07.

4.7 При будівництві в районах зі складними геологічними умовами та сейсмічними впливами повинні враховуватися спеціальні вимоги СНиП II-7, СНиП 2.01.15, СНиП 2.01.09 та передбачатися заходи, що забезпечують міцність, стійкість та герметичність газопроводів.

4.8 Сталеві газопроводи мають бути захищені від корозії.

Підземні та наземні з обвалуванням сталеві газопроводи, резервуари ЗВГ, сталеві вставки поліетиленових газопроводів та сталеві футляри на газопроводах (далі - газопроводи) слід захищати від ґрунтової корозії та корозії блукаючими струмами відповідно до вимог ГОСТ 9.602.

Сталеві футляри газопроводів під автомобільними дорогами, залізничними та трамвайними коліями при бестраншейній прокладці (прокол, продавлювання та інші технології, дозволені до застосування) повинні бути, як правило, захищені засобами електротехнічного захисту (ЕХЗ), під час прокладання відкритим способом - ізоляційними покриттями та ЕХЗ.

Надземні та внутрішні сталеві газопроводи слід захищати від атмосферної корозії відповідно до вимог СНіП 2.03.11.

4.9 Газорозподільні системи поселень із населенням понад 100 тис. чол. мають бути оснащені автоматизованими системами дистанційного керуваннятехнологічним процесом розподілу газу та комерційного облікуспоживання газу (АСУ ТП РГ). Для поселень із населенням менше 100 тис. чол. рішення щодо оснащення газорозподільних систем АСУ ТП РГ приймається експлуатуючими організаціями або замовником.

4.10. Для будівництва газорозподільних систем повинні застосовуватись матеріали, вироби, газовикористовувальне та газове обладнання за чинними стандартами та іншими нормативними документами на їх поставку, терміни служби, характеристики, властивості та призначення (області застосування) яких, встановлені цими документами, відповідають умовам їх експлуатації.

Придатність до застосування у будівництві систем газорозподілу нових матеріалів, виробів, газоиспользующего і газового устаткування, зокрема зарубіжного виробництва, за відсутності нормативних документів ними має бути підтверджено у порядку технічним свідоцтвом Держбуду Росії.

4.11 Для підземних газопроводів слід застосовувати поліетиленові та сталеві труби. Для наземних та надземних газопроводів слід застосовувати сталеві труби. Для внутрішніх газопроводів низького тиску дозволяється використовувати сталеві та мідні труби.

Сталеві безшовні, зварні (прямошовні та спіральношовні) труби та сполучні деталі для газорозподільних систем повинні бути виготовлені зі сталі, що містить не більше 0,25 % вуглецю, 0,056 % сірки та 0,046 % фосфору.

Вибір матеріалу труб, трубопровідної запірної арматури, сполучних деталей, зварювальних матеріалів, кріпильних елементів та інших слід проводити з урахуванням тиску газу, діаметра та товщини стінки газопроводу, розрахункової температури зовнішнього повітря в районі будівництва та температури стінки труби при експлуатації, ґрунтових та природних умов, наявності вібраційних навантажень.

4.12 Величина ударної в'язкості металу труб і сполучних деталей з товщиною стінки 5 мм і більше повинна бути не нижче 30 Дж/см 2 для газопроводів, що прокладаються в районах з розрахунковою температурою нижче 40 °С, а також (незалежно від району будівництва) для газопроводів:

тиском понад 0,6 МПа, діаметром понад 620 мм;

підземних, що прокладаються в районах сейсмічності понад 6 балів;

які зазнають вібраційних навантажень;

підземних, що прокладаються в особливих ґрунтових умовах (крім слабопучинистих, слабонабухаючих, просадковихІ типу);

на переходах через природні перешкоди та в місцях перетинів із залізницями загальної мережі та автошляхами I – III категорій.

При цьому величина ударної в'язкості основного металу труб та сполучних деталей повинна визначатися за мінімальної температури експлуатації.

4.13 Зварні з'єднання труб у газопроводах за своїми фізико-механічними властивостями та герметичністю повинні відповідати основному матеріалу зварюваних труб. Типи, конструктивні елементи та розміри зварних з'єднань повинні відповідати чинним стандартам. Для сталевих підземних газопроводів повинні застосовуватися стикові та кутові з'єднання, для поліетиленових - з'єднання встик нагрітим інструментом або за допомогою деталей із заставними електронагрівачами (ДТ). Шви не повинні мати тріщин, пропалів, незаварених кратерів, а також неприпустимих відповідно до вимог нормативних документів або проекту зсувів кромок, непровару, включень, пор, неспіввісності труб та інших дефектів, що знижують механічні властивості зварних з'єднань.

У кожного зварного з'єднання зовнішніх газопроводів має бути нанесене позначення (номер, тавро) зварювальника, який виконав це з'єднання.

Розміщення зварних з'єднань у стінах, перекриттях та інших конструкціях будівель та споруд не допускається.

4.14 Герметичність трубопровідної запірної та регулюючої арматури (затворів кранів та засувок) з умовним проходом до 80 мм, що встановлюється на газопроводах з природним газом, повинна бути не нижчою за клас В, понад 80 мм - не нижче класу С, а герметичність арматури, що встановлюється на газопроводах рідкої фази ЗВГ, має бути не нижче класу А за ГОСТ 9544 .

4.15 Будівництво та реконструкцію газорозподільних систем слід здійснювати відповідно до проекту, затвердженого в установленому порядку, а також з урахуванням СНіП 3.01.01.

При проектуванні та будівництві газорозподільних систем слід передбачати заходи щодо охорони навколишнього середовища відповідно до діючим законодавством.

Кордони охоронних зон газорозподільних мереж та умови використання земельних ділянок, розташованих у межах, повинні відповідати Правилам охорони газорозподільних мереж, затвердженим Урядом Російської Федерації.

4.16 Працездатність та безпека експлуатації газорозподільних систем повинні підтримуватися та зберігатися шляхом проведення технічного обслуговуваннята ремонту відповідно до експлуатаційної документації, технічних регламентів, Правил безпеки в газовому господарстві, затверджених Держгіртехнаглядом Росії, та інших документів.

5 ЗОВНІШНІ ГАЗОПРОВОДИ

5.1 ЗАГАЛЬНІ ПОЛОЖЕННЯ

5.1.1 Розміщення зовнішніх газопроводів по відношенню до будівель, споруд та паралельних сусідніх інженерних мереж слід проводити відповідно до вимог СНіП 2.07.01, а на території промислових підприємств – СНіП II-89.

При прокладанні підземних газопроводів тиском до 0,6 МПа в обмежених умовах (коли відстані, регламентовані нормативними документами, виконати неможливо), на окремих ділянках траси, між будинками та під арками будівель, а також газопроводів тиском понад 0,6 МПа при зближенні їх з окремими підсобними будівлями (будинками без постійної присутності людей) дозволяється скорочувати до 50% відстані, зазначені в СНіП 2.07.01 та СНіП II-89. При цьому на ділянках зближення та на відстані не менше 5 м у кожну сторону від цих ділянок слід застосовувати:

безшовні або електрозварювальні сталеві труби, прокладені в захисному футлярі, при 100%-му контролі фізичними методами заводських зварних з'єднань;

поліетиленові труби, прокладені в захисному футлярі, без зварних з'єднань або з'єднані деталями із заставними нагрівачами (ДТ), або з'єднані зварюванням встик при 100%-ному контролі стиків фізичними методами.

При прокладанні газопроводів на відстанях, що відповідають СНіП 2.07.01, але менше 50 м від залізниць загального користуванняна ділянці зближення та по 5 м у кожну сторону глибина закладення повинна бути не менше 2,0 м. Стикові зварні з'єднання повинні пройти 100%-ний контроль фізичними методами.

При цьому товщина стінки сталевих труб повинна бути на 2-3 мм більша за розрахункову, а поліетиленові труби повинні мати коефіцієнт запасу міцності не менше 2,8.

5.1.2 Прокладання газопроводів слід передбачати підземним та наземним.

В обґрунтованих випадках допускається надземне прокладання газопроводів по стінах будівель усередині житлових дворів та кварталів, а також на окремих ділянках траси, у тому числі на ділянках переходів через штучні та природні перешкоди під час перетину підземних комунікацій.

Надземні та наземні газопроводи з обвалуванням можуть прокладатися в скельних, багаторічномерзлих ґрунтах, на заболочених ділянках та за інших складних ґрунтових умов. Матеріал та габарити обвалування слід приймати виходячи з теплотехнічного розрахунку, а також забезпечення стійкості газопроводу та обвалування.

5.1.3 Прокладання газопроводів у тунелях, колекторах та каналах не допускається. Винятком є прокладання сталевих газопроводів тиском до 0,6 МПа відповідно до вимог СНиП II-89 на території промислових підприємств, а також у каналах у багаторічномерзлих ґрунтах під автомобільними та залізницями.

5.1.4 З'єднання труб слід передбачати нероз'ємними. Роз'ємними можуть бути з'єднання сталевих труб з поліетиленовими та в місцях встановлення арматури, обладнання та контрольно-вимірювальних приладів (КІП). Роз'ємні з'єднання поліетиленових труб із сталевими в ґрунті можуть передбачатися лише за умови влаштування футляра з контрольною трубкою.

5.1.5 Газопроводи в місцях входу та виходу із землі, а також введення газопроводів у будівлі слід укладати у футляр. Простір між стіною і футляром слід закладати на всю товщину конструкції, що перетинається. Кінці футляра слід ущільнювати еластичним матеріалом.

5.1.6 Введення газопроводів у будівлі слід передбачати безпосередньо до приміщення, де встановлено газовикористовувальне обладнання, або суміжне з ним приміщення, з'єднане відкритим прорізом.

Не допускаються введення газопроводів у приміщення підвальних та цокольних поверхів будівель, крім вводів газопроводів природного газув одноквартирні та блоковані будинки.

5.1.7 Пристрої, що відключають на газопроводах, слід передбачати:

перед окремими або блокованими будинками;

для відключення стояків житлових будівель понад п'ять поверхів;

перед зовнішнім газовикористовуючим обладнанням;

перед газорегуляторними пунктами, за винятком ГРП підприємств, на відгалуженні газопроводу до яких є пристрій, що відключає, на відстані менше 100 м від ГРП;

на виході із газорегуляторних пунктів, закільцьованих газопроводами;

на відгалуженнях від газопроводів до поселень, окремих мікрорайонів, кварталів, груп житлових будинків, а при числі квартир понад 400 та до окремого будинку, а також на відгалуженнях до виробничих споживачів та котелень;

при перетині водних перешкод двома нитками і більше, а також однією ниткою при ширині водної перешкоди при межі горизонті 75 м і більше;

при перетині залізниць загальної мережі та автомобільних доріг I - II категорій, якщо пристрій, що відключає, що забезпечує припинення подачі газу на ділянці переходу, розташовано на відстані від доріг більше 1000 м.

5.1.8 Пристрої, що відключають на надземних газопроводах, прокладених по стінах будівель і на опорах, слід розміщувати на відстані (в радіусі) від дверних і віконних отворів, що відкриваються, не менше:

для газопроводів низького тиску – 0,5 м;

для газопроводів середнього тиску – 1 м;

ІІ категорії – 3 м;

для газопроводів високого тискуІ категорії – 5 м.

На ділянках транзитного прокладання газопроводів по стінах будівель установка пристроїв, що відключають, не допускається.

5.2 ПІДЗЕМНІ ГАЗОПРОВОДИ

5.2.1 Прокладання газопроводів слід здійснювати на глибині не менше 0,8 м до верху газопроводу або футляра. У місцях, де не передбачається рух транспорту та сільськогосподарських машин, глибина прокладання сталевих газопроводів може бути не менше ніж 0,6 м.

5.2.2 Відстань по вертикалі (у світлі) між газопроводом (футляром) та підземними інженерними комунікаціями та спорудами у місцях їх перетинів слід приймати з урахуванням вимог відповідних нормативних документів, але не менше ніж 0,2 м.

5.2.3 У місцях перетину газопроводів із підземними комунікаційними колекторами та каналами різного призначення, а також у місцях проходу газопроводів через стінки газових колодязів газопровід слід прокладати у футлярі.

Кінці футляра повинні виводитися на відстань не менше 2 м в обидва боки від зовнішніх стін перетинаються споруд та комунікацій, при перетині стінок газових колодязів - на відстань не менше 2 см. Кінці футляра повинні бути загорнуті гідроізоляційним матеріалом.

На одному кінці футляра у верхній точці ухилу (за винятком місць перетину стін колодязів) слід передбачати контрольну трубку, що виходить під захисний пристрій.

У міжтрубному просторі футляра та газопроводу дозволяється прокладання експлуатаційного кабелю (зв'язку, телемеханіки та електрозахисту) напругою до 60 В, призначеного для обслуговування газорозподільних систем.

5.2.4 Поліетиленові труби, що застосовуються для будівництва газопроводів, повинні мати коефіцієнт запасу міцності згідно з ГОСТ Р 50838 не менше 2,5.

Не допускається прокладання газопроводів із поліетиленових труб:

на території поселень при тиску понад 0,3 МПа;

поза територією поселень при тиску понад 0,6 МПа;

для транспортування газів, що містять ароматичні та хлоровані вуглеводні, а також рідкої фази ЗВГ;

при температурі стінки газопроводу за умов експлуатації нижче мінус 15 °С.

При застосуванні труб із коефіцієнтом запасу міцності не менше 2,8 дозволяється прокладання поліетиленових газопроводів тиском понад 0,3 до 0,6 МПа на територіях поселень з переважно одно-двоповерховою та котеджною житловою забудовою. На території малих сільських поселеньдозволяється прокладання поліетиленових газопроводів тиском до 0,6 МПа з коефіцієнтом запасу міцності не менше ніж 2,5. При цьому глибина прокладки має бути не менше 0,8 м до верху труби.

5.3 НАДЗІМНІ ГАЗОПРОВОДИ

5.3.1 Надземні газопроводи в залежності від тиску слід прокладати на опорах з негорючих матеріалів або по конструкціях будівель та споруд відповідно до таблиці.

Таблиця 3

	Тиск газу в газопроводі, МПа, не більше
1 На опорах, колонах, естакадах і етажерках, що окремо стоять.	1,2 (для природного газу); 1,6 (для ЗВГ)
2 Котельні, виробничі будівлі з приміщеннями категорій В, Г і Д та будівлі ДПС (ГНП), громадські та побутові будівлі виробничого призначення, а також вбудовані, прибудовані та дахові котельні до них:
а) по стінах та покрівлях будівельIіIIступенів вогнестійкості класу пожежної небезпекиСО (заБНіП 21-01 )	1,2*
IIступеня вогнестійкості класу С1 таIII	0,6*
б) по стінах будівельIIIступеня вогнестійкості класу С1,IVступеня вогнестійкості класу СО	0,3*
IVступеня вогнестійкості класів С1 та С2	0,005
3. Житлові, адміністративні, громадські та побутові будівлі, а також вбудовані, прибудовані та дахові котельні до них
по стінах будівель всіх ступенів вогнестійкості	0,005
у разі розміщення ШРП на зовнішніх стінах будівель (тільки до ШРП)	0,3
* Тиск газу в газопроводі, що прокладається по конструкціях будівель, не повинен перевищувати величин, зазначених у таблиці для відповідних споживачів

5.3.2 Транзитне прокладання газопроводів усіх тисків по стінах та над покрівлями будівель дитячих установ, лікарень, шкіл, санаторіїв, громадських, адміністративних та побутових будівель з масовим перебуванням людей не допускається.

Забороняється прокладання газопроводів, всіх тисків по стінах, над і під приміщеннями категорій А та Б, що визначаються нормами проти пожежної безпеки, крім будівель ГРП.

В обґрунтованих випадках дозволяється транзитне прокладання газопроводів не вище середнього тиску діаметром до 100 мм по стінах однієї житлової будівлі не нижче III ступеня вогнестійкості класу СО та на відстані до покрівлі не менше 0,2 м.

5.3.3 Газопроводи високого тиску слід прокладати по глухих стінах і ділянках стін або не менше ніж на 0,5 м над віконними та дверними отворами верхніх поверхіввиробничих будівель та зблокованих з ними адміністративних та побутових будівель. Відстань від газопроводу до покрівлі будівлі має бути не менше ніж 0,2 м.

Газопроводи низького і середнього тиску можуть прокладатися також уздовж палітурок або імпостів вікон, що не відкриваються, і перетинати віконні отвори виробничих будівель і котелень, заповнені склоблоками.

5.3.4 Висоту прокладання надземних газопроводів слід приймати відповідно до вимог СНиП II-89.

5.3.5 По пішохідних та автомобільних мостах, побудованих з негорючих матеріалів, дозволяється прокладання газопроводів тиском до 0,6 МПа з безшовних або електрозварних труб, що пройшли 100% контрольний заводських зварних з'єднань фізичними методами. Прокладання газопроводів по пішохідних та автомобільних мостах, побудованих з горючих матеріалів, не допускається.

5.4 ПЕРЕРОСИГИ ГАЗОПРОВОДАМИ ВОДНИХ ПЕРЕГРАД І АВРАГІВ

5.4.1 Підводні та надводні газопроводи в місцях перетину ними водних перешкод слід розміщувати на відстані від мостів по горизонталі відповідно до таблиці.

Таблиця 4

	Тип мосту	Відстань по горизонталі між газопроводом та мостом, не менше, м, при прокладанні газопроводу
		вище моста				нижче моста
		від надводного газопроводу діаметром, мм		від підводного газопроводу діаметром, мм		від надводного газопроводу	від підводного газопроводу
		300 і менше	понад 300	300 і менше	понад 300	всіх діаметрів
Судноплавні замерзаючі	всіх типів		125		125
Судноплавні незамерзаючі	Те саме
Несудноплавні замерзаючі	Багатопрольотні		125		125
Несудохідні незамерзаючі
Несудохідні для газопроводів тиску:	Одно- та двопрогонові
низького
середнього та високого
*Примітка* - відстані вказані від виступаючих конструкцій мосту

5.4.2 Газопроводи на підводних переходах слід прокладати із заглибленням у дно водних перешкод, що перетинаються. При необхідності, за результатами розрахунків на спливання, необхідно провести баластування трубопроводу. Відмітка верху газопроводу (баласту, футеровки) має бути не менше ніж на 0,5 м, а на переходах через судноплавні та сплавні річки - на 1,0 м нижче за прогнозований профіль дна на строк 25 років. При виконанні робіт методом похило-спрямованого буріння - не менш ніж на 2,0 м нижче за прогнозований профіль дна.

5.4.3 На підводних переходах слід застосовувати:

сталеві труби з товщиною стінки на 2 мм більші за розрахункову, але не менше 5 мм;

поліетиленові труби, що мають стандартне розмірне відношення зовнішнього діаметра труби до товщини стінки ( SDR ) не більше 11 (за ГОСТ Р 50838) з коефіцієнтом запасу міцності не менше 2,5 для переходів шириною до 25 м (при рівні максимального підйому води) та не менше 2,8 в інших випадках.

При прокладанні газопроводу тиском до 0,6 МПа методом похило-спрямованого буріння завжди може застосовуватися поліетиленові труби з коефіцієнтом запасу міцності щонайменше 2,5.

5.4.4 Висоту прокладання надводного переходу газопроводу від розрахункового рівня підйому води або льодоходу по СНиП 2.01.14 (горизонт високих вод - ГВВ або льодоходу - ГВЛ) до низу труби або прогонової будови слід приймати:

при перетині ярів і балок - не нижче 0,5 м над ГВВ 5% забезпеченості;

при перетині несудноплавних і несплавних річок - не менше 0,2 м над ГВВ і ГВЛ 2% забезпеченості, а за наявності на річках корчінохода - з його урахуванням, але не менше 1 м над ГВВ 1% забезпеченості;

при перетині судноплавних та сплавних річок – не менше значень, встановлених нормами проектування для мостових переходів на судноплавних річках.

Запірну арматуру слід розміщувати з відривом щонайменше 10 м від меж переходу. За кордон переходу приймають місця перетину газопроводом горизонту високих вод з 10% забезпеченістю.

5.5 ПЕРЕРОСИГИ ГАЗОПРОВОДАМИ ЗАЛІЗНИЧНИХ І ТРАМВАЙНИХ ШЛЯХІВ І АВТОМОБІЛЬНИХ ДОРОГ

5.5.1 Відстань по горизонталі від місць перетину підземними газопроводами трамвайних і залізничних колійта автомобільних доріг повинні бути, не менше:

до мостів та тунелів на залізницях загального користування, трамвайних коліях, автомобільних дорогах I - III категорій, а також до пішохідних мостів, тунелів через них – 30 м, а для залізниць незагального користування, автомобільних доріг IV - V категорій та труб - 15м;

до зони стрілочного перекладу (початки дотепників, хвоста хрестовин, місць приєднання до рейок відсмоктують кабелів та інших перетинів колії) - 4м для трамвайних колій та 20 м для залізниць;

до опор контактної мережі – 3 м.

Дозволяється скорочення зазначених відстаней за погодженням з організаціями, у віданні яких перебувають споруди, що перетинаються.

5.5.2 Підземні газопроводи всіх тисків у місцях перетинів із залізничними та трамвайними коліями, автомобільними дорогами I - IV категорій, і навіть магістральними вулицями загальноміського значення слід прокладати у футлярах. В інших випадках питання необхідності влаштування футлярів вирішується проектною організацією.

Футляри повинні задовольняти умови міцності та довговічності. На одному кінці футляра слід передбачати контрольну трубку, що виходить під захисний пристрій.

5.5.3 Кінці футлярів при перетині газопроводів залізниць загального користування слід виводити на відстані від них не менше встановлених СНиП 32-01. При прокладанні міжселищних газопроводів у обмежених умовах та газопроводів на території поселень дозволяється скорочення цієї відстані до 10 м за умови встановлення на одному кінці футляра витяжної свічки з пристроєм для відбору проб, виведеної на відстань не менше 50 м від краю земляного полотна (осі крайньої рейки) нульових відмітках).

В інших випадках кінці футлярів повинні розташовуватися на відстані:

не менше 2 м від крайньої рейки трамвайної колії та залізниць колії 750 мм, а також від краю проїжджої частини вулиць;

не менше 3 м від краю водовідвідної споруди доріг (кювета, канави, резерву) та від крайньої рейки залізниць загального користування, але не менше 2 м від підошви насипів.

5.5.4 При перетині газопроводами залізничних ліній загального користування колії 1520 мм глибина укладання газопроводу повинна відповідати СНиП 32-01.

В решті випадків глибина укладання газопроводу від підошви рейки або верху покриття дороги, а за наявності насипу - від її підошви до верху футляра повинна відповідати вимогам безпеки, але не менше:

під час виконання робіт відкритим способом - 1,0 м;

при виконанні робіт методом продавлювання або похило-спрямованого буріння та щитової проходки - 1,5 м;

під час виконання робіт методом проколу - 2,5 м.

5.5.5 Товщина стінок труб сталевого газопроводу при перетині ним залізниць загального користування повинна бути на 2-3 мм більша за розрахункову, але не менше 5 мм на відстанях по 50 м у кожний бік від краю земляного полотна (осі крайньої рейки на нульових відмітках).

Для поліетиленових газопроводів на цих ділянках та на перетинах автомобільних доріг I - III категорій повинні застосовуватися поліетиленові труби не більше SDR 11 із коефіцієнтом запасу міцності не менше 2,8.

5.6 ДОДАТКОВІ ВИМОГИ ДО ГАЗОПРОВОДУ В ОСОБЛИВИХ природних і кліматичних умовах

5.6.1 Газопостачання міст із населенням понад 1 млн. чол. при сейсмічності місцевості понад 6 балів, і навіть міст із населенням понад 100 тис. чол. при сейсмічності місцевості понад 7 балів має передбачатися від двох або більше джерел - магістральних ГРС з розміщенням їх з протилежних сторін міста. При цьому газопроводи високого та середнього тиску повинні проектуватися закольцованными з поділом їх на секції пристроями, що відключають.

5.6.2 Переходи газопроводів через річки, яри та залізничні колії у виїмках, що прокладаються в районах із сейсмічності понад 7 балів, повинні передбачатися надземними. Конструкції опор повинні забезпечувати можливість переміщень газопроводів, що виникають під час землетрусу.

5.6.3 При будівництві підземних газопроводів у сейсмічних районах, на підроблюваних і закарстованих територіях, у місцях перетину з іншими підземними комунікаціями, на кутах поворотів газопроводів з радіусом вигину менше 5 діаметрів, у місцях розгалуження мережі, переходу підземної прокладки на надземну сталь», а також у межах поселень на лінійних ділянках через 50 м повинні встановлюватися контрольні трубки.

5.6.4 Глибина прокладання газопроводів у ґрунтах неоднакового ступеня пучинистості, а також у насипних ґрунтах повинна прийматися до верху труби – не менше 0,9 нормативної глибини промерзання, але не менше 1,0 м.

При рівномірній безодні ґрунтів глибина прокладки газопроводу до верху труби повинна бути:

не менше 0,7 нормативної глибини промерзання, але не менше 0,9 м для середньопучинистих ґрунтів;

не менше 0,8 нормативної глибини промерзання, але не менше 1,0 м для сильно і надмірно пучинистих ґрунтів.

5.6.5 Для резервуарних установок ЗВГ з підземними резервуарами в пучинистих (крім слабопучинистих), середньо і сильно набухають ґрунтах має передбачатися надземне прокладання з'єднуючих резервуари газопроводів рідкої та парової фаз.

5.6.6 При сейсмічності місцевості понад 7 балів, на підроблюваних та закарстованих територіях, у районах багаторічномерзлих ґрунтів для поліетиленових газопроводів повинні застосовуватись труби з коефіцієнтом запасу міцності не менше 2,8. Зварні стикові з'єднання повинні проходити 100% контрольний фізичними методами.

5.7 ВІДНОВЛЕННЯ ЗНОШЕНИХ ПІДЗЕМНИХ СТАЛЬНИХ ГАЗОПРОВІДІВ

5.7.1 Для відновлення (реконструкції) зношених підземних сталевих газопроводів поза та на території міських та сільських поселень слід застосовувати:

при тиску до 0,3 МПа включно протяжку в газопроводі поліетиленових труб з коефіцієнтом запасу міцності не менше 2,5 без зварних з'єднань або з'єднаних за допомогою деталей з ДН, або з'єднаних зварюванням встик з використанням зварювальної техніки високого ступеня автоматизації;

при тиску від 0,3 до 0,6 МПа включно протяжку в газопроводі поліетиленових труб без зварних з'єднань або з'єднаних за допомогою деталей із ЗН або зварюванням встик з використанням зварювальної техніки високого ступеня автоматизації з коефіцієнтом запасу міцності для газопроводів на території поселень не менше 2, 8, і поза селищами - не менше 2,5. Простір між поліетиленовою трубою та сталевим зношеним газопроводом (каркасом) по всій довжині має бути заповнений ущільнюючим (герметизуючим) матеріалом (цементно-піщаним розчином, пінним матеріалом);

при тиску до 1,2 МПа облицювання (за технологією «Фенікс») очищеної внутрішньої поверхні газопроводів синтетичним тканинним шлангом на спеціальному двокомпонентному клеї, за умови підтвердження в установленому порядку їх придатності для цих цілей на зазначений тиск або відповідно до стандартів ( технічними умовами), сфера застосування яких поширюється на даний тиск.

5.7.2 Відновлення зношених сталевих газопроводів виробляють без зміни тиску, підвищення або зниження тиску в порівнянні з діючим газопроводом.

При цьому допускається зберігати:

перетину ділянок, що відновлюються, з підземними комунікаціями без встановлення додаткових футлярів;

глибину закладення газопроводів, що відновлюються;

відстані від газопроводу, що відновлюється, до будівель, споруд та інженерних комунікацій з його фактичного розміщення, якщо не змінюється тиск відновленого газопроводу або при підвищенні тиску відновленого газопроводу до 0,3 МПа.

Відновлення зношених сталевих газопроводів з підвищенням тиску до високого допускається, якщо відстані до будівель, споруд та інженерних комунікацій відповідають вимогам до газопроводу високого тиску.

5.7.3 Співвідношення розмірів поліетиленових та сталевих труб при реконструкції методом протяжки має вибиратися виходячи з можливості вільного проходження поліетиленових труб та деталей усередині сталевих та забезпечення цілісності поліетиленових труб. Кінці реконструйованих ділянок між поліетиленовою та сталевою трубами мають бути ущільнені.

6 ГАЗОРЕГУЛЯТОРНІ ПУНКТИ І УСТАНОВКИ

6.1 ЗАГАЛЬНІ ПОЛОЖЕННЯ

Для зниження та регулювання тиску газу в газорозподільній мережі передбачають газорегуляторні пункти (ГРП) та установки (ГРУ).

Можуть застосовуватися блокові газорегуляторні пункти заводського виготовлення у будинках контейнерного типу (ГРПБ) та шафні (ШРП).

6.2 ВИМОГИ ДО ГРП І ГРПБ

6.2.1 ГРП слід розміщувати:

окремо стоять;

прибудованими до газифікованих виробничих будівель, котелень та громадських будівель з приміщеннями виробничого характеру;

вбудованими в одноповерхові виробничі будівлі, що газифікуються, і котельні (крім приміщень, розташованих у підвальних та цокольних поверхах);

на покриттях газифікованих виробничих будівель I та II ступенів вогнестійкості класу СО з негорючим утеплювачем;

Таблиця 5

	Відстань у світлі від окремо стоять ГРП, ГРПБ і окремо стоять ШРП по горизонталі, м, до
	будівель та споруд	залізничних та трамвайних колій (до найближчої рейки)	автомобільних доріг (до узбіччя)	повітряних лінійелектропередачі
До 0,6				Не менше 1,5 висоти опори
Св. 0,6 до 1,2
*Примітки* 1 Відстань слід приймати від зовнішніх стін будівель ГРП, ГРПБ або ШРП, а при розміщенні обладнання на відкритому майданчику – від огорожі. 2 Вимоги таблиці поширюються також на вузли обліку витрати газу, що розташовуються в будівлях, що окремо стоять, або в шафах на окремо стоячих опорах. 3 Відстань від окремого ШРП при тиску газу на введенні до 0,3 МПа до будівель та споруд не нормується.

поза будівлями на відкритих огороджених майданчиках під навісом біля промислових підприємств.

ГРПБ слід розміщувати окремо стоять.

6.2.2 Окремі газорегуляторні пункти в поселеннях повинні розташовуватися на відстанях від будівель і споруд не менше зазначених у таблиці, а на території промислових підприємств та інших підприємств виробничого призначення - відповідно до вимог СНиП II-89.

У обмежених умовах дозволяється зменшення на 30% відстаней від будівель та споруд до газорегуляторних пунктів пропускною здатністю до 10000 м 3 /год.

6.2.3 Окремі будівлі ГРП і ГРПБ повинні бути одноповерховими, безпідвальними, з поєднаною покрівлею і бути не нижче II ступеня вогнестійкості та класу СО з пожежної небезпеки за СНіП 21-01. Дозволяється розміщення ГРПБ у будинках контейнерного типу (металевий каркас з вогнетривким утеплювачем).

6.2.4 ГРП можуть прилаштовуватися до будівель не нижче II ступеня вогнестійкості класу З із приміщеннями категорій Г і Д за нормами протипожежної безпеки. ГРП із вхідним тиском газу понад 0,6 МПа можуть прилаштовуватися до зазначених будівель, якщо використання газу такого тиску необхідне за умовами технології.

Прибудови повинні примикати до будівель з боку глухої протипожежної стіни, що газонепроникна в межах примикання ГРП. При цьому має бути забезпечена газонепроникність швів примикання.

Відстань від стін та покриття прибудованих ГРП до найближчого отвору у стіні має бути не менше 3 м.

6.2.5 Вбудовані ГРП дозволяється влаштовувати при вхідному тиску газу не більше 0,6 МПа у будівлях не нижче II ступеня вогнестійкості класу З із приміщеннями категорій Г і Д. Приміщення вбудованого ГРП повинно мати протипожежні газонепроникні огороджувальні конструкції та самостійний вихід назовні з будівлі.

6.2.6 Стіни, що розділяють приміщення ГРП та ГРПБ, повинні бути протипожежними I типу по СНиП 21-01 та газонепроникними. Пристрій димових і вентиляційних каналів у стінах, що розділяють, а також у стінах будівель, до яких прибудовуються ГРП (у межах примикання ГРП), не допускається.

Допоміжні приміщення повинні мати самостійний вихід назовні із будівлі, не пов'язаний із технологічним приміщенням.

Двері ГРП і ГРПБ слід передбачати протипожежними та відчиненими назовні.

6.2.7 Приміщення, в яких розташовані вузли редукування з регуляторами тиску, що окремо стоять, прибудованих і вбудованих ГРП і ГРПБ, повинні відповідати вимогам СНиП 31-03 і СНиП 21-01 .

6.3 ВИМОГИ ДО ШРП

6.3.1 ШРП розміщують на окремих опорах або на зовнішніх стінах будівель, для газопостачання яких вони призначені.

Відстань від ШРП до будівель і споруд , що окремо стоять , повинні бути не менше зазначених у таблиці . При цьому для ШРП із тиском газу на введенні до 0,3 МПа включно відстані до будівель та споруд не нормуються.

6.3.2 ШРП із вхідним тиском газу до 0,3 МПа встановлюють:

на зовнішніх стінах житлових, громадських, адміністративних та побутових будівель незалежно від ступеня вогнестійкості та класу пожежної небезпеки при витраті газу до 50 м3/год;

на зовнішніх стінах житлових, громадських, адміністративних та побутових будівель не нижче III ступеня вогнестійкості та не нижче класу С1 при витраті газу до 400 м 3 /год.

6.3.3 ШРП із вхідним тиском газу до 0,6 МПа встановлюють на зовнішніх стінах виробничих будівель, котелень, громадських та побутових будівель виробничого призначення, а також на зовнішніх стінах діючих ГРП не нижче III ступеня вогнестійкості класу СО.

6.3.4 ШРП із вхідним тиском газу понад 0,6 до 1,2 МПа на зовнішніх стінах будівель встановлювати не дозволяється.

6.3.5 При встановленні ШРП із тиском газу на введенні до 0,3 МПа на зовнішніх стінах будівель відстань від стінки ШРП до вікон, дверей та інших отворів має бути не менше 1 м, а при тиску газу на введенні понад 0,3 до 0,6 МПа - щонайменше 3 м.

6.3.6 Дозволяється розміщення ШРП на покриттях з негорючим утеплювачем виробничих будівель, що газифікуються. I , II степенів вогнестійкості класу СО з боку виходу на покрівлю на відстані не менше ніж 5 м від виходу.

6.4 ВИМОГИ ДО ГРУ

6.4.1 ГРУ можуть розміщуватися в приміщенні, де розташовується обладнання, що газовикористовує, а також безпосередньо біля теплових установок для подачі газу до їх пальників.

Дозволяється подача газу від однієї ГРУ до теплових агрегатів, розташованих у інших приміщеннях однієї будівлі, за умови, що ці агрегати працюють в однакових режимах тиску газу та до приміщень, де знаходяться агрегати, забезпечений цілодобовий доступ персоналу, відповідального за безпечну експлуатацію газового обладнання.

6.4.2 Кількість ГРУ, розміщених у одному приміщенні, не обмежується. При цьому кожне ГРУ не повинно мати понад дві лінії регулювання.

6.4.3 ГРУ можуть встановлюватися при вхідному тиску газу трохи більше 0,6 МПа.

При цьому ГРУ розміщуються:

у приміщеннях категорій Г і Д, у яких розташовані газовикористовуючі установки, або у сполучених з ними відкритими отворами суміжних приміщеннях тих самих категорій, що мають вентиляцію по розміщеному в них виробництву;

6.4.4 Не допускається розміщувати ГРУ у приміщеннях категорій А та Б.

6.5 ОБЛАДНАННЯ ГРП, ГРПБ, ШРП І ГРУ

6.5.1 ГРП, ГРПБ, ШРП та ГРУ повинні бути оснащені фільтром, запобіжним запірним клапаном (ПЗК), регулятором тиску газу, запобіжним скидним клапаном (ПСК), запірною арматурою, контрольними вимірювальними приладами (КІП) та вузлом обліку витрати газу, при необхідності, а також обвідним газопроводом (байпасом) з двома послідовно розташованими пристроями, що відключають на ньому.

Дозволяється не передбачати влаштування байпасу в ШРП, призначеному для газопостачання одноквартирного будинку.

При тиску на вході понад 0,6 МПа ГРП або ГРУ з витратою газу понад 5000 м 3 /год, а ШРП - з витратою газу понад 100 м 3 /год повинні обладнатися двома лініями редукування замість байпасу.

6.5.2 При розміщенні частини запірної арматури, приладів та обладнання за межами будівлі ГРП, ГРПБ або ШРП повинні бути забезпечені умови їх експлуатації, що відповідають зазначеним у паспортах заводів-виробників. Обладнання, розміщене поза будівлі ГРП, ГРПБ і ШРП, має бути огороджено.

6.5.3 Фільтри, що встановлюються в ГРП, ГРПБ, ШРП і ГРУ, повинні мати пристрої для визначення перепаду тиску в ньому, що характеризує ступінь засміченості касети, що фільтрує, при максимальній витраті газу.

6.5.4 ПЗК та ПСК повинні забезпечувати відповідно автоматичне припинення подачі або скидання газу в атмосферу при зміні тиску в газопроводі, неприпустимому для безпечної та нормальної роботи газовикористовуючого та газового обладнання.

6.5.5 У ГРП, ГРПБ, ШРП та ГРУ слід передбачати систему продувних та скидних трубопроводів для продування газопроводів та скидання газу від ПСК, які виводяться назовні у місця, де забезпечуються безпечні умовидля розсіювання газу.

6.5.6 У ГРП, ГРПБ, ШРП і ГРУ слід встановлювати або включати до складу АСУ ТП РГ, що показують та реєструють прилади для вимірювання вхідного та вихідного тиску газу, а також його температури.

У ШРП можуть застосовуватись переносні прилади.

6.5.7 Контрольно-вимірювальні прилади з електричним вихідним сигналом та електрообладнання, що розміщуються у приміщенні ГРП та ГРПБ з вибухонебезпечними зонами, слід передбачати у вибухозахищеному виконанні.

КВП з електричним вихідним сигналом у нормальному виконанні повинні розміщуватися зовні, поза вибухонебезпечною зоною в шафі з негорючих матеріалів, що закривається, або в відокремленому приміщенні, прибудованому до протипожежної газонепроникної (у межах примикання) стіни ГРП і ГРПБ.

Введення імпульсних газопроводів у це приміщення для передачі до приладів імпульсів тиску газу слід здійснювати таким чином, щоб унеможливити попадання газу в приміщення КВП.

6.5.8 Електроустаткування та електроосвітлення ГРП та ГРПБ повинні відповідати вимогам правил влаштування електроустановок.

За надійністю електропостачання ГРП та ГРПБ поселень слід відносити до 3-ї категорії, а ГРП та ГРПБ промислових підприємств – за основним виробництвом. Блискавкозахист ГРП і ГРПБ повинен відповідати вимогам до об'єктів II категорії блискавкозахисту.

7 ВНУТРІШНІ ГАЗОПРОВОДИ

7.1 Можливість розміщення газовикористовуючого обладнання у приміщеннях будівель різного призначення та вимоги до цих приміщень встановлюються відповідними будівельними нормамита правилами з проектування та будівництва будівель з урахуванням вимог стандартів та інших документів на постачання зазначеного обладнання, а також даних заводських паспортів та інструкцій, що визначають область та умови його застосування.

Забороняється розміщення газовикористовуючого обладнання (природного газу та ЗВГ) у приміщеннях підвальних та цокольних поверхів будівель (крім одноквартирних та блокованих житлових будівель), якщо можливість такого розміщення не регламентована відповідними будівельними нормами та правилами.

7.2 Приміщення будівель всіх призначень (крім житлових квартир), де встановлюється газовикористовувальне обладнання, що працює в автоматичному режимі без постійної присутності обслуговуючого персоналу, слід оснащувати системами контролю загазованості з автоматичним відключенням подачі газу та виведенням сигналу про загазованість на диспетчерський пункт або у приміщення з постійним при , якщо інші вимоги не регламентовані відповідними будівельними нормами та правилами.

Системи контролю загазованості приміщень з автоматичним вимкненням подачі газу в житлових будинках слід передбачати під час встановлення опалювального обладнання:

незалежно від місця встановлення – потужністю понад 60 кВт;

у підвальних, цокольних поверхах та у прибудові до будівлі – незалежно від теплової потужності.

7.3 Внутрішні газопроводислід виконувати із металевих труб. Приєднання до газопроводів побутових газових приладів, КВП, балонів ЗВГ, газопальникових пристроїв переносного та пересувного газовикористовуючого обладнання дозволяється передбачати гнучкими рукавами, стійкими до газу, що транспортується, при заданих тиску і температурі.

7.4 З'єднання труб мають бути нероз'ємними.

Роз'ємні з'єднання дозволяється передбачати у місцях приєднання газового та газовикористовуючого обладнання, арматури та КВП, а також на газопроводах обв'язування та газовикористовуючого обладнання, якщо це передбачено документацією заводів-виробників.

7.5 Прокладання газопроводів слід передбачати відкритою або прихованою. При прихованому прокладанні газопроводів необхідно передбачати додаткові заходищодо їх захисту від корозії та забезпечувати можливість їх огляду та ремонту захисних покриттів.

У місцях перетину будівельних конструкцій будівель газопроводи слід прокладати у футлярах.

Приховане прокладання газопроводів ЗВГ не допускається.

7.6 При необхідності допускається відкрита транзитна прокладка газопроводів, у тому числі через житлові приміщення, приміщення громадського призначення та виробничі приміщення будівель усіх призначень, з урахуванням вимог таблиці щодо тиску газу, якщо на газопроводі немає роз'ємних з'єднань та забезпечується доступ для його огляду.

7.7 На газопроводах виробничих будівель, котелень, громадських та побутових будівель виробничого призначення слід передбачати продувальні трубопроводи.

7.8 Не допускається передбачати прокладання газопроводів: у приміщеннях, що належать до вибухової та вибухопожежної небезпекидо категорій А та Б; у вибухонебезпечних зонах усіх приміщень; у підвалах; у складських будинках вибухонебезпечних та горючих матеріалів; у приміщеннях підстанцій та розподільчих пристроїв; через вентиляційні камери, шахти та канали; через шахти ліфтів та сходові клітини, приміщення сміттєзбірників, димарі; через приміщення, де газопровід може бути схильний до корозії, а також у місцях можливого впливу агресивних речовин і в місцях, де газопроводи можуть омиватися гарячими продуктами згоряння або стикатися з нагрітим або розплавленим металом.

7.9 Установку вимикаючих пристроїв слід передбачати:

перед газовими лічильниками (якщо для відключення лічильника не можна використовувати пристрій, що відключає на введенні);

перед побутовими газовими приладами, плитами, котлами, опалювальними печами, газовим обладнаннямта контрольно-вимірювальними приладами;

перед пальниками та запальниками газовикористовуючого обладнання;

на продувних газопроводах;

на введенні газопроводу в приміщення при розміщенні в ньому ГРУ або газового лічильника з пристроєм, що відключає, на відстані більше 10 м від місця введення.

Встановлення вимикаючих пристроїв на прихованих та транзитних ділянках газопроводу забороняється.

7.10 Кожен об'єкт, на якому встановлюється газовикористовувальне обладнання, має бути оснащений лічильником витрати газу відповідно до затверджених в установленому порядку правил користування газом.

За рішенням органів виконавчої владисуб'єктів Російської Федерації про порядок обліку витрати газу споживачами та регулювання цін на газ у газифікованих житлових будинках, а також при газифікації теплиць, лазень та інших присадибних будівель повинна передбачатися можливість обліку витрати газу кожним абонентом шляхом встановлення на газопроводі приладу обліку витрати газу – лічильника.

8 РЕЗЕРВУАРНІ ТА БАЛОННІ УСТАНОВКИ СКРАПЛЕНИХ ВУГЛЕВОДОРОДНИХ ГАЗІВ

8.1 РЕЗЕРВУАРНІ УСТАНОВКИ

8.1.1 Вимоги цього підрозділу поширюються на резервуарні установки ЗВГ, що є джерелами газопостачання житлових, адміністративних, громадських, виробничих і побутових будівель.

Газорозподільні мережі для транспортування газу споживачам від резервуарних установок повинні відповідати вимогам цих будівельних норм та правил.

8.1.2 У складі резервуарної установки слід передбачати регулятори тиску газу, запобіжно-запірний та запобіжно-скидний клапани (ПЗК та ПСК), контрольно-вимірювальні прилади (КІП) для контролю тиску та рівня ЗВГ у резервуарі, запірну арматуру, резервуари, виготовлені в заводських умовах відповідно до чинних стандартів, а також трубопроводи рідкої та парової фаз.

За технічної необхідності у складі резервуарної установки передбачають випарні установки ЗВГ, виготовлені у заводських умовах відповідно до чинних стандартів.

8.1.3 Кількість резервуарів у встановленні має бути не менше двох. Дозволяється передбачати встановлення одного резервуара, якщо за умовами технології та специфіки режимів споживання газу допускаються перерви у споживанні газу.

При кількості резервуарів більше двох установка повинна бути розділена на групи, при цьому резервуари кожної групи слід з'єднувати між собою трубопроводами по рідкій та паровій фазах, на яких необхідно передбачати встановлення пристроїв, що відключають.

Для спільної роботи окремих груп резервуарів слід з'єднувати їх між собою трубопроводами парової фази, на яких необхідно передбачати пристрої, що відключають.

8.1.4 Загальну місткість резервуарної установки та місткість одного резервуару слід приймати не більше, ніж зазначено в таблиці.

Таблиця 6

	Загальна місткість резервуарної установки, м 3		Максимальна місткість одного резервуару, м 3
	надземний	підземний	надземного	підземного
Газопостачання житлових, адміністративних та громадських будівель		300
Газопостачання виробничих будівель, побутових будівель промислових підприємств та котелень.		300		100

8.1.5 Підземні резервуари слід встановлювати на глибині не менше 0,6 м від поверхні землі до верхньої утворюючої резервуару в районах із сезонним промерзанням ґрунту та 0,2 м - у районах без промерзання ґрунту.

При встановленні резервуарів слід передбачати заходи щодо забезпечення їхньої стійкості.

8.1.6 Відстань у світлі між підземними резервуарами має бути не менше 1 м, а між надземними резервуарами - дорівнює діаметру більшого суміжного резервуару, але не менше ніж 1 м.

Відстань від резервуарних установок загальною місткістю до 50 м 3 , рахуючи від крайнього резервуару, до будівель, споруд різного призначення та комунікацій слід приймати не менш як зазначені в таблиці .

Відстань від резервуарних установок загальною місткістю понад 50 м 3 приймаються за таблицею.

При реконструкції існуючих об'єктів, а також у обмежених умовах (при новому проектуванні) дозволяється зменшення зазначених у таблиці відстаней до 50 % (за винятком відстаней від водопроводу та інших безканальних комунікацій, а також залізниць загальної мережі) за відповідного обґрунтування та здійснення заходів, що забезпечують безпека під час експлуатації. Відстань від балонних та випарних установок, зазначені в таблиці, прийняті для житлових та виробничих будівель IV ступеня вогнестійкості, для будівель III ступеня вогнестійкості допускається їх зменшувати до 10 м для будівель I та II ступенів вогнестійкості – до 8 м.

Відстань до житлової будівлі, в якій розміщені установи (підприємства) громадського призначення, слід приймати як для житлових будинків.

8.1.7 Резервуарні установки повинні мати провітрювану огорожу з негорючих матеріалів висотою не менше 1,6 м. Відстань від резервуарів до огорожі слід приймати не менше 1 м, при цьому відстань від огорожі до зовнішньої брівки замкнутого обвалування або стіни, що захищає з негорючих матеріалів (при надземному встановленні резерву ) слід приймати не менше ніж 0,7 м.

Таблиця 7

	Відстань від резервуарів у світлі, м						Відстань від випарної або групової балонної установки у світлі, м
	надземних			підземних
	при загальній місткості резервуарів в установці, м 3
	до 5	св. 5 до 10	св. 10 до 20	до 10	св. 10 до 20	св. 20 до 50
1. Громадські будівлі та споруди		50*	60*
2. Житлові будинки		30*	40*
3. Дитячі та спортивні майданчики, гаражі (від огорожі резервуарної установки)
4. Виробничі будівлі (промислових, сільськогосподарських підприємств та підприємств побутового обслуговування виробничого характеру)
5. Каналізація, теплотраса (підземні)	3,5	3,5	3,5	3,5	3,5	3,5	3,5
6. Надземні споруди та комунікації (естакади, теплотраса тощо), що не належать до резервуарної установки
7. Водопровід та інші безканальні комунікації
8. Колодязі підземних комунікацій
9. Залізницізагальної мережі (до підошви насипу або брівки виїмки з боку резервуарів)
10. Під'їзні колії залізниць промислових підприємств, трамвайні колії (до осі колії), автомобільні дорогиI- IIIкатегорій (до краю проїжджої частини)
11. Автомобільні дорогиIVіVкатегорій (до краю проїжджої частини) та підприємств
12. ЛЕП, ТП, РП	Відповідно до правил пристрою електроустановок [ ]
* Відстань від резервуарної установки підприємств до будівель та споруд, які нею не обслуговуються. *Примітка* - Відстань від газопроводів приймається відповідно доБНіП 2.07.01 іБНіП II-89 .

8.1.8 Випарні установки слід розміщувати на відкритих майданчиках або в будівлях, що окремо стоять, приміщеннях (прибудованих або вбудованих у виробничі будівлі), рівень підлоги яких розташований вище планувальної позначки землі, на відстані не менше 10 м від огорожі резервуарної установки та на відстані від будівель, споруд та комунікацій не менше зазначеного в таблиці.

Випарні установки продуктивністю до 100 м 3 /год (200 кг/год) дозволяється встановлювати безпосередньо на кришках горловин резервуарів або на відстані не менше 1 м від підземних або надземних резервуарів, а також безпосередньо у агрегатів, які споживають газ, якщо вони розміщені в окремих приміщеннях або на відкритих майданчиках.

При груповому розміщенні випарників відстань між ними слід приймати не менше ніж 1 м.

8.2 БАЛОННІ ГРУПОВІ ТА ІНДИВІДУАЛЬНІ УСТАНОВКИ

8.2.1 Балонні установки ЗВГ, що є джерелами газопостачання житлових, адміністративних, громадських, виробничих і побутових будівель, поділяються на:

групові, до складу яких входить понад два балони;

індивідуальні, до складу яких входить трохи більше двох балонів.

8.2.2 У складі групової балонної установки слід передбачати балони для ЗВГ, запірну арматуру, регулятор тиску газу, ПСК, що показує манометр та трубопроводи високого та низького тиску. Число балонів у груповій установці слід визначати розрахунком.

8.2.3 Максимальну загальну місткість групової балонної установки слід приймати за таблицею.

Таблиця 8

	Місткість всіх балонів у груповій балонній установці, л (м3), при розміщенні
	біля стін будівлі	на відстані від будівлі
Газопостачання житлових, адміністративних, громадських та побутових будівель	600 (0,6)	1000 (1)
Газопостачання промислових та сільськогосподарських підприємств побутового обслуговування	1000 (1)	1500 (1,5)

8.2.4 Розміщення групових балонних установок слід передбачати на відстані від будівель та споруд не менше зазначених у таблиці або біля стін будівель, що газифікуються, не нижче III ступеня вогнестійкості класу СО з відривом від віконних і дверних отворів щонайменше зазначених у таблиці .

Біля громадського чи виробничого будинку не допускається передбачати більше однієї групової установки. Біля житлового будинку допускається передбачати не більше трьох балонних установок на відстані не менше ніж 15 м одна від одної.

8.2.5 Індивідуальні балони слід передбачати як зовні, так і всередині будівель. Дозволяється розміщення балонів у квартирах житлової будівлі (не більше одного балона у квартирі), що має не більше двох поверхів. При цьому балони повинні відповідати своєму призначенню (області застосування), встановленою стандартамита іншими нормативними документами.

Індивідуальні балонні установки зовні слід передбачати на відстані у світлі не менше 0,5 м від віконних отворів та 1,0 м від дверних отворів першого поверху, не менше 3,0 м від дверних та віконних отворів цокольних та підвальних поверхів, а також каналізаційних колодязів .

8.2.6 Балон ЗВГ слід розміщувати на відстані не менше 0,5 м від газової плити (за винятком вбудованих) та 1 м від опалювальних приладів. При влаштуванні екрана між балоном та опалювальним приладом відстань дозволяється зменшувати до 0,5 м. Екран повинен бути виготовлений з негорючих матеріалів та забезпечувати захист балона від теплової дії опалювального приладу. При установці балона ЗВГ поза приміщенням його слід захищати від пошкоджень транспортом та нагрівання вище 45 °С.

Установку балонів ЗВГ у виробничих приміщеннях слід передбачати у місцях, захищених від пошкодження внутрішньоцеховим транспортом та бризками металу, від впливу корозійно-агресивних рідин та газів, а також від нагрівання вище 45 °С.

8.2.7 Не дозволяється встановлення балонів ЗВГ:

у житлових кімнатах та коридорах;

у цокольних та підвальних приміщеннях та горищах;

у приміщеннях, розташованих під та над: обідніми та торговельними залами підприємств громадського харчування; аудиторіями та навчальними класами; зоровими (актовими) залами будівель; лікарняними палатами; іншими аналогічними приміщеннями;

у приміщеннях без природного освітлення;

у аварійних виходів;

з боку основних фасадів будівель.

9 ГАЗОНАПОВНИЧІ СТАНЦІЇ (ПУНКТИ) СКРАПЛЕНИХ ВУГЛЕВОДОРОДНИХ ГАЗІВ (ДПС)

9.1 ЗАГАЛЬНІ ПОЛОЖЕННЯ

9.1.1 Газонаповнювальну станцію (ДПС), призначену для прийому, зберігання та відпуску зріджених вуглеводневих газів (СУГ) споживачам в автоцистернах та побутових балонах, ремонту та переогляду балонів, слід розміщувати поза селитебною територією поселень, як правило, з підвітряного боку для вітрів переважаючого напрямку до житлових районів.

9.1.2 Вибір майданчика для будівництва ДПС необхідно передбачати з урахуванням відстаней до навколишніх ДПС будівель та споруд, а також наявності в районі будівництва залізниць та автомобільних доріг.

9.1.3 Майданчик для будівництва ДПС слід передбачати з урахуванням забезпечення зовні огорожі газонаповнювальної станції протипожежної смуги шириною 10 м та мінімальних відстаней до лісових масивів: хвойних порід – 50 м, листяних порід – 20 м, змішаних порід – 30 м.

незалежно від місця встановлення – потужністю понад 60 кВт;

у підвальних, цокольних поверхах та у прибудові до будівлі – незалежно від теплової потужності.

7.3 Внутрішні газопроводи слід виконувати із металевих труб. Приєднання до газопроводів побутових газових приладів, КВП, балонів ЗВГ, газопальникових пристроїв переносного та пересувного газовикористовуючого обладнання дозволяється передбачати гнучкими рукавами, стійкими до газу, що транспортується, при заданих тиску і температурі.

7.4 З'єднання труб мають бути нероз'ємними.

У місцях перетину будівельних конструкцій будівель газопроводи слід прокладати у футлярах.

Приховане прокладання газопроводів ЗВГ не допускається.

7.6 При необхідності допускається відкрите транзитне прокладання газопроводів, у тому числі через житлові приміщення, приміщення громадського призначення та виробничі приміщення будівель усіх призначень, з урахуванням вимог таблиці 2 щодо тиску газу, якщо на газопроводі немає роз'ємних з'єднань та забезпечується доступ для його огляду.

7.7 На газопроводах виробничих будівель, котелень, громадських та побутових будівель виробничого призначення слід передбачати продувальні трубопроводи.

7.8 Не допускається передбачати прокладання газопроводів: у приміщеннях, що належать до вибухової та вибухопожежної небезпеки до категорій А та Б; у вибухонебезпечних зонах усіх приміщень; у підвалах; у складських будинках вибухонебезпечних та горючих матеріалів; у приміщеннях підстанцій та розподільчих пристроїв; через вентиляційні камери, шахти та канали; через шахти ліфтів та сходові клітини, приміщення сміттєзбірників, димарі; через приміщення, де газопровід може бути схильний до корозії, а також у місцях можливого впливу агресивних речовин і в місцях, де газопроводи можуть омиватися гарячими продуктами згоряння або стикатися з нагрітим або розплавленим металом.

7.9 Встановлення вимикаючих пристроїв слід передбачати:

перед побутовими газовими приладами, плитами, котлами, опалювальними печами, газовим обладнанням та контрольно-вимірювальними приладами;

перед пальниками та запальниками газовикористовуючого обладнання;

на продувних газопроводах;

Встановлення вимикаючих пристроїв на прихованих та транзитних ділянках газопроводу забороняється.

За рішенням органів виконавчої влади суб'єктів Російської Федерації про порядок обліку витрати газу споживачами та регулювання цін на газ у житлових будинках, що газифікуються, а також при газифікації теплиць, лазень та інших присадибних будівель повинна передбачатися можливість обліку витрати газу кожним абонентом шляхом встановлення на газопроводі приладу обліку витрати газу – лічильника.

актуалізована редакція СП

ЗБІРКА ПРАВИЛ

ГАЗОРОЗПОДІЛЬНІ СИСТЕМИ

АКТУАЛІЗОВАНА РЕДАКЦІЯ СНіП 42-01-2002

Gas distribution systems

СП 62.13330.2011

Дата введення

Передмова

Цілі та принципи стандартизації в Російській Федерації встановлені Федеральним законом від 27 грудня 2002 N 184-ФЗ «Про технічне регулювання», а правила розробки - Постановою Уряду Російської Федерації від 19 листопада 2008 N 858 «Про порядок розробки та затвердження склепінь правил ».

Відомості про зведення правил

1. Виконавці: ЗАТ «Полімергаз» за участю ВАТ «Гіпронігаз».

2. Внесений Технічним комітетом зі стандартизації ТК 465 "Будівництво".

3. Підготовлено до затвердження Департаментом архітектури, будівництва та містобудівної політики.

4. Затверджено Наказом Міністерства регіонального розвитку Російської Федерації (Мінрегіон Росії) від 27 грудня 2010 р. N 780 та введено в дію з 20 травня 2011 р.

5. Зареєстрований Федеральним агентством з технічного регулюваннята метрології (Росстандарт). Перегляд СП 62.13330.2010.

Інформація про зміни до цього зводу правил публікується в інформаційному покажчику «Національні стандарти», що щорічно видається, а текст змін та поправок — у щомісячно видаваних інформаційних покажчиках «Національні стандарти». У разі перегляду (заміни) або скасування цього зводу правил відповідне повідомлення буде опубліковано у щомісячному інформаційному покажчику «Національні стандарти». Відповідна інформація, повідомлення та тексти розміщуються також у інформаційної системизагального користування - на офіційному сайті розробника (Мінрегіон Росії) в мережі Інтернет.

БНіП 42-01-2002
Вступ

Дане зведення правил встановлює вимоги, що відповідають цілям технічних регламентів: Федерального законувід 30 грудня 2009 р. N 384-ФЗ «Технічний регламент про безпеку будівель та споруд», Федерального закону від 22 липня 2008 р. N 123-ФЗ «Технічний регламент про вимоги пожежної безпеки» та Федерального закону від 23 листопада 2009 р. N 261-ФЗ «Про енергозбереження та підвищення енергетичної ефективності та про внесення змін до окремих законодавчі актиРосійської Федерації.

Основними особливостями цього зводу правил є:

пріоритетність вимог, спрямованих на забезпечення надійної та безпечної експлуатації мереж газорозподілу, газоспоживання та об'єктів ЗВГ;

забезпечення вимог безпеки, встановлених технічними регламентами та нормативними правовими документамифедеральних органів виконавчої;

захист прав та інтересів споживачів будівельної продукції, що охороняються законом, шляхом регламентування експлуатаційних характеристик мереж газорозподілу, газоспоживання та об'єктів ЗВГ;

розширення можливостей застосування сучасних ефективних технологій, нових матеріалів, насамперед полімерних, та обладнання для будівництва нових та відновлення зношених мереж газорозподілу, газоспоживання та об'єктів ЗВГ;

забезпечення енергозбереження та підвищення енергоефективності будівель та споруд;

гармонізація з міжнародними (ІСО) та регіональними європейськими (ЄН) нормами.

Справжнє зведення правил розроблено ЗАТ «Полімергаз» (керівник розробки — ген. д-р В.Є. Удовенко, відповід. виконавець — виконавч. д-р Ю.В. Коршунов, виконавець — канд. техн. наук В.С. Тхай ) за участю ВАТ «Гіпроніїгаз» (ген. д-р, проф., канд. техн. наук А.Л. Шурайц, кер. розробки — зам. ген. д-ра М.С. Недлін, відповідальний виконавець — помічник заступником ген.д-ра Ю.М.Вольнов, виконавці - Л.П.Суворова, А.С.Струкова, Р.П.Гордєєв).

БНіП 42-01-2002
1. Область застосування

Дане зведення правил встановлює норми та правила проектування, будівництва, реконструкції, капітального ремонту, розширення та технічного переозброєння мереж газорозподілу, газоспоживання та об'єктів зріджених вуглеводневих газів (СУГ), призначених для забезпечення природним та зрідженими вуглеводневими газами споживачів, які використовують газ як паливо.

БНіП 42-01-2002
2. Нормативні посилання

Примітка. При користуванні цим зведенням правил доцільно перевірити дію посилальних стандартів та класифікаторів в інформаційній системі загального користування – на офіційному сайті Федерального агентстваз технічного регулювання та метрології в мережі Інтернет або за щорічно видається інформаційним покажчиком «Національні стандарти», який опубліковано станом на 1 січня поточного року, та за відповідними щомісяця інформаційними покажчиками, що опубліковані в поточному році. Якщо посилальний документ замінено (змінено), то при використанні цього зводу правил слід керуватися замінним (зміненим) документом. Якщо посилальний документ скасовано без заміни, то положення, в якому дано посилання на нього, застосовується у частині, яка не стосується цього посилання.

БНіП 42-01-2002
3. Терміни та визначення

У цьому зведенні правил застосовують такі терміни з відповідними визначеннями:

3.1. Мережа газорозподілу: технологічний комплекс, що складається із зовнішніх газопроводів поселень, включаючи міжселянні, від вихідного пристрою, що відключає ГРС або іншого джерела газу до вступного газопроводу до об'єкта газоспоживання.

3.2. Мережа газоспоживання: виробничий та технологічний комплекс, що включає вступний газопровід, внутрішні газопроводи, газове обладнання, систему автоматики безпеки та регулювання процесу спалювання газу, газовикористовувальне обладнання.

3.3. Газ: вуглеводневе паливо, що знаходиться в газоподібному стані при температурі 15 °C та тиску 0,1 МПа.

3.4. максимальне робочий тиск(МОР): максимальний тиск газу в трубопроводі, що допускається для постійної експлуатації.

3.5. Джерело газу: елемент системи газопостачання [наприклад, газорозподільна станція (ГРС)], призначений для подачі газу (природного газу та ЗВГ) у газорозподільну мережу.

3.6. Зовнішній газопровід: підземний та (або) надземний газопровід мережі газорозподілу або газоспоживання, прокладений поза будинками, до зовнішньої грані зовнішньої конструкції будівлі.

3.7. Внутрішній газопровід: газопровід, прокладений усередині будівлі від вступного газопроводу до місця встановлення газовикористовуючого обладнання.

3.8. Міжселищний газопровід: розподільний газопровід, прокладений поза територією поселень.

3.9. Підземний газопровід: зовнішній газопровід, прокладений нижче за рівень поверхні землі або по поверхні землі в обвалуванні.

3.10. Надземний газопровід: зовнішній газопровід, прокладений над поверхнею землі або поверхнею землі без обвалування.

3.11. Підводний газопровід: зовнішній газопровід, прокладений нижче рівня поверхні дна водяних перешкод, що перетинаються.

3.12. Стандартне розмірне відношення (SDR): відношення зовнішнього номінального діаметра полімерної труби до її номінальної товщини стінки.

3.13. Пункт редукування газу (ПРГ): технологічний пристрій мереж газорозподілу та газоспоживання, призначений для зниження тиску газу та підтримки його в заданих межах незалежно від витрати газу.

3.14. Резервуарна установка ЗВГ: технологічний пристрій, що включає резервуар або групу резервуарів та призначений для зберігання та подачі зріджених вуглеводневих газів у газорозподільну мережу.

3.15. Індивідуальна балонна установка: технологічний пристрій, що включає не більше двох балонів з ЗВГ, газопроводи, технічні пристрої, призначені для подачі газу до мережі газорозподілу.

3.16. Групова балонна установка ЗВГ: технологічний пристрій, що включає більше двох балонів з ЗВГ, газопроводи, технічні пристрої, призначені для подачі газу в мережу газорозподілу.

3.17. Газонаповнювальна станція (ДПС): підприємство, призначене для приймання, зберігання та відпуску зріджених вуглеводневих газів споживачам в автоцистернах та побутових балонах, ремонту та переогляду газових балонів.

3.18. Газонаповнювальний пункт (ГНП): підприємство, призначене для приймання, зберігання та відпуску зріджених вуглеводневих газів споживачам у побутових балонах.

3.19. Стиснені умови прокладання газопроводу: умови прокладання газопроводу, за яких відстані, регламентовані нормативними документами, виконати неможливо.

3.20. Сигналізатор загазованості приміщення: технічний пристрій, призначений для забезпечення безперервного контролю концентрації природного або чадного газуу приміщенні з видачею звукового та світлового сигналів при досягненні встановленого рівня концентрації газу повітря приміщення.

3.21. Система контролю загазованості приміщення: технологічний комплекс, призначений для безперервного автоматичного контролю концентрації газу в приміщенні, що забезпечує подачу звукового та світлового сигналів, а також автоматичне відключення подачі газу у внутрішньому газопроводі мережі газоспоживання при досягненні встановленого рівня концентрації газу повітря приміщення.

3.22. Клапан безпеки (контролер) витрати газу: пристрій, який автоматично перекриває перебіг газу в газопроводі при перевищенні певного значення витрати газу.

3.23. Регулятор-стабілізатор: пристрій, який автоматично підтримує робочий тиск, необхідний для оптимальної роботи газовикористовуючого обладнання.

3.24. Регулятор-монітор: пристрій, що обмежує тиск газу величиною свого налаштування при виході основного регулятора з ладу.

3.25. Газопровід-введення: газопровід від місця приєднання до розподільного газопроводу до пристрою, що відключає, перед ввідним газопроводом або футляром при введенні в будівлю в підземному виконанні.

3.26. Ввідний газопровід: ділянка газопроводу від встановленого зовні пристрою, що відключає, на введенні в будівлю при його встановленні зовні до внутрішнього газопроводу, включаючи газопровід, прокладений у футлярі через стіну будівлі.

3.27. Технічне переозброєння: комплекс заходів щодо підвищення техніко-економічних показників на основі впровадження передової техніки та технології, механізації та автоматизації виробництва, модернізації та заміни морально застарілого та фізично зношеного обладнання новим більш продуктивним.

3.28. розподільний газопровід: газопровід, прокладений від джерела газу до місця приєднання газопроводу-введення.

4. Загальні вимоги до мереж газорозподілу,
газоспоживання та об'єктам ЗВГ

4.1. Проектування, будівництво, капітальний ремонт, розширення та технічне переозброєння мереж газорозподілу та газоспоживання повинні здійснюватися відповідно до схем газопостачання, розробленими у складі федеральної, міжрегіональних та регіональних програм газифікації суб'єктів Російської Федерації з метою забезпечення передбаченого цими програмами рівня газифікації житлово-комунального господарства, промислових та інших організацій.

Будівництво мереж газорозподілу та реконструкція зношених сталевих газопроводів повинні здійснюватися: із застосуванням переважно полімерних труб та сполучних деталей (наприклад, з поліетилену та його модифікацій, поліамідів); з установкою у кожного споживача регулюючих та запобіжних пристроїв; з прокладанням газопроводів у місцях обмеженого доступу. У мережах газоспоживання безпека використання газу має забезпечуватися технічними засобамита пристроями. При проектуванні газопроводів із поліетиленових та сталевих труб допускається передбачати приєднання їх до діючих газопроводів без зниження тиску.

Проектні та будівельні роботипо мережах газорозподілу та газоспоживання повинні здійснюватися організаціями, які мають свідоцтво про допуск до відповідних видів робіт. Мінімальний складта зміст проектної документації повинні відповідати вимогам. У проектній документації повинен вказуватися рівень відповідальності об'єкта, що проектується. Перелік інженерно-технічних заходів щодо охорони навколишнього середовища та забезпечення безпеки об'єктів, передбачений проектом, має відповідати існуючому плану заходів, розробленому газорозподільною організацією (ГРО).

4.2. Газорозподільна система повинна забезпечувати подачу споживачам необхідних параметрів газу та у необхідному обсязі.

Для споживачів газу, які не підлягають обмеженню або припиненню газопостачання, перелік яких затверджується в установленому порядку, має бути забезпечено безперебійне подання газу.

Внутрішні діаметри газопроводів повинні визначатися розрахунком із умови забезпечення газопостачання всіх споживачів у години максимального споживання газу.

Якість природного газу має відповідати ГОСТ 5542, ЗВГ - ГОСТ 20448, ГОСТ Р 52087 та ГОСТ 27578. Якість газу іншого походження має відповідати нормативним документам на постачання. Допускається транспортування газів іншого походження за умови підтвердження забезпечення цілісності та надійної експлуатації мереж газорозподілу та газоспоживання на весь період експлуатації відповідно до вимог цього зводу правил.

Вибір схем газорозподілу слід проводити залежно від обсягу, структури та щільності газоспоживання поселень (сільських та міських) та міських округів, розміщення житлових та виробничих зон, а також джерел газопостачання (місце розташування та потужність існуючих та проектованих магістральних газопроводів, ГРС та ін.). Вибір тієї чи іншої схеми мереж газорозподілу у проектній документації має бути обґрунтований економічно та забезпечений необхідним ступенем безпеки. Будь-яка зміна існуючої мережі має здійснюватися із збереженням характеристик надійності та безпеки.

Подача газу споживачам має передбачатися мережами газорозподілу I — IV категорій з редукуванням тиску газу, як правило, у споживача.

4.3. По робочому тиску газу, що транспортується, газопроводи поділяють на газопроводи високого тиску. категорій І-а, I та II, середнього тиску категорії IIIта низького тиску категорії IV відповідно до таблиці 1.

Газопроводи з поліетиленових труб слід застосовувати для підземної прокладки при тиску природного газу до 0,6 МПа включно всередині поселень, до 1,2 МПа включно міжселинні, і до 0,005 МПа включно для парової фази ЗВГ.

Газопроводи із сталевих труб та їх сполучні деталі можуть застосовуватися для зовнішньої та внутрішньої прокладки для всіх тисків для природного газу та до 1,6 МПа включно – для ЗВГ.

Газопроводи з мідних труб та їх сполучні деталі можуть застосовуватися для зовнішньої та внутрішньої прокладки при тиску природного газу та ЗВГ до 0,1 МПа включно. Газопроводи з багатошарових полімерних труб та їх сполучні деталі можуть застосовуватися для внутрішньої прокладки при тиску газу до 0,1 МПа включно.

4.4. Тиск газу у внутрішніх газопроводах не повинен перевищувати значень, наведених у таблиці 2. Тиск газу перед газовикористовуючим обладнанням повинен відповідати тиску, необхідному для сталої роботи цього обладнання, зазначеному у паспортах підприємств-виробників.

4.5. Мережі газорозподілу, резервуарні та балонні установки, газонаповнювальні станції та інші об'єкти ЗВГ мають бути спроектовані та побудовані так, щоб при сприйнятті навантажень та впливів, що діють на них протягом передбачуваного терміну служби, були забезпечені їх необхідні за умовами безпеки міцність, стійкість та герметичність.

Вибір способу прокладання та матеріалу труб для газопроводу слід передбачати з урахуванням пучинистості ґрунту та інших гідрогеологічних умов.

4.6. При проектуванні газопроводів слід виконувати розрахунки на міцність для визначення:

товщини стінок труб та сполучних деталей;

поздовжніх напруг, значення яких повинні перевищувати допустимих.

Поліетиленові труби та сполучні деталі повинні виготовлятися з поліетиленів найменувань ПЕ 80 та ПЕ 100 з мінімальною тривалою міцністю (MRS) відповідно 8,0 та 10,0 МПа. При цьому стандартне розмірне відношення зовнішнього діаметра до товщини стінки (SDR) труби та сполучної деталі та найменування поліетилену слід вибирати в залежності від максимального робочого тиску (МОР) у проектованому газопроводі та прийнятого з урахуванням умов експлуатації значення коефіцієнта запасу міцності. Поліетиленові труби (труби без захисної оболонки, із захисною оболонкою, із соекструзійними шарами) повинні відповідати вимогам ГОСТ Р 50838, сполучні деталі - ГОСТ Р 52779.

Багатошарові полімерні (металополімерні — містять один металевий шар та армовані синтетичними нитками) труби та металеві з'єднувальні деталі для газопроводів повинні відповідати вимогам нормативних документів на продукцію.

Мідні труби, що застосовуються для будівництва газопроводів, повинні відповідати вимогам ГОСТ Р 52318, сполучні деталі з міді та мідних сплавів - вимогам ГОСТ Р 52922, ГОСТ Р 52948 та ГОСТ Р 52949.

Для газопроводів-введення з міді слід застосовувати труби з товщиною стінки не менше 1,5 мм, для внутрішніх газопроводів - не менше 1 мм.

Для сталевих газопроводів слід застосовувати труби та сполучні деталі з товщинами стін не менше: 3 мм – для підземних, 2 мм – для надземних та внутрішніх. Для імпульсних газопроводів слід приймати товщину стінки труби щонайменше 1,2 мм.

Характеристики граничних станів, коефіцієнти надійності щодо відповідальності, нормативні та розрахункові значення навантажень та впливів та їх поєднань, а також нормативні та розрахункові значення характеристик матеріалів слід приймати у розрахунках з урахуванням вимог ГОСТ 27751 та СП 20.13330. Розрахунки газопроводів на міцність повинні виконуватись відповідно до чинних нормативних документів.

4.7. При проектуванні мереж газорозподілу та газоспоживання в особливих природних, ґрунтових та кліматичних умовах(далі - особливі умови) слід передбачати спеціальні заходи, наведені в розділі 5.6, що забезпечують стійкість, міцність та герметичність газопроводів.

4.8. Металеві газопроводи мають бути захищені від корозії.

Захист підземних та наземних з обвалуванням сталевих газопроводів, резервуарів ЗВГ, сталевих вставок поліетиленових газопроводів та сталевих футлярів на газопроводах від ґрунтової корозії та корозії блукаючими струмами відповідно до вимог ГОСТ 9.602.

Надземні та внутрішні сталеві газопроводи слід захищати від атмосферної корозії відповідно до вимог СП 28.13330.

4.9. Газорозподільні мережі поселень із населенням понад 100 тис. осіб мають бути оснащені автоматизованими системами дистанційного керування технологічним процесом розподілу газу та комерційного обліку споживання газу (АСУ ТП РГ). Для поселень із населенням менше 100 тис. осіб рішення щодо оснащення газорозподільних мереж АСУ ТП РГ приймається замовником.

4.10. Для мереж газорозподілу та газоспоживання та об'єктів ЗВГ повинні застосовуватися матеріали, вироби, газовикористовувальне обладнання та технічні пристрої за чинними стандартами та іншими нормативними документами на їх виготовлення, постачання, термін служби, характеристики, властивості та призначення (області застосування) яких відповідають умовам їх експлуатації.

Придатність для мереж газорозподілу та газоспоживання нових матеріалів, виробів, газовикористовуючого обладнання та технічних пристроїв, у тому числі закордонного виробництва, за відсутності нормативних документів на них має бути підтверджена в установленому порядку документом, виданим уповноваженим федеральним органом виконавчої влади.

4.11. Для підземних газопроводів дозволяється застосовувати поліетиленові труби, армовані сталевим сітчастим каркасом (металопластові) або синтетичними нитками.

Поліетиленові труби та сполучні деталі в газопроводі повинні виготовлятися з поліетилену одного найменування, допускається з'єднання деталей та труб з поліетилену різних найменувань (ПЕ 80 та ПЕ 100) зварюванням деталями із заставними нагрівачами (ДТ) з ПЕ 100.

Сталеві безшовні, зварні (прямошовні та спірально-шовні) труби та сполучні деталі для газорозподільних систем повинні бути виготовлені зі сталі, що містить не більше 0,25% вуглецю, 0,056% сірки та 0,046% фосфору.

Мідні труби (твердого та напівтвердого стану) та сполучні деталі повинні бути виготовлені з міді марок М1ф та М1р за ГОСТ 859 з вмістом міді (Cu) або сплаву міді та срібла (Cu + Ag) не менше 99,90%, фосфору – не більше 0,04%. Труби, виготовлені з міді марки М1р, допускається використовувати для з'єднань, виконаних пресуванням. Мідні труби м'якого стану згідно з ГОСТ 859 допускається застосовувати для приєднання до газовикористовуючого обладнання. З'єднувальні деталі повинні бути виготовлені з міді та мідних сплавів, що відповідають вимогам ГОСТ Р 52922 при з'єднанні високотемпературної капілярної пайки, ГОСТ Р 52948 при з'єднанні способом пресування.

На об'єктах ЗВГ слід застосовувати для рідкої фази ЗВГ сталеві безшовні, для парової фази ЗВГ сталеві безшовні або електрозварні труби, а для газопроводів парової фази ЗВГ низького тиску від резервуарних установок допускається застосування поліетиленових труб і сполучних деталей з ПЕ 100, багатошарових з'єднувальних полімерних труб деталей, а також мідних труб та сполучних деталей з міді та мідних сплавів, за винятком з'єднань, виконаних пресуванням.

Матеріал труб, трубопровідної запірної арматури, сполучних деталей вибирають з урахуванням тиску газу, розрахункової температури зовнішнього повітря в районі будівництва та температури стінки труби при експлуатації, ґрунтових та природних умов, наявності вібраційних навантажень тощо.

4.12. Ударна в'язкість металу сталевих труб та сполучних деталей товщиною стінки 5 мм і більше повинна бути не нижче 30 Дж/см2 для газопроводів, що прокладаються в районах з розрахунковою температурою нижче мінус 40 °C, а також (незалежно від району будівництва):

для газопроводів тиском понад 0,6 МПа та при діаметрі понад 620 мм;

підземних, що прокладаються в районах сейсмічності понад 6 балів;

які зазнають вібраційних навантажень;

підземних, що прокладаються в особливих умовах;

на переходах через природні перепони та в місцях перетинів із залізницями та автошляхами категорій I — III та магістральних вулиць та доріг.

При цьому ударна в'язкість основного металу труб та сполучних деталей повинна визначатися за мінімальної температури експлуатації.

4.13. Зварні з'єднання труб за своїми фізико-механічними властивостями та герметичністю повинні відповідати характеристикам основного матеріалу труб, що зварюються. Типи, конструктивні елементи та розміри зварних з'єднань повинні відповідати:

зварних з'єднань сталевих труб - ГОСТ 16037;

зварних з'єднань мідних труб - ГОСТ 16038;

паяних з'єднань мідних труб – ГОСТ 19249.

Для сталевих підземних газопроводів повинні застосовуватися стикові та таврові та нахльосткові з'єднання, для поліетиленових – з'єднання встик нагрітим інструментом або за допомогою деталей із ДТ, для підземних та надземних мідних газопроводів – з'єднання, виконані зварюванням або високотемпературною капілярною пайкою (далі – пайкою). З'єднання мідних надземних газопроводів (надземних газопроводів) допускається виконувати пресуванням.

Для внутрішніх газопроводів допускається застосовувати з'єднання:

виконані пайкою та пресуванням, з використанням прес-фітингів з міді та мідних сплавів за ГОСТ Р 52922 та ГОСТ Р 52948 - для мідних труб з урахуванням вимог п. 4.11;

виконані пресовим обтисканням - для полімерних багатошарових (металополімерних та армованих синтетичними нитками);

стикові та таврові та нахльосткові - для сталевих труб.

На кожне зварне з'єднання (або поруч із ним) зовнішніх підземних газопроводів має бути нанесене позначення (номер, тавро) зварювальника, який виконав це з'єднання.

Розміщення з'єднань у стінах, перекриттях та інших конструкціях будівель та споруд не допускається.

4.14. Конструкція запірної арматури повинна забезпечувати стійкість до середовища, що транспортується, і випробувального тиску. Запірна та регулююча арматура повинна забезпечувати герметичність затворів не нижче за клас В. Конструкція автоматичних швидкодіючих запобіжних запірних клапанів (ПЗК) перед пальниками та запобіжних запірних клапанів на газопроводах рідкої фази СУГ повинна забезпечувати герметичність затворів не нижче класу А.

Класи герметичності затворів повинні визначатися згідно з ГОСТ 9544.

4.15. Будівництво, реконструкцію, капітальний ремонт, розширення та технічне переозброєння мереж газорозподілу та газоспоживання слід здійснювати відповідно до проекту, затвердженого в установленому порядку, а також з урахуванням вимог СП 48.13330 та цього зводу правил.

Кордони охоронних зон газорозподільних мереж та умови використання земельних ділянок, розташованих у їх межах, повинні визначатися відповідно до чинного законодавства Російської Федерації.

4.16. Працездатність та безпека експлуатації мереж газорозподілу та газоспоживання та об'єктів ЗВГ повинні підтримуватися та зберігатися шляхом проведення технічного обслуговування та ремонту відповідно до експлуатаційних документів, технічних регламентів, національними стандартамита склепіннями правил, затвердженими федеральними органамивиконавчої влади та іншими нормативними правовими документами. Приєднання газопроводів без зниження тиску повинно виконуватись з використанням спеціального обладнання, що забезпечує безпеку проведення робіт з технологій та виробничих інструкцій, затверджених у встановленому порядку.

4.17. Виключено з 1 січня 2013 року. - Зміна N 1, утв. Наказом Мінрегіону України від 10.12.2012 N 81/ГС.

5. Зовнішні газопроводи

5.1. загальні положення

5.1.1. Зовнішні газопроводи слід розміщувати по відношенню до будівель, споруд та мереж інженерно-технічного забезпечення відповідно до Додатків Б та В.

До підземних газопроводів прирівнюють наземні газопроводи в обвалуванні, до надземних - наземні без обвалування.

При наземному прокладанні в обвалуванні матеріал та габарити обвалування слід приймати виходячи з теплотехнічного розрахунку, а також забезпечення стійкості газопроводу та обвалування.

При прокладанні підземних газопроводів тиском до 0,6 МПа в обмежених умовах, на окремих ділянках траси, між будинками і під арками будівель, а також газопроводів тиском понад 0,6 МПа при зближенні їх з окремими підсобними будовами (будинками без постійної присутності людей) дозволяється скорочувати не більше ніж на 50% відстані в обмежених умовах і не більше 25% - в особливих природних умовах(Див. Додатки Б і В). При цьому на ділянках зближення та на відстані не менше 5 м у кожну сторону від цих ділянок слід застосовувати один із таких варіантів:

для сталевих газопроводів:

безшовні труби;

електрозварювальні труби при 100%-ному контролі фізичними методами заводських зварних з'єднань;

електрозварні труби, що не пройшли зазначеного вище контролю, прокладені у захисному футлярі;

для поліетиленових газопроводів:

довгомірні труби без з'єднань;

труби мірної довжини, з'єднані зварюванням нагрітим інструментом встик, виконаної на зварювальній техніці високого ступеня автоматизації, або з'єднані деталями з ДН;

труби мірної довжини, зварені зварювальною технікою середнього ступеня автоматизації, прокладені у футлярі;

труби мірної довжини, зварені зварювальною технікою з ручним керуванням при 100%-ному контролі стиків фізичними методами, прокладені у футлярі.

Монтажні стики сталевих газопроводів повинні проходити 100% контрольний фізичними методами.

При прокладанні газопроводів у обмежених умовах уздовж залізниць слід керуватися Додатком В.

При прокладанні газопроводів на відстані менше 50 м від залізниць загальної мережі та зовнішніх залізничних під'їзних шляхів підприємств на ділянці зближення та на відстані 5 м у кожний бік глибина закладення має бути не менше 2,0 м. Стикові зварні з'єднання повинні пройти 100%-ний контроль фізичними способами. При цьому поліетиленові труби повинні бути виготовлені з ПЕ 100 з коефіцієнтом запасу міцності не менше 3,2 для газопроводів, що прокладаються на території поселень та міських округів, і не менше 2,0 для газопроводів, що прокладаються між поселеннями, а товщина стінки сталевих труб має бути на 2 — 3 мм більше за розрахункову. Для газопроводів тиском до 0,3 МПа включно допускається застосовувати поліетиленові труби з ПЕ 80 з коефіцієнтом запасу міцності щонайменше 3,2.

Допускається прокладання газопроводів тиском до 1,2 МПа у промисловій зоні поселень.

5.1.2. Прокладання газопроводів слід передбачати підземним.

У виняткових випадках допускається надземне прокладання газопроводів по стінах будівель усередині житлових дворів та кварталів, а також на окремих ділянках траси, у тому числі на ділянках переходів через штучні та природні перешкоди, при перетині мереж інженерно-технічного забезпечення. Таке прокладання газопроводів допускається передбачати при відповідному обґрунтуванні та здійснювати у місцях обмеження доступу сторонніх осіб до газопроводу.

Наземні газопроводи з обвалуванням допускається прокладати за особливих ґрунтових та гідрологічних умов.

Висоту прокладання надземних газопроводів та глибину закладення підземних газопроводів ЗВГ слід приймати як для газопроводів мереж газорозподілу та газоспоживання природного газу.

Допускається прокладання газопроводів парової фази ЗВГ низького тиску по стінах будівель відповідно до 5.3.1 та таблиці 3.

Прокладання газопроводів, у тому числі газопроводів ЗВГ, якщо воно передбачено функціональними вимогами на ДПС та ДНП, слід передбачати надземним.

5.1.3. Прокладання газопроводів у тунелях, колекторах та каналах не допускається. Винятком є прокладання сталевих газопроводів тиском до 0,6 МПа відповідно до вимог СП 18.13330 на території промислових підприємств, а також у каналах у багаторічномерзлих ґрунтах під автомобільними та залізницями та газопроводів ЗВГ під автомобільними дорогами на території АГЗС.

5.1.4. З'єднання труб слід передбачати нероз'ємними. Роз'ємні з'єднання допускаються у місцях встановлення технічних пристроїв.

5.1.5. Газопроводи в місцях входу та виходу із землі, а також введення газопроводів у будівлі повинні бути поміщені у футляр. Кінці футляра в місцях входу та виходу газопроводу із землі, зазор між газопроводом та футляром на вводах газопроводу в будівлі слід закладати еластичним матеріалом на всю довжину футляра. Простір між стіною та футляром слід закладати, наприклад, цементним розчином, бетоном тощо. на всю товщину конструкції, що перетинається (по можливості).

Футляри на виході та вході газопроводу із землі за умови наявності на ньому захисного покриття, стійкого до зовнішніх впливів, не встановлювати.

5.1.6. Слід передбачати введення газопроводів у будівлі безпосередньо до приміщення, в якому встановлено газовикористовувальне обладнання, або до суміжного з ним приміщення, з'єднаного відкритим отвором.

Абзац виключено з 1 січня 2013 року. - Зміна N 1, утв. Наказом Мінрегіону України від 10.12.2012 N 81/ГС.

Не допускаються введення газопроводів у приміщення підвальних та цокольних поверхів будівель, крім вводів газопроводів природного газу до одноквартирних та блокованих будинків.

У сейсмічних районах введення газопроводу в несейсмостійку будівлю допускається лише підземне:

5.1.7. Запірні пристрої на газопроводах слід передбачати:

перед окремими будівлями, одноквартирними або блокованими житловими будинками;

для відключення стояків житлових будівель понад п'ять поверхів;

перед зовнішнім газовикористовуючим обладнанням;

перед пунктами редукування газу (ПРГ), за винятком ПРГ підприємств, на відгалуженні газопроводу до яких є пристрій, що відключає, на відстані менше 100 м від ПРГ;

на виході із ПРГ закільцьованих мереж;

на відгалуженнях від газопроводів до поселень, окремих мікрорайонів, кварталів, груп житлових будинків (при числі квартир понад 400 до окремого будинку), а також на відгалуженнях до виробничих споживачів та котелень;

при перетині водних перешкод двома нитками газопроводу і більше, а також однією ниткою при ширині водної перешкоди при межі горизонті 75 м і більше;

при перетині залізниць загальної мережі та автомобільних доріг категорій I - II, якщо пристрій, що відключає, що забезпечує припинення подачі газу на ділянці переходу, розташований на відстані понад 1000 м від доріг.

На введенні газопроводів у насосно-компресорне та наповнювальне відділення передбачають зовні будівлі відключає пристрій з електроприводом на відстані від будівлі не менше 5 і не більше 30 м.

5.1.8. Запірні пристрої на надземних газопроводах, прокладених по стінах будівель і на опорах, слід розміщувати на відстані (в радіусі) від дверних і віконних отворів, що відкриваються, не менше, м:

для газопроводів низького тиску категорії IV - 0,5;

для газопроводів середнього тиску категорії III – 1;

для газопроводів високого тиску категорії II - 3;

для газопроводів високого тиску категорії I - 5.

Запірні пристрої повинні бути захищені від несанкціонованого доступу сторонніх осіб.

Установка пристроїв, що відключають під балконами і лоджіями, не допускається.

5.1.9. На ділянках приєднання до розподільного газопроводу газопроводів-вводів до окремих будівель різного призначення, багатоквартирним будинкам, котельним та виробничим споживачам допускається встановлювати клапани безпеки (контролери) витрати газу. Питання необхідності установки контролера витрати газу вирішується проектною організацією за погодженням з газорозподільною організацією (ГРО).

5.2. Підземні газопроводи

5.2.1. Прокладання газопроводів слід здійснювати на глибині не менше 0,8 м до верху газопроводу або футляра. У тих місцях, де не передбачається рух транспорту та сільськогосподарських машин, глибина прокладання сталевих газопроводів допускається не менше ніж 0,6 м.

На зсувних і схильних до ерозії ділянках прокладання газопроводів слід передбачати на глибину не менше 0,5 м нижче за дзеркало ковзання і нижче за межу прогнозованої ділянки руйнування.

5.2.2. Відстань по вертикалі (у світлі) між газопроводом (футляром) та підземними мережами інженерно-технічного забезпечення та спорудами у місцях їх перетинів слід приймати згідно з Додатком В.

5.2.3. У місцях перетину газопроводів із підземними комунікаційними колекторами та каналами різного призначення, теплотрасами безканальної прокладки, а також у місцях проходу газопроводів через стінки газових колодязів газопровід слід прокладати у футлярі. При перетині з тепловими мережами слід передбачати прокладання газопроводів у сталевих футлярах.

Абзац виключено з 1 січня 2013 року. - Зміна N 1, утв. Наказом Мінрегіону України від 10.12.2012 N 81/ГС.

Кінці футляра повинні виводитися на відстань не менше 2 м в обидві сторони від зовнішніх стін перетинаються споруд та комунікацій, при перетині стінок газових колодязів - на відстань не менше 2 см. Кінці футляра повинні бути загорнуті гідроізоляційним матеріалом.

5.2.4. Для будівництва газопроводів застосовують поліетиленові труби за ГОСТ Р 50838 та сполучні деталі за ГОСТ Р 52779 з коефіцієнтом запасу міцності не менше 2,0.

Прокладання поліетиленових газопроводів тиском до 0,3 МПа включно на територіях поселень (сільських та міських) та міських округів повинні здійснюватися із застосуванням труб та сполучних деталей із поліетилену ПЕ 80 та ПЕ 100 з коефіцієнтом запасу міцності не менше 2,6.

При прокладанні поліетиленових газопроводів тиском понад 0,3 до 0,6 МПа включно на територіях поселень та міських округів повинні використовуватись труби та сполучні деталі з поліетилену ПЕ 100 з коефіцієнтом запасу міцності не менше 3,2. На території сільських поселень допускається прокладання поліетиленових газопроводів із застосуванням труб та сполучних деталей з поліетилену ПЕ 80 з коефіцієнтом запасу міцності не менше 3,2 або з поліетилену ПЕ 100 з коефіцієнтом запасу міцності не менше 2,6 при глибині прокладки не менше 0,9 м до верху труби.

Коефіцієнт запасу міцності поліетиленових труб та з'єднувальних деталей з поліетилену ПЕ 80, що застосовуються для будівництва газопроводів поза поселеннями та міськими округами (міжселищними), повинен бути не менше 2,5.

При прокладанні міжселищних поліетиленових газопроводів тиском до 0,6 МПа включно допускається застосовувати труби і з'єднувальні деталі з поліетилену ПЕ 80 і ПЕ 100. менше 0,9 м до верху труби.

При прокладанні міжселищних поліетиленових газопроводів тиском понад 0,6 до 1,2 МПа включно повинні застосовуватися труби та з'єднувальні деталі з поліетилену ПЕ 100. глибина прокладки має бути не менше 1,2 м до верху труби. Прокладання поліетиленових газопроводів із тиском понад 0,6 МПа із застосуванням труб з ПЕ 80 дозволяється за умови збільшення глибини прокладки не менше ніж на 0,1 м.

Для будівництва газопроводів тиском понад 0,6 МПа можуть застосовуватись армовані поліетиленові труби та сполучні деталі. При цьому глибина прокладки повинна бути не менше 1,0 м до верху труби, а при прокладанні газопроводів на орних і зрошуваних землях глибина закладення повинна бути не менше 1,2 м до верху труби.

Абзац виключено з 1 січня 2013 року. - Зміна N 1, утв. Наказом Мінрегіону України від 10.12.2012 N 81/ГС.

Не допускається прокладання газопроводів з поліетиленових труб для транспортування газів, що містять ароматичні та хлоровані вуглеводні, а також парової фази ЗВГ середнього та високого тиску та при температурі стінки газопроводів в умовах експлуатації нижче мінус 20 °C.

Застосування мідних та поліетиленових труб для транспортування рідкої фази ЗВГ не допускається.

5.3. Надземні газопроводи

5.3.1. Надземні газопроводи залежно від тиску слід розміщувати на опорах з негорючих матеріалів або за будівельними конструкціями будівель та споруд відповідно до таблиці 3.

5.3.2. Транзитне прокладання газопроводів усіх тисків по стінах та над покрівлями громадських будівель, у тому числі будівель адміністративного призначення, адміністративних та побутових не допускається.

Забороняється прокладання газопроводів усіх тисків по стінах, над і під приміщеннями категорій А та Б, крім будівель ДПС та ДНП, що визначаються Нормами протипожежної безпеки.

В обґрунтованих випадках дозволяється транзитне прокладання газопроводів не вище за середній тиск умовним проходом до 100 по стінах однієї житлової будівлі не нижче ступеня вогнестійкості III, конструктивної пожежної небезпеки С0 та на відстані нижче покрівлі не менше 0,2 м.

В обґрунтованих випадках транзитне прокладання газопроводів територіями об'єктів, не газифікованих від даного газопроводу, має бути узгоджене з власником (правовласником) даного об'єкта та експлуатаційною організацією.

5.3.3. Газопроводи природного газу високого тиску слід прокладати по глухих стінах та ділянках стін або на висоті не менше ніж 0,5 м над віконними та дверними, а також іншими відкритими прорізами верхніх поверхів виробничих будівель та зблокованих з ними адміністративних та побутових будівель. Газопровід повинен бути прокладений нижче за покрівлю будівлі на відстані не менше 0,2 м.

Газопроводи природного газу низького і середнього тиску допускається прокладати також уздовж палітурок або імпостів вікон і віконних отворів виробничих будівель і котелень, що не відкриваються, заповнені склоблоками.

5.3.4. Висоту прокладання надземних газопроводів слід приймати відповідно до вимог СП 18.13330.

5.3.5. По пішохідних та автомобільних мостах, побудованих з негорючих матеріалів, дозволяється прокладання газопроводів тиском до 0,6 МПа з безшовних або електрозварних труб, що пройшли 100% контрольний заводських зварних з'єднань фізичними методами. Прокладання газопроводів по пішохідних та автомобільних мостах, побудованих з горючих матеріалів, не допускається. Прокладання газопроводу мостами повинна виключати попадання газу в замкнені простори мостів.

5.4. Перетин газопроводами водних перешкод та ярів

5.4.1. Підводні та надводні газопроводи в місцях перетину ними водних перешкод (річки, струмки, водосховища, затоки, канали тощо) слід розміщувати на відстані по горизонталі від мостів відповідно до таблиці 4.

5.4.2. Газопроводи на підводних переходах слід прокладати із заглибленням у дно водних перешкод, що перетинаються. При необхідності за результатами розрахунків на спливання проводять баластування трубопроводу. Відмітка верху газопроводу (баласту, футеровки) має бути не менше ніж на 0,5 м, а на переходах через судноплавні та сплавні водні перешкоди — на 1,0 м нижче за прогнозований на строк 25 років профіль дна. При прокладанні газопроводу методом похило-спрямованого буріння відмітка повинна бути не менше ніж на 2,0 м нижче за прогнозований профіль дна.

При перетині несудноплавних водних перешкод допускається прокладати підводні газопроводи, виготовлені з труб із баластним покриттям у захисній оболонці заводського виготовлення, без заглиблення у дно, за умови підтвердження їх придатності для зазначених цілей у встановленому порядку.

5.4.3. На підводних переходах слід застосовувати:

сталеві труби з товщиною стінки на 2 мм більші за розрахункову, але не менше 5 мм;

поліетиленові труби та сполучні деталі з ПЕ 100, що мають стандартне розмірне відношення не більше SDR 11 з коефіцієнтом запасу міцності не менше 2,0.

При прокладанні газопроводу тиском до 1,2 МПа методом похило-спрямованого буріння завжди допускається застосовувати поліетиленові труби з ПЕ 100 з коефіцієнтом запасу міцності не менше 2,0.

На підводних переходах шириною до 25 м, що знаходяться поза поселеннями, допускається застосування поліетиленових труб та сполучних деталей, виготовлених з ПЕ 80 з SDR не більше SDR 11 у газопроводах тиском до 0,6 МПа.

При прокладанні газопроводу тиском до 0,6 МПа методом похило-спрямованого буріння завжди допускається застосовувати поліетиленові труби, виготовлені з ПЕ 80 з SDR не більше SDR 11.

5.4.4. Висоту прокладки надводного переходу газопроводу від розрахункового рівня підйому води або льодоходу [горизонт високих вод (ГВВ) або льодоходу (ГВЛ)] до низу труби або прогонової будови слід приймати:

при перетині ярів і балок - не нижче 0,5 м над ГВВ 5% забезпеченості;

при перетині несудноплавних і несплавних річок - не менше 0,2 м над ГВВ та ГВЛ 2%-ної забезпеченості, а за наявності на річках корчінохода - з його урахуванням, але не менше 1 м над ГВВ 1%-ної забезпеченості (з урахуванням нагону хвилі);

Запірну арматуру слід розміщувати на відстані не менше 10 м від меж переходу або ділянок, схильних до ерозії або зсувів. За кордон переходу приймають місця перетину газопроводом горизонту високих вод з 10% забезпеченістю.

5.5. Перетин газопроводами залізничних та трамвайних колій та автомобільних доріг

5.5.1. Відстань по горизонталі від місць перетину підземними газопроводами трамвайних та залізничних колій, автомобільних доріг, магістральних вулиць та доріг повинні бути, не менше, м:

до мостів та тунелів на залізницях загальних мереж та зовнішніх залізничних під'їзних коліях підприємств, трамвайних коліях, автомобільних дорогах категорій I — III, магістральних вулиць та доріг, а також до пішохідних мостів, тунелів через них — 30, а для внутрішніх під'їзних залізничних колій підприємств , автомобільних доріг категорій IV - V та труб - 15;

до зони стрілочного перекладу (початки дотепників, хвоста хрестовин, місць приєднання до рейок відсмоктують кабелів та інших перетинів колії) - 4 для трамвайних колій та 20 - для залізниць;

до опор контактної мережі - 3.

Допускається скорочення зазначених вище відстаней за погодженням з організаціями, у віданні яких перебувають споруди.

5.5.2. Підземні газопроводи всіх тисків у місцях перетинів із залізничними та трамвайними коліями, автомобільними дорогами категорій I — IV, а також із магістральними вулицями та дорогами слід прокладати у футлярах. В інших випадках питання необхідності влаштування футлярів вирішується проектною організацією.

Футляри повинні бути з неметалічних або сталевих труб та відповідати вимогам до міцності та довговічності. На одному кінці футляра слід передбачати контрольну трубку, що виходить під захисний пристрій.

5.5.3. Кінці футлярів при перетині газопроводами залізниць загальної мережі та зовнішніх під'їзних залізничних колій підприємств слід виводити на відстані від них не менше встановлених СНиП 32-01. При прокладанні міжселищних газопроводів у обмежених умовах та газопроводів на території поселень дозволяється зменшення цієї відстані до 10 м за умови встановлення на одному кінці футляра витяжної свічки з пристроєм для відбору проб, виведеної на відстань не менше 50 м від підошви насипу, виїмки земляного полотна ( крайньої рейки на нульових відмітках).

При перетині підземними газопроводами кінці футлярів повинні бути розташовані на відстані:

не менше 2 м від підошви земляного полотна (осі крайньої рейки на нульових відмітках) трамвайної колії, внутрішніх під'їзних залізничних колій підприємств;

не менше 2 м від бордюру, узбіччя, підошви укосу насипу автомобільних доріг, магістральних вулиць та доріг;

не менше 3 м від краю водовідвідних споруд (кювета, канави, резерву).

В інших випадках кінці футлярів повинні розташовуватися на відстані:

не менше 2 м від крайньої рейки трамвайної колії та внутрішніх під'їзних залізничних колій підприємств, а також від краю проїжджої частини вулиць;

не менше 3 м від краю водовідвідної споруди доріг (кювета, канави, резерву), але не менше ніж 2 м від підошви насипів.

5.5.4. При перетині газопроводами залізниць загальної мережі та зовнішніх під'їзних залізничних колій підприємств глибина укладання газопроводу має відповідати вимогам БНіП 32-01.

В інших випадках глибина укладання газопроводу від підошви рейки або верху покриття дороги та магістральних вулиць та доріг від підошви насипу до верху футляра повинна відповідати вимогам безпеки, але бути не менше, м:

1,0 - при проектуванні прокладки відкритим способом;

1,5 - при проектуванні прокладки методом продавлювання або похило-спрямованого буріння та щитової проходки;

2,5 - при проектуванні прокладання методом проколу.

При проектуванні прокладання газопроводу іншими методами глибину укладання газопроводу приймають з урахуванням вимог техніко-експлуатаційної документації та забезпечення безпеки.

Прокладання газопроводів у тілі насипів доріг та магістральних вулиць не допускається, за винятком обумовлених випадків.

5.5.5. Товщина стінок труб сталевого газопроводу при перетині ним залізничних колій загального користування повинна на 2 - 3 мм перевищувати розрахункову, але не менше 5 мм на відстані 50 м у кожну сторону від підошви укосу насипу або осі крайньої рейки на нульових відмітках.

Для поліетиленових газопроводів на цих ділянках та перетинах автомобільних доріг категорій I - III, магістральних вулиць та доріг повинні застосовуватися труби та сполучні деталі з SDR не більше SDR 11 з коефіцієнтом запасу міцності не менше 3,2 для газопроводів, що прокладаються на територіях поселень та міських округів , і не менше 2,5 і 2,0 - для селищних газопроводів з ПЕ 80 і ПЕ 100 відповідно.

Абзац виключено з 1 січня 2013 року. - Зміна N 1, утв. Наказом Мінрегіону України від 10.12.2012 N 81/ГС.

5.6. Додаткові вимоги до газопроводів у особливих умовах

5.6.1. До особливих умов відносяться пучинисті (крім слабопучинистих), просідкові (крім типу I просадочності), набухають (крім слабонабухаючих), багаторічномерзлі, скельні, елювіальні ґрунти, райони з сейсмічність понад 6 і 7 балів, що підробляються (крім групи IV) крім територій, на яких згідно з висновком з оцінки закарстованості не потрібне проведення протикарстових заходів), а також інші ґрунтові та техногенні умови, за яких можливі негативні впливина газопровід.

До особливих умов відносяться пучинисті (крім слабопучинистих), просідкові (крім типу I просадочності), набухають (крім слабонабухаючих), багаторічномерзлі, скельні, елювіальні ґрунти, райони з сейсмічність понад 6 і 7 балів, що підробляються (крім групи IV) крім територій, на яких згідно з висновком з оцінки закарстованості не потрібне проведення протикарстових заходів), а також інші ґрунтові та техногенні умови, за яких можливі негативні впливи на газопровід. Для міст із населенням понад 1 млн осіб за сейсмічності місцевості понад 6 балів, а також міст з населенням понад 100 тис. осіб за сейсмічності місцевості понад 7 балів має передбачатися газопостачання від двох або більше джерел — магістральних ГРС. При цьому газопроводи високого та середнього тиску повинні проектуватися закольцованными з поділом їх на секції пристроями, що відключають. В обґрунтованих випадках допускається передбачати газопостачання від однієї ДРС за умови наявності у споживачів резервного палива.

5.6.2. Переходи газопроводів через річки шириною до 80 м, яри та залізничні колії у виїмках, що прокладаються в районах із сейсмічності понад 7 балів, повинні передбачатися надземними. Обмежувачі переміщення опор газопроводу повинні забезпечувати його вільне переміщення та унеможливлювати скидання з опор. В обґрунтованих випадках допускається підземне прокладання газопроводів із поліетиленових труб із захисною оболонкою.

5.6.3. При проектуванні підземних газопроводів у сейсмічних районах, на підроблюваних та закарстованих територіях, у місцях перетину з іншими підземними комунікаціями, на кутах поворотів газопроводів у місцях розгалуження мережі, переходу підземної прокладки на надземну, розташування нероз'ємних з'єднань (поліетилен- поселень на лінійних ділянках сталевих газопроводів через кожних 50 м повинні передбачатися контрольні трубки.

5.6.4. У ґрунтах неоднакового ступеня пучинистості, а також у насипних ґрунтах, що володіють пучинистими властивостями, глибина прокладання газопроводів повинна бути до верху труби не менше 0,9 нормативної глибини промерзання, але не менше 1,0 м. Дана вимога поширюється на ділянки з неоднаковим ступенем пучинистості та на відстані, що дорівнює 50 номінальним діаметрам газопроводів в обидві сторони від їхнього кордону.

При рівномірній безодні ґрунтів глибина прокладки газопроводу до верху труби повинна бути, м:

не менше 0,7 нормативної глибини промерзання, але не менше 0,9 для середньопучинистих ґрунтів;

не менше 0,8 нормативної глибини промерзання, але не менше 1,0 для сильно- та надмірно пучинистих ґрунтів.

5.6.5. Для резервуарних установок ЗВГ з підземними резервуарами, що проектуються в особливих умовах, має передбачатися надземне прокладання газопроводів рідкої та парової фази, що з'єднують резервуари.

5.6.6. При сейсмічності більше 7 балів, на підроблюваних і закарстованих територіях, в районах багаторічномерзлих ґрунтів для поліетиленових газопроводів повинні застосовуватися: труби та сполучні деталі з ПЕ 100 з SDR не більше SDR 11 з коефіцієнтом запасу міцності не менше 3,2 для газопроводів, проклад поселень та міських округів, і не менше 2,0 – для міжселищних газопроводів. Допускається у зазначених особливих умовах застосування в поліетиленових газопроводах тиском до 0,3 МПа труб та сполучних деталей із ПЕ 80 з коефіцієнтом запасу міцності не менше 3,2. При прокладанні газопроводів у скельних ґрунтах слід застосовувати труби з поліетилену із захисною оболонкою за ГОСТ Р 50838. Зварні стикові з'єднання повинні проходити 100%-ний контроль фізичними методами.

5.6.7. При проектуванні вводів газопроводів у будівлі слід передбачати компенсацію газопроводу з урахуванням можливих переміщень (осади, витріщення) будівель та самого газопроводу.

5.7. Відновлення зношених підземних сталевих газопроводів

5.7.1. Для відновлення та капітального ремонту зношених підземних сталевих газопроводів застосовують:

на території поселень та міських округів:

при тиску до 0,3 МПа включно - протяжку в газопроводі труб з поліетилену ПЕ 80 та ПЕ 100 з коефіцієнтом запасу міцності не менше 2,6 без зварних з'єднань або з'єднаних за допомогою деталей із ЗН, або з'єднаних зварюванням встик з використанням зварювальної техніки високого ступеня автоматизації;

при тиску понад 0,3 до 0,6 МПа включно - протяжку в газопроводі труб з поліетилену ПЕ 80 та ПЕ 100 з коефіцієнтом запасу міцності не менше 3,2 без зварних з'єднань або з'єднаних за допомогою деталей із ДН або зварюванням встик з використанням зварювальної техніки високого ступеня автоматизації;

при тиску до 1,2 МПа включно - облицювання очищеної внутрішньої поверхні газопроводів синтетичним тканинним шлангом на спеціальному двокомпонентному клеї за умови підтвердження в установленому порядку їх придатності для цих цілей на зазначений тиск або відповідно до стандартів (технічних умов), сфера застосування яких поширюється цей тиск;

поза поселеннями та міськими округами:

при тиску до 0,6 МПа включно - протяжку в газопроводі труб з поліетилену ПЕ 80 та ПЕ 100 з коефіцієнтом запасу міцності не менше 2,6 без зварних з'єднань або з'єднаних за допомогою деталей із ЗН або зварюванням встик з використанням зварювальної техніки високого ступеня автоматизації;

при тиску понад 0,6 до 1,2 МПа включно - протяжку в газопроводі труб з поліетилену ПЕ 100 з коефіцієнтом запасу міцності не менше 2,0 без зварних з'єднань або з'єднаних за допомогою деталей із ЗН або зварюванням встик з використанням зварювальної техніки високого ступеня автоматизації . Простір між поліетиленовою трубою та сталевим зношеним газопроводом (каркасом) тиском понад 0,6 до 1,2 МПа включно повинен бути заповнений (за наявності такої можливості) по всій довжині ущільнюючим (герметизуючим), наприклад, пінним матеріалом;

При протяжці застосовують поліетиленові труби без захисної оболонки, із захисною оболонкою, із соекструзійними шарами.

Для відновлення та капітального ремонту зношених підземних сталевих газопроводів поза та на території поселень та міських округів допускаються інші технології реконструкції: протяжка поліетиленових труб короткими патрубками, що з'єднуються між собою в довгомірну трубу, зменшену в діаметрі, протяжка тонкостінних профільованих труб SDR 21 та SDR 2 поліетиленових труб замість зношених сталевих шляхом їх руйнування або інші технології за умови підтвердження в установленому порядку їхньої придатності для цих цілей на зазначений тиск.

5.7.2. Відновлення та капітальний ремонт зношених сталевих газопроводів допускається проводити без зміни тиску, з підвищенням або зниженням тиску порівняно з тиском у газопроводі, що діє.

При цьому допускається зберігати:

перетину ділянок, що відновлюються, з підземними комунікаціями без встановлення додаткових футлярів;

глибину закладення газопроводів, що відновлюються;

відстані від газопроводу, що відновлюється, до будівель, споруд та мереж інженерно-технічного забезпечення з його фактичного розміщення, якщо не змінюється тиск у відновленому газопроводі або при підвищенні тиску у відновленому газопроводі до 0,3 МПа.

Відновлення зношених сталевих газопроводів з можливістю підвищення тиску до високого допускається, якщо відстані до будівель, споруд та мереж інженерно-технічного забезпечення відповідають вимогам, що висуваються до газопроводу високого тиску.

5.7.3. Співвідношення розмірів поліетиленових та сталевих труб при реконструкції методом протяжки вибирають виходячи з можливості вільного проходження поліетиленових труб та деталей усередині зношених сталевих та забезпечення цілісності поліетиленових труб. Кінці реконструйованих ділянок між новою поліетиленовою та зношеною сталевою трубами повинні бути ущільнені.

6. Пункти редукування газу

6.1. загальні положення

Для зниження та регулювання тиску газу в газорозподільній мережі передбачають такі ПРГ: газорегуляторні пункти (ГРП), газорегуляторні пункти блокові (ГРПБ), газорегуляторні пункти шафні (ПРГШ) та газорегуляторні установки (ГРУ).

6.2. Вимоги до ГРП та ГРПБ

6.2.1. ГРП розміщують:

окремо стоять;

прибудованими до газифікованих виробничих будівель, котелень та громадських будівель з приміщеннями виробничого призначення;

на покриттях газифікованих виробничих будівель ступенів вогнестійкості І та ІІ класу С0 з негорючим утеплювачем;

поза будівлями на відкритих огороджених майданчиках під навісом біля промислових підприємств.

У ГРП слід передбачати наявність приміщень для розміщення ліній редукування, а також допоміжних приміщеньдля розміщення опалювального обладнання, КВП, автоматики та телемеханіки.

Для ГРП і ГРПБ, що окремо стоять, рекомендується передбачати їх обладнання провітрюваною огорожею висотою 1,6 м, виконаною з негорючих матеріалів. При виносі з ГРП та ГРПБ частини технічних пристроїв вони повинні знаходитись у межах огорожі конкретних ГРП та ГРПБ. Висоту огорожі в даному випадкуприймають не менше ніж 2 м.

Огородження не повинно виступати за межі охоронної зониГРП та ГРПБ.

ГРПБ слід розміщувати окремо стоять.

6.2.2. Окремі ПРГ у поселеннях повинні розташовуватися на відстанях від будівель та споруд (за винятком мереж інженерно-технічного забезпечення) не менше зазначених у таблиці 5, а на території промислових підприємств та інших підприємств виробничого призначення згідно СП 4.13130.

На території поселень у обмежених умовах дозволяється зменшення на 30% вказаних у табл. 5 відстаней до пунктів редукування газу пропускною здатністю до 10000 м3/год.

6.2.3. Окремі будівлі ПРГ повинні бути одноповерховими, без підвалів, з поєднаною покрівлею і бути не нижче II ступеня вогнестійкості та класу конструктивної пожежної небезпеки С0. Дозволяється розміщення ГРПБ у будинках контейнерного типу (металевий каркас з негорючим утеплювачем).

6.2.4. ГРП допускається прилаштовувати до будівель ступенів вогнестійкості I - II, класу конструктивної пожежної небезпеки С0 з приміщеннями категорій Г і Д. ГРП із вхідним тиском газу понад 0,6 МПа допускається прилаштовувати до зазначених будівель, якщо використання газу такого тиску необхідне за умовами технології.

Прибудови повинні примикати до будівель з боку глухої протипожежної стіни типу I, газонепроникної в межах примикання ГРП. При цьому має бути забезпечена газонепроникність швів примикання.

Відстань від стін та покриття прибудованих ГРП до найближчого отвору у стіні має бути не менше 3 м.

6.2.5. Вбудовані ГРП дозволяється влаштовувати при вхідному тиску газу не більше 0,6 МПа в будівлях ступенів вогнестійкості I - II, класу конструктивної пожежної небезпеки С0 з приміщеннями категорій Г і Д. Приміщення вбудованого ГРП повинно бути обладнане .

6.2.6. Стіни та перегородки, що розділяють приміщення ГРП та ГРПБ, повинні бути без прорізів, протипожежними типів I та газонепроникними. Пристрій димових і вентиляційних каналів у стінах, що розділяють, а також у стінах будівель, до яких прибудовуються ГРП (у межах примикання ГРП), не допускається. Підлоги в ГРП та ГРПБ повинні забезпечувати фрикційну безпеку.

Допоміжні приміщення повинні мати окремі виходи з будівлі, які не пов'язані з приміщеннями ліній редукування.

Двері ГРП і ГРПБ слід передбачати протипожежними, блискучими і відчиненими зсередини назовні без ключа, з фіксацією у відкритому положенні.

Конструкція вікон повинна виключати іскроутворення під час їх експлуатації.

6.2.7. Приміщення ГРП та ГРПБ повинні відповідати вимогам СП 56.13330, а приміщення для розміщення опалювального обладнання також є «вимогами СП 4.13130.

6.3. Вимоги до ПРГШ

6.3.1. Обладнання ПРГШ повинне розміщуватися в шафі, виконаній з негорючих матеріалів, а для ПРГШ з обігрівом - з негорючим утеплювачем.

ПРГШ розміщують окремо стоять на вогнетривких опорах або зовнішніх стінах будівель, для газопостачання яких вони призначені. На зовнішніх стінах будинків розміщення ПРГШ із газовим опаленням не допускається.

Допускається розміщувати ПРГШ нижче рівня поверхні землі, при цьому такий ПРГШ слід вважати окремим.

Відстань від ПРГШ до будівель і споруд, що окремо стоять, повинні бути не менше зазначених у таблицях 5 та 6.2.2.

6.3.2. ПРГШ із вхідним тиском газу до 0,3 МПа включно встановлюють:

на зовнішніх стінах житлових, громадських, у тому числі адміністративного призначення, адміністративних та побутових будівель незалежно від ступеня вогнестійкості та класу конструктивної пожежної небезпеки при витраті газу до 50 м3/год;

на зовнішніх стінах житлових, громадських, у тому числі адміністративного призначення, адміністративних та побутових будівель не нижче ступеня вогнестійкості III та не нижче класу конструктивної пожежної небезпеки С1 при витраті газу до 400 м3/год.

6.3.3. ПРГШ із вхідним тиском газу до 0,6 МПа включно допускається встановлювати на зовнішніх стінах виробничих будівель, котелень, громадських та побутових будівель виробничого призначення з приміщеннями категорій В4, Г та Д та котелень.

6.3.4. ПРГШ із вхідним тиском газу понад 0,6 МПа на зовнішніх стінах будівель встановлювати не допускається.

6.3.5. При установці ПРГШ із вхідним тиском газу до 0,3 МПа включно на зовнішніх стінах будівель відстань від стінки ПРГШ до вікон, дверей та інших отворів має бути не менше 1 м, а при вхідному тиску газу понад 0,3 до 0,6 МПа включно — не менше 3 м. При розміщенні окремого ПРГШ із вхідним тиском газу до 0,3 МПа включно його слід розміщувати зі зміщенням від прорізів будівель на відстань не менше 1 м.

6.3.6. Допускається розміщення ПРГШ на покриттях з негорючим утеплювачем газифікованих виробничих, громадських, у тому числі адміністративного призначення, побутових і житлових (за наявності кришної котельні) будівель ступенів вогнестійкості I — II, класу конструктивної пожежної небезпеки С0 з боку виходу на покрівлю м від виходу.

6.4. Вимоги до ГРУ

6.4.1. ГРУ допускається розміщувати в приміщенні, в якому розташовується обладнання, що газовикористовує, а також безпосередньо біля теплових установок для подачі газу до їх пальників.

Дозволяється подача газу від однієї ГРУ до теплових агрегатів, які розташовані в інших будівлях на одному виробничому майданчику, за умови, що ці агрегати працюють в однакових режимах тиску газу, і в приміщення, в яких знаходяться агрегати, забезпечено цілодобовий доступ персоналу, відповідального за безпечну експлуатацію газового обладнання.

6.4.2. Число ГРУ, що розміщуються в одному приміщенні, не обмежується. При цьому кожна ГРУ не повинна мати більше двох ліній редукування.

6.4.3. ГРУ допускається встановлювати при вхідному тиску газу трохи більше 0,6 МПа.

При цьому ГРУ розміщують:

у приміщеннях категорій Г і Д, у яких розташоване газовикористовувальне обладнання, або з'єднаних з ними відкритими отворами суміжних приміщеннях тих самих категорій, що мають вентиляцію відповідно до розміщеного в них виробництва;

6.4.4. Не допускається розміщувати ГРУ у приміщеннях категорій А та Б, а також у складських приміщеннях категорій В1 – В3.

6.5. Обладнання пунктів редукування газу

6.5.1. ГРП, ГРПБ, ПРГШ та ГРУ повинні бути оснащені фільтром, пристроями безпеки — запобіжним запірним клапаном (ПЗК) та (або) контрольним регулятором-монітором, регулятором тиску газу, запірною арматурою, контрольними вимірювальними приладами (КІП) та, при необхідності, вузлом обліку витрати газу та запобіжним скидним клапаном (ПСК).

6.5.2. Число ліній редукування в пунктах редукування газу визначають виходячи з необхідної пропускної спроможності, витрати та вихідного тиску газу та призначення пункту редукування газу в мережі газорозподілу. У ПРГШ кількість робочих ліній редукування – не більше двох.

6.5.3. Для забезпечення безперервності подачі газу споживачам у ГРП, ГРПБ, ПРГШ та ГРУ, пропускна здатність яких забезпечується однією лінією редукування, може передбачатися резервна лінія редукування. Склад обладнання резервної лінії редукування повинен відповідати робочій лінії.

Повинна бути передбачена можливість одночасної роботи основної та резервної ліній редукування. Резервна лінія редукування може включатися в роботу автоматично при несправності основної лінії.

Допускається не передбачати резервну лінію редукування при подачі газу на об'єкти, у роботі яких допускається припинення подачі газу на період виконання регламентних робіт або подача газу споживачам здійснюється за кільцевою схемою газопроводів.

6.5.4. У ПРГШ допускається застосування знімного байпасу з редукційною та захисною арматурою.

6.5.5. Виключено з 1 січня 2013 року. - Зміна N 1, утв. Наказом Мінрегіону України від 10.12.2012 N 81/ГС.

6.5.6. Параметри налаштування редукційної, запобіжної та захисної арматури повинні забезпечувати діапазон робочого тиску перед газовикористовуючим обладнанням відповідно до проекту та даних заводів-виробників.

Конструкція лінії редукування (за наявності резервної лінії або байпасу) повинна забезпечувати можливість налаштування параметрів редукційної, запобіжної та захисної арматури, а також перевірки герметичності закриття їх затворів без відключення чи зміни значення тиску газу у споживача.

6.5.7. Система редукування та захисна арматура повинні мати власні імпульсні лінії. Місце відбору імпульсу повинно розміщуватися в зоні потоку газу, що встановився, поза межами турбулентних впливів.

6.5.8. При розміщенні частини технічних пристроїв за межами будівлі ГРП, ГРПБ мають бути забезпечені умови їх експлуатації, які відповідають зазначеним у паспортах підприємств-виробників. Технічні пристрої мають бути огороджені.

6.5.9. Фільтри, що встановлюються в ГРП, ГРПБ, ПРГШ та ГРУ, повинні мати пристрої визначення перепаду тиску в них, що характеризують ступінь засміченості при максимальній витраті газу.

6.5.10. Захисна та запобіжна арматура повинні забезпечувати автоматичне обмеження підвищення тиску газу тиску в газопроводі або припинення його подачі відповідно при змінах, неприпустимих для безпечної роботи обладнання та технічних пристроїв. Скидання газу атмосферу допускається у виняткових випадках.

6.5.11. У ГРП, ГРПБ, ПРГШ та ГРУ має бути передбачена система трубопроводів для продування газопроводів та скидання газу від ПСК, який виводиться назовні у місця, де мають бути забезпечені безпечні умови для його розсіювання.

При розміщенні ГРПШ на стіні будівлі трубопроводи, що відводять газ від ПСК, слід виводити на висоту на 1 м вище за карниз будівлі.

Для ГРПШ пропускною здатністю до 400 м3/год допускається виведення скидного газопроводу за задню стінку шафи

6.5.12. У ГРП, ГРПБ, ПРГШ і ГРУ повинні бути встановлені або включені до складу АСУ ТП РГ, що показують та реєструють прилади для вимірювання вхідного та вихідного тиску газу, а також його температури.

У ПРГШ можуть застосовуватись переносні прилади.

6.5.13. Контрольно-вимірювальні прилади з електричним вихідним сигналом та електрообладнання, що розміщуються у приміщенні ГРП та ГРПБ із вибухонебезпечними зонами, повинні бути передбачені у вибухозахищеному виконанні.

КВП з електричним вихідним сигналом, у нормальному виконанні повинні розміщуватися зовні, поза вибухонебезпечною зоною, у закритій шафі з негорючих матеріалів або в окремому приміщенні, прибудованому до протипожежної газонепроникної (у межах примикання) стіни ГРП та ГРПБ.

Введення імпульсних газопроводів у це приміщення, для передачі до приладів імпульсів тиску газу слід здійснювати так, щоб унеможливити попадання газу в приміщення КВП.

6.5.14. Для ГРП, ГРПБ, ПРГШ та ГРУ повинні передбачатись пристрої для забезпечення надійності електропостачання залежно від категорії об'єкта, на якому вони будуть встановлені. ГРП і ГРПБ, що окремо стоять, повинні забезпечуватися аварійним освітленням від незалежних джерел живлення.

ГРП, ГРПБ та ГРПШ слід відносити до класу спеціальних об'єктів з мінімально допустимим рівнем надійності захисту від прямих ударів блискавки (ПУМ) 0,999 або до об'єктів ІІ категорії блискавкозахисту. Вказівки щодо влаштування блискавкозахисту наведено в і .

Електроустаткування та електроосвітлення ГРП та ГРПБ повинні відповідати вимогам Правил улаштування електроустановок.

7. Внутрішні газопроводи

7.1. Можливість розміщення газовикористовуючого обладнання у приміщеннях будівель різного призначення та вимоги до цих приміщень встановлюються відповідними будівельними нормами та правилами з проектування та будівництва будівель з урахуванням вимог стандартів та інших документів на постачання зазначеного вище обладнання, а також заводських паспортів та інструкцій, що визначають область та умови його застосування.

Газове обладнання для приготування їжі або лабораторних цілей, приготування гарячої водидля побутових потребта опалення від індивідуальних джерел тепла, що працює на природному газі, допускається передбачати у будинках житлових багатоквартирних, одноквартирних та блокованих житлових будинків, громадських, у тому числі адміністративного призначення будинках, а також в адміністративних та побутових будинках. У лікувальних та амбулаторно-поліклінічних установах допускається передбачати використання газовикористовуючого обладнання тільки в приміщеннях для приготування їжі, лабораторіях та стоматологічних поліклініках, що розміщуються в будівлях, що окремо стоять.

Не допускається розміщення газовикористовуючого обладнання у приміщеннях підвальних та цокольних поверхів будівель (крім одноквартирних та блокованих житлових будівель), якщо можливість такого розміщення не регламентована відповідними нормативними документами.

7.2. Приміщення будівель всіх призначень (крім житлових), в яких встановлюється газовикористовувальне обладнання, що працює в автоматичному режимі, повинні бути оснащені системами контролю загазованості та забезпечення пожежної безпеки з автоматичним вимкненням подачі газу та виведенням сигналів на диспетчерський пункт або приміщення з постійною присутністю персоналу, якщо Інші вимоги не регламентовані відповідними нормативними документами. Оснащення газифікованих приміщень житлових будівель (квартир) системами контролю загазованості та забезпечення пожежної безпеки може здійснюватись на вимогу замовника.

Системи контролю загазованості та забезпечення пожежної безпеки з автоматичним відключенням подачі газу в житлових будинках при установці опалювального, водогрійного та кліматичного обладнанняслід передбачати:

незалежно від місця встановлення – потужністю понад 60 кВт;

у підвальних, цокольних поверхах та у прибудові до будівлі – незалежно від теплової потужності.

Приміщення, в яких встановлені прилади регулювання тиску, лічильники витрати газу та знаходяться роз'ємні з'єднання, є приміщеннями обмеженого доступу та повинні бути захищені від доступу до них сторонніх осіб.

У котельні повинен бути додатково передбачений датчик по оксиду вуглецю з видачею звукового та світлового сигналів, а також з автоматичним відключенням подачі газу до обладнання, що використовує газо.

7.3. Внутрішні газопроводи виконують з металевих труб (сталевих та мідних) і теплостійких багатошарових полімерних труб, що включають один металевий шар (металополімерних). Застосування мідних та багатошарових металополімерних труб допускається для внутрішніх газопроводів будівель із тиском IV категорії.

Допускається приєднання до газопроводів побутових газових приладів, КВП, балонів ЗВГ, газопальникових пристроїв переносного і пересувного газовикористовуючого обладнання гнучкими рукавами, стійкими до транспортованого газу при заданих тиску і температурі, в тому числі теплостійкими гнучкими багатошаровими полімерними трубами, армованими. встановленому порядку їх придатності до застосування у будівництві.

7.4. З'єднання труб мають бути нероз'ємними.

Роз'ємні з'єднання допускаються у місцях приєднання газовикористовуючого обладнання та технічних пристроїв, а також на газопроводах обв'язування газовикористовуючого обладнання, якщо це передбачено документацією підприємств-виробників.

7.5. Прокладання газопроводів слід проводити відкритою або прихованою в штрабі. При прихованій прокладці газопроводів із сталевих та мідних труб необхідно передбачати додаткові заходи щодо їх захисту від корозії, забезпечити вентиляцію каналів та доступ до газопроводу в процесі експлуатації.

Прихована прокладка газопроводів із багатошарових металополімерних труб повинна проводитись з наступною штукатуркою стін. Труби в штрабі повинні бути прокладені монолітно або вільно (за умови вживання заходів для ущільнення штраби).

У місцях перетину будівельних конструкцій будівель газопроводи слід прокладати у футлярах.

Приховане прокладання газопроводів ЗВГ не допускається.

7.6. При необхідності допускається відкрите транзитне прокладання газопроводів, у тому числі через житлові приміщення, приміщення громадського, адміністративного та побутового призначення, а також виробничі приміщення будівель усіх призначень та сільськогосподарські будівлі, з урахуванням вимог до тиску газу відповідно до таблиці 2, якщо на газопроводі немає роз'ємних з'єднань та забезпечується доступ для його огляду.

Допускається відкрите транзитне прокладання газопроводів з мідних та багатошарових металополімерних труб через ванну кімнату (або душову), вбиральню (або суміщений санвузол) у квартирах житлових будівель.

Установка газовикористовуючого обладнання у цих та подібних приміщеннях не допускається.

7.7. Для газопроводів виробничих та сільськогосподарських будівель, котелень, громадських, у тому числі адміністративного призначення, будівель та побутових будівель виробничого призначення слід передбачати продувні трубопроводи.

7.8. Прокладання газопроводів у приміщеннях, що належать до вибухопожежної небезпеки до категорій А та Б; у вибухонебезпечних зонах усіх приміщень; у підвалах (крім одноквартирних та блокованих житлових будинків); у приміщеннях підстанцій та розподільчих пристроїв; через вентиляційні камери, шахти та канали; шахти ліфтів та сходові клітини, приміщення сміттєзбірників, димарі; приміщення та місця, де можлива дія на газопровід агресивних речовин та гарячих продуктів згоряння або дотик газопроводу з нагрітим або розплавленим металом, не допускається.

Допускається прокладання газопроводів усередині будівлі у спеціально передбачених у сходових клітинах приставних або вбудованих каналах при їх оснащенні постійно діючою припливно-витяжною вентиляцією з природним або механічним спонуканням та активними заходами захисту відповідно до 7.12.

7.9. Запірні пристрої встановлюють:

перед газовикористовуючим обладнанням та контрольно-вимірювальними приладами;

перед пальниками та запальниками газовикористовуючого обладнання;

на продувних газопроводах;

Установка пристроїв, що відключають, на прихованих і транзитних ділянках газопроводу не допускається.

7.10. Кожен об'єкт, у якому встановлюється газовикористовувальне устаткування, може бути оснащений єдиним вузлом обліку газу відповідно до нормативними правовими документами Російської Федерації.

При тиску газу у внутрішніх газопроводах понад 0,0025 МПа перед обладнанням, що використовує газо, повинні бути встановлені регулятори-стабілізатори за ГОСТ Р 51982, що забезпечують оптимальний режим згоряння газу.

7.11. Для запобігання втручанню сторонніх осіб слід передбачити пасивні заходи захисту внутрішнього газопроводу. Рекомендується один із наступних пасивних заходів або їх поєднання:

а) обмеження доступу сторонніх осіб до газопроводу (див. типові рішенняу Додатку Г);

б) нероз'ємні з'єднання;

в) обмеження доступу до роз'ємних з'єднань та технічних пристроїв.

7.12. Для безпечної газифікації будівель зазвичай слід передбачати встановлення на газопроводах захисної арматури для автоматичного відключення подачі газу у разі аварійних ситуацій:

- При перевищенні допустимого максимального значення витрати газу;

- при появі в газифікованому приміщенні небезпечних концентрацій газу чи оксиду вуглецю;

- при появі в газифікованому приміщенні ознак пожежі

Основні активні заходи безпечної газифікації будівлі наведено у Додатку Д. Типові зображення (див. малюнки Д.1 та Д.2 Додатка Д) уточнюються у проектній документації під час їх використання. Активні заходи безпечної газифікації можуть застосовуватися як комплексно, і окремо. Рішення про це повинна приймати проектна організація залежно від ступеня ризику, вимог замовника, стану газових мереж та обладнання, що використовує газо.

7.13. Виробничі агрегати, що газифікуються, повинні бути обладнані автоматикою безпеки, що забезпечує припинення подачі газу при:

- Неприпустиме відхилення тиску газу від заданого значення;

- погасанні полум'я пальників;

- Зменшенні розрідження в топці;

- Зниження тиску повітря (для пальників з примусовою подачею повітря).

7.14. Виключено з 1 січня 2013 року. - Зміна N 1, утв. Наказом Мінрегіону України від 10.12.2012 N 81/ГС.

7.15. Виключено з 1 січня 2013 року. - Зміна N 1, утв. Наказом Мінрегіону України від 10.12.2012 N 81/ГС.

7.16. У багатоквартирних житлових будинкахдопускається передбачати поквартирні системи теплопостачання з використанням теплогенераторів із закритими камерами згоряння. При проектуванні поквартирних систем теплопостачання з теплогенераторами на газовому паливі із закритими камерами згоряння у багатоквартирних житлових будинках можуть бути використані положення СП 41-108-2004.

7.17. Для комбінованого вироблення тепла та електроенергії допускається застосування когенераційних установок

8. Резервуарні та балонні установки
зріджених вуглеводневих газів

8.1. Резервуарні установки

8.1.1. Вимоги цього підрозділу поширюються на резервуарні установки ЗВГ, що є джерелами газопостачання будівель всіх призначень.

8.1.2. У складі резервуарної установки повинні бути передбачені резервуари [у підземному та (або) надземному виконанні], регулятори тиску газу, ПЗК та ПСК, КВП для контролю тиску та рівня ЗВГ у резервуарі, запірна арматура, а також трубопроводи рідкої та парової фаз.

За технічної необхідності до складу резервуарної установки включають випарні установки ЗВГ.

8.1.3. Число резервуарів в установці має бути не менше двох. Допускається встановлення одного резервуара, якщо за умовами експлуатації допускаються перерви у споживанні ЗВГ на тривалий час (не менше місяця).

Допускається для забезпечення спільної роботи об'єднувати резервуари в групи зі з'єднанням їх між собою трубопроводами рідкої та парової фаз СУГ.

8.1.4. Загальна місткість резервуарної установки та місткість одного резервуару – не більше зазначених у таблиці 6.

Відстань від резервуарних установок загальною місткістю понад 50 м3 має відповідати поданим у таблиці 9.

Відстань до житлової будівлі, в якій розміщені приміщення громадського призначення, слід приймати як для житлових будівель.

8.1.7. Резервуарні установки повинні бути обладнані огорожами, що провітрюються, з негорючих матеріалів висотою не менше 1,6 м. Відстань від надземних резервуарів до огорожі повинна бути не меншою 1,5 м, від підземних — 1 м, при цьому відстань від огорожі до зовнішньої брівки замкнутого обвалування або огороджувальної стінки з негорючих матеріалів (при надземному встановленні резервуарів) має бути не менше 0,7 м.

Обвалування (огороджувальна стінка) має бути розраховане на міцність виходячи з умови повного заповненняводою простору всередині обвалування (огороджувальної стінки). Висота обвалування (огороджувальної стінки) має бути розрахована виходячи з можливості розливу ЗВГ обсягом 85% загальної місткості резервуарів плюс 0,2 м. Воду з обвалованої території резервуарної установки відводять до автоцистерн.

8.1.8. Випарні установки слід розміщувати на відкритих майданчиках, що огороджуються, або в будівлях, що окремо стоять, приміщеннях (прибудованих або вбудованих у виробничі будівлі), рівень підлоги яких розташований вище планувальної позначки землі, на відстані не менше 10 м від огорожі резервуарної установки і на відстані від будівель, споруд та мереж інженерно-технічного забезпечення не менше зазначеного в таблиці 7.

Випарні установки продуктивністю до 100 м3/год (200 кг/год) допускається встановлювати безпосередньо на кришках горловин резервуарів або на відстані не менше 1 м від підземних або надземних резервуарів, а також безпосередньо у газовикористовувальному обладнанні, якщо вони розміщені в окремих приміщеннях або на відкритих майданчиках.

При груповому розміщенні випарників відстані між ними мають бути не менше ніж 1 м.

Відстань від випарних установок, зазначені в таблиці 7, прийняті для житлових та виробничих будівель ступеня вогнестійкості IV, класів конструктивної пожежної небезпеки С2, С3, допускається зменшувати відстані до 10 м для будівель ступеня вогнестійкості III, класів конструктивної пожежної небезпеки С0, С1 м - для будівель ступенів вогнестійкості I та II, класу конструктивної пожежної небезпеки С0.

8.1.9. Прокладання газопроводів може бути як підземним, так і надземним.

Прокладання підземних газопроводів парової фази ЗВГ низького тиску від резервуарних установок здійснюють на такій глибині, де мінімальна температура грунту вище температури конденсації парової фази ЗВГ.

При прокладанні газопроводів вище за глибину промерзання грунту слід передбачати конденсатозбірники, розташовані нижче за глибину промерзання грунту.

При прокладанні підземних газопроводів низького тиску парової фази ЗВГ допускається застосування поліетиленових труб із ПЕ 100.

8.1.10. Ухил газопроводів повинен бути не менше 5% у бік конденсатозбірників. Місткість конденсатозбірників має бути за розрахунком залежно від складу ЗВГ.

8.1.11. Прокладання надземних газопроводів від резервуарних установок слід (за потреби) передбачати з тепловою ізоляцією та обігрівом газопроводів. У знижених місцях надземних газопроводів слід передбачати конденсатовідвідники (крани). Теплова ізоляція має бути з негорючих матеріалів.

Для резервуарних установок слід передбачати блискавкозахист, якщо вони не потрапляють у зону захисту довколишніх будівель, відповідно до вимог чинних нормативних документів.

8.1.12. Для резервуарних установок ЗВГ із підземними резервуарами, встановленими в районах з особливими умовами, має бути передбачено надземне прокладання газопроводів рідкої та парової фаз, що з'єднують резервуари.

8.2. Балонні групові та індивідуальні установки

8.2.1. Балонні установки ЗВГ, що є джерелами газопостачання будівель різного призначення, поділяють на:

групові, до складу яких входить понад два балони;

індивідуальні, до складу яких входить трохи більше двох балонів.

8.2.2. До складу групової балонної установки слід включити балони для ЗВГ, запірну арматуру, регулятори тиску газу, ПЗК та ПСК, манометр та трубопроводи парової фази ЗВГ. Число балонів у груповій установці слід визначати розрахунком.

8.2.3. Максимальну загальну місткість групової балонної установки слід приймати за таблицею 8.

8.2.4. Групові балонні установки слід розміщувати на відстані від будівель і споруд не менше зазначених у таблиці 7 для випарних установок або біля стін будівель, що газифікуються, на відстані не менше 3 м від віконних та дверних отворів.

Відстань від групових балонних установок до будівель та споруд, за винятком громадських будівель та споруд, допускається скорочувати:

до 8 м - для будівель та споруд ступенів вогнестійкості I та II та класу конструктивної пожежної небезпеки С0;

до 10 м - для будівель та споруд ступеня вогнестійкості III та класу конструктивної пожежної небезпеки С1.

Розміщення більше однієї групової установки біля будівель виробничого призначення не допускається. Допускається розміщення не більше трьох балонних установок на відстані не менше 15 м одна від одної біля житлових, адміністративних, побутових, громадських будівель, у тому числі будівель та споруд адміністративного призначення.

8.2.5. Індивідуальні балонні установки СУГ слід розміщувати як зовні, і усередині будинків. Допускається розміщення балонів об'ємом не більше 0,05 м3 (50 л) у квартирах житлової будівлі (не більше одного балона у квартирі) висотою не більше двох поверхів (без цокольних та підвальних поверхів).

Індивідуальні балонні установки СУГ слід розміщувати зовні на відстані у світлі по горизонталі не менше 0,5 м від віконних отворів та 1,0 м від дверних отворів першого поверху, не менше 3,0 м від дверних та віконних отворів цокольних та підвальних поверхів, а також каналізаційних колодязів. Не допускається розміщення балонної установки ЗВГ біля аварійних виходів з боку головних фасадів будівель.

8.2.6. Балон ЗВГ слід розміщувати на відстані не менше 0,5 м від газової плити (за винятком вбудованих балонів) та 1 м – від опалювальних приладів. При влаштуванні екрана між балоном та опалювальним приладом відстань допускається зменшувати до 0,5 м. Екран повинен бути виготовлений із негорючих матеріалів та забезпечувати захист балона від теплової дії опалювального приладу. При установці балона ЗВГ поза приміщенням його слід захищати від пошкоджень транспортом та нагрівання понад 45 °C.

Балони ЗВГ у виробничих приміщеннях слід встановлювати у місцях, захищених від пошкодження внутрішньоцеховим транспортом та бризками металу, впливу корозійно-агресивних рідин та газів, а також від нагрівання понад 45 °C.

8.2.7. Не допускається встановлення балонів ЗВГ:

у житлових кімнатах та коридорах;

у цокольних та підвальних приміщеннях та горищах;

у приміщеннях, розташованих у, під та над обідніми та торговельними залами підприємств громадського харчування;

аудиторіями та навчальними класами;

зоровими (актовими) залами будівель, лікарняними палатами тощо;

у приміщеннях без природного освітлення.

Прокладання газопроводів від розміщених поза будівлями балонних установок має бути, як правило, надземним.

9. Газонаповнювальні станції (ГНС), газонаповнювальні
пункти (ГНП) зріджених вуглеводневих газів

9.1. загальні положення

9.1.1. ДПС призначені для приймання, зберігання та відпустки ЗВГ споживачам в автоцистернах та балонах, ремонту та технічного огляду балонів, заправки власних автомобілівДПС.

ГНП призначені для приймання, зберігання та відпустки ЗВГ споживачам у балонах, заправки власних автомобілів ДНП.

Станції регазифікації слід проектувати відповідно до вимог, що висуваються до ДПС, ДНП.

9.1.2. ДПС, ГНП слід розміщувати поза селищною територією поселень, як правило, з підвітряної сторони для вітрів переважаючого напрямку по відношенню до житлових будівель.

Майданчик для будівництва ДПС, ДНП слід обирати з урахуванням відстаней до будівель та споруд, що не належать до ДПС, ДНП, а також наявності в районі будівництва залізниць та автомобільних доріг та пожежних депо.

9.1.3. Майданчик для будівництва ДПС та ДНП слід вибирати з урахуванням наявності зовні огорожі протипожежної смуги з ораної землі або смуги, виконаної з наземного покриття, що не розповсюджує полум'я по своїй поверхні, шириною 10 м і мінімальних відстаней, м до лісових масивів порід: хвойних — 50 , листяних - 20, змішаних - 30. По протипожежній смузі має бути передбачений проїзд лише пожежних машин.

9.1.4. Будівлі та споруди допоміжної зони, а також невиробничі приміщення виробничої зони слід проектувати за нормативними документами на відповідні будівлі та споруди.

Допускається розміщення служби експлуатації газового господарства з примиканням до території ДПС, ДНП з боку допоміжної зони, а також АГЗС - з боку бази зберігання ЗВГ ДПС, якщо для їх роботи використовуються резервуари даної бази зберігання.

На ДПС та ДНП повинні бути обладнані передбазові стоянки автомобілів та майданчики для висадки-посадки сторонніх осіб.

9.1.5. Прокладання газопроводів ЗВГ, а також газопроводів природного газу (якщо воно передбачено функціональними вимогами) на ДПС має бути надземним.

9.1.6. Протипожежні відстані від будівель, споруд та зовнішніх установок ДПС, ДНП до об'єктів, що не належать до них, - за таблицею 9.

9.2. Розміщення будівель та споруд ДПС, ДНП та вимоги до будівельних конструкцій

9.2.1. Територію ДПС поділяють на виробничу та допоміжну зони, в межах яких залежно від виробничих процесів, транспортування, зберігання та постачання споживачам ЗВГ можуть передбачатися такі основні будівлі, приміщення та споруди:

а) у виробничій зоні:

один або два залізничні колії із залізничними вагами, зливною естакадою та зливними пристроями для зливу ЗВГ із залізничних цистерн у резервуари бази зберігання (при подачі ЗВГ на ДПС у залізничних цистернах);

база зберігання із резервуарами ЗВГ;

насосно-компресорне відділення;

наповнювальне відділення;

випарне відділення;

відділення технічного огляду балонів;

відділення фарбування балонів;

колонки для наповнення автоцистерн, зливу газу з автоцистерн під час доставки газу на ДПС автомобільним транспортом;

колонки заправки газобалонних автомобілів;

резервуари для зливу з балонів залишків ЗВГ і ЗВГ, що не випарувалися, з переповнених і несправних балонів;

склад балонів;

майданчик для відкритої стоянки автоцистерн (не більше п'яти штук) та інші будівлі та споруди, необхідні за технологією ДПС.

Допускається прилаштовувати до виробничих будівель побутові приміщення;

б) у допоміжній зоні:

адміністративно-побутовий корпус (будівля);

механічна майстерня;

котельня;

трансформаторна та (або) дизельна підстанція;

резервуари для протипожежного запасу води із насосною станцією;

очисні споруди;

гараж з мийкою та станцією технічного обслуговування (СТО);

дизельна електростанція.

Автоматичні ваги та повітряна компресорна можуть встановлюватися як у виробничій, так і у допоміжній зоні.

На ГНП розміщують ті ж будівлі та споруди, що й на ДПС, за винятком залізничних колій зі зливною естакадою, відділення ремонту та огляду балонів, колонок для наповнення автоцистерн.

На території ДПС, ДНП не допускається розміщення будівель та споруд, які не потрібні для виконання функціонального призначення об'єкту, а також будівель із житловими приміщеннями.

Відстань від надземних резервуарів місткістю до 20 м3, а також підземних резервуарів місткістю до 50 м3 – за таблицею 7.

Мінімальні відстані між будівлями та спорудами та зовнішніми установками на території ДПС та ДНП або на території промислових підприємств, де розміщено ДПС, — за таблицею 10.

Мінімальні відстані від будівель, споруд та зовнішніх установок на території ДПС та ГНП до будівель та споруд, що не належать до них, – за таблицею 9.

Виробничі приміщення категорії А повинні розміщуватися в одноповерхових будинках, без підвалів та горищ, з поєднаною покрівлею та негорючим утеплювачем і бути не нижче ступеня вогнестійкості ІІ та класу конструктивної пожежної небезпеки С0.

Будинки із закритими приміщеннями категорії А (окремо стоять або прибудовані) повинні бути одноповерховими, безпідвальними, з поєднаною покрівлею і бути не нижчими від ступеня вогнестійкості II та класу конструктивної пожежної небезпеки С0.

Ці приміщення можуть прилаштовуватися до будівель не нижче ступеня вогнестійкості ІІ класу конструктивної пожежної небезпеки С0. Прибудови повинні примикати до будівель з боку глухої протипожежної стіни типу I, газонепроникної в межах примикання. При цьому має бути забезпечена газонепроникність швів примикання.

Стіни, що розділяють приміщення категорії А від приміщень інших категорій, мають бути протипожежними типу I та газонепроникними.

Підлоги приміщень категорії А повинні бути покриті антистатиком і іскрогасним матеріалом, розташовуватися вище від планувальної позначки землі не менше ніж на 0,15 м, не мати приямків, крім необхідних за експлуатаційними документами на обладнання.

Конструкція вікон повинна виключати іскроутворення, а двері мають бути протипожежними.

Приміщення ДПС та ДНП мають відповідати вимогам СП 56.13330.

9.2.2. Реконструкцію об'єктів ЗВГ без збільшення загальної місткості резервуарів допускається проводити із збереженням фактичних відстаней від бази зберігання до будівель та споруд, що не належать до ДПС, ДНП.

9.3. Резервуари для ЗВГ

9.3.1. Резервуари для ЗВГ на ДПС, ДНП можуть встановлюватися надземно, підземно або в засипці ґрунтом.

Відстань у світлі між окремими підземними резервуарами повинні дорівнювати половині діаметра більшого суміжного резервуару, але не менше 1 м.

Товщина засипки (обсипання) підземних резервуарів має бути не менше 0,2 м від верхньої утворюючої резервуару.

9.3.2. Надземні резервуари слід розташовувати групами, зазвичай, у районі знижених планувальних позначок майданчика ДПС, ДНП. Максимальна загальна місткість надземних резервуарів у групі за таблицею 11.

9.3.3. Усередині групи відстані у світлі між надземними резервуарами повинні бути не менше діаметра найбільшого з поруч резервуарів, що стоять, а при діаметрі резервуарів до 2 м - не менше 2 м.

Відстань між рядами надземних резервуарів, що розміщуються в два ряди і більше, має бути рівною довжині найбільшого резервуару, але не менше 10 м-коду.

9.3.4. Для кожної групи надземних резервуарів по периметру повинні передбачатися замкнуте обвалування або газонепроникна стінка, що захищає, з негорючих матеріалів висотою не менше 1 м, розраховані на 85% місткості резервуарів у групі. Ширина земляного валу по верху повинна бути не менше 0,5 м. Відстань (у світлі) від резервуарів до підошви обвалування або стіни, що захищає, повинні дорівнювати половині діаметра найближчого резервуара, але не менше 1 м. Обвалування (огороджувальна стінка) має бути розраховане на міцність з умови повного заповнення водою простору всередині обвалування ( стіни, що захищає). Відведення води з обвалованої території бази зберігання слід передбачати в автоцистерни або за рахунок планування території бази зберігання з випуском через дощеприймач із гідрозатвором.

Ширина застосовуваної огороджувальної стінки бази зберігання ЗВГ - в залежності від матеріалу.

Для входу на територію бази зберігання ЗВГ з обох боків обвалування або огороджувальної стінки має бути обладнано не менше двох на кожну групу надземних резервуарів сходів-переходів з іскробезпечним покриттям шириною 0,7 м, розташованих з протилежних сторін обвалування (огороджувальної стінки).

9.4. Технічні пристрої мережі інженерно-технічного забезпечення ДПС та ДНП

9.4.1. Для переміщення рідкої та парової фаз СУГ трубопроводами ДПС, ГНП слід обладнати насосами, компресорами або випарними установками.

Допускається використовувати енергію природного газу для зливу та наливу ЗВГ, тиск насиченої пари яких при температурі 45 °C не перевищує 1,2 МПа.

9.4.2. Компресори та насоси слід розміщувати в опалювальних приміщеннях.

Підлога приміщення, де розміщуються насоси та компресори, має бути не менш ніж на 0,15 м вище за планувальні позначки прилеглої території.

Компресори, що працюють з повітряним охолодженням, та насоси допускається встановлювати у відкритих будівлях.

9.4.3. Насоси та компресори слід встановлювати на фундаментах, не пов'язаних із фундаментами іншого обладнання та стінами будівлі.

Розміри (у світлі) при розміщенні в один ряд двох насосів і більше або компресорів повинні бути не менше, м:

ширина основного проходу фронтом обслуговування ……………… 1,5;

відстань між насосами …………………………………. 0,8;

відстань між компресорами …………………………….. 1,5;

відстань між насосами та компресорами …………………… 1,0;

відстань від насосів та компресорів до стін приміщення ……….. 1,0.

9.4.4. Для зливу СУГ з переповнених балонів і СУГ, що не випарувався, резервуари розміщують:

у межах бази зберігання - за загальної місткості резервуарів понад 10 м3;

на відстані не менше 3 м від будівлі наповнювального цеху (на непроїжджій території) – за загальної місткості резервуарів до 10 м3.

9.4.5. Для наповнення ЗВГ автоцистерн обладнають наповнювальні колонки.

9.4.6. Для визначення маси ЗВГ при наповненні автоцистерн застосовують автоваги, а для визначення маси ЗВГ при зливі із залізничних цистерн - залізничні ваги. Дозволяється визначати ступінь наповнення (опорожнення) за допомогою рівнемірних пристроїв, встановлених на автоцистернах (залізничних цистернах).

9.4.7. На трубопроводах рідкої та парової фаз до колонок слід використовувати пристрої, що відключають, на відстані не менше 10 м від колонок.

9.4.8. Випарні установки, що розміщуються в приміщеннях, слід розташовувати в будівлі наповнювального цеху або в окремому приміщенні будівлі, де є газоспоживаючі установки, або в окремій будівлі, що відповідає вимогам для будівель категорії А. При цьому випарні установки, що розташовуються в приміщеннях ДПС без постійного перебування обслуговуючого персоналу повинні бути обладнані дублюючими приладами контролю роботи установки, що розміщуються в приміщеннях ДПС з обслуговуючим персоналом.

При необхідності передбачають підігрів ЗВГ перед наповненням балонів.

При використанні підігрітого газу слід контролювати його температуру, яка не повинна перевищувати 45 °C.

9.4.9. Використання у виробничій зоні ДПС випарних установок із застосуванням відкритого вогню не допускається.

9.4.10. При проектуванні систем водопостачання, каналізації, електропостачання, опалення та вентиляції та пожежогасіння ДПС слід виконувати вимоги технічних регламентів, СП 30.13330, СП 31.13330, СП 32.13330, СНиП 41-02, СП 60.13 3,13 3,3 3,3 3. , Правил пристрою електроустановок та цього розділу.

9.4.11. На водопровідних та каналізаційних колодязях, що розташовуються в зоні радіусом 50 м від будівель із вибухопожежної небезпеки категорії А, а також зовнішніх установок категорії Ан та споруд ДПС, ДНП із вибухонебезпечними зонами класу В-Iг, необхідно використовувати по дві кришки. Простір між кришками має бути ущільнений матеріалом, що виключає проникнення ЗВГ у колодязі у разі його витоку.

9.4.12. На ГНС, ГНП встановлюють систему зовнішнього пожежогасіння, що включає резервуари з протипожежним запасом води, насосну станцію і кільцевий водопровід високого тиску з пожежними гідрантами. Допускається використання кільцевого водопроводу високого тиску поселень та підприємств, на яких розміщено ДПС, ДНП.

При загальній місткості резервуарів на базі зберігання 200 м3 і менше допускається передбачати для гасіння пожежі систему водопроводу низького тиску або пожежогасіння із резервуарів (водоймів).

9.4.13. Витрати води на зовнішнє пожежогасіння ДПС слід приймати за таблицею 13.

9.4.14. Протипожежну насосну станцію на ДПС із надземними резервуарами за надійністю електропостачання слід відносити до категорії I.

При електропостачанні ДПС від одного джерела живлення передбачають встановлення резервних протипожежних насосів з дизельним приводом або дизельної підстанції з підключенням до неї насосів з електроприводами.

9.4.15. Закриті приміщення виробничих будівель ДПС та ДНП, в яких звертаються ЗВГ, слід обладнати припливно-витяжною вентиляцією з урахуванням вимог СП 60.13330. Допускається проектувати змішану вентиляцію із частковим використанням систем природної вентиляції.

Кратність повітрообміну в даних приміщеннях повинна бути не менше 10 обмінів на годину у робочий час та трьох обмінів на годину у неробочий час.

9.4.16. Витяжка з виробничих приміщень, в яких звертаються ЗВГ, повинна бути з нижньої і верхньої зон приміщення, при цьому з нижньої зони необхідно забирати не менше 2/3 об'єму повітря, що видаляється, з урахуванням кількості повітря, що видаляється місцевими відсмоктувачами. Прорізи систем загальнообмінної витяжної вентиляції повинні бути обладнані на рівні 0,3 м від підлоги.

Припливно-витяжну або витяжну механічну вентиляцію обладнують для приямків глибиною 0,5 м і більше, які розташовані в цих приміщеннях і потребують щоденного обслуговування.

Вентилятори витяжної механічної вентиляції, з урахуванням їхнього кліматичного виконання, допускається розміщувати зовні виробничої будівлі. При цьому вентилятори мають бути захищені від впливу атмосферних опадів.

Неопалювані виробничі приміщення, в яких звертаються ЗВГ, допускається не обладнати примусовою припливно-витяжною вентиляцією, при цьому площа отворів у зовнішніх конструкціях, що захищають, повинна бути не менше 50% загальної площі зовнішніх конструкцій, що захищають.

9.4.17. Електроприводи насосів, компресорів та іншого обладнання, яке встановлюється у виробничих приміщеннях категорії А, слід блокувати з вентиляторами витяжних системщоб вони не могли працювати при відключенні вентиляції.

9.4.18. Клас вибухонебезпечної зони у приміщеннях та біля зовнішніх установок, відповідно до яких повинен проводитись вибір електрообладнання для ДПС та ДНП, повинен відповідати Правилам пристрою електроустановок, Правилам пожежної безпеки, СП 12.13130.

9.4.19. Електроприймачі будівель та споруд об'єктів, на які поширюються вимоги цього розділу, слід відносити щодо забезпечення надійності електропостачання до категорії III, за винятком електроприймачів протипожежної насосної станції, аварійної вентиляції, сигналізаторів до вибухонебезпечних концентрацій, пожежної сигналізації, зовнішніх та внутрішніх систем пожежогасіння, забезпечення шляхів евакуації, які слід відносити до категорії I.

Проектування даних систем - відповідно до вимог СП 31.13330 та правил безпеки та .

9.4.20. Приміщення насосно-компресорного, наповнювального, випарного та фарбувального відділень, крім робочого освітлення, слід обладнати додатковим аварійним освітленням.

Дозволяється застосовувати для аварійного освітлення акумуляторні ліхтарі на напругу не вище 12 В у вибухозахищеному виконанні.

9.4.21. Схеми електропостачання та автоматизації виробничих приміщень категорії А повинні передбачати:

у разі виникнення пожежі - автоматичне відключення технічних пристроїв, систем вентиляції та включення світлових та звукових сигналів, систем пожежогасіння;

при небезпечній концентрації ЗВГ у повітрі приміщення, що перевищує 10% нижньої концентраційної межі поширення полум'я, - включення аварійної системивентиляції, відключення електричних приводів насосів, компресорів та іншого технологічного обладнаннявідповідно до СП 60.13330 та СП 7.13130.

9.4.22. На території ДПС та ГНП слід передбачати зовнішнє та охоронне освітлення та сигналізацію, телефонний зв'язок та відеоспостереження.

Керування зовнішнім та охоронним освітленням та системою відеоспостереження слід здійснювати з місць з постійним перебуванням персоналу (наприклад, приміщення прохідної).

9.4.23. Прокладання повітряних ліній електропередачі над територією ДПС та ДНП не допускається.

9.4.24. Для будівель, споруд, зовнішніх установок категорії Ан, газопроводів та інших мереж інженерно-технічного забезпечення залежно від класу вибухонебезпечних зон повинен бути передбачений блискавкозахист відповідно до чинних нормативних документів.

9.5. Автогазозаправні станції

9.5.1. Автогазозаправні станції, технологічні ділянки ЗВГ на багатопаливних АЗС (далі — АГЗС) проектують відповідно до вимог та (або) техніко-економічної документації (ТЕД), погодженої в установленому порядку, та вимог цього зводу правил.

Крім того, при проектуванні АГЗС слід дотримуватись вимог інших нормативних документів, які можуть поширюватися на проектування даних об'єктів.

При проектуванні АГЗС слід враховувати вимоги 9.4.11 цього склепіння правил.

Навколо АГЗС має бути передбачена провітрювана огорожа заввишки не менше 1,6 м із негорючих матеріалів.

9.6. Проміжні склади балонів

9.6.1. Проміжні склади балонів слід розміщувати на території поселень на відстані від будівель та споруд відповідно до таблиці 9 як для складу наповнених балонів на ДПС, ДНП.

Будинки проміжних складів балонів повинні відповідати вимогам до будівель виробничої зони ДПС, ДНП, у тому числі до мереж інженерно-технічного забезпечення.

Будинки проміжних складів балонів відносять до категорії А відповідно до СП 4.13130 та СП 12.13130.

Проміжні склади балонів ЗВГ мають проектуватися з урахуванням вимог СП 56.13330.

Навколо проміжних складів балонів ЗВГ має бути передбачена огорожа, що провітрюється, висотою не менше 1,6 м з негорючих матеріалів.

Склади з балонами для ЗВГ на території промислових підприємств розміщують відповідно до вимог СП 18.13330 та СП 4.13130.

Відстань від складу балонів до будівель садівницьких та дачних селищ, наведених у графі 1 таблиці 9, допускається зменшувати не більше ніж у два рази за умови розміщення на складі не більше 150 балонів по 50 л (7,5 м3).

10. Контроль якості будівництва та приймання

виконаних робіт. Нагляд за будівництвом

10.1. загальні положення

10.1.1. У процесі будівництва мереж газорозподілу, газоспоживання та об'єктів ЗВГ повинні здійснюватися будівельний контроль та державний будівельний наглядвідповідно до СП 48.13330.

Будівельний контроль проводиться особою, яка здійснює будівництво, забудовником, замовником або залученими ними особами, які мають свідоцтво про допуск до цих видів робіт.

На об'єктах, проектна документація яких підлягає експертизі, має здійснюватись державний будівельний нагляд. При будівництві небезпечних виробничих об'єктівмає здійснюватись авторський нагляд проектувальника.

Будівельний контроль включає:

вхідний контроль проектної робочої документації та результатів інженерних вишукувань, матеріалів, технічних пристроїв, технологічних пристроїв газовикористовуючого обладнання та наявності дозвільних документів;

операційний контроль будівельно-монтажних робіт (земляних, зварювальних, ізоляційних робіт, робіт з випробування газопроводів, монтажу будівельних конструкцій будівель та споруд тощо);

приймальний контроль, у якого проводиться перевірка якості виконаних работ. Результати приймального контролю оформлюють записами у будівельному паспорті, актами, протоколами випробувань.

10.1.2. Після завершення будівництва замовник спільно з будівельною організацією за участю експлуатаційної організації здійснює заключну оцінку відповідності об'єкта вимогам законодавства, проектної та нормативної документації.

10.2. Зовнішній огляд та вимірювання

10.2.1. Зовнішнім оглядом та вимірами перевіряють:

глибину закладання підземного (наземного) або розташування надземного газопроводу; ухили; будову основи, ліжка або опор; довжину, діаметр та товщину стінок газопроводу; установку запірної арматури та інших елементів газопроводу. Вимірювання проводять за ГОСТ 26433.2;

тип, розміри та наявність дефектів на кожному із зварних стикових з'єднань трубопроводів;

суцільність, адгезію до сталі та товщину захисних покриттів труб, сполучних деталей, а також резервуарів ЗВГ.

10.2.2. Перевірку ізоляційного покриття підземних газопроводів (резервуарів) проводять до та після опускання їх у траншею (котлован). Норма контролю встановлюється відповідно до ГОСТ 9.602-2005.

10.2.3. Виявлені зовнішнім оглядом та вимірами дефекти усувають. Неприпустимі дефекти зварних з'єднань повинні бути видалені.

10.3. Механічні випробування

10.3.1. Механічним випробуванням піддають:

пробні (допускні) зварні стики та паяні з'єднання; випробування проводять для перевірки технології зварювання та паяння стиків сталевих, мідних та поліетиленових газопроводів;

зварні стики сталевих газопроводів, що не підлягають контролю фізичними методами, та стики підземних газопроводів, зварених газовим зварюванням. Зразки стикових з'єднань відбирають у період виробництва зварювальних робіту кількості 0,5% загальної кількості стикових з'єднань, зварених кожним зварником, але не менше двох стиків діаметром 50 мм і менше і не менше одного стику діаметром понад 50 мм, зварених ним протягом календарного місяця.

Стики сталевих газопроводів випробовують на статичне розтягування та статичний вигин (загин) за ГОСТ 6996.

Зварні з'єднання мідних газопроводів випробовують на статичне розтягнення за ГОСТ 6996, а паяні з'єднання мідних газопроводів - ГОСТ 28830.

Стики поліетиленових газопроводів випробовують на розтяг за додатком Е ГОСТ Р 52779.

10.3.2. Механічні властивості стиків сталевих труб з умовним проходом понад 50 визначають випробуваннями на розтяг та згинання зразків (вирізаних рівномірно по периметру кожного відібраного стику) зі знятим посиленням відповідно до ГОСТ 6996.

Результати механічних випробувань стику вважаються незадовільними, якщо:

середньоарифметичне значення межі міцності трьох зразків при випробуванні на розтяг буде менше значення нормативної межі міцності основного металу труби;

середньоарифметичне значення кута вигину трьох зразків при випробуванні на вигин буде менше 120 ° для дугового зварювання і менше 100 ° - для газового зварювання;

результат випробувань хоча б одного з трьох зразків по одному з видів випробувань буде на 10% нижче за нормативне значення показника міцності або кута вигину.

Результати механічних випробувань зварного або паяного з'єднання мідних труб вважають незадовільними, якщо руйнація сталася зварним швом, а середньоарифметичне значення межі міцності двох зразків при випробуванні на розтяг менше 210 МПа.

10.3.3. Механічні властивості зварних стиків сталевих труб умовним проходом до 50 включно повинні визначатися випробуваннями цілих стиків на розтяг та сплющування. Для труб цих діаметрів половину відібраних для контролю стиків (з незнятим посиленням) випробовують на розтяг і половину (зі знятим посиленням) - на сплющування.

Результати механічних випробувань зварного стику вважають незадовільними, якщо:

межа міцності при випробуванні стику на розтяг менш нормативної межі міцності основного металу труби;

просвіт між стискуючими поверхнями преса з появою першої тріщини на зварному шві при випробуванні стику на сплющування перевищує 5S, де S - номінальна товщина стінки труби.

10.3.4. При незадовільних випробуваннях хоча б одного стику проводять повторні випробування на подвоєній кількості стиків. Випробування проводять за видом випробувань, що дав незадовільні результати.

У разі отримання при повторних випробуваннях незадовільних результатів хоча б на одному стику всі стики, зварені даним зварювальником протягом календарного місяця на конкретному об'єкті газовим зварюванням, повинні бути видалені, а стики, зварені дуговим зварюванням, перевірені радіографічним методом контролю.

10.3.5. Виключено з 1 січня 2013 року. - Зміна N 1, утв. Наказом Мінрегіону України від 10.12.2012 N 81/ГС.

10.3.6. Виключено з 1 січня 2013 року. - Зміна N 1, утв. Наказом Мінрегіону України від 10.12.2012 N 81/ГС.

10.3.7. В арбітражних випадках допускається проводити наступні механічні випробування за ГОСТ Р 50838 та ГОСТ Р 52779:

- стикових зварних з'єднань на осьове розтяг;

- зварних з'єднань, виконаних за допомогою деталей із ДН, на стійкість до відриву сплющуванням.

10.3.8. Виключено з 1 січня 2013 року. - Зміна N 1, утв. Наказом Мінрегіону України від 10.12.2012 N 81/ГС.

10.4. Контроль за фізичними методами

10.4.1. Контролю фізичними методами підлягають стики закінчених будівництвом ділянок газопроводів, виконаних електродуговим і газовим зварюванням (газопроводи зі сталевих труб), а також зварюванням нагрітим інструментом встик (газопроводи з поліетиленових труб), відповідно до таблиці 14. Допускається зменшувати на 60% кількість контрольованих газопроводів, зварених з використанням зварювальної техніки середнього ступеня автоматизації, атестованої та допущеної до застосування у встановленому порядку.

Обов'язковому контролю за фізичними методами не підлягають стики поліетиленових газопроводів, виконані на зварювальній техніці високого ступеня автоматизації, атестованої та допущеної до застосування в установленому порядку.

Зварювання поліетиленових газопроводів з'єднувальними деталями з ДН має виконуватися апаратами, що здійснюють реєстрацію результатів зварювання з їх подальшою видачею у вигляді роздрукованого протоколу.

Контроль стиків сталевих газопроводів проводять радіографічним – за ГОСТ 7512 та ультразвуковим – за ГОСТ 14782 методами. Стики поліетиленових газопроводів перевіряють ультразвуковим методом згідно з ГОСТ 14782.

Контроль з'єднань багатошарових полімерних та мідних газопроводів проводять зовнішнім оглядом та обмилюванням при випробуванні газопроводу.

10.4.2. Ультразвуковий метод контролю зварних стиків сталевих газопроводів застосовується за умови проведення вибіркової перевірки не менше ніж 10% стиків радіографічним методом. При отриманні незадовільних результатів радіографічного контролю хоча б одному стику обсяг контролю слід збільшити до 50% загальної кількості стиків. У разі повторного виявлення дефектних стиків усі стики, зварені конкретним зварювальником на об'єкті протягом календарного місяця та перевірені ультразвуковим методом, мають бути піддані радіографічному контролю.

10.4.3. При незадовільних результатах контролю ультразвуковим методом стикових з'єднань сталевих та поліетиленових газопроводів проводять перевірку подвоєної кількості стиків на ділянках, які на момент виявлення шлюбу були прийняті за результатами цього виду контролю. Якщо при повторній перевірці якість хоча б одного з стиків, що перевіряються, виявиться незадовільним, то всі стики, зварені даним зварювальником на об'єкті, повинні бути перевірені ультразвуковим методом.

10.4.4. Виправлення дефектів шва стиків сталевих газопроводів, виконаних газовим зварюванням, не допускається. Виправлення дефектів шва, виконаного дуговим зварюванням, допускається проводити видаленням дефектної частини та заварювання її заново з подальшою перевіркою всього зварного стику радіографічним методом. Перевищення висоти посилення зварного шва щодо розмірів, встановлених ГОСТ 16037 дозволяється усувати механічною обробкою. Підрізи слід виправляти наплавленням ниткових валиків заввишки не більше 2 - 3 мм, при цьому висота ниткового валика не повинна перевищувати висоту шва. Виправлення дефектів підчеканкою та повторний ремонт стиків не допускається.

Дефектні стикові з'єднання поліетиленових газопроводів не підлягають виправленню і повинні бути видалені.

10.4.5. За ступенем автоматизації зварювальні апарати для стикового з'єднання поліетиленових труб та деталей поділяють на:

а) апарати з високим ступенем автоматизації - зварювальні апарати (машини), що мають комп'ютерну програму основних параметрів зварювання, комп'ютерний контроль їх дотримання під час технологічного процесу, комп'ютерне управління процесом зварювання та послідовністю етапів технологічного процесу в заданому програмою режимі (у тому числі автоматичне видалення нагрівального) інструменту), реєстрацію результатів зварювання та подальшу видачу інформації у вигляді роздрукованого протоколу на кожен стик після закінчення процесу зварювання;

б) апарати із середнім ступенем автоматизації - зварювальні машини, що мають частково комп'ютеризовану програму основних параметрів зварювання, повний комп'ютеризований контроль дотримання режиму зварювання протягом усього циклу, а також здійснюють реєстрацію результатів зварювання та їх подальшу видачу у вигляді роздрукованого протоколу;

в) апарати з ручним управлінням - машини з ручним управлінням процесом зварювання при візуальному або автоматичному контролі дотримання режиму зварювання протягом усього циклу. Режими зварювання реєструються в журналі виконання робіт або випускаються у вигляді роздрукованого протоколу з реєструючого пристрою.

10.5. Випробування газопроводів

10.5.1. Закінчені будівництвом або реконструкцією зовнішні та внутрішні газопроводи (далі - газопроводи) слід випробовувати на герметичність повітрям.

Для випробування на герметичність повітрям газопровід відповідно до проекту виконання робіт слід розділити на окремі ділянки, обмежені заглушками або закриті лінійною арматурою та запірними пристроями перед газовикористовуючим обладнанням, з урахуванням допустимого перепаду тиску для арматури (пристроїв) даного типу.

Якщо арматура, обладнання та прилади не розраховані на випробувальний тиск, замість них на період випробувань слід встановлювати котушки, заглушки.

Газопроводи житлових, громадських, побутових, адміністративних, виробничих будівель та котелень слід випробовувати на ділянці від вимикаючого пристрою на введенні в будівлю до кранів газовикористовуючого обладнання.

Випробування газопроводів має проводити будівельна організаціяу присутності представника експлуатаційної організації.

Результати випробувань оформлюють записом у будівельному паспорті.

10.5.2. Перед випробуванням на герметичність внутрішня порожнина газопроводу має бути очищена відповідно до проекту виконання робіт. Очищення порожнини внутрішніх газопроводів та газопроводів ГРП (ГРУ) слід проводити продуванням повітрям перед їх монтажем.

10.5.3. Для проведення випробувань газопроводів застосовують манометр класу точності 0,15. Допускається застосування манометрів класу точності 0,40, а також класу точності 0,6. При випробувальному тиску до 0,01 МПа застосовують V-подібні манометри рідини (з водяним заповненням).

10.5.4. Випробування підземних газопроводів проводять після їх монтажу в траншеї і присипки вище верхньої труби, що утворює, не менше ніж на 0,2 м або після повного засипання траншеї.

Зварні з'єднання сталевих газопроводів мають бути ізольовані.

10.5.5. До початку випробувань на герметичність газопроводи витримують під випробувальним тиском протягом часу, необхідного для вирівнювання температури повітря в газопроводі та температури ґрунту.

При випробуванні надземних та внутрішніх газопроводів слід дотримуватись заходів безпеки, передбачених проектом виконання робіт.

10.5.6. Випробування газопроводів на герметичність проводять подачею в газопровід стисненого повітря та створенням у газопроводі випробувального тиску. Значення випробувального тиску та час витримки під тиском сталевих підземних газопроводів та підземних газопроводів-вводів із мідних труб – відповідно до таблиці 15.

При переході підземної ділянки поліетиленового газопроводу на сталевий газопровід випробування цих газопроводів проводять окремо:

ділянку підземного поліетиленового газопроводу, включаючи нероз'ємне з'єднання, випробовують за нормами випробування поліетиленових газопроводів;

ділянку сталевого газопроводу випробовують за нормами випробування сталевих газопроводів.

10.5.7. Норми випробувань поліетиленових газопроводів, сталевих надземних газопроводів, газопроводів-вводів із мідних труб та технічних пристроїв ГРП, а також внутрішніх газопроводів будівель – за таблицею 16. Температура зовнішнього повітря в період випробування поліетиленових газопроводів повинна бути не нижчою від мінус 20 °C.

10.5.8. Випробування підземних газопроводів, що прокладаються у футлярах на ділянках переходів через штучні та природні перешкоди, проводять у три стадії:

1) після зварювання переходу до укладання на місце;

2) після укладання та повного засипання переходу;

3) разом із основним газопроводом.

Випробування після повного монтажу та засипання переходу за погодженням з експлуатаційною організацією допускається не проводити.

Випробування внутрішніх газопроводів із багатошарових труб проводять у два етапи:

1) випробування на міцність тиском 0,1 МПа протягом 10 хв;

2) випробування на герметичність тиском 0,015 МПа протягом 10 хв.

Випробування ділянок переходів допускається проводити в одну стадію разом із основним газопроводом у випадках:

відсутності зварних з'єднань у межах переходу;

використання методу похило-спрямованого буріння;

використання в межах переходу для зварювання поліетиленових труб деталей із ЗН або зварювального обладнання із середнім та високим ступенем автоматизації.

Умови випробувань газопроводів та технічних пристроїв ГРПБ, ПРГШ та ГРУ, виготовлених у заводських умовах, встановлюють за нормами випробувань для ГРП.

При монтажі ГРУ ділянку газопроводу від пристрою, що відключає, на вступному газопроводі до першого відключаючого пристрою всередині будівлі випробовують за нормами надземного газопроводу. Ділянку газопроводу та технічних пристроїв ГРУ від першого вимикаючого пристрою до регулятора тиску випробовують за нормами, передбаченими для внутрішніх газопроводів за вхідним тиском.

Газопроводи та технічні пристрої ГРУ після регулятора тиску випробовують за нормами, передбаченими для внутрішніх газопроводів відповідного тиску.

Випробування газопроводів із мідних труб проводять за нормами газопроводів із сталевих труб.

10.5.9. Результати випробування на герметичність вважають позитивними, якщо протягом випробування тиск у газопроводі не змінюється, тобто не фіксується видиме падіння тиску манометром класу точності 0,6, а за манометрами класу точності 0,15 та 0,4, а також рідинним манометром падіння тиску фіксується в межах одного розподілу шкали.

Після завершення випробувань газопроводу тиск знижують до атмосферного, встановлюють автоматику, арматуру, обладнання, контрольно-вимірювальні прилади та витримують газопровід протягом 10 хв під робочим тиском. Герметичність роз'ємних з'єднань перевіряють мильною емульсією.

Дефекти, виявлені у процесі випробувань газопроводів, слід усувати лише після зниження тиску у газопроводі до атмосферного.

Після усунення дефектів, виявлених в результаті випробування газопроводу на герметичність проводять повторне випробування.

Стики газопроводів, зварені після випробувань, слід перевірити фізичним методом контролю.

10.5.10. Резервуари зріджених вуглеводневих газів разом з обв'язкою по рідкій та паровій фазах випробовують відповідно до вимог Правил пристрою та безпечної експлуатації судин, що працюють під тиском.

10.6. Приймання в експлуатацію замовником закінчених будівництвом мереж газорозподілу, газоспоживання та об'єктів ЗВГ

10.6.1. Приймання в експлуатацію закінчених будівництвом мереж газорозподілу, газоспоживання та об'єктів ЗВГ здійснюється відповідно до встановленого законодавства.

10.6.2. Приймання закінченого будівництвом об'єкта мереж газорозподілу, газоспоживання та об'єкта ЗВГ може бути оформлено актом за формою, представленою в Додатку Ж.

Додаток А

(довідкове)

НОРМАТИВНІ ДОКУМЕНТИ

СП 20.13330.2011. «СНіП 2.01.07-85 *. Навантаження та впливи»
СП 28.13330.2010. «СНіП 2.03.11-85. Захист будівельних конструкцій від корозії»
СП 30.13330.2010. «СНіП 2.04.01-85. Внутрішній водопровід та каналізація будівель»
СП 31.13330.2010. «СНіП 2.04.02-84. Водопостачання. Зовнішні мережі та споруди»
СП 32.13330.2010. «СНіП 2.04.03-85. Каналізація. Зовнішні мережі та споруди»
БНіП 2.05.06-85. Магістральні трубопроводи
СП 42.13330.2011. «СНіП 2.07.01-89. Містобудування. Планування та забудова міських та сільських поселень»
СП 48.13330.2011. «СНіП 12-01-2004. Організація будівництва»
СП 56.13330.2011. «СНіП 31-03-2001. Виробничі будинки»
БНіП 32-01-95. Залізниці колії 1520 мм
СП 60.13330.2010. «СНіП 41-01-2003. Опалення, вентиляція та кондиціювання»
БНіП 41-02-2003. Теплові мережі
Абзац виключено з 1 січня 2013 року. - Зміна N 1, утв. Наказом Мінрегіону України від 10.12.2012 N 81/ГС.
СП 18.13330.2011. «СНіП II-89-80. Генеральні плани промислових підприємств»
СП 4.13130.2009. Збірка правил. Системи протипожежного захисту. Обмеження поширення пожежі на об'єктах захисту. Вимоги до об'ємно-планувальних та конструктивних рішень
СП 7.13130.2009. Збірка правил. Опалення, вентиляція та кондиціювання. Протипожежні вимоги
СП 8.13130.2009. Збірка правил. Системи протипожежного захисту. Джерела зовнішнього протипожежного водопостачання. Вимоги пожежної безпеки
СП 10.13130.2009. Збірка правил. Системи протипожежного захисту. Внутрішній протипожежний водопровід. Вимоги пожежної безпеки
СП 12.13130.2009. Визначення категорій приміщень, будівель та зовнішніх установок з вибухопожежної та пожежної небезпеки
ГОСТ 9.602–2005. єдина системазахисту від корозії та старіння. Споруди підземні. Загальні вимоги до захисту від корозії
ГОСТ 859-2001. Мідь. Марки
ГОСТ 5542-87. Гази горючі природні для промислового та комунально-побутового призначення. Технічні умови
ГОСТ 6996-66. Зварні з'єднання. Методи визначення механічних властивостей
ГОСТ 7512-82. Контроль неруйнівний. З'єднання зварені. Радіографічний метод
ГОСТ 9544-2005. Арматура трубопровідна запірна. Класи та норми герметичності затворів
ГОСТ 14782-86. Контроль неруйнівний. З'єднання зварені. Методи ультразвукові
ГОСТ 16037-80. З'єднання зварних сталевих трубопроводів. Основні типи, конструктивні елементи та розміри
ГОСТ 16038-80. Зварювання дугове. З'єднання зварних трубопроводів з міді та мідно-нікелевого сплаву. Основні типи, конструктивні елементи та розміри
ГОСТ 19249-73. З'єднання паяні. Основні типи та параметри
ГОСТ 20448-90. Гази вуглеводневі скраплені паливні для комунально-побутового споживання. Технічні умови
ГОСТ 26433.2-94. Система забезпечення точності геометричних параметрів у будівництві. Правила виконання вимірювань параметрів будівель та споруд
ГОСТ 27578-87. Гази вуглеводневі скраплені для автомобільного транспорту. Технічні умови
ГОСТ 27751-88. Надійність будівельних конструкцій та основ. Основні положення щодо розрахунку
ГОСТ 28830-90. З'єднання паяні. Методи випробувань на розтяг та тривалу міцність
ГОСТ Р 50838-2009 (ІСО 4437:2007). Труби із поліетилену для газопроводів. Технічні умови
ГОСТ Р 51982-2002. Регулятори тиску для газових апаратів із тиском на вході до 20 кПа. Загальні технічні вимоги та методи випробувань
ГОСТ Р 52087-2003. Гази вуглеводневі скраплені паливні. Технічні умови
ДЕРЖСТАНДАРТ Р 52318-2005. Труби мідні круглого перерізу для води та газу. Технічні умови
ГОСТ Р 52779-2007 (ІСО 8085-2:2001, ІСО 8085-3:2001). Деталі з'єднувальні із поліетилену для газопроводів. Загальні технічні умови
ГОСТ Р 52922-2008. Фітинги з міді та мідних сплавів для з'єднання мідних труб способом капілярного паяння. Технічні умови
ДЕРЖСТАНДАРТ Р 52948-2008. Фітинги з міді та мідних сплавів для з'єднання мідних труб способом пресування. Технічні умови
ДЕРЖСТАНДАРТ Р 52949-2008. Фітинги-перехідники з міді та мідних сплавів для з'єднання трубопроводів. Технічні умови.

БІБЛІОГРАФІЯ

НВБ 105-03. Визначення категорій приміщень, будівель та зовнішніх установок з вибухопожежної та пожежної небезпеки
ПУЕ. Правила влаштування електроустановок
НВБ 110-03. Перелік будівель, споруд, приміщень та обладнання, що підлягають захисту автоматичними установками пожежогасіння та автоматичною пожежною сигналізацією
НВБ 104-03. Системи оповіщення та управління експлуатацією людей під час пожеж у будівлях та спорудах
НВБ 111-98*. Автозаправні станції. Вимоги пожежної безпеки
ПБ 03-576-03. Правила влаштування та безпечної експлуатації судин, що працюють під тиском.
СО 153-34.21.122-2003 Інструкція з влаштування блискавкозахисту будівель, споруд та промислових комунікацій
РД 34.21.122-97 Інструкція з проектування та влаштування блискавкозахисту будівель та споруд
СП 41-108-2004 «Поквартирне теплопостачання житлових будівель із теплогенераторами на газовому паливі»
Постанова Уряду РФ від 16 лютого 2008 N 87 «Про склад розділів проектної документації та вимоги до їх змісту».

Подивіться також:

Куди здати на утилізацію відходи, техніку та інші речі

Св. 1,2 до 1,6 (для ЗВГ)
Газопроводи та обладнання ГРП

св. 0,005 до 0,3
св. 0,3 до 0,6
Св. 0,6 до 1,2
Газопроводи всередині будівель, газопроводи та обладнання ГРУ
Газопроводи житлових будівель тиском до 0,003
Газопроводи котелень, громадських, адміністративних, побутових та виробничих будівель тиском:

св. 0,005 до 0,1
св. 0,1 до 0,3	1,25 від робітника, але не більше 0,3
св. 0,3 до 0,6	1,25 від робітника, але не більше 0,6
св. 0,6 до 1,2	1,25 від робітника, але не більше 1,2
св. 1,2 до 1,6 (для ЗВГ)	1,25 від робітника, але не більше 1,6

10.5.8 Підземні газопроводи, що прокладаються у футлярах на ділянках переходів через штучні та природні перешкоди, слід випробовувати у три стадії:

Після зварювання переходу до укладання місце;
після укладання та повного засипання переходу;
разом із основним газопроводом.
Дозволяється не проводити випробування після повного монтажу та засипання переходу за погодженням з експлуатаційною організацією.
Випробування ділянок переходів дозволяється проводити в одну стадію разом із основним газопроводом у випадках:
відсутності зварних з'єднань у межах переходу;
використання методу похило-спрямованого буріння;
використання в межах переходу для зварювання поліетиленових труб деталей із заставними нагрівачами або зварювального обладнання з високим ступенем автоматизації.

10.5.9 Результати випробування на герметичність слід вважати позитивними, якщо за період випробування тиск у газопроводі не змінюється, тобто немає видимого падіння тиску за манометром класу точності 0,6, а за манометрами класу точності 0,15 та 0,4, а також за рідинним манометром падіння тиску фіксується в межах одного розподілу шкали.

При завершенні випробувань газопроводу тиск слід зменшити до атмосферного, встановити автоматику, арматуру, обладнання, контрольно-вимірювальні прилади та витримати газопровід протягом 10 хв під робочим тиском. Герметичність роз'ємних з'єднань слід перевірити мильною емульсією.

Після усунення дефектів, виявлених у результаті випробування газопроводу на герметичність, слід повторно випробувати.

Стики газопроводів, зварені після випробувань, слід перевірити фізичним методом контролю.

10.5.10 Резервуари зріджених вуглеводневих газів разом з обв'язкою по рідкій та паровій фазах слід випробовувати відповідно до вимог правил пристрою та безпечної експлуатації судин, що працюють під тиском.

10.6 ПРИЙМАННЯ ЗАМОВНИКОМ ЗАКІНЧЕНИХ
БУДІВНИЦТВОМ ОБ'ЄКТІВ ГАЗОРОЗПОДІЛЬНИХ СИСТЕМ

10.6.1 Для приймання закінченого будівництвом об'єкта газорозподільної системи замовник створює приймальну комісію.

До складу приймальної комісії включаються представники замовника (голова комісії), проектної та експлуатуючої організацій. Представники органів Держгіртехнагляду Росії включаються до складу приймальної комісії під час приймання об'єктів, підконтрольних цим органам.

10.6.2 Генеральний підрядник пред'являє приймальній комісії на завершений будівництвом об'єкт газорозподільної системи наступну документацію в одному примірнику:

Комплект робочих креслень (виконавчу геодезичну документацію за ГОСТ Р 51872) на будівництво об'єкта, що пред'являється до приймання, з написами, зробленими особами, відповідальними за виконання будівельно-монтажних робіт, про відповідність виконаних у натурі робіт цим кресленням або внесеним у них проектною організацією змін;
сертифікати заводів-виробників (їхні копії, витяги з них, завірені особою, відповідальною за будівництво об'єкта) на труби, фасонні частини, зварювальні та ізоляційні матеріали;
технічні паспорти заводів-виробників (заготівельних майстерень) або їх копії на обладнання, вузли, сполучні деталі, ізоляційні покриття, ізолюючі фланці, арматуру діаметром понад 100 мм, а також інші документи, що засвідчують якість обладнання (виробів);
інструкції заводів-виробників з експлуатації газового обладнання та приладів;
будівельні паспорти: зовнішнього газопроводу, газового введення; внутрішньобудинкового (внутрішньоцехового) газоустаткування; ГРП; резервуарної установки ЗВГ;
протокол перевірки зварних стиків газопроводу радіографічним методом, протоколи механічних випробувань зварних стиків сталевого та поліетиленового газопроводів; протокол перевірки зварних стиків газопроводу ультразвуковим методом та протокол перевірки якості стиків, виконаних контактним зварюванням та пайкою;
акт розбивки та передачі траси (майданчика) для підземного газопроводу та резервуарів ЗВГ;
журнал обліку робіт (для підземних газопроводів протяжністю понад 200 м та резервуарів ЗВГ) - на вимогу замовника;
акт приймання передбачених проектом установок електрохімічного захисту (для підземних газопроводів та резервуарів ЗВГ);
акти приймання прихованих та спеціальних робіт, виконаних відповідно до договору підряду (контракту), - для ГРП, котелень;
акт приймання газоустаткування для проведення комплексного випробування (для підприємств та котелень);
акт приймання очищеної внутрішньої порожнини газопроводу, що підлягає відновленню;
акт приймання внутрішньої порожнини газопроводу, відновленого тканинним шлангом або іншими матеріалами, придатність яких (у разі відсутності нормативних документів на них) підтверджена в установленому порядку;
гарантійне зобов'язанняна відновлений газопровід (термін, обумовлений контрактом);
технічне свідоцтво на застосовані у будівництві імпортні матеріали та технології.

10.6.3 Приймальна комісія має перевірити відповідність змонтованої газорозподільної системи проекту та поданої виконавчої документації, вимогам цих будівельних норм та правил.

10.6.4 Приймання замовником закінченого будівництвом об'єкта газорозподільної системи має бути оформлене актом за формою обов'язкового додатка Б. Цей акт підтверджує факт створення об'єкта та його відповідність проекту та обов'язковим вимогам нормативних документів. Він є остаточним для об'єкта газорозподільної системи, що окремо зводиться. Для газорозподільної системи, що входить до складу будівлі чи споруди, він включається до складу прийомоздавальної документаціїпо цій будівлі (споруді).

10.6.5 Приймання замовником закінченої будівництвом газонаповнювальної станції (пункту) здійснюється у загальному порядкувідповідно до вимог чинних нормативних документів щодо будівництва.

Приймання замовником закінченого будівництвом об'єкта газорозподільної системи може проводитись відповідно до вимог територіальних будівельних норм (ТСН) щодо приймання, затверджених у встановленому порядку.

ДОДАТОК А

(інформаційне)

ПЕРЕЛІК НОРМАТИВНИХ ДОКУМЕНТІВ, НА ЯКІ
МАЮТЬСЯ ПОСИЛАННЯ У СНіП 42-01-2002

БНіП 10-01-94	Система нормативних документів у будівництві. Основні положення
БНіП 2.01.07-85 *	Навантаження та впливи
БНіП 2.01.09-91	Будівлі та споруди на підроблюваних територіях та просадних ґрунтах
БНіП 2.01.14-83	Визначення розрахункових гідрологічних характеристик
БНіП 2.01.15-90	Інженерний захист територій, будівель та споруд від небезпечних геологічних процесів. Основні положення проектування
БНіП 2.03.11-85	Захист будівельних конструкцій від корозії
БНіП 2.04.01-85 *	Внутрішній водопровід та каналізація будівель
БНіП 2.04.02-84 *	Водопостачання. Зовнішні мережі та споруди
БНіП 2.04.03-85 *	Каналізація. Зовнішні мережі та споруди
БНіП 2.04.05-91 *	Опалення, вентиляція та кондиціювання
БНіП 2.04.07-86 *	Теплові мережі
БНіП 2.07.01-89 *	Містобудування. Планування та забудова міських та сільських поселень
БНіП 2.08.02-89 *	Громадські будівлі та споруди
БНіП 3.01.01-85 *	Організація будівельного виробництва
СНіП 21-01-97 *	Пожежна безпека будівель та споруд
БНіП 31-03-2001	Виробничі будинки
БНіП 32-01-95	Залізниці колії 1520 мм
СНіП II-7-81 *	Будівництво у сейсмічних районах
БНіП II-89-80 *	Генеральні плани промислових підприємств
ГОСТ 9.602-89	ЕСЗКС. Споруди підземні. Загальні вимоги до захисту від корозії
ГОСТ 5542-87	Гази горючі природні для промислового та комунально-побутового призначення. Технічні умови
ГОСТ 6996-66	Зварні з'єднання. Методи визначення механічних властивостей
ГОСТ 7512-82 *	Контроль неруйнівний. З'єднання зварені. Радіографічний метод
ГОСТ 9544-93	Арматура трубопровідна запірна. Норми герметичності затворів
ГОСТ 14782-86	Контроль неруйнівний. З'єднання зварені. Методи ультразвукові
ГОСТ 16037-80	З'єднання зварних сталевих трубопроводів. Основні типи, конструктивні елементи та розміри
ГОСТ 20448-90	Гази вуглеводневі скраплені паливні для комунально-побутового споживання. Технічні умови
ГОСТ 23055-78	Класифікація зварних з'єднань за результатами радіографічного контролю
ГОСТ 26433.2-94	Система забезпечення точності геометричних параметрів у будівництві. Правила виконання вимірювань параметрів будівель та споруд
ГОСТ 27578-87	Гази вуглеводневі скраплені для автомобільного транспорту. Технічні умови
ГОСТ 27751-88	Надійність будівельних конструкцій та основ. Основні положення щодо розрахунку
ГОСТ Р 50838-95 *	Труби із поліетилену для газопроводів. Технічні умови
ГОСТ Р 51872-2002	Документація: виконавча геодезична. Правила виконання

ДОДАТОК Б

(обов'язкове)

АКТ ПРИЙМАННЯ ЗАКІНЧЕНОГО БУДІВНИЦТВОМ ОБ'ЄКТУ
ГАЗОРОЗПОДІЛЬНОЇ СИСТЕМИ

(найменування та адреса об'єкта)

м. _______________ «_____» ____________ 200___ р.
Приймальна комісія у складі: голови комісії – представника замовника
________________________________________________________________________________

членів комісії – представників:
проектної організації ___________________________________________________________
(прізвище, ім'я, по батькові, посада)
експлуатаційної організації
________________________________________________________________________________
(прізвище, ім'я, по батькові, посада)
органу Держгіртехнагляду Росії
________________________________________________________________________________

(прізвище, ім'я, по батькові, посада)

ВСТАНОВИЛА:
1. Генеральним підрядником ______________________________________________________
(найменування організації)
пред'явлений до приймання закінчений будівництвом ___________________________________
(Найменування об'єкта)
На закінченому будівництвом об'єкті ____________________________________________
(Найменування об'єкта)
субпідрядними організаціями ____________________________________________________
________________________________________________________________________________

(найменування організацій)

виконані такі роботи _____________________________________________________
2. Проект № ______ розроблено ____________________________________________________
(найменування організації)
3. Будівництво системи газопостачання об'єкта здійснювалось у строки:
початок робіт ________________________, закінчення робіт ____________________________
(місяць, рік) (місяць, рік)
4. Документацію на закінчений будівництвом об'єкт пред'явлено в обсязі, передбаченому
СНиП 42-01-2002 або ТСН приймання.
Приймальна комісія розглянула подану документацію, зробила зовнішній огляд
системи газопостачання, визначила відповідність виконаних будівельно-монтажних робіт
проекту, провела, за необхідності, додаткові випробування (крім зафіксованих у
виконавчої документації) ______________________________________
(види випробувань)

Рішення приймальної комісії:
1. Будівельно-монтажні роботи виконані в повному обсязівідповідно до проекту та
вимогами СНіП 42-01-2002.
2. Пред'явлений до приймання об'єкт вважати прийнятим замовником разом із додається
виконавчою документацієюз «__»__________ 200_ р.

ОБ'ЄКТ ПРИЙНЯТИЙ
Голова комісії _______________________________________

(підпис)

Місце друку

Представник
проектної організації ________________________________________

(підпис)

Представник
експлуатаційної організації _________________________________

(підпис)

Представник органу
Держгіртехнагляду Росії ______________________________________

(підпис)

ОБ'ЄКТ ЗДАН
Представник
генерального підрядника ______________________________________

(прізвище, ім'я, по батькові, посада, підпис)

ДОДАТОК В

БІБЛІОГРАФІЯ

НПБ 105-95 Визначення категорій приміщень та будівель з вибухопожежної та пожежної небезпеки
ПУЕ Правила влаштування електроустановок
НПБ 111-98 * Автозаправні станції. Вимоги пожежної безпеки
НПБ 110-99* Перелік будівель, споруд, приміщень та обладнання, що підлягають захисту автоматичними установками пожежогасіння та автоматичною пожежною сигналізацією
РД-34.21.122-87 Інструкція з влаштування блискавкозахисту будівель та споруд
ПБ 10-115-96 Правила влаштування та безпечної експлуатації судин, що працюють під тиском

Ключові слова: газорозподільні системи, природний газ, скраплений вуглеводневий газ, паливо, внутрішні газопроводи, експлуатаційні характеристики, вимоги безпеки

Витримки зі СНіП 42-01-2002 "Газороподілні системи"
(Прийнятий і введений у дію постановою Держбуду РФ від 23 грудня 2002 N 163)
Дата введення 1 липня 2003 р. Замість СНіП 2.04.08-87* та СНіП 3.05.02-88*

Вступ

Дані будівельні норми та правила містять технічні вимоги, обов'язкові при проектуванні та будівництві нових та реконструйованих газорозподільних систем, призначених для забезпечення природним та зрідженим вуглеводневими газами споживачів, які використовують газ як паливо, а також внутрішні газопроводи, та встановлюють вимоги до їх безпеки та експлуатаційних характеристик. .
Відповідно до СНиП 10-01 основними особливостями цих норм та правил є:
пріоритетність вимог, спрямованих на забезпечення надійної та безпечної експлуатації систем газорозподілу;
захист прав та інтересів споживачів будівельної продукції, що охороняються законом, шляхом регламентування експлуатаційних характеристик систем газорозподілу; розширення можливостей застосування сучасних ефективних технологій, нових матеріалів та обладнання для будівництва нових та відновлення зношених систем газорозподілу;
гармонізація із зарубіжними нормативними документами.
Конкретні рекомендації, виконання яких забезпечує дотримання вимог цих будівельних норм та правил, наводяться у склепіннях правил:
СП 42-101 "Загальні положення щодо проектування та будівництва газорозподільних систем з металевих та поліетиленових труб";
СП 42-102 "Проектування та будівництво газопроводів з металевих труб";
СП 42-103 "Проектування та будівництво газопроводів із поліетиленових труб та реконструкція зношених газопроводів".
СНиП 42-01-2002 погоджений Держгіртехнаглядом Росії, ГУДПС МНС Росії та іншими зацікавленими організаціями та подано на затвердження до Держбуду Росії акціонерним товариством"Полімергаз".
У розробці цих будівельних норм та правил взяли участь:
Вольнов Ю.М., Габела Р.Д., Гашилов В.М., Голік В.Г., Гусєва Н.Б., Зайцев К.І., Кайгородов Г.К., Ліньов В.П., Маєвський М .А., Недлін М.С., Пальчиков С.А., Платонов О.В., Різдвяний В.В., Сафронова І.П., Сессін І.В., Сорокін А.А., Удовенко В.Є. ., Царьков В.М., Чирчинська Г.Л., Шишов Н.А., Шурайц О.Л.

1. Область застосування

Ці норми та правила поширюються на нові та реконструйовані газорозподільні системи, призначені для забезпечення природним та зрідженим вуглеводневими газами споживачів, що використовують газ як паливо, а також внутрішні газопроводи, та встановлюють вимоги до їх безпеки та експлуатаційних характеристик.

3. Терміни та визначення
В теперішньому нормативному документізастосовують такі терміни та його визначення.
Газорозподільна система - майновий виробничий комплекс, що складається з технологічно, організаційно та економічно взаємопов'язаних об'єктів, призначених для транспортування та подачі газу безпосередньо його споживачам.
Газорозподільна мережа – система зовнішніх газопроводів від джерела до введення газу споживачам, а також споруди та технічні пристрої на них.
Джерело газорозподілу – елемент системи газопостачання (наприклад, газорозподільна станція – ГРС), що служить для подачі газу в газорозподільну мережу.
Зовнішній газопровід - підземний, наземний та (або) надземний газопровід, прокладений поза будинками до зовнішньої конструкції будівлі.
Внутрішній газопровід - газопровід, прокладений від зовнішньої конструкції будівлі до місця підключення розташованого всередині будівель обладнання, що використовує газопостачання.
Газове обладнання - обладнання, що використовує газ як паливо.
Газове обладнання - технічні виробиповної заводської готовності (компенсатори, конденсатозбірники, арматура трубопровідна запірна і т.д.), що використовуються як складових елементівгазопроводів.
Охоронна зона газопроводу - територія з особливими умовами використання, що встановлюється вздовж трас газопроводів та навколо інших об'єктів газорозподільної мережі з метою забезпечення нормальних умов її експлуатації та унеможливлення її пошкодження.

7. Внутрішні газопроводи

7.1 Можливість розміщення газовикористовуючого обладнання у приміщеннях будівель різного призначення та вимоги до цих приміщень встановлюються відповідними будівельними нормами та правилами з проектування та будівництва будівель з урахуванням вимог стандартів та інших документів на постачання зазначеного обладнання, а також даних заводських паспортів та інструкцій, що визначають область та умови його застосування. Забороняється розміщення газовикористовуючого обладнання (природного газу та ЗВГ) у приміщеннях підвальних та цокольних поверхів будівель (крім одноквартирних та блокованих житлових будівель), якщо можливість такого розміщення не регламентована відповідними будівельними нормами та правилами.

7.2 Приміщення будівель усіх призначень (крім житлових квартир), де встановлюється газовикористовувальне обладнання, що працює в автоматичному режимі без постійної присутності обслуговуючого персоналу, слід оснащувати системами контролю загазованості з автоматичним вимкненням подачі газу та виведенням сигналу про загазованість на диспетчерський пункт або у приміщення з персоналу, якщо інші вимоги не регламентовані відповідними будівельними нормами та правилами. Системи контролю загазованості приміщень з автоматичним відключенням подачі газу в житлових будинках слід передбачати під час встановлення опалювального обладнання: незалежно від місця встановлення – потужністю понад 60 кВт; у підвальних, цокольних поверхах та у прибудові до будівлі – незалежно від теплової потужності.

7.4 З'єднання труб мають бути нероз'ємними. Роз'ємні з'єднання дозволяється передбачати у місцях приєднання газового та газовикористовуючого обладнання, арматури та КВП, а також на газопроводах обв'язування та газовикористовуючого обладнання, якщо це передбачено документацією заводів-виробників.

7.5 Прокладання газопроводів слід передбачати відкритою або прихованою. При прихованій прокладці газопроводів необхідно передбачати додаткові заходи щодо їх захисту від корозії та забезпечувати можливість їх огляду та ремонту захисних покриттів. У місцях перетину будівельних конструкцій будівель газопроводи слід прокладати у футлярах. Приховане прокладання газопроводів ЗВГ не допускається.

7.9 Установку вимикаючих пристроїв слід передбачати: перед газовими лічильниками (якщо для відключення лічильника не можна використовувати вимикач на вводі); перед побутовими газовими приладами, плитами, котлами, опалювальними печами, газовим обладнанням та контрольно-вимірювальними приладами; перед пальниками та запальниками газовикористовуючого обладнання; на продувних газопроводах; на введенні газопроводу в приміщення при розміщенні в ньому ГРУ або газового лічильника з пристроєм, що відключає, на відстані більше 10 м від місця введення. Встановлення вимикаючих пристроїв на прихованих та транзитних ділянках газопроводу забороняється.

7.10 Кожен об'єкт, на якому встановлюється газовикористовувальне обладнання, повинен бути оснащений лічильником витрати газу відповідно до затверджених в установленому порядку правил користування газом. За рішенням органів виконавчої влади суб'єктів Російської Федерації про порядок обліку витрати газу споживачами та регулювання цін на газ у житлових будинках, що газифікуються, а також при газифікації теплиць, лазень та інших присадибних будівель повинна передбачатися можливість обліку витрати газу кожним абонентом шляхом встановлення на газопроводі приладу обліку витрати газу – лічильника.

Джерело інформації: Інформаційний портал

Все про тюнінг авто

СНІП 42 01 газова котельня. Актуалізована редакція сп. Перетин газопроводами залізничних та трамвайних колій та автомобільних доріг

ВСТУП

5 ЗОВНІШНІ ГАЗОПРОВОДИ

5.1 ЗАГАЛЬНІ ПОЛОЖЕННЯ

5.2 ПІДЗЕМНІ ГАЗОПРОВОДИ

5.3 НАДЗІМНІ ГАЗОПРОВОДИ

5.4 ПЕРЕРОСИГИ ГАЗОПРОВОДАМИ ВОДНИХ ПЕРЕГРАД І АВРАГІВ

5.5 ПЕРЕРОСИГИ ГАЗОПРОВОДАМИ ЗАЛІЗНИЧНИХ І ТРАМВАЙНИХ ШЛЯХІВ І АВТОМОБІЛЬНИХ ДОРОГ

5.6 ДОДАТКОВІ ВИМОГИ ДО ГАЗОПРОВОДУ В ОСОБЛИВИХ природних і кліматичних умовах

5.7 ВІДНОВЛЕННЯ ЗНОШЕНИХ ПІДЗЕМНИХ СТАЛЬНИХ ГАЗОПРОВІДІВ

6 ГАЗОРЕГУЛЯТОРНІ ПУНКТИ І УСТАНОВКИ

6.1 ЗАГАЛЬНІ ПОЛОЖЕННЯ

6.2 ВИМОГИ ДО ГРП І ГРПБ

6.3 ВИМОГИ ДО ШРП

6.4 ВИМОГИ ДО ГРУ

6.5 ОБЛАДНАННЯ ГРП, ГРПБ, ШРП І ГРУ

7 ВНУТРІШНІ ГАЗОПРОВОДИ

8 РЕЗЕРВУАРНІ ТА БАЛОННІ УСТАНОВКИ СКРАПЛЕНИХ ВУГЛЕВОДОРОДНИХ ГАЗІВ

8.1 РЕЗЕРВУАРНІ УСТАНОВКИ

8.2 БАЛОННІ ГРУПОВІ ТА ІНДИВІДУАЛЬНІ УСТАНОВКИ

9 ГАЗОНАПОВНИЧІ СТАНЦІЇ (ПУНКТИ) СКРАПЛЕНИХ ВУГЛЕВОДОРОДНИХ ГАЗІВ (ДПС)

9.1 ЗАГАЛЬНІ ПОЛОЖЕННЯ

актуалізована редакція СП

АКТУАЛІЗОВАНА РЕДАКЦІЯ СНіП 42-01-2002

СП 62.13330.2011

БНіП 42-01-2002 Вступ

БНіП 42-01-2002 1. Область застосування

БНіП 42-01-2002 2. Нормативні посилання

БНіП 42-01-2002 3. Терміни та визначення

4. Загальні вимоги до мереж газорозподілу, газоспоживання та об'єктам ЗВГ

5. Зовнішні газопроводи

5.2. Підземні газопроводи

5.3. Надземні газопроводи

5.6. Додаткові вимоги до газопроводів у особливих умовах

5.7. Відновлення зношених підземних сталевих газопроводів

6. Пункти редукування газу

6.3. Вимоги до ПРГШ

6.4. Вимоги до ГРУ

6.5. Обладнання пунктів редукування газу

7. Внутрішні газопроводи

8. Резервуарні та балонні установки зріджених вуглеводневих газів

8.2. Балонні групові та індивідуальні установки

9. Газонаповнювальні станції (ГНС), газонаповнювальні пункти (ГНП) зріджених вуглеводневих газів

9.2. Розміщення будівель та споруд ДПС, ДНП та вимоги до будівельних конструкцій

10.6 ПРИЙМАННЯ ЗАМОВНИКОМ ЗАКІНЧЕНИХБУДІВНИЦТВОМ ОБ'ЄКТІВ ГАЗОРОЗПОДІЛЬНИХ СИСТЕМ

ДОДАТОК А

ПЕРЕЛІК НОРМАТИВНИХ ДОКУМЕНТІВ, НА ЯКІ МАЮТЬСЯ ПОСИЛАННЯ У СНіП 42-01-2002

ДОДАТОК Б

АКТ ПРИЙМАННЯ ЗАКІНЧЕНОГО БУДІВНИЦТВОМ ОБ'ЄКТУ ГАЗОРОЗПОДІЛЬНОЇ СИСТЕМИ

ДОДАТОК В

БІБЛІОГРАФІЯ

БНіП 42-01-2002
Вступ

БНіП 42-01-2002
1. Область застосування

БНіП 42-01-2002
2. Нормативні посилання

БНіП 42-01-2002
3. Терміни та визначення

4. Загальні вимоги до мереж газорозподілу,
газоспоживання та об'єктам ЗВГ

8. Резервуарні та балонні установки
зріджених вуглеводневих газів

9. Газонаповнювальні станції (ГНС), газонаповнювальні
пункти (ГНП) зріджених вуглеводневих газів

10.6 ПРИЙМАННЯ ЗАМОВНИКОМ ЗАКІНЧЕНИХ
БУДІВНИЦТВОМ ОБ'ЄКТІВ ГАЗОРОЗПОДІЛЬНИХ СИСТЕМ

ПЕРЕЛІК НОРМАТИВНИХ ДОКУМЕНТІВ, НА ЯКІ
МАЮТЬСЯ ПОСИЛАННЯ У СНіП 42-01-2002

АКТ ПРИЙМАННЯ ЗАКІНЧЕНОГО БУДІВНИЦТВОМ ОБ'ЄКТУ
ГАЗОРОЗПОДІЛЬНОЇ СИСТЕМИ