Здравствуйте, в этой статье мы постараемся ответить на вопрос: «Проектирование сетей газораспределения: правила и этапы». Если у Вас нет времени на чтение или статья не полностью решает Вашу проблему, можете получить онлайн консультацию квалифицированного юриста в форме ниже.
Настоящий стандарт разработан для обеспечения положений Технического регламента [1] при проектировании, реконструкции, строительстве и эксплуатации (включая консервацию и ликвидацию) сетей газораспределения и газопотребления 1а категории.
-
1.1 Настоящий стандарт распространяется на проектирование, реконструкцию, строительство и эксплуатацию (включая консервацию и ликвидацию) газопроводов высокого давления 1а категории сетей газораспределения и сетей газопотребления (далее — газопроводов сетей газораспределения и газопотребления), транспортирующих природный газ по ГОСТ 5542 газотурбинным и парогазовым установкам (далее — ГТУ и ПГУ).
-
1.2 Положения настоящего стандарта распространяются на:
-
— газопроводы сети газораспределения, транспортирующие природный газ давлением свыше
-
1,2 МПа до 5,5 МПа включительно и прокладываемые вне территории населенных пунктов и по территории производственной зоны населенных пунктов исключительно до границ производственных площадок, с размещенными ГТУ и ПГУ;
-
— газопроводы сети газопотребления, транспортирующие природный газ давлением свыше
-
1,2 МПа до 2,5 МПа включительно и прокладываемые по территории производственных площадок с размещенными ГТУ и ПГУ от отключающего устройства на сети газораспределения до площадки подготовки газа;
-
— сооружения, технические устройства на сетях газораспределения (узлы пуска и приема ВТУ, установки электрохимической защиты от коррозии, запорная арматура (крановые узлы), электроизолирующие вставки и т. п.), пункты редуцирования газа, опознавательные и предупредительные знаки, вдольтрассовые проезды (при необходимости) и др.
-
1.3 Положения настоящего стандарта не распространяются на газопроводы сетей газораспределения и газопотребления, прокладываемые и эксплуатируемые в особых грунтовых и природных условиях. Перечень особых грунтовых и природных условий приведен в СП 62.13330.2011.
-
1.4 Настоящий стандарт предназначен для применения юридическими лицами (далее — организациями) и индивидуальными предпринимателями, осуществляющими деятельность по проектированию, строительству, реконструкции и эксплуатации (включая консервацию и ликвидацию) газопроводов высокого давления 1 а категории сетей газораспределения и газопотребления, указанных в 1.1.
В настоящем стандарте приведены следующие сокращения и обозначения:
АДС — аварийно-диспетчерская служба;
ВЛ — воздушные линии;
ВТУ — внутритрубные устройства;
ГВВ — горизонт высоких вод;
ГВЛ — горизонт высокого ледохода;
ГНБ — горизонтально-направленное бурение;
ГРО — газораспределительная организация;
ГРС — газораспределительная станция;
ГТУ — газотурбинная установка;
КИП — контрольно-измерительный пункт;
ПГУ — парогазовая установка;
ПОС — проект организации строительства;
ППР — проект производства работ;
ПУМ — поражение ударом молнии;
ТУ — технические условия;
УДЗ — установка дренажной защиты;
УКЗ — установка катодной защиты;
ЭХЗ — электрохимическая защита;
D — наружный диаметр трубы;
Рраб — рабочее давление;
Рисп — испытательное давление.
2.2.1. Выбор условий прокладки газопровода и расстояния по горизонтали и вертикали от газопровода до сопутствующих инженерных коммуникаций, а также зданий, сооружений, естественных и искусственных преград следует предусматривать с учетом строительных норм и правил, утвержденных федеральным органом исполнительной власти, специально уполномоченным в области строительства, а также других нормативно-технических документов, утвержденных и (или) согласованных Госгортехнадзором России.
2.2.2. В проектах следует предусматривать, как правило, подземную прокладку газопроводов. Наземная и надземная прокладка газопроводов должна осуществляться при соответствующем обосновании.
Заглубление газопроводов следует предусматривать не менее 0,8 м до верха трубы.
Для стальных газопроводов в местах, где не предусмотрено движение транспорта и сельскохозяйственных машин (межпоселковые газопроводы), — не менее 0,6 м.
2.2.3. Допускается наземная и надземная прокладка газопроводов, в том числе внутриплощадочных, совмещенных с другими инженерными коммуникациями, в случаях когда нет противоречий с другими нормативными документами, утвержденными в установленном порядке.
Расстояния между трубопроводами принимаются из условия технологичности и удобства проведения работ при строительстве и эксплуатации.
При прокладке газопроводов по стенам зданий и сооружений расстояние (в свету) до ограждающих конструкций должно приниматься не менее половины диаметра газопровода.
Отвод земли под газопровод должен иметь ширину, равную поперечному габариту сооружений на подземном газопроводе и наибольшей длине траверсы (ригеля), включая консоли опор, эстакад, переходов.
2.2.4. При надземной прокладке не допускается размещение арматуры, разъемных соединений в пределах габаритов автомобильных и пешеходных мостов, а также над железнодорожными и автомобильными дорогами.
Устройство компенсаторов за счет углов поворота трассы газопроводов в пределах габаритов автомобильных и железных дорог допускается при обосновании их безопасности.
2.2.5. Расчеты конструкций газопроводов на прочность и устойчивость, а также гидравлический расчет газопроводов должны производиться по соответствующим методическим документам, утвержденным в установленном порядке.
2.2.6. Расчет газопроводов должен производиться на сочетание нагрузок, действующих на газопровод, по времени действия, направлению, а также на нагрузки, вызванные грунтовыми и природными условиями (пучение, просадки, сейсмические воздействия, подработка территорий и др.).
При расчете нагрузок, действующих на газопровод, следует учитывать собственную массу трубы и арматуры, предварительное напряженное состояние газопроводов, температурные перепады, возможное воздействие дополнительных нагрузок при оползневых и паводковых явлениях.
2.2.7. Для надземных газопроводов при наличии вибрационных нагрузок или расположенных в сейсмических районах следует предусматривать крепления, обеспечивающие их перемещение и не допускающие сброса газопровода с опор.
2.2.8. При надземной прокладке газопроводов следует предусматривать стандартные подвижные и неподвижные опорные части или выполненные по типовым или отдельным проектам.
Пролет между опорами следует определять с учетом деформаций опор, вызываемых природными воздействиями. При прогнозируемых деформациях грунта конструкция опоры, как правило, должна предусматривать возможность восстановления проектного положения газопровода.
2.2.9. Надземные газопроводы должны прокладываться на опорах. эстакадах, переходах, выполненных из негорючих материалов.
Шаг опор газопровода следует определять с учетом нагрузок от газопроводов, воздействия грунтов на опоры, а также природных воздействий. Высота прокладки должна приниматься в соответствии со строительными нормами и правилами.
2.2.10. Участки надземного газопровода между неподвижными опорами следует рассчитывать с учетом воздействий на них изменений температуры стенки трубы, давления. Для компенсации этих воздействий следует использовать самокомпенсацию газопроводов за счет углов поворотов трассы или компенсаторов заводского изготовления (линзовые, сильфонные).
2.2.11. При выборе материалов труб, арматуры, соединительных деталей и изделий для газопроводов и технических устройств для систем газопотребления следует руководствоваться утвержденной номенклатурой, с учетом давления, расчетных температур и других условий.
2.2.12. Толщина стенки трубы должна быть не менее 3 мм для подземных и наземных в обваловании газопроводов и 2 мм для надземных и наземных без обвалования.
Толщину стенок труб для подводных переходов следует принимать на 2 мм больше расчетной, но не менее 5 мм, на переходах через железные дороги общей сети — на 3 мм больше расчетной, но не менее 5 мм.
Стальные трубы должны содержать углерода не более 0,25 %, серы — 0,056 %, фосфора — 0,046 %.
Величина эквивалента углерода для углеродистых и низколегированных сталей не должна превышать 0,46 %.
2.2.13. Требования к м��териалу труб из полиэтилена, маркировке и методам испытаний полиэтиленовых труб для газопроводов должны соответствовать государственным стандартам.
Использование вторичного полиэтилена для изготовления газовых труб не допускается.
2.2.14. Полиэтиленовые трубы, используемые при строительстве газопроводов, должны быть изготовлены из полиэтилена с минимальной длительной прочностью (MRS) не менее 8,0 МПа.
При строительстве полиэтиленовых газопроводов можно использовать трубы и соединительные детали, имеющие различное значение MRS.
2.2.15. Прокладка подземных газопроводов из полиэтиленовых труб допускается:
на территории поселений — давлением до 0,3 МПа;
вне территории поселений (межпоселковые) — давлением до 0,6 МПа.
Коэффициент запаса прочности должен приниматься не менее 2,5.
2.2.16. Допускается предусматривать прокладку подземных газопроводов из полиэтиленовых труб давлением свыше 0,3 МПа до 0,6 МПа на территории поселений с одно-двухэтажной и коттеджной застройкой с коэффициентом запаса прочности не менее 2,8.
Для поселений численностью до 200 жителей допускается прокладка подземных газопроводов из полиэтиленовых труб давлением до 0,6 МПа с коэффициентом запаса прочности не менее 2,5.
2.2.17. Не допускается прокладка газопроводов из полиэтиленовых труб:
при возможном снижении температуры стенки трубы в процессе эксплуатации ниже -15 °С;
для транспортировки газов, содержащих ароматические и хлорированные углеводороды, а также жидкой фазы сжиженных углеводородных газов;
в районах с сейсмичностью свыше 7 баллов на территории поселений из труб с коэффициентом запаса прочности ниже 2,8 мерной длины без 100 %-ного контроля ультразвуковым методом сварных стыковых соединений;
надземно, наземно, внутри зданий, а также в тоннелях, коллекторах и каналах;
на переходах через искусственные и естественные преграды (через железные дороги обшей сети и автомобильные дороги I — III категории, под скоростными дорогами, магистральными улицами и дорогами общегородского значения, а также через водные преграды шириной более 25 м при меженном горизонте и болота III типа с коэффициентом запаса прочности ниже 2,8 и при значении отношения номинального наружного диаметра трубы к номинальной толщине стенки трубы (SDR) более 11.
2.5.1. Для снижения давления газа и поддержания его в заданных параметрах в газораспределительных сетях следует предусматривать газорегуляторные пункты (ГРП), в том числе блочные (ГРПБ), шкафные регуляторные пункты (ШРП) и газорегуляторные установки (ГРУ).
2.5.2. ГРП, ГРПБ и ШРП следует располагать в соответствии со строительными нормами и правилами.
2.5.3. Предусматривать ГРП встроенными и пристроенными к жилым, общественным, административным и бытовым зданиям (кроме зданий производственного характера), а также размещать их в подвальных и цокольных помещениях зданий не допускается.
2.5.4. Здания ГРП должны относиться к I — II степени огнестойкости класса С0, быть одноэтажными, бесподвальными с совмещенной кровлей.
Допускается размещение ГРП встроенными в одноэтажные газифицируемые производственные здания, котельные, пристроенными к газифицируемым производственным зданиям, бытовым зданиям производственного назначения, на покрытиях газифицируемых производственных зданий I — II степени огнестойкости класса С0, с негорючим утеплителем и на открытых огражденных площадках, а также в контейнерах ГРПБ.
ГРПБ следует располагать отдельно стоящими. Конструкция контейнеров ГРПБ, как правило, должна состоять из трехслойных ограждающих конструкций (двух слоев металла и утеплителя из негорючих материалов).
Здания, к которым допускается пристраивать и встраивать ГРП, должны быть не ниже II степени огнестойкости класса С0 с помещениями категорий Г и Д. Строительные конструкции зданий (в пределах примыкания) ГРП должны быть противопожарными I типа, газонепроницаемыми.
Здания ГРП и ГРПБ должны иметь покрытие (совмещенную кровлю) легкой конструкции массой не более 70 кг/м2 (при условии уборки снега в зимний период).
Применение покрытий из конструкций массой более 70 кг/м2 допускается при устройстве оконных проемов, световых фонарей или легкосбрасываемых панелей общей площадью не менее 500 см2 на 1 м3 внутреннего объема помещения.
2.5.5. Помещения отдельно стоящие и пристроенные ГРП и ГРПБ, должны отвечать требованиям для помещений категории А.
Материал полов, устройство окон и дверей помещений регуляторных залов должны исключать образование искр.
(Измененная редакция. Изм. от 19.01.2009 г.).
2.5.6. Стены и перегородки, отделяющие помещения категории А от других помещений, следует предусматривать противопожарными I типа, газонепроницаемыми, они должны опираться на фундамент. Швы стен и фундаментов всех помещений ГРП должны быть перевязаны. Разделяющие стены из кирпича следует оштукатуривать с двух сторон.
2.5.7. Вспомогательные помещения должны иметь самостоятельный выход наружу из здания, не связанный с технологическим помещением.
Двери ГРП и ГРПБ следует предусматривать противопожарными, открывающимися наружу.
2.5.8. Устройство дымовых и вентиляционных каналов в разделяющих стенах (внутренних перегородках), а также в стенах здания, к которым пристраивается (в пределах примыкания) ГРП, не допускается.
2.5.9. Необходимость отопления помещения ГРП следует определять в зависимости от климатических условий.
Максимальная температура теплоносителя не должна превышать 130 °С.
При устройстве автономного отопления отопительный аппарат следует размешать в изолированном помещении, имеющем самостоятельный выход.
Трубы подводки газа и системы отопления, а также другие коммуникации при проходе через стену регуляторного зала ГРП (ГРПБ) должны иметь уплотнения, исключающие проникновения газа.
Допускается отапливать помещения ГРП электрическими приборами, размещаемыми непосредственно в этих помещениях при условии выполнения их во взрывобезопасном исполнении.
2.5.10. В помещениях ГРП следует предусматривать естественное и (или) искусственное освещение и естественную постоянно действующую вентиляцию, обеспечивающую не менее трехкратного воздухообмена в 1 час.
Для помещений объемом более 200 м3 воздухообмен производится по расчету, но не менее однократного воздухообмена в 1 час.
2.5.11. Размещение оборудования, газопроводов, арматуры и приборов должно обеспечивать их удобное обслуживание и ремонт.
Ширина основного прохода в помещениях должна составлять не менее 0,8 м.
2.5.12. В ГРП, ГРПБ, ШРП, ГРУ следует предусматривать, как правило, установку: фильтра, предохранительного запорного клапана (ПЗК), регулятора давления газа, предохранительного сбросного клапана (ПСК), запорной арматуры, контрольно-измерительных приборов (КИП), приборов учета расхода газа (при необходимости), а также устройство обводного газопровода (байпаса) с установкой последовательно двух отключающих устройств и продувочного трубопровода между ними на случай ремонта оборудования.
Второе по ходу газа отключающее устройство должно обеспечивать его плавное регулирование.
Допускается не предусматривать установку ПЗК в ГРП промышленных предприятий, если по условиям производства не допускаются перерывы в подаче газа, при условии расчета газопровода из ГРП на прочность по входному давлению.
В этих случаях должна быть предусмотрена сигнализация о повышении или понижении давления газа сверхдопустимых пределов.
Устройство байпаса при подаче газа на установки, рассчитанные на работу только в автоматическом режиме и допускающие перерывы в газопотреблении, а также в ШРП, при газоснабжении индивидуальных домов допускается не предусматривать.
2.5.13. Установку ПЗК следует предусматривать перед регулятором давления.
ПЗК должен обеспечивать защиту газового оборудования и газоиспользуюших установок поселений и отдельных потребителей от превышения давления за регулятором выше нормативной величины.
Установку ПСК необходимо предусматривать за регулятором давления, а при наличии расходомера — после расходомера.
ПСК должен обеспечивать сброс газа в атмосферу исходя из условий кратковременного повышения давления, не влияющего на промышленную безопасность и нормальную работу газового оборудования потребителей.
Расчет пропускной способности ПСК должен производиться по нормам, утвержденным в установленном порядке.
Перед ПСК следует предусматривать отключающее устройство, которое должно быть опломбировано в открытом положении.
2.5.14. Выбор регулятора давления следует производить по максимальному расчетному расходу газа потребителями и требуемому перепаду давления. Пропускную способность регулятора давления следует принимать на 15 — 20 % больше максимального колебания расчетного расхода газа, а выходного давления — в пределах не более 10 % номинального.
(Измененная редакция. Изм. от 19.01.2009 г.).
2.5.15. В ГРП следует предусматривать продувочные и сбросные трубопроводы, которые выводятся наружу в места, обеспечивающие безопасные условия для рассеивания газа, но не менее чем на 1 м выше карниза или парапета здания.
Для ШРП пропускной способностью до 400 м3/ч газа допускается предусматривать вывод сбросного газопровода от ПСК за заднюю стенку шкафа и осуществлять продувку газопроводов до и после регулятора через предусмотренные штуцера с отключающими устройствами с помощью шлангов, выведенных в безопасное место.
Исходные данные для составления проектной документации сетей газораспределения
Рассмотрим, что необходимо подготовить для проектирования сетей газораспределения:
- клиент выставляет заказ на создание проекта;
- как только выбран исполнитель, проводится анализ и проверка будущей площадки для строительства;
- местный орган власти должен выпустить постановление об установлении границ и площади территории;
- создание и оформление ППТ, ПМТ и генерального плана строительства;
- уже составленная заранее полная схема системы газораспределения и газоснабжения в установленном населенном пункте;
- перед началом проекта проводится подготовка, в ходе которой определяются требуемые типы инженерных изысканий. В процессе сбора проектной документации в отчетах должны содержаться данные о специалистах и времени выполнения работ;
- технические требования, в которых определены условия по прокладке автодорог, магистралей, дорог в ведении предприятий, железных путей в зонах, находящихся под охраной;
- технические требования, в которых определены необходимые условия подключения газораспределительной системы, включая антикоррозийную защиту для подземных стальных сетей;
- технические требования, в которых определены условия при пересечении водных объектов в охранных территориях;
- технические требования, в которых определены условия по прокладке линейных сетей инженерно-технического назначения (газа, нефти, телевидения, телефонии, электричества) у предприятий, находящихся в охранной зоне;
- технические требования, в которых определены условия по созданию части «Гражданская оборона и чрезвычайные ситуации» (пункт выполняется в соответствии с заданием Управления по делам ГО ЧС);
- официальное заключение, подтверждающее разрешение на снос, перенос, монтаж технических и инженерных сетей, а при необходимости и построек;
- инженерная группа выдает горно-геологическое заключение о разрешении проведения строительства на соответствующем участке;
- в соответствии с установленной процедурой происходит выдача подтверждения предписанными организациями, что на участке будущей газопроводной системы имеются полезные минеральные образования;
- технические требования, в которых определены условия по прокладке сети в лесных и заповедных территориях;
- местное отделение по охране и управлению памятников культуры и искусства предоставляет заключение о наличии объектов в районе планируемой газопроводной сети;
- гидрометеорологический научно-исследовательский центр предоставляет данные о состоянии климата на территории будущего места строительства;
- технические требования, в которых определены условия подключения к системе электричества и прочим инженерным сетям (тепло-, водо- и газоснабжения). Документ выдается соответствующими организациями. Также определяются данные систем электрохимической защиты и их рабочий график (мощность напряжения тока, расстояние действия установок ЭХЗ) теми предприятиями, которые используют сети и здания инженерно-технического назначения.
4.1. Идентификация газораспределительной сети и систем (объектов) газопотребления осуществляется в целях установления признаков и условий их отнесения к опасным производственным объектам для последующей регистрации в государственном реестре опасных производственных объектов.
4.2. Система газораспределения (сеть) и системы (объекты) газопотребления, использующие природный углеводородный газ в качестве топлива, идентифицируются по признаку транспортировки и использования опасного вещества, природного газа (метана), представляющего собой воспламеняющийся (горючий, взрывоопасный) газ.
4.3. К опасным производственным объектам относятся газораспределительная сеть поселений, сеть распределительная межпоселковая, в том числе здания и сооружения, эксплуатация которых осуществляется одной газораспределительной организацией, а также объекты газопотребления промышленных, сельскохозяйственных и других производств, ТЭЦ, РТС, а также котельные, эксплуатируемые одной организацией, за исключением отмеченных в п.1.1.5, использующие газ в виде топлива.
11.1. Для локализации и ликвидации аварийных ситуаций в газовых хозяйствах городских и сельских поселений должны создаваться единые при газораспределительных организациях аварийно-диспетчерские службы (АДС) с городским телефоном «04» и их филиалы с круглосуточной работой, включая выходные и праздничные дни.
Допускается создавать специализированные АДС в подразделениях, обслуживающих ГРП (ГРУ), а также промышленные объекты и котельные.
11.2. Численность и материально-техническое оснащение АДС (филиалов) определяются типовыми нормами.
Места их дислокации определяются зоной обслуживания и объемом работ с учетом обеспечения прибытия бригады АДС к месту аварии за 40 мин.
При извещении о взрыве, пожаре, загазованности помещений аварийная бригада должна выехать в течение 5 мин.
11.3. По аварийным заявкам организаций, имеющих собственную газовую службу, АДС газораспределительных организаций должны оказывать практическую и методическую помощь по локализации и ликвидации аварийных ситуаций по договору и согласованному плану взаимодействия.
11.4. Аварийные работы на ТЭС выполняются собственным персоналом.
Участие в этих работах АДС газораспределительных организаций определяется планами локализации и ликвидации аварий.
11.5. Деятельность аварийных бригад по локализации и ликвидации аварий определяется планом взаимодействия служб различных ведомств, который должен быть разработан с учетом местных условий.
Планы взаимодействия служб различных ведомств должны быть согласованы с территориальными органами Госгортехнадзора России и утверждены в установленном порядке.
Ответственность за составление планов, утверждение, своевременность внесения в них дополнений и изменений, пересмотр (не реже одного раза в 3 года) несет технический руководитель организации — собственника опасного производственного объекта.
11.6. В АДС должны проводиться тренировочные занятия с оценкой действий персонала:
по планам локализации и ликвидации аварий (для каждой бригады) — не реже одного раза в 6 мес;
по планам взаимодействия служб различного назначения — не реже одного раза в год.
Тренировочные занятия должны проводиться на полигонах (рабочих местах) в условиях, максимально приближенных к реальным.
Проведение тренировочных занятий должно регистрироваться в специальном журнале.
11.7. Все заявки в АДС должны регистрироваться с отметкой времени ее поступления, времени выезда и прибытия на место аварийной бригады, характером повреждения и перечнем выполненной работы.
Заявки, поступающие в АДС, должны записываться на магнитную ленту. Срок хранения записей должен быть не менее 10 суток.
Допускается регистрация и обработка поступающих аварийных заявок на персональном компьютере при условии ежедневной архивации полученной информации с жесткого диска на другие носители (дискеты и др.).
Своевременность выполнения аварийных заявок и объем работ должны контролироваться руководителями газораспределительной организации.
Анализ поступивших заявок должен производиться ежемесячно.
11.8. При получении заявки о наличии запаха газа диспетчер обязан проинструктировать заявителя о мерах безопасности.
11.9. Аварийная бригада должна выезжать на специальной автомашине, оборудованной радиостанцией, сиреной, проблесковым маячком и укомплектованной инструментом, материалами, приборами контроля, оснасткой и приспособлениями для своевременной ликвидации аварий.
При выезде по заявке для ликвидации аварий на наружных газопроводах бригада АДС должна иметь исполнительно-техническую документацию или планшеты (маршрутные карты).
11.10. Ответственность за своевременное прибытие аварийной бригады на место аварии и выполнение работ в соответствии с планом локализации и ликвидации аварий несет ее руководитель.
11.11. В случае обнаружения объемной доли газа в подвалах, туннелях, коллекторах, подъездах, помещениях первых этажей зданий более 1% газопроводы должны быть отключены от системы газоснабжения и приняты меры по эвакуации людей из опасной зоны.
11.12. Ликвидация утечки газа (временная) допускается с помощью бандажа, хомута или бинта из мешковины с шамотной глиной, наложенных на газопровод. За этим участком должно быть организовано ежесменное наблюдение.
Продолжительность эксплуатации внутреннего газопровода с бандажом, хомутом или бинтом из мешковины с шамотной глиной не должна превышать одной смены.
11.13. Поврежденные сварные стыки (разрывы, трещины), а также механические повреждения тела стальной трубы (пробоины, вмятины) должны ремонтироваться врезкой катушек или установкой лепестковых муфт.
Сварные стыки с другими дефектами (шлаковые включения, непровар и поры сверхдопустимых норм), а также каверны на теле трубы глубиной свыше 30% толщины стенки могут усиливаться установкой муфт с гофрой или лепестковых с последующей их опрессовкой.
11.14. При механических повреждениях стальных подземных газопроводов со смещением их относительно основного положения как по горизонтали, так и по вертикали одновременно с проведением работ по устранению утечек газа должны вскрываться и проверяться неразрушающими методами по одному ближайшему стыку в обе стороны от места повреждения.
При обнаружении в них разрывов и трещин, вызванных повреждением газопровода, должен дополнительно вскрываться и проверяться радиографическим методом следующий стык.
В случае выявления непровара, шлаковых включений, пор производится усиление сварного стыка.
11.15. Сварны�� стыки и участки труб полиэтиленовых газопроводов, имеющих дефекты и повреждения, должны вырезаться и заменяться врезкой катушек с применением муфт с закладными нагревателями. Допускается сварка встык при 100%-ном контроле стыков ультразвуковым методом.
Узлы неразъемных соединений и соединительные детали, не обеспечивающие герметичность, должны вырезаться и заменяться новыми.
Допускается ремонтировать точечные повреждения полиэтиленовых газопроводов при помощи специальных полумуфт с закладными нагревателями.
11.16. Поврежденные участки газопроводов, восстановленные синтетическим тканевым шлангом, заменяются врезкой катушки с использованием специального оборудования для проведения работ на газопроводах без снижения давления.
Допускается осуществлять ремонт таких газопроводов аналогично стальным газопроводам.
11.17. Работы по окончательному устранению утечек газа могут передаваться эксплуатационным службам после того, как АДС будут приняты меры по локализации аварии и временному устранению утечки газа.
11.18. Не допускается прямое воздействие открытого пламени горелки при резке стальной оболочки газопровода, реконструированного полимерными материалами.
Перечень специализированных блоков комплексной поставки для систем газоснабжения ГТУ и ПГУ ТЭС
| Блок отработки газа | Способразмещения | Взрывопожарнаяхарактеристика места размещения | Примечание | |
| Категорияпомещения | Класс зоны | |||
| 1. Блок компримирования: | ||||
| компрессор | Закрытый | А | В-1а | |
| привод компрессора | Закрытый | Г | — | |
| 2. Блок редуцирования | Закрытый | А | В-1а | |
| 3. Блок очистки | Открытый | — | В-1г | |
| 4. Блок осушки | Закрытый | А | В-1а | Осушка только газа для пневмоприводной арматуры предусматривается при необходимости. В северных зонах узел измерительных диафрагм и приборов размещается в помещении |
| 5. Блок подогрева | Закрытый | А | В-1а | |
| 6. Блок измерения расхода | Открытый | — | В-1г |
5.1 Общие положения
5.1.1 Проектирование сетей газолотребления выполняют в соответствии с требованиями (3). СП 62.13330. а также ГОСТ Р 55472—2013 (разделы 6—8). ГОСТ Р 55473—2013 (раздел 4) и ГОСТ Р 55474—2013 (раздел 4) (при проектировании вводных газопроводов).
При проектировании сетей гаэопотребпения общественных, административных, бытовых и производственных зданий необходимо учитывать требования Технического регламента (1). а для производственных зданий — требования [4].
Проектную документацию (при необходимости ее разработки) на сети газопотребления выполняют в соответствии с ГОСТ Р 21.1101. ГОСТ 21.609. учитывают и хранят — в соответствии с ГОСТ Р 21.1003. В случаях, не требующих разработки проектной документации в соответствии с [3], разрабатывают рабочую документацию в объеме, предусмотренном ГОСТ Р 21.1101. Исполнительную документацию на введенные в эксплуатацию сети газолотребления хранят в соответствии с ГОСТ Р 54961—2012 (пункты 5.1.1. 5.2.1.6.2.7.6.4.6).
5.1.2 Подключение газопроводов сети газолотребления объектов капитального строительства к сети газораспределения и выдача технических условий на подключение (технологическое присоединение) проводят в соответствии с [3]. постановлениями Правительства [7], (8) и ГОСТ Р 54961—2012 (пункт 6.1).
5.1.3 При проектировании сетей газолотребления выполняют расчеты на прочность, устойчивость и пропускную способность газопроводов, а также выбор прибора (пункта) учета газа в зависимости от минимального и максимального рабочего расхода газа и изменения температуры и давления газа.
5.1.4 Расчет на прочность и устойчивость газопроводов выполняют в соответствии с СП 33.13330.
Расчет пропускной способности выполняют с использованием специального программного обеспечения.
5.1.5 Надземные и внутренние стальные газопроводы защищают от атмосферной коррозии в соответствии с СП 28.13330. Подземные стальные газопроводы защищают от коррозии в соответствии с ГОСТ 9.602.
Газопроводы сетей газолотребления производственных зданий должны иметь отличительную окраску по ГОСТ 14202.
Надземные стальные газопроводы рекомендуется окрашивать в желтый цвет. Допускается окрашивать газопроводы, проложенные по фасадам жилых одноквартирных домов, жилых многоквартирных. общественных, административных и бытовых зданий в соответствии с архитектурным обликом здания.
Внутренние стальные газопроводы жилых одноквартирных домов, жилых многоквартирных, общественных. административных и бытовых зданий следует окрашивать. Цвет краски выбирается по усмотрению заказчика.
Трубопроводная арматура, установленная на вводном газопроводе или на внутренних газопроводах. должна иметь отличительную окраску и маркировку в соответствии с ГОСТ 4666.
5.1.6 Ограничение распространения пожара за пределы очага должно обеспечиваться в соответствии со статьей 59 (9).
5.2 Требования к материалам труб и соединительных деталей
52.1 Для проектирования и строительства вводных и внутренних газопроводов сетей газолотребления применяют материалы труб и соединительных деталей, характеристики, свойства и назначение (область применения) которых соответствуют условиям их эксплуатации.
6
ГОСТ Р 58095.0—2018
5.2.2 Выбор труб, соединительных деталей лри проектировании вводных газопроводов сетей га* зопотребления осуществляют в соответствии с СП 62.13330 с учетом требований ГОСТ Р 55473—2013 (раздел 4), ГОСТ Р 55474—2013 (пункт 4.1. 4.2). документов в области стандартизации на трубы и со* единительные детали, а также технической документации изготовителей.
5.2.3 Для проектирования внутренних газопроводов могут применяться:
• стальные трубы, соответствующие требованиям СП 62.13330 по ГОСТ 10704. ГОСТ 10705 (группа В). ГОСТ 10706 (группа 8). ГОСТ 8696 (группа В). ГОСТ 8731 (группа В). ГОСТ 8732. ГОСТ 8733 (группа В). ГОСТ 3262. ГОСТ 32528:
• медные трубы, соответствующие требованиям СП 62.13330 по ГОСТ 617. ГОСТ Р 52318;
• многослойные металлополимерные трубы и соединительные детали к ним. соответствующие требованиям СП 62.13330;
• соединительные детали из стали по ГОСТ 8969. ГОСТ 33259. ГОСТ 17375. ГОСТ 17380. ГОСТ 30753;
• соединительные детали из меди и медных сплавов по ГОСТ Р 52922. ГОСТ Р 52948 и ГОСТ Р 52949.
Допускается применять трубы и соединительные детали из других материалов, применение кото*
рых разрешено в соответствии с [10].
Материал стальных внутренних газопроводов, прокладываемых в неотапливаемых помещениях, следует принимать по ГОСТ Р 55474—2013 (пункт 4.2.2. таблица 1) для надземных газопроводов.
Газопроводы и защитные футляры из стальных труб для подземных газопроводов следует приме* нять с изоляционным покрытием по ГОСТ 9.602. Подземные газопроводы из медных труб следует при* менять с антикоррозионным защитным полимерным не содержащим хлор заводским покрытием или с изоляционным защитным покрытием по ГОСТ 9.602 на основе полимерных материалов, нанесенных в базовых условиях и в соответствии с проектной документацией.
5.2.4 Для присоединения гаэоиспольэующего оборудования рекомендуется применять газовые шланги, соответствующие требованиям ГОСТ Р 52209.
5.2.5 Трубы и соединительные детали должны иметь декларацию о соответствии или сертификат соответствия в случаях, предусмотренных [11].
5.3 Требования к техническим и технологическим устройствам
5.3.1 На сетях газопотребления должны применяться технические и технологические устройства по действующим стандартам и техническим условиям на их изготовление, характеристики, свойства и назначение (область применения) которых соответствует условиям их эксплуатации.
Пригодность новых технических устройств, в том числе зарубежного производства, для строительства сетей газопотребления должна быть подтверждена в соответствии с [10].
5.3.2 Выбор трубопроводной арматуры для установки на вводных газопроводах осуществляют в соответствии с требованиями ГОСТ Р 55472—2013 (пункт 8.10) и СП 62.13330.2011 (пункты 4.11. 4.14. 6.5.6. 6.5.7), на внутренних газопроводах — в соответствии с СП 62.13330.2011 (пункты 4.11.4.14).
5.3.3 Материал запорной арматуры, устанавливаемой на внутренних газопроводах в неотапливаемых помещениях, принимают с учетом температуры эксплуатации в зависимости от рабочего давления газа по ГОСТ Р 55472—2013 (пункт 8.10.4. таблица 3).
5.3.4 Для защиты от механических повреждений контрольных трубок, контактных выводов контрольно-измерительных пунктов и арматуры подземного исполнения необходимо предусматривать ко» веры.
5.3.5 Конструкция сигнализаторов загазованности должна соответствовать требованиям ГОСТ 13320. ГОСТ 12.2.007.0 и ГОСТ Р 52350.29.1.
5.3.6 Проектирование ПРГ. в том числе газорегуляторных установок на сетях газопотребления производственных зданий, осуществляют в соответствии с Техническим регламентом [1] (пункты 35— 44). СП 62.13330.2011 (раздел 6). ГОСТ 34011. ГОСТ Р 56019.
Размещение ПРГ на сетях газопотребления производственных зданий предусматривают в соответствии с требованиями Технического регламента [1] (пункты 36-41, 43). СП 62.13330.2011 (пункт 6.2). ГОСТ Р S6015—2014 (раздел 5).
5.3.7 Конструкция термочувствительных запорных клапанов, перекрывающих подачу газа при их нагревании во время пожара в газифицированном помещении, должна соответствовать ГОСТ Р 52316.
5.3.8 Установку термочувствительного запорного клапана предусматривают на вводе в газифицируемое помещение на газопроводе и размещают в соответствии с эксплуатационной документацией изготовителя. Термочувствительный запорный клапан допускается размещать как на вертикальном, так и на горизонтальном участке газопровода в зоне, где температура воздуха не превышает 60 *С.
7
ГОСТ Р 58095.0—2018
На газопроводе, подводящем к теплогенератору, устанавливаемому в теплогенераторной, пре* дусматривают установку термочувствительного запорного клапана, срабатывающего при достижении температуры окружающего воздуха свыше 100 *С.
Оснащение помещений термочувствительными запорными клапанами, где устанавливается газо-использующее оборудование, при входном давлении до 0,003 МПа не требуется.
5.3.9 Установку электромагнитного клапана после термочувствительного запорного клапана в те* плогенераторной предусматривают в соответствии с эксплуатационными документами изготовителя.
5.4 Требования к приборам (пунктам) учета газа
5.4.1 Приборы и пункты учета газа в части обязательных метрологических требований должны от* вечать требованиям [12]. в том числе показателям точности измерений по [13].
При выборе методики измерения и средств измерений расхода газа необходимо руководствоваться требованиями ГОСТ Р 8.741.
5.4.2 Поверку приборов и пунктов учета газа осуществляют в соответствии с [14].
5.4.3 Приборы учета газа, устанавливаемые в одноквартирных жилых домах и в многоквартирных жилых зданиях, должны соответствовать требованиям [15] (приложение 2).
5.4.4 Установку приборов (пунктов) учета газа следует предусматривать в соответствии с [16] и СП 62.13330.2011 (пункты 7.2. 7.9, 7.10).
Приборы (пункты) учета газа размещают, как правило, в отапливаемом:
— газифицируемом помещении:
• нежилом помещении газифицируемого жилого здания, имеющем естественную организованную вентиляцию:
* смежном с газифицируемым помещением и соединенным с ним открытым проемом помещении производственного здания:
• пункте редуцирования газа.
Допускается размещение приборов (пунктов) учета газа вне отапливаемых помещений при условии автоматической коррекции объема измеренного газа по температуре.
При установке прибора (пункта) учета газа вне отапливаемого помещения необходимо обеспечивать отсутствие возможности вмешательства в его работу посторонних лиц, а также предусматривать устройство для защиты от атмосферных воздействий.
Приборы (пункты) учета вне отапливаемых помещений размещают:
— на отдельно стоящей опоре на территории потребителя газа:
* на стене газифицируемого здания на расстоянии по горизонтали не менее 0.5 м от дверных, оконных и других открытых проемов.
5.4.5 Не допускается размещение приборов (пунктов) учета газа под проемами в стенах и над ними.
5.4.6 Техническая возможность установки прибора учета газа в жилых многоквартирных зданиях и жилых одноквартирных домах должна определяться с учетом Приказа [17].
5.4.7 Прибор (пункт) учета газа внутри помещения устанавливают в естественно проветриваемом месте, вне зоны тепло* и влаговыделений. исходя из условий удобства его монтажа, обслуживания и ремонта и в соответствии с требованиями эксплуатационных документов изготовителя.
При отсутствии в эксплуатационных документах вышеуказанных требований прибор (пункт) учета газа устанавливают на высоте 1.6 м от уровня пола помещения и на расстоянии в свету:
* по радиусу не менее 0.8 м от газовой плиты или теплогенератора с открытой камерой сгорания:
• по горизонтали не менее 0.25 м от теплогенератора с закрытой камерой сгорания.
5.4.8 Прибор (пункт) учета газа, установленный в отдельно стоящем здании или шкафу на отдельно стоящих опорах, должен располагаться на расстояниях от зданий и сооружений не менее указанных в СП 62.13330.2011 (пункт 6.2.2. таблица 5).
5.5 Требования к способам соединения элементов газопроводов
Способ соединения труб газопроводов сетей газопотребления между собой и с техническими устройствами определяют в соответствии с требованиями СП 62.13330.2011 (пункты 4.13. 5.1.4), ГОСТ Р 55472—2013 (пункт 8.3), ГОСТ Р 55473—2013 (пункты 4.2.4. 4.6.4.7). а также ГОСТ Р 55474-2013 (п��нкт 4.5) (для стальных труб).
5.6 Требования к размещению трубопроводной арматуры
5.6.1 Размещение трубопроводной арматуры предусматривают в соответствии с требованиями СП 62.13330.2011 (пункты 5.1.7.5.1.8. 7.9. 7.10. 7.12).
8
ГОСТ Р 58095.0—2018
5.6.2 Запорную арматуру на наружных газопроводах допускается устанавливать:
• подземно — в грунте (бесколодезная установка);
. надземно — на специально обустроенных площадках (для подземных газопроводов), на стенах зданий, а также на надземных газопроводах, прокладываемых на олорах.
5.6.3 Размещение запорной арматуры перед гаэоиспопьзующим оборудованием предусматривают:
• на высоте от 1.5 до 1.6 м от уровня пола — на олуске к теплогенератору и газовой плите при верхней разводке газопровода;
• на расстоянии не менее 0.2 м от боковой поверхности газовой плиты при ее присоединении на уровне штуцера;
• в доступном для монтажа и обслуживания месте при присоединении теплогенератора на уровне присоединительного штуцера.
5.6.4 При установке на вводных газопроводах запорной арматуры с электроприводом предусматривают укрытие для защиты ее от атмосферных осадков.
5.6.5 При пересечении газопроводами ВЛ электропередач запорную арматуру следует предусматривать вне охранной зоны ВЛ электропередач.
5.6.6 При установке нескольких единиц газоислользующего оборудования должна обеспечиваться возможность отключения каждой единицы оборудования отдельно.
5.7 Вводные и внутриплощадочные газопроводы
5.7.1 Вводные газопроводы сетей газопотребления жилых одноквартирных домов, жилых многоквартирных, общественных, административных и бытовых зданий от запорной арматуры в месте присоединения с газопроводом-вводом прокладывают подземно, по фасаду и в футляре сквозь стену здания.
5.7.2 Внутриплощадочные газопроводы сетей газопотребления производственных зданий прокладываются по территории производственной площадки предприятия лодземно. надземно на опорах, по фасаду и в футляре сквозь стену зданий с учетом требований СП 18.13330.2011 (пункты 5.65,6.3.6.10, 6.13.6.21) и СП 19.13330.2011 (пункты 7.13, 8.2).
5.7.3 Вводные и внутриплощадочные газопроводы по стенам зданий необходимо прокладывать без нарушений архитектурных элементов фасада с учетом требований СП 62.13330.2011 (пункты 5.1.2. 5.3.1—5.3.3).
5.7.4 Глубина прокладки подземных газопроводов принимается в соответствии с требованиями СП 62.13330.2011 (пункт 5.2.1) и ГОСТ Р 55473—2013 (пункт 4.1).
5.7.5 Высоту прокладки надземного газопровода от поверхности земли принимают в зависимости от рельефа и грунтовых условий местности, теплового воздействия на газопровод, но не менее 0.5 м от поверхности земли.
Участки надземных газопроводов, на которых происходит компенсация деформаций за счет перемещений трубы, необходимо прокладывать выше максимального уровня снегового покрова не менее чем на 0.1 м.
5.7.6 Расстояния между надземными вводными и внутри площадочными газопроводами и трубопроводами инженерных коммуникаций при их совместной прокладке следует принимать исходя из условий монтажа, осмотра и возможности ремонта.
Минимальные расстояния приведены в таблице 1.
Таблица 1
|
Условный диаметр газопровода, мы |
Минимальное расстояние, мм. до трубопроводов инженерных коммуникаций диаметром, мм |
||
|
До 300 |
Св. 300 до 600 |
Се 600 |
|
|
До 300 |
100 |
150 |
150 |
|
Св. 300 до 600 |
150 |
150 |
200 |
|
Св. 600 |
150 |
200 |
300 |
5.7.7 При проектировании вводных и внутриплощадочных газопроводов предусматривают компенсацию температурных перемещений газопровода, с учетом возможных перемещений (осадки) конструкций здания.
5.7.8 Расстояния между креплениями вводных и внутриплощадочных газопроводов на фасаде зданий определяют расчетом из условия предельно допустимого прогиба трубы.
8.1 Эксплуатацию сети газопотребления осуществляют в соответствии с ГОСТ Р 54961. Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности [6]. правилами (26). [27].
8.2 В рамках проведения технического обслуживания сетей газопотребления проверяют наличие посторонних предметов на газопроводах.
27
ГОСТ Р 58095.0—2018
Приложение А (справочное)
Строительный паспорт внутридомового (внутриквартирного) газоиспольэующего
оборудования
Смонгировано
(наименование строительно-ыонтажнод организации
и номер проекта)
по адресу:
1 Характеристика гаэоиспользукхцего оборудования
Указывается для внутридомового гаэоиспользукхцего оборудования: число хваргир. тип и число установленных тазовых приборов, общая протяженность газопровода и число запорных устройств на них: для внугрик-вартирного оборудования — общая протяженность газопровода, тип и число установленного газоиспольэующего оборудования, рабочее давление газа
2 Перечень прилагаемых сертификатов, технических паспортов (или их копий) и других документов, удостоверяющих качество материалов и оборудования
Примечание — Допускается прилагать (или размещать в данном разделе) извлечения из указанных документов, заверенные лицом, ответственным за строительство объекта, и содержащие необходимые сведения (номер сертификата, марка (тип), ГОСТ (ТУ), размеры, номер партии, изготовитель, дату выпуска, реэутътаты испытаний).
3 Данные о сварке стыков газопровода
|
Фамилия, имя. отчасти сварщика (паяльщика) |
Номер (клеймо) сварщика (паяльщика) |
Сварено стыков |
Дата проведения сварочных работ |
|
|
Диаметр tpy6. мм |
Число, шт. |
|||
В целях настоящих Правил используются следующие термины и определения.
Газораспределительная система — имущественный производственный комплекс, состоящий из организационно и экономически взаимосвязанных объектов, предназначенных для транспортировки и подачи газа непосредственно его потребителям.
Газораспределительная сеть — технологический комплекс газораспределительной системы, состоящий из наружных газопроводов поселений (городских, сельских и других поселений), включая межпоселковые, от выходного отключающего устройства газораспределительной станции (ГРС), или иного источника газа, до вводного газопровода к объекту газопотребления. В газораспределительную сеть входят сооружения на газопроводах, средства электрохимической защиты, газорегуляторные пункты (ГРП, ГРПБ), шкафные регуляторные пункты (ШРП), система автоматизированного управления технологическим процессом распределения газа (АСУ ТП РГ).
Наружный газопровод — подземный, наземный и надземный газопровод, проложенный вне зданий до отключающего устройства перед вводным газопроводом или до футляра при вводе в здание в подземном исполнении.
Распределительный газопровод — газопровод газораспределительной сети, обеспечивающий подачу газа от источника газоснабжения до газопроводов-вводов к потребителям газа.
Межпоселковый газопровод — газопровод газораспределительной сети, проложенный вне территории поселений.
Газопровод-ввод — газопровод от места присоединения к распределительному газопроводу до отключающего устройства перед вводным газопроводом или футляром при вводе в здание в подземном исполнении.
Вводной газопровод — участок газопровода от установленного снаружи отключающего устройства на вводе в здание, при его установке снаружи, до внутреннего газопровода, включая газопровод, проложенный в футляре через стену здания.
Внеплощадочный газопровод — распределительный газопровод, обеспечивающий подачу газа от источника газоснабжения к промышленному потребителю, находящийся вне производственной территории предприятия.
Внутриплощадочный газопровод — участок распределительного газопровода (ввод), обеспечивающий подачу газа к промышленному потребителю, находящийся внутри производственной территории предприятия.
Изделие (техническое устройство) — единица промышленной продукции, на которую документация должна соответствовать требованиям государственных стандартов ЕСКД, ЕСТД и ЕСПД, устанавливающим комплектность и правила оформления сопроводительной документации. Требования строительных норм и правил на конструкцию изделия и сопроводительную документацию не распространяются.
Расчетное давление — максимальное избыточное давление в газопроводе, на которое производится расчет на прочность при обосновании основных размеров, обеспечивающих надежную эксплуатацию в течение расчетного ресурса.
Расчетный ресурс эксплуатации — суммарная наработка объекта от начала его эксплуатации или возобновления после ремонта до перехода в предельное состояние.
Расчетный срок службы — календарная продолжительность от начала эксплуатации или возобновления после ремонта до перехода в предельное состояние.
Соединительные детали (фитинги) — элементы газопровода, предназначенные для изменения его направления, присоединения, ответвлений, соединения участков.
Диагностика — область знаний, охватывающая теорию, методы и средства определения технического состояния объектов (газопроводов и сооружений).
Техническое обслуживание — комплекс операций или операция по поддержанию работоспособности или исправности изделия (технического устройства) при использовании по назначению, ожидании, хранении и транспортировании.
Ремонт — комплекс операций по восстановлению исправности или работоспособности изделий (газопроводов и сооружений) и восстановлению ресурсов изделий или их составных частей.
Газорегуляторный пункт (ГРП), установка (ГРУ) — технологическое устройство, предназначенное для снижения давления газа и поддержания его на заданных уровнях в газораспределительных сетях.
Шкафной газорегуляторный пункт (ШРП) — технологическое устройство в шкафном исполнении, предназначенное для снижения давления газа и поддержания его на заданных уровнях в газораспределительных сетях.
Газорегуляторный пункт блочный — технологическое устройство полной заводской готовности в транспортабельном блочном исполнении, предназначенное для снижения давления газа и поддержания его на заданных уровнях в газораспределительных сетях.
Газоопасные работы — работы, выполняемые в загазованной среде, или при которых возможен выход газа.
Огневые работы — работы, связанные с применением открытого огня.
Опасная концентрация газа — концентрация (объемная доля газа) в воздухе, превышающая 20% от нижнего контрационного предела распространения пламени.
Неразрушающий контроль — определение характеристик материалов без разрушения изделий или изъятия образцов.
Аттестация технологии сварки (пайки) — процедура опред��ления показателей и характеристик сварных (паяных) соединений труб и соединительных деталей, проводимая с целью подтверждения технических и организационных возможностей организации выполнять по аттестуемой технологии сварные (паяные) соединения, отвечающие требованиям нормативно-технической документации.
Область распространения аттестации технологии сварки — пределы признания основных величин и параметров испытаний технологии.
Системы газопотребления — имущественный производственный и технологический комплекс, состоящий из организационно и экономически взаимосвязанных объектов, предназначенных для транспортировки и использования газа в качестве топлива в газоиспользующем оборудовании.
Сеть газопотребления — производственный и технологический комплекс системы газопотребления, включающий в себя сеть внутренних газопроводов, газовое оборудование, систему автоматики безопасности и регулирования процесса сгорания газа, газоиспользующее оборудование, здания и сооружения, размещенные на одной производственной территории (площадке).
Газифицированная производственная котельная — помещения, где размещены один и более котлов при суммарной тепловой мощности установленного оборудования 360 кВт и более.
Газифицированное производственное помещение, цех — производственное помещение, где размещено газовое и газопотребляющее оборудование, предназначенное для использования природного газа в качестве топлива с целью применения указанного оборудования в технологическом (производственном) процессе.
Газоиспользующее оборудование (установка) — оборудование, где в технологическом процессе используется газ в качестве топлива. В качестве газоиспользующего оборудования могут использоваться котлы, турбины, печи, газопоршневые двигатели, технологические линии и другое оборудование.
Заключение экспертизы промышленной безопасности — документ, содержащий обоснованные выводы о соответствии или несоответствии объекта экспертизы требованиям промышленной безопасности.
Охранная зона газораспределительной сети — территория с особыми условиями использования, устанавливаемая вдоль трасс газопроводов и вокруг других объектов газораспределительной сети в целях обеспечения нормальных условий ее эксплуатации и исключения возможности ее повреждения.
Эксплуатирующая его организация обязана сама оценить признаки возможного риска и определить класс опасности. По результатам такой работы оформляются подтверждающие документы, которые предоставляются в Ростехнадзор при регистрации объекта. Контролирующее ведомство проверяет выводы эксплуатирующей организации и вносит соответствующие сведения в Реестр ОПО. Также присвоение класса осуществляется в следующих случаях:
- перерегистрация производства в связи с изменением состава и качества входящих в него компонентов либо информации об организации;
- перерегистрация предприятия в случае, если ему не присвоен класс опасности в соответствии с действующим законодательством.
III. СПЕЦИАЛЬНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ЭКСПЛУАТАЦИИ СЕТЕЙ ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ И ГАЗОПОТРЕБЛЕНИЯ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ
10. Требования настоящего раздела Правил распространяются на газопроводы (трубопроводы и соединительные детали), технические и технологические устройства сетей газораспределения и газопотребления ТЭС с давлением природного газа до 1,2 мегапаскаля включительно, ГТУ и ПГУ с давлением природного газа свыше 1,2 мегапаскаля.
11. Требования разработанной на ТЭС эксплуатационной документации не должны противоречить требованиям настоящих Правил.
12. Состав эксплуатационной документации должен соответствовать требованиям норм и правил в области промышленной безопасности, учитывающих условия и требования эксплуатации ТЭС.
13. Эксплуатация сетей газораспределения и газопотребления ТЭС включает:
техническое обслуживание;
ремонт;
аварийно-восстановительные работы;
включение и отключение оборудования, работающего сезонно.
14. Эксплуатация сетей газораспределения и газопотребления ТЭС должна осуществляться оперативным персоналом и газовой службой предприятия либо специализированной организацией по договору, оформленному в соответствии с гражданским законодательством.
15. На ТЭС из числа руководителей (специалистов), прошедших проверку знаний в области промышленной безопасности, должны быть назначены лицо, ответственное за безопасную эксплуатацию сетей газораспределения и газопотребления, и его заместитель.
16. Лицо, ответственное за безопасную эксплуатацию сетей газораспределения и газопотребления ТЭС, должно располагать следующей документацией:
копией распорядительного документа эксплуатационной организации о возложении обязанностей за безопасную эксплуатацию сетей газораспределения и газопотребления;
должностной инструкцией, определяющей обязанности, права и ответственность;
проектной, рабочей и исполнительной документацией;
актом о приемке сетей газопотребления;
технологическими схемами наружных и внутренних газопроводов с указанием газоопасных колодцев и камер;
эксплуатационной документацией по безопасному пользованию газом;
документами об оценке (подтверждении) соответствия технических устройств обязательным требованиям, установленным законодательством Российской Федерации;
планом локализации и ликвидации аварий*;
копиями документов, подтверждающих проведение обучения и аттестации работников, осуществляющих эксплуатацию сетей газораспределения и газопотребления.
2.2.1. Выбор условий прокладки газопровода и расстояния по горизонтали и вертикали от газопровода до сопутствующих инженерных коммуникаций, а также зданий, сооружений, естественных и искусственных преград следует предусматривать с учетом строительных норм и правил, утвержденных федеральным органом исполнительной власти, специально уполномоченным в области строительства, а также другими нормативно-техническими документами, утвержденными и (или) согласованными Госгортехнадзором России.
2.2.2. В проектах следует предусматривать, как правило, подземную прокладку газопроводов. Наземная и надземная прокладка газопроводов должна осуществляться при соответствующем обосновании.
Заглубление газопроводов следует предусматривать не менее 0,8 м до верха трубы.
Для стальных газопроводов в местах, где не предусмотрено движение транспорта и сельскохозяйственных машин (межпоселковые газопроводы) — не менее 0,6 м.
2.2.3. Допускается наземная и надземная прокладка газопроводов, в том числе внутриплощадочных совмещенных с другими инженерными коммуникациями, в случаях, когда нет противоречий с другими нормативными документами, утвержденными в установленном порядке.
Расстояния между трубопроводами принимаются из условия технологичности и удобства проведения работ при строительстве и эксплуатации.
При прокладке газопроводов по стенам зданий и сооружений расстояние (в свету) до ограждающих конструкций должно приниматься не менее половины диаметра газопровода.
Отвод земли под газопровод должен иметь ширину, равную поперечному габариту сооружений на подземном газопроводе и наибольшей длине траверсы (ригеля), включая консоли опор, эстакад, переходов.
2.2.4. При надземной прокладке не допускается размещение арматуры, разъемных соединений в пределах габаритов автомобильных и пешеходных мостов, а также над железнодорожными и автомобильными дорогами.
Устройство компенсаторов за счет углов поворота трассы газопроводов в пределах габаритов автомобильных и железнодорожных дорог, допускается при обосновании их безопасности.
2.2.5. Расчеты конструкций газопроводов на прочность и устойчивость, а также гидравлический расчет газопроводов, должны производиться по соответствующим методическим документам, утвержденным в установленном порядке.
2.2.6. Расчет газопроводов должен производиться на сочетание нагрузок, действующих на газопровод, по времени действия, направлению, а также на нагрузки, вызванные грунтовыми и природными условиями (пучение, просадки, сейсмические воздействия, подработка территорий и др.).
При расчете нагрузок, действующих на газопровод, следует учитывать собственную массу трубы и арматуры, предварительное напряженное состояние газопроводов, температурные перепады, возможное воздействие дополнительных нагрузок при оползневых и паводковых явлениях.
2.2.7. Для надземных газопроводов при наличии вибрационных нагрузок или расположенных в сейсмических районах следует предусматривать крепления, обеспечивающие их перемещение и не допускающие сброса газопровода с опор.
2.2.8. При надземной прокладке газопроводов следует предусматривать стандартные подвижные и неподвижные опорные части или выполненные по типовым или отдельным проектам.
Пролет между опорами следует определять с учетом деформаций опор, вызываемых природными воздействиями. При прогнозируемых деформациях грунта конструкция опоры, как правило, должна предусматривать возможность восстановления проектного положения газопровода.
2.2.9. Надземные газопроводы должны прокладываться на опорах, эстакадах, переходах, выполненных из негорючих материалов.
Шаг опор газопровода следует определять с учетом нагрузок от газопроводов, воздействия грунтов на опоры, а также природных воздействий. Высота прокладки должна приниматься в соответствии со строительными нормами и правилами.
2.2.10. Участки надземного газопровода между неподвижными опорами следует рассчитывать с учетом воздействий на них изменений температуры стенки трубы, давления. Для компенсации этих воздействий следует использовать самокомпенсацию газопроводов за счет углов поворотов трассы или компенсаторов заводского изготовления (линзовые, сильфонные).
2.2.11. При выборе материалов труб, арматуры, соединительных деталей и изделий для газопроводов и технических устройств для систем газопотребления следует руководствоваться утвержденной номенклатурой, с учетом давления, расчетных температур и других условий.
2.2.12. Толщина стенки трубы должна быть не менее 3 мм для подземных и наземных в обваловании газопроводов и 2 мм для надземных и наземных без обвалования.
Толщину стенок труб для подводных переходов следует принимать на 2 мм больше расчетной, но не менее 5 мм, на переходах через железные дороги общей сети — на 3 мм больше расчетной, но не менее 5 мм.
Стальные трубы должны содержать углерода не более 0,25%, серы — 0,056%, фосфора — 0,046%.
Величина эквивалента углерода для углеродистых и низколегированных сталей не должна превышать 0,46%.
2.2.13. Требования к материалу труб из полиэтилена, маркировке и к методам испытаний полиэтиленовых труб для газопроводов должны соответствовать государственным стандартам.
Использование вторичного полиэтилена для изготовления газовых труб не допускается.
2.2.14. Полиэтиленовые трубы, используемые при строительстве газопроводов, должны быть изготовлены из полиэтилена с минимальной длительной прочностью (MRS) не менее 8,0 МПа.
При строительстве полиэтиленовых газопроводов можно использовать трубы и соединительные детали, имеющие различное значение MRS.
2.2.15. Прокладка подземных газопроводов из полиэтиленовых труб допускается:
на территории поселений давлением до 0,3 МПа;
вне территории поселений (межпоселковые) давлением до 0,6 МПа.
Коэффициент запаса прочности должен приниматься не менее 2,5.
2.2.16. Допускается предусматривать прокладку подземных газопроводов из полиэтиленовых труб давлением свыше 0,3 МПа до 0,6 МПа на территории поселений с одно-двухэтажной и коттеджной застройкой с коэффициентом запаса прочности не менее 2,8.
Для поселений, численностью до 200 жителей, допускается прокладка подземных газопроводов из полиэтиленовых труб давлением до 0,6 МПа с коэффициентом запаса прочности не менее 2,5.