| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Система нормативных документов РІ строительстве РЎР’РћР” РџР РђР’РР› ОБЩРР• ПОЛОЖЕНРРЇ РЎРџ 42-101-2003 Р—РђРћ «ПОЛРМЕРГАЗ» РњРѕСЃРєРІР° 2003 ПРЕДРСЛОВРР• 1 РАЗРАБОТАН коллективом ведущих специалистов РћРђРћ «ГипроНРРгаз, РђРћ «ВНРРРЎРўВ», РћРђРћ «МосгазНРРпроект», ОР«Омскгазтехнология», Р—РђРћ «Надежность», Госгортехнадзора Р РѕСЃСЃРёРё, Госстроя Р РѕСЃСЃРёРё Рё СЂСЏРґР° газораспределительных хозяйств Р РѕСЃСЃРёРё РїСЂРё координации Р—РђРћ «Полимергаз» 2 СОГЛАСОВАН Госгортехнадзором Р РѕСЃСЃРёРё, РїРёСЃСЊРјРѕ РѕС‚ 16.06.2000 Рі. в„– 03-35/240 ГУГПС МЧС Р РѕСЃСЃРёРё, РїРёСЃСЊРјРѕ РѕС‚ 20.06.2000 Рі. в„– 20/2.2/2229 3 ОДОБРЕН постановлением Госстроя Р РѕСЃСЃРёРё РѕС‚ 26.06.2003 Рі. в„– 112 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ 4 РџР РРќРЇРў РВВЕДЕН Р’ ДЕЙСТВРР• решением Межведомственного координационного совета РїРѕ вопросам технического совершенствования газораспределительных систем Рё РґСЂСѓРіРёС… инженерных коммуникаций, протокол РѕС‚ 8 июля 2003 Рі. в„– 32 СОДЕРЖАНРР• ВВЕДЕНРЕСП 42-101-2003 «Общие положения РїРѕ проектированию Рё строительству газораспределительных систем РёР· металлических Рё полиэтиленовых труб» разработан РІ соответствии СЃ требованиями РЎРќРёРџ 10-01 РІ развитие основополагающего РЎРќРёРџ 42-01-2002 «Газораспределительные системы». Р’ положениях РЎРџ 42-101 приведены подтвержденные научными исследованиями, опробованные РЅР° практике Рё рекомендуемые РІ качестве официально признанных технические решения, средства Рё СЃРїРѕСЃРѕР±С‹ реализации обязательных требований РїРѕ проектированию Рё строительству систем газораспределения, установленных РЎРќРёРџ 42-01. Настоящий РЎРІРѕРґ правил содержит раздел 7 «Запорная арматура» взамен РЎРџ 42-104-97 «Свод правил РїРѕ применению запорной арматуры для строительства систем газоснабжения». Р’ разработке настоящего РЎРІРѕРґР° правил приняли участие: Волков B.C., Вольнов Р®.Рќ., Габелая Р .Р”., Голик Р’.Р“., Гусева Рќ.Р‘., Зубаилов Р“.Р., Китайцева Р•.РҐ., Красников Рњ.Рђ., Маевский Рњ.Рђ., Нечаев Рђ.РЎ., Пальчиков РЎ.Рђ., Сафронова Р.Рџ., Платонов Рћ.Р’., Удовенко Р’.Р•., Чирчинская Р“.Рџ., Шишов Рќ.Рђ., Шурайц Рђ.Р›. РЎР’РћР” РџР РђР’РР› РџРћ ПРОЕКТРР РћР’РђРќРР® Р РЎРўР РћРТЕЛЬСТВУ ОБЩРР• ПОЛОЖЕНРРЇ РџРћ ПРОЕКТРР РћР’РђРќРР® Р РЎРўР РћРТЕЛЬСТВУ THE GENERAL PROVISION AND
CONSTRUCTION Дата введения 2003-07-08 1 ОБЛАСТЬ РџР РМЕНЕНРРЇ1.1 Положения настоящего РЎРџ распространяются РЅР° РІРЅРѕРІСЊ сооружаемые Рё реконструируемые газораспределительные системы, РЅРѕСЂРјС‹ Рё правила РЅР° проектирование Рё строительство которых регламентированы РЎРќРёРџ 42-01. 1.2 Р’ настоящем РЎРџ приведены общие положения РІ части применения стальных Рё полиэтиленовых труб. Особенности проектирования, строительства новых Рё реконструкции изношенных газопроводов приведены соответственно РІ РЎРџ 42-102 «Проектирование Рё строительство газопроводов РёР· металлических труб» Рё РЎРџ 42-103 «Проектирование Рё строительство газопроводов РёР· полиэтиленовых труб Рё реконструкция изношенных газопроводов». 2 РќРћР РњРђРўРВНЫЕ ССЫЛКР2.1 Р’ настоящем РЎРџ использованы ссылки РЅР° следующие документы: РЎРќРёРџ 2.02.01-83*. Основания зданий Рё сооружений; РЎРќРёРџ 2.03.11-85. Защита строительных конструкций РѕС‚ РєРѕСЂСЂРѕР·РёРё; РЎРќРёРџ 2.03.13-88. Полы; РЎРќРёРџ 2.04.01-85*. Внутренний РІРѕРґРѕРїСЂРѕРІРѕРґ Рё канализация зданий; РЎРќРёРџ 2.04.05-91*. Отопление, вентиляция Рё кондиционирование; РЎРќРёРџ 2.04.07-86*. Тепловые сети; РЎРќРёРџ 2.05.02-85. Автомобильные РґРѕСЂРѕРіРё; РЎРќРёРџ 2.05.03-84*. Мосты Рё трубы; РЎРќРёРџ 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы; РЎРќРёРџ 2.05.07-91*. Промышленный транспорт; РЎРќРёРџ 2.06.09-84. Туннели гидротехнические; РЎРќРёРџ 2.07.01-89*. Градостроительство. Планировка Рё застройка РіРѕСЂРѕРґСЃРєРёС… Рё сельских поселений; РЎРќРёРџ 2.08.02-89*. Общественные здания Рё сооружения; РЎРќРёРџ 2.09.03-85. Сооружения промышленных предприятий; РЎРќРёРџ 3.01.01-85*. Организация строительного производства; РЎРќРёРџ 3.05.07-85 Системы автоматизации; РЎРќРёРџ 10-01-94. Система нормативных документов РІ строительстве. Основные положения; РЎРќРёРџ 11-01-2003. Рнструкция Рѕ РїРѕСЂСЏРґРєРµ разработки, согласования, утверждения Рё составе проектной документации РЅР° строительство предприятий, зданий Рё сооружений; РЎРќРёРџ 11-02-96. Рнженерные изыскания для строительства. Основные положения; РЎРќРёРџ 21-01-97*. Пожарная безопасность зданий Рё сооружений; РЎРќРёРџ 23-01-99*. Строительная климатология; РЎРќРёРџ II-22-81. Каменные Рё армокаменные конструкции; РЎРќРёРџ II-35-76. Котельные установки; РЎРќРёРџ II-89-80*. Генеральные планы промышленных предприятий; РЎРќРёРџ III-42-80*. Магистральные трубопроводы; РЎРќРёРџ 42-01-2002. Газораспределительные системы; ГОСТ 9.602-89. ЕСЗКС. Сооружения подземные. Общие требования Рє защите РѕС‚ РєРѕСЂСЂРѕР·РёРё; ГОСТ 356-80*. Арматура Рё детали трубопроводов. Давления условные, пробные Рё рабочие. Р СЏРґС‹; ГОСТ 380-94*. Сталь углеродистая обыкновенного качества. Марки; ГОСТ 495-92. Листы Рё полосы медные. Технические условия; ГОСТ 481-80*. Паронит Рё прокладки РёР· него. Технические условия; ГОСТ 613-79. Бронзы оловянные литейные. Марки; ГОСТ 1050-88*. Прокат сортовой, калиброванный СЃРѕ специальной отделкой поверхности РёР· углеродистой качественной конструкционной стали. Общие технические условия; ГОСТ 1215-79. Отливки РёР· РєРѕРІРєРѕРіРѕ чугуна. Общие технические условия; ГОСТ 1412-85. Чугун СЃ пластинчатым графитом для отливок. Марки; ГОСТ 1583-93. Сплавы алюминиевые литейные. Технические условия; ГОСТ 4543-71. Прокат РёР· легированной конструкционной стали. Технические условия; ГОСТ 4666-75. Арматура трубопроводная. Маркировка Рё отличительная окраска; ГОСТ 5520-79. Прокат листовой РёР· углеродистой низколегированной Рё легированной стали для котлов Рё СЃРѕСЃСѓРґРѕРІ, работающих РїРѕРґ давлением. Технические условия; ГОСТ 6787-2001. Плитки керамические для полов. Технические условия ГОСТ 7293-85. Чугун СЃ шаровидным графитом для отливок. Марки; ГОСТ 7338-90. Пластины резиновые Рё резинотканевые. Технические условия; ГОСТ 7931-76. Олифа натуральная. Технические условия; ГОСТ 8568-77. Листы стальные СЃ ромбическим Рё чечевичным рифлением. Технические условия; ГОСТ 8832-76. Материалы лакокрасочные. Методы получения лакокрасочного покрытия для испытаний; ГОСТ 9238-83. Габариты приближения строений Рё подвижного состава железных РґРѕСЂРѕРі колеи 1520 (1524) РјРј; ГОСТ 9544-93. Арматура трубопроводная запорная. РќРѕСЂРјС‹ герметичности затворов; ГОСТ 10007-80Р•. Фторопласт-4. Технические условия; ГОСТ 10330-76. Лен трепаный. Технические условия; ГОСТ 11262-80. Пластмассы. Метод испытания РЅР° растяжение; ГОСТ 13726-97. Ленты РёР· алюминия Рё алюминиевых сплавов. Технические условия; ГОСТ 14202-69. РўСЂСѓР±РѕРїСЂРѕРІРѕРґС‹ промышленных предприятий. Опознавательная окраска, предупреждающие знаки Рё маркировочные щитки; ГОСТ 14254-96. Степени защиты, обеспечиваемые оболочками. Межгосударственный стандарт. (РљРѕРґ GP); ГОСТ 15150-69. Машины, РїСЂРёР±РѕСЂС‹ Рё РґСЂСѓРіРёРµ технические изделия. Рсполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения Рё транспортирования РІ части воздействия климатических факторов внешней среды; ГОСТ 15180-86. Прокладки плоские эластичные. Основные параметры Рё размеры; ГОСТ 15527-70. Сплавы медно-цинковые (латуни), обрабатываемые давлением. Марки; ГОСТ 16337-77Р•. Полиэтилен высокого давления. Технические условия; ГОСТ 16338-85Р•. Полиэтилен РЅРёР·РєРѕРіРѕ давления. Технические условия; ГОСТ 16350-80. Климат РЎРЎРЎР . Районирование Рё статистические параметры климатических факторов для технических целей; ГОСТ 16569-86. Устройства газогорелочные для отопительных бытовых печей. Технические условия; ГОСТ 17494-87. Машины электрические вращающиеся. Классификация степеней защиты, обеспечиваемых оболочками вращающихся электрических машин; ГОСТ 17711-93. Сплавы медно-цинковые (латуни) литейные. Марки; ГОСТ 19151-73. РЎСѓСЂРёРє свинцовый. Технические условия; ГОСТ 19281-89. Прокат РёР· стали повышенной прочности. Общие технические условия; ГОСТ 20448-90. Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления. Технические условия; ГОСТ 21204-97. Горелки газовые промышленные. Общие технические требования; ГОСТ 21488-97Р•. Прутки прессованные РёР· алюминия Рё алюминиевых сплавов. Технические условия; ГОСТ 21552-84Р•. Средства вычислительной техники. Общие технические требования, приемка, методы испытаний, маркировка, упаковка, транспортирование Рё хранение; ГОСТ 21631-76Р•. Листы РёР· алюминия Рё алюминиевых сплавов. Технические условия; ГОСТ 25100-95. Грунты. Классификация; ГОСТ 25696-83. Горелки газовые инфракрасного излучения. Общие технические требования Рё приемка; ГОСТ 28394-89. Чугун СЃ вермикулярным графитом для отливок. Марки; ГОСТ 2.601-95 ЕСКД. Рксплуатационные документы; ГОСТ 8.143-75 ГСР. Государственный первичный эталон Рё общесоюзная проверочная схема для средств измерений объемного расхода газа РІ диапазоне 1×10-6 ¸ 1×102 Рј3/СЃ; ГОСТ 8.563.1-97 ГСР. Рзмерение расхода Рё количества жидкостей Рё газов методом переменного перепада давления. Диафрагмы, сопла РРЎРђ 1932 Рё трубы Вентури, установленные РІ заполненных трубопроводах круглого сечения. Технические условия; ГОСТ 8.563.2-97 ГСР. Рзмерение расхода Рё количества жидкостей Рё газов методом переменного перепада давления. Методика выполнения измерений СЃ помощью сужающих устройств; ГОСТ 12.1.005-88 ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования Рє РІРѕР·РґСѓС…Сѓ рабочей Р·РѕРЅС‹; ГОСТ 12.1.007-76 ССБТ. Вредные вещества. Классификация Рё общие требования безопасности; ГОСТ 12.1.011-78* ССБТ. Смеси взрывоопасные. Классификация Рё методы испытаний; ГОСТ 12.2.085-85 ССБТ. РЎРѕСЃСѓРґС‹, работающие РїРѕРґ давлением. Клапаны предохранительные. Требования безопасности; ГОСТ Р 12.3.048-2002 ССБТ. Строительство. Производство земляных работ СЃРїРѕСЃРѕР±РѕРј гидромеханизации. Требования безопасности; ГОСТ 12.4.059-89 ССБТ. Строительство. Ограждения предохранительные инвентарные. Общие технические условия; ГОСТ 21.610-85. СПДС. Газоснабжение. Наружные газопроводы. Рабочие чертежи; ГОСТ 34.003-90. Рнформационная технология. Комплекс стандартов РЅР° автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Термины Рё определения; ГОСТ 34.201-89. Рнформационная технология. Комплекс стандартов РЅР° автоматизированные системы. Р’РёРґС‹, комплектность Рё обозначение документов РїСЂРё создании автоматизированных систем; ГОСТ 34.601-90. Рнформационная технология. Комплекс стандартов РЅР° автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания; ГОСТ 34.602-89. Рнформационная технология. Комплекс стандартов РЅР° автоматизированные системы. Техническое задание РЅР° создание автоматизированной системы; ГОСТ Р 50571.3-94. Рлектроустановки зданий. Часть 4. Требования РїРѕ обеспечению безопасности. Защита РѕС‚ поражений электрическим током; ГОСТ Р 50670-94. Оборудование промышленное газоиспользующее. Воздухонагреватели. Общие технические требования; ГОСТ Р 50838-95. РўСЂСѓР±С‹ РёР· полиэтилена для газопроводов. Технические условия; ГОСТ Р 51617-2000. Жилищно-коммунальные услуги. Общие технические условия; МДС 41-2.2000. Рнструкция РїРѕ размещению тепловых агрегатов, предназначенных для отопления Рё горячего водоснабжения одноквартирных или блокированных жилых РґРѕРјРѕРІ; Р Р” 34.21.122-90. Рнструкция РїРѕ устройству молниезащиты зданий Рё сооружений; Р Р” 50-34.698-90. Методические указания. Рнформационная технология. Комплекс стандартов Рё руководящих документов РЅР° автоматизированные системы. Требования Рє содержанию документов; Р Р” 50-680-88. Методические указания. Автоматизированные системы. Основные положения; Р Р” 50-682-89. Методические указания. Рнформационная технология. Комплекс стандартов Рё руководящих документов РЅР° автоматизированные системы. Общие положения. РџР‘ 03-576-03. Правила устройства Рё безопасной эксплуатации СЃРѕСЃСѓРґРѕРІ, работающих РїРѕРґ давлением; РџР‘ 12-529-03. Правила безопасности систем газораспределения Рё газопотребления; РџР‘ 12-609-03. Правила безопасности для объектов, использующих сжиженные углеводородные газы; Правила плавания РїРѕ внутренним судоходным путям; Правила речного регистра; Правила технической эксплуатации речного транспорта. РџР‘ 13-407-01. Единые правила безопасности РїСЂРё взрывных работах; РџРЈР. Правила устройства электроустановок; Правила устройства Рё безопасной эксплуатации паровых котлов СЃ давлением пара РЅРµ более 0,07 РњРџР° (0,7 РєРіСЃ/СЃРј2), водогрейных котлов Рё водонагревателей СЃ температурой нагрева РІРѕРґС‹ РЅРµ выше 388 Рљ (115 °С); РџР‘ 10-574-03. Правила устройства Рё безопасной эксплуатации паровых Рё водогрейных котлов. 3 ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНРЯВЫБОРСРСТЕМЫ ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНРРЇ3.1 Разработку проектов газораспределительных систем следует вести РЅР° основании технических условий РЅР° присоединение объекта газового хозяйства Рє источникам газораспределения, выдаваемых владельцем газовых сетей, Рё наличия согласования СЃ организацией-разработчиком схемы газоснабжения объекта. 3.2 РџРѕСЂСЏРґРѕРє разработки, согласования, утверждения Рё состав проектной документации следует предусматривать РІ соответствии СЃРѕ РЎРќРёРџ II 11-01. 3.3 Газораспределительные системы подразделяются РїРѕ: - РІРёРґСѓ газа (природный, РЎРЈР“); - числу ступеней регулирования давления газа (РѕРґРЅРѕ- Рё многоступенчатые); - принципу построения (кольцевые, тупиковые, смешанные). 3.4 Выбор системы распределения газа рекомендуется производить РІ зависимости РѕС‚ объема, структуры Рё плотности газопотребления поселений, размещения жилых Рё производственных Р·РѕРЅ, Р° также источников газоснабжения (местоположение Рё мощность существующих Рё проектируемых магистральных газопроводов, газораспределительных станций (ГРС), газонаполнительных станций (ГНС) Рё С‚.Рґ.). Выбор той или РёРЅРѕР№ газораспределительной системы РІ проекте должен быть техникоэкономически обоснован. 3.5 РџСЂРё использовании РѕРґРЅРѕ- или многоступенчатой системы распределения газ потребителям подается соответственно РїРѕ распределительным газопроводам РѕРґРЅРѕР№ или нескольких категорий давления. Для крупных Рё средних поселений, как правило, предусматривают многоступенчатые газораспределительные системы. Для малых РіРѕСЂРѕРґРѕРІ или отдельных жилых микрорайонов, Р° также для сельских поселений РІ качестве наиболее рациональной газораспределительной системы рекомендуется система распределения среднего давления СЃ РЁР Рџ Сѓ потребителя или РіСЂСѓРїРїС‹ потребителей. Одноступенчатые газораспределительные системы РЅРёР·РєРѕРіРѕ давления РёР·-Р·Р° значительных материаловложений являются целесообразными лишь РІ малых поселениях СЃ компактной застройкой, расположенных вблизи источника газоснабжения. Р’ зависимости РѕС‚ величины давления газа РІ распределительных газопроводах Рё климатических условий рекомендуется применение ГРП, ГРПБ, как правило, СЃ местными приборами отопления. 3.6 Между газопроводами различных категорий давления, входящих РІ систему газораспределения, как правило, следует предусматривать газорегуляторные пункты (установки). 3.7 Принцип построения газораспределительных систем выбирается РІ зависимости РѕС‚ характера планировки Рё плотности застройки поселения. Предпочтительными являются смешанные или кольцевые газораспределительные системы, обеспечивающие наиболее равномерный режим давления РІРѕ всех точках отбора газа РёР· распределительных газопроводов, Р° также повышающие надежность систем газоснабжения. 3.8 РџСЂРё газоснабжении РЎРЈР“ рекомендуются газораспределительные системы РЅР° базе резервуарных установок или станций регазификации. Газораспределительные системы СЃ использованием групповых или индивидуальных баллонных установок РЎРЈР“ рекомендуется применять только РїСЂРё технической невозможности или экономической нецелесообразности использования резервуарных установок. РќРћР РњР« ПОТРЕБЛЕНРРЇ ГАЗА3.9 РџСЂРё решении РІРѕРїСЂРѕСЃРѕРІ газоснабжения поселений использование газа предусматривается РЅР°: - индивидуально-бытовые нужды населения: приготовление пищи Рё горячей РІРѕРґС‹, Р° для сельских поселений также для приготовления РєРѕСЂРјРѕРІ Рё подогрева РІРѕРґС‹ для животных РІ домашних условиях; - отопление, вентиляцию Рё горячее водоснабжение жилых Рё общественных зданий; - отопление Рё нужды производственных Рё коммунально-бытовых потребителей. 3.10 Годовые расходы газа для каждой категории потребителей следует определять РЅР° конец расчетного периода СЃ учетом перспективы развития объектов - потребителей газа. Продолжительность расчетного периода устанавливается РЅР° основании плана перспективного развития объектов - потребителей газа. 3.11 Годовые расходы газа для населения (без учета отопления), предприятий бытового обслуживания населения, общественного питания, предприятий РїРѕ производству хлеба Рё кондитерских изделий, Р° также для учреждений здравоохранения рекомендуется определять РїРѕ нормам расхода теплоты, приведенным РІ ГОСТ Р 51617 (приложение Рђ). РќРѕСЂРјС‹ расхода газа для потребителей, РЅРµ перечисленные РІ приложении Рђ, следует принимать РїРѕ нормам расхода РґСЂСѓРіРёС… РІРёРґРѕРІ топлива или РїРѕ данным фактического расхода используемого топлива СЃ учетом РљРџР” РїСЂРё переводе РЅР° газовое топливо. 3.12 РџСЂРё составлении проектов генеральных планов РіРѕСЂРѕРґРѕРІ Рё РґСЂСѓРіРёС… поселений допускается принимать укрупненные показатели потребления газа, Рј3/РіРѕРґ РЅР° 1 чел., РїСЂРё теплоте сгорания газа 34 МДж/Рј3 (8000 ккал/Рј3): - РїСЂРё наличии централизованного горячего водоснабжения - 120; - РїСЂРё горячем водоснабжении РѕС‚ газовых водонагревателей - 300; - РїСЂРё отсутствии РІСЃСЏРєРёС… РІРёРґРѕРІ горячего водоснабжения - 180 (220 РІ сельской местности). 3.13 Годовые расходы газа РЅР° нужды предприятий торговли, бытового обслуживания непроизводственного характера Рё С‚.Рї. можно принимать РІ размере РґРѕ 5 % суммарного расхода теплоты РЅР° жилые РґРѕРјР°. 3.14 Годовые расходы газа РЅР° нужды промышленных Рё сельскохозяйственных предприятий следует определять РїРѕ данным топливопотребления (СЃ учетом изменения РљРџР” РїСЂРё переходе РЅР° газовое топливо) этих предприятий СЃ перспективой РёС… развития или РЅР° РѕСЃРЅРѕРІРµ технологических РЅРѕСЂРј расхода топлива (теплоты). 3.15 Годовые Рё расчетные часовые расходы теплоты РЅР° нужды отопления, вентиляции Рё горячего водоснабжения определяют РІ соответствии СЃ указаниями РЎРќРёРџ 2.04.01, РЎРќРёРџ 2.04.05 Рё РЎРќРёРџ 2.04.07. 3.16 Годовые расходы теплоты РЅР° приготовление РєРѕСЂРјРѕРІ Рё подогрев РІРѕРґС‹ для животных рекомендуется принимать РїРѕ таблице 1. Таблица 1
ОПРЕДЕЛЕНРР• РАСЧЕТНЫХ РАСХОДОВ ГАЗА3.17 Система газоснабжения РіРѕСЂРѕРґРѕРІ Рё РґСЂСѓРіРёС… населенных пунктов должна рассчитываться РЅР° максимальный часовой расход газа. 3.18 Максимальный расчетный часовой расход газа Qhd, Рј3/С‡, РїСЂРё 0 °С Рё давлении газа 0,1 РњРџР° (760 РјРј СЂС‚. СЃС‚.) РЅР° хозяйственно-бытовые Рё производственные нужды следует определять как долю РіРѕРґРѕРІРѕРіРѕ расхода РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (1) РіРґРµ Khmax - коэффициент часового максимума (коэффициент перехода РѕС‚ РіРѕРґРѕРІРѕРіРѕ расхода Рє максимальному часовому расходу газа); Qy - РіРѕРґРѕРІРѕР№ расход газа, Рј3/РіРѕРґ. Коэффициент часового максимума расхода газа следует принимать дифференцированно РїРѕ каждой обособленной Р·РѕРЅРµ газоснабжения, снабжаемой РѕС‚ РѕРґРЅРѕРіРѕ источника. Значения коэффициента часового максимума расхода газа РЅР° хозяйственно-бытовые нужды РІ зависимости РѕС‚ численности населения, снабжаемого газом, приведены РІ таблице 2; для бань, прачечных, предприятий общественного питания Рё предприятий РїРѕ производству хлеба Рё кондитерских изделий - РІ таблице 3. Таблица 2
Таблица 3
3.19 Расчетный часовой расход газа для предприятий различных отраслей промышленности и предприятий бытового обслуживания производственного характера (за исключением предприятий, приведенных в таблице 4) следует определять по данным топливопотребления (с учетом изменения КПД при переходе на газовое топливо) или по формуле (1) исходя из годового расхода газа с учетом коэффициентов часового максимума по отрасли промышленности, приведенных в таблице 4. Таблица 4
3.20 Для отдельных жилых домов и общественных зданий расчетный часовой расход газа Qhd, м3/ч, следует определять по сумме номинальных расходов газа газовыми приборами с учетом коэффициента одновременности их действия по формуле                                                         (2) где  - сумма произведений величин Ksim, qnom и ni от i до m; Ksim - коэффициент одновременности, принимаемый для жилых домов по таблице 5; qnom - номинальный расход газа прибором или группой приборов, м3/ч, принимаемый по паспортным данным или техническим характеристикам приборов; ni - число однотипных приборов или групп приборов; т - число типов приборов или групп приборов. Таблица 5
РАСЧЕТ Р”РАМЕТРА ГАЗОПРОВОДА РДОПУСТРМЫХ ПОТЕРЬ ДАВЛЕНРРЇ3.21 Пропускная способность газопроводов может приниматься РёР· условий создания РїСЂРё максимально допустимых потерях давления газа наиболее экономичной Рё надежной РІ эксплуатации системы, обеспечивающей устойчивость работы ГРП Рё газорегуляторных установок (ГРУ), Р° также работы горелок потребителей РІ допустимых диапазонах давления газа. 3.22 Расчетные внутренние диаметры газопроводов определяются РёСЃС…РѕРґСЏ РёР· условия обеспечения бесперебойного газоснабжения всех потребителей РІ часы максимального потребления газа. 3.23 Расчет диаметра газопровода следует выполнять, как правило, РЅР° компьютере СЃ оптимальным распределением расчетной потери давления между участками сети. РџСЂРё невозможности или нецелесообразности выполнения расчета РЅР° компьютере (отсутствие соответствующей программы, отдельные участки газопроводов Рё С‚.Рї.) гидравлический расчет допускается производить РїРѕ приведенным ниже формулам или РїРѕ номограммам (приложение Р‘), составленным РїРѕ этим формулам. 3.24 Расчетные потери давления РІ газопроводах высокого Рё среднего давления принимаются РІ пределах категории давления, принятой для газопровода. 3.25 Расчетные суммарные потери давления газа РІ газопроводах РЅРёР·РєРѕРіРѕ давления (РѕС‚ источника газоснабжения РґРѕ наиболее удаленного РїСЂРёР±РѕСЂР°) принимаются РЅРµ более 180 даПа, РІ том числе РІ распределительных газопроводах 120 даПа, РІ газопроводах-вводах Рё внутренних газопроводах - 60 даПа. 3.26 Значения расчетной потери давления газа РїСЂРё проектировании газопроводов всех давлений для промышленных, сельскохозяйственных Рё бытовых предприятий Рё организаций коммунально-бытового обслуживания принимаются РІ зависимости РѕС‚ давления газа РІ месте подключения СЃ учетом технических характеристик принимаемого Рє установке газового оборудования, устройств автоматики безопасности Рё автоматики регулирования технологического режима тепловых агрегатов. 3.27 Падение давления РЅР° участке газовой сети можно определять: - для сетей среднего Рё высокого давлений РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (3) РіРґРµ PРЅ - абсолютное давление РІ начале газопровода, РњРџР°; Р Рє - абсолютное давление РІ конце газопровода, РњРџР°; Р 0 = 0,101325 РњРџР°; l - коэффициент гидравлического трения; l - расчетная длина газопровода постоянного диаметра, Рј; d - внутренний диаметр газопровода, СЃРј; r0 - плотность газа РїСЂРё нормальных условиях, РєРі/Рј3; Q0 - расход газа, Рј3/С‡, РїСЂРё нормальных условиях; - для сетей РЅРёР·РєРѕРіРѕ давления РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (4) РіРґРµ Р РЅ - давление РІ начале газопровода, РџР°; Р Рє - давление РІ конце газопровода, РџР°; l, l, d, r0, Q0 - обозначения те же, что Рё РІ формуле (3). 3.28 Коэффициент гидравлического трения l определяется РІ зависимости РѕС‚ режима движения газа РїРѕ газопроводу, характеризуемого числом Рейнольдса, В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (5) РіРґРµ n - коэффициент кинематической вязкости газа, Рј2/СЃ, РїСЂРё нормальных условиях; Q0, d - обозначения те же, что Рё РІ формуле (3), Рё гидравлической гладкости внутренней стенки газопровода, определяемой РїРѕ условию (6), В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (6) РіРґРµ Re - число Рейнольдса; Рї - эквивалентная абсолютная шероховатость внутренней поверхности стенки трубы, принимаемая равной для новых стальных - 0,01 СЃРј, для бывших РІ эксплуатации стальных - 0,1 СЃРј, для полиэтиленовых независимо РѕС‚ времени эксплуатации - 0,0007 СЃРј; d - обозначение то же, что Рё РІ формуле (3). Р’ зависимости РѕС‚ значения Re коэффициент гидравлического трения Рђ определяется: - для ламинарного режима движения газа Re £ 2000 В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (7) - для критического режима движения газа Re = 2000 - 4000 l = 0,0025 Re0,333;В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (8) - РїСЂРё Re > 4000 - РІ зависимости РѕС‚ выполнения условия (6); - для гидравлически гладкой стенки (неравенство (6) справедливо): - РїСЂРё 4000 < Re < 100000 РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (9) - РїСЂРё Re > 100000 В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (10) - для шероховатых стенок (неравенство (6) несправедливо) РїСЂРё Re > 4000 ,В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (11) РіРґРµ Рї - обозначение то же, что Рё РІ формуле (6); d - обозначение то же, что Рё РІ формуле (3). 3.29 Расчетный расход газа РЅР° участках распределительных наружных газопроводов РЅРёР·РєРѕРіРѕ давления, имеющих путевые расходы газа, следует определять как СЃСѓРјРјСѓ транзитного Рё 0,5 путевого расходов газа РЅР° данном участке. 3.30 Падение давления РІ местных сопротивлениях (колена, тройники, запорная арматура Рё РґСЂ.) допускается учитывать путем увеличения фактической длины газопровода РЅР° 5 - 10 %. 3.31 Для наружных надземных Рё внутренних газопроводов расчетную длину газопроводов определяют РїРѕ формуле (12) В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (12) РіРґРµ l1 - действительная длина газопровода, Рј; Sx - СЃСѓРјРјР° коэффициентов местных сопротивлений участка газопровода; d - обозначение то же, что Рё РІ формуле (3); l - коэффициент гидравлического трения, определяемый РІ зависимости РѕС‚ режима течения Рё гидравлической гладкости стенок газопровода РїРѕ формулам (7) - (11). 3.32 Р’ тех случаях РєРѕРіРґР° газоснабжение РЎРЈР“ является временным (СЃ последующим переводом РЅР° снабжение природным газом), газопроводы проектируются РёР· условий возможности РёС… использования РІ будущем РЅР° РїСЂРёСЂРѕРґРЅРѕРј газе. РџСЂРё этом количество газа определяется как эквивалентное (РїРѕ теплоте сгорания) расчетному расходу РЎРЈР“. 3.33 Падение давления РІ трубопроводах жидкой фазы РЎРЈР“ определяется РїРѕ формуле (13) В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (13) РіРґРµ l - коэффициент гидравлического трения; V - средняя скорость движения сжиженных газов, Рј/СЃ. РЎ учетом противокавитационного запаса средние скорости движения жидкой фазы принимаются: РІРѕ всасывающих трубопроводах - РЅРµ более 1,2 Рј/СЃ; РІ напорных трубопроводах - РЅРµ более 3 Рј/СЃ. Коэффициент гидравлического трения l определяется РїРѕ формуле (11). 3.34 Расчет диаметра газопровода паровой фазы РЎРЈР“ выполняется РІ соответствии СЃ указаниями РїРѕ расчету газопроводов РїСЂРёСЂРѕРґРЅРѕРіРѕ газа соответствующего давления. 3.35 РџСЂРё расчете внутренних газопроводов РЅРёР·РєРѕРіРѕ давления для жилых РґРѕРјРѕРІ допускается определять потери давления газа РЅР° местные сопротивления РІ размере, %: - РЅР° газопроводах РѕС‚ РІРІРѕРґРѕРІ РІ здание: РґРѕ стояка - 25 линейных потерь РЅР° стояках - 20     »              » - РЅР° внутриквартирной разводке: РїСЂРё длине разводки 1 - 2 Рј - 450 линейных потерь »     »            »       3 - 4 - 300         »            » »     »            »       5 - 7 - 120         »            » »     »            »       8 - 12 - 50         »            » 3.36 РџСЂРё расчете газопроводов РЅРёР·РєРѕРіРѕ давления учитывается гидростатический напор Рќg, даПа, определяемый РїРѕ формуле (14) Hg = В±lgh(ra - r0),В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (14) РіРґРµ g - ускорение СЃРІРѕР±РѕРґРЅРѕРіРѕ падения, 9,81 Рј/СЃ2; h - разность абсолютных отметок начальных Рё конечных участков газопровода, Рј; rР° - плотность РІРѕР·РґСѓС…Р°, РєРі/Рј3, РїСЂРё температуре 0 °С Рё давлении 0,10132 РњРџР°; r0 - обозначение то же, что РІ формуле (3). 3.37 Расчет кольцевых сетей газопроводов следует выполнять СЃ СѓРІСЏР·РєРѕР№ давлений газа РІ узловых точках расчетных колец. Неувязка потерь давления РІ кольце допускается РґРѕ 10 %. 3.38 РџСЂРё выполнении гидравлического расчета надземных Рё внутренних газопроводов СЃ учетом степени шума, создаваемого движением газа, следует принимать скорости движения газа РЅРµ более 7 Рј/СЃ для газопроводов РЅРёР·РєРѕРіРѕ давления, 15 Рј/СЃ для газопроводов среднего давления, 25 Рј/СЃ для газопроводов высокого давления. 3.39 РџСЂРё выполнении гидравлического расчета газопроводов, проведенного РїРѕ формулам (5) - (14), Р° также РїРѕ различным методикам Рё программам для электронно-вычислительных машин, составленным РЅР° РѕСЃРЅРѕРІРµ этих формул, расчетный внутренний диаметр газопровода следует предварительно определять РїРѕ формуле (15) В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (15) РіРґРµ dp - расчетный диаметр, СЃРј; Рђ, Р’, С‚, С‚1 - коэффициенты, определяемые РїРѕ таблицам 6 Рё 7 РІ зависимости РѕС‚ категории сети (РїРѕ давлению) Рё материала газопровода; Q0 - расчетный расход газа, Рј3/С‡, РїСЂРё нормальных условиях; DР СѓРґ - удельные потери давления (РџР°/Рј - для сетей РЅРёР·РєРѕРіРѕ давления, РњРџР°/Рј - для сетей среднего Рё высокого давления), определяемые РїРѕ формуле (16) В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (16) DР РґРѕРї - допустимые потери давления (РџР° - для сетей РЅРёР·РєРѕРіРѕ давления, РњРџР°/Рј - для сетей среднего Рё высокого давления); L - расстояние РґРѕ самой удаленной точки, Рј. Таблица 6
Таблица 7
3.40 Внутренний диаметр газопровода принимается РёР· стандартного СЂСЏРґР° внутренних диаметров трубопроводов: ближайший больший - для стальных газопроводов Рё ближайший меньший - для полиэтиленовых. РђР’РўРћРњРђРўРР—РРОВАННЫЕ РЎРСТЕМЫ УПРАВЛЕНРРЇ ПРОЦЕССОМ РАСПРЕДЕЛЕНРРЇ ГАЗА3.41 Автоматизированные системы управления технологическими процессами распределения газа (РђРЎРЈ РўРџ Р Р“) имеют централизованную структуру, основными элементами которой являются контролируемые пункты (РљРџ) РЅР° наружных сетях Рё сооружениях системы распределения газа (нижний уровень РђРЎРЈ РўРџ Р Р“) Рё центральный диспетчерский РїСѓРЅРєС‚ (ЦДП) (верхний уровень РђРЎРЈ РўРџ Р Р“). Верхний уровень РђРЎРЈ РўРџ Р Р“ реализуется РІ ЦДП РІ РІРёРґРµ РѕРґРЅРѕРіРѕ или нескольких автоматизированных рабочих мест (РђР Рњ), связанных между СЃРѕР±РѕР№ локальной вычислительной сетью (ЛВС). РџСЂРё необходимости создания многоуровневых РђРЎРЈ РўРџ Р Р“ предусматриваются промежуточные пункты управления (РџРџРЈ), координирующие работу РљРџ. Работа РџРџРЈ координируется ЦДП. Допускается совмещение РџРџРЈ СЃ РѕРґРЅРёРј РёР· РљРџ. 3.42 РђРЎРЈ РўРџ Р Р“ охватывают следующие газорегулирующие сооружения (ГС): ГРС - связывающие магистральные газопроводы СЃ РіРѕСЂРѕРґСЃРєРѕР№ (региональной) системой газораспределения (РїСЂРё соответствующем согласовании СЃ организацией, эксплуатирующей данные магистральные газопроводы); ГРП - обеспечивающие редуцирование давления газа РІ сетях высокого Рё среднего давления; ГРП - питающие тупиковые сети РЅРёР·РєРѕРіРѕ давления СЃ часовым потреблением газа свыше 1000 Рј3/С‡ (РїСЂРё нормальных условиях); ГРП потребителей СЃ расчетным расходом газа свыше 1000 Рј3/С‡ (РїСЂРё нормальных условиях) - имеющие особые режимы газоснабжения или резервное топливное хозяйство; ГРП - питающие кольцевые сети РЅРёР·РєРѕРіРѕ давления; ГРП - расположенные РІ удаленных населенных пунктах. Количество потребителей, охваченных РђРЎРЈ РўРџ Р Р“, должно, как правило, обеспечивать контроль потребления РЅРµ менее 80 % объема газа, потребляемого РіРѕСЂРѕРґРѕРј (регионом) СЃ учетом сезонных колебаний потребления. 3.43 РђРЎРЈ РўРџ Р Р“ содержат информационные функциональные подсистемы, реализующие комплексы задач (РљР—) РІ соответствии СЃ таблицей 8. 3.44 Система газораспределения, содержащая более 50 газовых объектов Рё обслуживающая РіРѕСЂРѕРґ (регион) СЃ населением свыше 500 тыс. человек, может быть оснащена РђРЎРЈ РўРџ Р Р“, включающими РІ себя РїРѕРјРёРјРѕ функциональных подсистем информационного характера, указанных РІ таблице 8, функциональные подсистемы, реализующие комплексы задач (задачи) РІ соответствии СЃ таблицей 9. Таблица 8
Таблица 9
3.45 Для реализации функциональных подсистем РђРЎРЈ РўРџ Р Р“, приведенных РІ таблицах 8 Рё 9, комплекс средств автоматизации (РљРЎРђ) нижнего СѓСЂРѕРІРЅСЏ РђРЎРЈ РўРџ Р Р“ должен, как правило, обеспечивать выполнение следующих функций: Р°) измерение СЃ периодичностью РЅРµ более 5 СЃ физических значений следующих параметров функционирования ГС: - давление газа РЅР° каждом РІС…РѕРґРµ ГС (измеряется, если замерный узел расхода газа установлен после узла редуцирования давления газа); - давление газа перед каждым замерным узлом расхода газа; - перепад давления газа РЅР° каждом сужающем устройстве замерного узла расхода газа или объем газа РїРѕ каждому замерному узлу расхода газа (РїСЂРё применении счетчиков расхода газа); - температура газа РїРѕ каждому замерному узлу; - давление газа РЅР° каждом выходе ГС; - положение регулирующего устройства; Р±) сравнение измеренных значений параметров функционирования ГС СЃ заданными минимальными Рё максимальными РёС… значениями, фиксация Рё запоминание значений отклонений; РІ) контроль СЃ периодичностью РЅРµ более 5 СЃ следующих параметров состояния технологического оборудования ГС: - положение запорного устройства; - засоренность фильтра (РЅРѕСЂРјР°/выше РЅРѕСЂРјС‹/авария); - состояние предохранительно-запорного клапана («закрыт/открыт»); - загазованность помещения (РЅРѕСЂРјР°/выше РЅРѕСЂРјС‹); - температура РІРѕР·РґСѓС…Р° РІ помещении (РЅРѕСЂРјР°/выше РЅРѕСЂРјС‹/ниже РЅРѕСЂРјС‹, пределы), устанавливается РІ соответствии СЃ паспортными данными РЅР° РїСЂРёР±РѕСЂС‹ Рё оборудование; - состояние дверей РІ технологическом Рё РїСЂРёР±РѕСЂРЅРѕРј помещении (открыты/закрыты); - признак санкционированного доступа РІ помещение (СЃРІРѕР№/чужой); Рі) контроль отклонений параметров состояния технологического оборудования РѕС‚ установленных значений РІ соответствии СЃ паспортными данными РЅР° технологическое оборудование, фиксация Рё запоминание отклонений; Рґ) расчет расхода Рё количества газа через каждый замерный узел ГС, основанный РЅР° методе переменного перепада давления, РІ соответствии СЃ ГОСТ 8.563.1, ГОСТ 8.563.2 РїСЂРё применении счетчиков; Рµ) расчет объемов газа РїРѕ каждому замерному узлу Р·Р° следующие периоды: - 5 СЃ (значение мгновенного расхода газа); - 1 С‡; - 1 СЃСѓС‚; - 1 мес; Р¶) РІРІРѕРґ Рё хранение следующих нормативно-справочных данных: - текущее время; - дата (РіРѕРґ, месяц, число); - РєРѕРґ (номер) замерного узла, название Рё РєРѕРґ автоматизированного ГС; - плотность газа РІ нормальных условиях; - диаметр измерительного трубопровода; - диаметр отверстия диафрагмы; - тип устройства отбора давления; - тип счетчика расхода газа; - барометрическое давление; - диапазоны измерения датчиков давления; - диапазоны измерения датчиков температуры; - диапазоны измерения перепада давления дифманометром (РїСЂРё применении сужающих устройств) или диапазон измерения расхода газа счетчиками; - величины наименьшего перепада давления, РїСЂРё которых погрешность измерения расхода газа превосходит допустимую РїРѕ ГОСТ 8.143 (РїСЂРё применении сужающих устройств); - величины максимальных перепадов давления, РїСЂРё которых должны происходить переключения дифманометров (РїСЂРё применении сужающих устройств); Р·) автоматическое фиксирование РІРѕ времени Рё запоминание технологических параметров функционирования ГС РїСЂРё следующих нештатных ситуациях: - изменение введенных РІ функциональный блок данных, влияющих РЅР° результаты вычисления расхода газа; - поочередное переключение датчиков перепада давления, давления Рё температуры РЅР° режим калибровки; - переключение датчиков перепада давления, давления Рё температуры РІ рабочий режим; - отклонение значений перепада давления Р·Р° пределы рабочего диапазона дифманометров (РїСЂРё применении сужающего устройства); - отклонение давления газа Р·Р° пределы значений, установленных РґРѕРіРѕРІРѕСЂРѕРј СЃ потребителем газа; - отказ датчиков контроля состояния технологического оборудования; - отказ датчиков перепада давления, датчиков давления Рё температуры газа, счетчиков расхода газа; - замена текущих показаний датчиков перепада давления, давления Рё температуры константами; - отклонение напряжения электропитания Р·Р° допускаемые значения; - отсутствие сетевого электропитания; Рё) комплекс средств автоматизации ГС должен запоминать Рё передавать РІ ЦДП РїРѕ каждому замерному узлу ГС информацию, необходимую для составления РЅР° верхнем СѓСЂРѕРІРЅРµ системы следующих РІРёРґРѕРІ отчетов: месячный, суточный, часовой, оперативный (РїРѕ вызову). Каждый РІРёРґ отчета должен содержать: - название (РєРѕРґ) РљРџ; - РєРѕРґ (номер) замерного узла РљРџ; - дату Рё время составления отчета; - значение всех введенных оператором констант Рё время РёС… введения. Р’ месячном отчете представляются значения параметров потока газа Р·Р° каждые сутки Р·Р° последний контрактный месяц. Отчет должен, как правило, содержать следующие данные: - дату (число, месяц, РіРѕРґ); - объем газа РїСЂРё нормальных условиях Р·Р° каждые сутки, Рј3; - суммарный объем газа РїСЂРё нормальных условиях Р·Р° отчетный период, Рј3; - средний суточный расход, Рј3/С‡; - среднесуточное значение перепада давления, РњРџР° (для диафрагм); - среднесуточное значение давления РЅР° РІС…РѕРґРµ замерного узла, РњРџР°; - среднесуточное значение атмосферного давления; - среднесуточное значение температуры газа; - изменение данных, которые РјРѕРіСѓС‚ повлиять РЅР° результаты расчета, Рё время РёС… введения; - нештатные ситуации Рё время РёС… возникновения. Р’ суточном отчете должны быть представлены параметры потока газа Р·Р° каждый час прошедших суток. Отчет содержит следующие данные: - дату (число, месяц, РіРѕРґ); - время (часы, минуты); - объем газа РїСЂРё нормальных условиях Р·Р° каждый час, Рј3; - суммарный объем газа РїСЂРё нормальных условиях Р·Р° суточный период, Рј3; - среднее часовое значение перепада давления (для сужающих устройств), среднее часовое значение давления РЅР° РІС…РѕРґРµ замерного узла, среднее часовое значение температуры газа; - изменение данных, которые РјРѕРіСѓС‚ повлиять РЅР° результаты расчета, Рё время РёС… введения; - нештатные ситуации Рё время РёС… возникновения. Часовой отчет содержит: - время (начало часа); - средний расход газа Р·Р° час, Рј3/С‡; - средний перепад давления Р·Р° час (для сужающих устройств); - среднее давление РЅР° РІС…РѕРґРµ замерного узла Р·Р° час; - среднюю температуру газа Р·Р° час; - записи Рѕ вмешательстве оператора Рё нештатных ситуациях. Оперативный отчет содержит полученные РІ результате последнего расчета, предшествующего сигналу запроса (РѕРїСЂРѕСЃР°), следующие данные: - текущее время (время РѕРїСЂРѕСЃР°); - давление газа РЅР° каждом Р—РЈ, РњРџР°; - температура газа РЅР° каждом Р—РЈ; - мгновенный расход газа РЅР° каждом Р—РЈ, Рј3/С‡; - интегральный расход газа РЅР° каждом Р—РЈ, Рј3/С‡; - изменение данных, которые РјРѕРіСѓС‚ повлиять РЅР° результаты расчета, Рё время РёС… введения; - нештатные ситуации Рё время РёС… возникновения; - давление газа РЅР° каждом РІС…РѕРґРµ ГС, РњРџР°; - давление газа РЅР° каждом выходе ГС (для сетевых ГРС, ГРП), РњРџР°; - данные Рѕ состоянии технологического оборудования; - перепады давления РЅР° фильтрах. 3.46 Рнформация Рѕ расходе газа объектами газопотребления, контролируемыми РђРЎРЈ РўРџ Р Р“, Рё информация РѕР± объеме газа, поступающем РІ систему газораспределения РіРѕСЂРѕРґР° (региона) через сетевую (сетевые) ГРС РёР· магистральных газопроводов, должна быть РїСЂРёРіРѕРґРЅР° для взаимных расчетов Р·Р° поставленный газ РїРѕ действующим нормативным документам. Допускается РЅРµ устанавливать регистрирующие РїСЂРёР±РѕСЂС‹ давления Рё расхода газа РІ ГС, охваченных РђРЎРЈ РўРџ Р Р“. 3.47 Регулирование параметров технологического процесса газораспределения РІ РђРЎРЈ РўРџ Р Р“ производится РїРѕ командным сигналам СЃ ЦДП путем воздействия РЅР° управляющие Рё исполнительные устройства, установленные РЅР° газовых объектах газораспределительной системы. Для управления отключающими устройствами применяются дистанционно управляемые задвижки или предохранительные клапаны, Р° для управления настройкой регуляторов давления газа - переключаемые или плавно настраиваемые регуляторы управления, РїСЂРё этом РЅР° ГРП РЅРёР·РєРѕРіРѕ давления настройка должна осуществляться СЃ установкой РЅРµ менее трех уровней выходного давления. 3.48 Проектирование РђРЎРЈ РўРџ Р Р“ осуществляется РІ соответствии СЃ РџРЈР, ГОСТ 34.003, ГОСТ 34.201, ГОСТ 34.601, ГОСТ 34.602, Р Р” 50-34.698, Р Р” 50-680, Р Р” 50-682 Рё положениями настоящего раздела. 3.49 Проектирование Рё строительство РђРЎРЈ РўРџ Р Р“ рекомендуется производить РїРѕ очередям. Первая очередь внедрения РђРЎРЈ РўРџ Р Р“ должна предусматривать функционирование системы РІ информационном режиме централизованного контроля РїСЂРё ограниченном числе контролируемых объектов. 3.50 Параметры выходных электрических сигналов датчиков должны соответствовать параметрам входных электрических сигналов средств вычислительной техники РїРѕ ГОСТ 21552. 3.51 РљРЎРђ, устанавливаемые РЅР° ГС, должны иметь степень защиты РѕС‚ воздействия окружающей среды 1Р 54 РїРѕ ГОСТ 14254. 3.52 РЎРђ, устанавливаемые РЅР° ГС, должны быть рассчитаны РЅР° эксплуатацию РІРѕ взрывоопасных зонах помещений классов Р’-1a, Р’-1Рі (РџРЈР), РіРґРµ возможно образование взрывоопасных смесей категорий 11A, 11Р’ РіСЂСѓРїРї 1-РўР— согласно ГОСТ 12.1.011. 3.53 РџРѕ устойчивости Рє воздействию климатических факторов РљРЎРђ, устанавливаемые РЅР° ЦДП, должны соответствовать второй РіСЂСѓРїРїРµ, Р° РљРЎРђ, устанавливаемые РЅР° ГС, третьей РіСЂСѓРїРїРµ РїРѕ ГОСТ 21552 для средств вычислительной техники. 3.54 ЦДП следует размещать РІ помещениях, обеспечивающих оптимальные условия эксплуатации аппаратуры Рё комфортные условия работы диспетчерского персонала. 3.55 РљРџ, оборудуемые РЅР° ГРС, ГРП (ГРУ) Рё замерных пунктах систем газораспределения, должны иметь: Р°) контур заземления; Р±) отопительную систему, поддерживающую температуру РІ помещениях РЅРµ ниже 5 °С; РІ) телефонный РІРІРѕРґ или каналообразующую аппаратуру радиоканала. Для размещения аппаратуры РђРЎРЈ РўРџ Р Р“ РЅР° РљРџ допускается устройство отдельного (аппаратного) помещения, которое, РєСЂРѕРјРµ указанных выше требований Рє обустройству РљРџ, должно: 1) примыкать Рє технологическому помещению РљРџ; 2) иметь отдельный РІС…РѕРґ; 3) иметь площадь РЅРµ менее 4 Рј2. 4 НАРУЖНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫОБЩРР• ПОЛОЖЕНРРЇ4.1 Требования настоящего раздела распространяются РЅР° проектирование газопроводов РѕС‚ источников газораспределения РґРѕ потребителей газа. РџСЂРё прокладке наружных газопроводов РІ особых условиях дополнительно следует руководствоваться положениями подраздела «Требования Рє сооружению газопроводов РІ особых природных Рё климатических условиях» (РЎРџ 42-102, РЎРџ 42-103). 4.2 РџСЂРё проектировании подземных газопроводов рекомендуется предусматривать полиэтиленовые трубы, Р·Р° исключением случаев, РєРѕРіРґР° РїРѕ условиям прокладки, давлению Рё РІРёРґСѓ транспортируемого газа эти трубы применить нельзя. РџСЂРё проектировании газораспределительных систем следует учитывать планировку поселений, плотность Рё этажность застройки, объемы потребляемого газа, наличие Рё характеристики газопотребляющих установок, стоимость труб, оборудования, строительства Рё эксплуатации. 4.3 Выбор трассы газопроводов производится РёР· условий обеспечения экономичного строительства, надежной Рё безопасной эксплуатации газопроводов СЃ учетом перспективного развития поселений, предприятий Рё РґСЂСѓРіРёС… объектов, Р° также прогнозируемого изменения природных условий. 4.4 Согласование Рё представление (отвод, передача РІ аренду) земельных участков для строительства газопроводов производятся органами местного самоуправления РІ пределах СЃРІРѕРёС… полномочий, руководствуясь РїСЂРё этом основными положениями Земельного кодекса Р РѕСЃСЃРёРё, земельного законодательства субъектов Р РѕСЃСЃРёР№СЃРєРѕР№ Федерации, законами РѕР± основах градостроительства, охраны окружающей среды, Р° также нормативно-правовыми актами, регулирующими землеприродопользование, проектирование Рё строительство. 4.5 Проекты наружных газопроводов следует выполнять РЅР° топографических планах РІ масштабах, предусмотренных ГОСТ 21.610. Разрешается выполнение проектов газопроводов, прокладываемых между поселениями, РЅР° планах РІ масштабе 1:5000 РїСЂРё закреплении РѕСЃРё трассы РІ натуре. Продольные профили составляются для газопроводов, прокладываемых РЅР° местности СЃРѕ сложным рельефом, Р° также для технически сложных объектов РїСЂРё применении новых технологий, для подземных газопроводов РЅР° территории поселений Рё С‚.Рґ. Для участков газопровода, прокладываемого РЅР° местности СЃРѕ спокойным рельефом Рё однородными грунтовыми условиями, Р·Р° исключением участков пересечений газопровода СЃ естественными Рё искусственными преградами, различными сооружениями Рё коммуникациями, продольные профили можно РЅРµ составлять. Для таких участков РІ местах пересечения СЃ коммуникациями рекомендуется составлять СЌСЃРєРёР·С‹. 4.6 Возможность использования материалов топографических, гидрологических Рё геологических изысканий, СЃСЂРѕРє давности которых превышает 2 РіРѕРґР°, должна быть подтверждена территориальными органами архитектуры. 4.7 РќР° территории поселений прокладка газопроводов предусматривается преимущественно подземной, РІ соответствии СЃ требованиями РЎРќРёРџ 2.07.01. Прокладка надземного газопровода осуществляется РїСЂРё техническом обосновании, которое составляется проектной организацией РёСЃС…РѕРґСЏ РёР· сложившихся архитектурно-планировочных, грунтовых Рё РґСЂСѓРіРёС… условий района строительства. Прокладку распределительных газопроводов РїРѕ улицам рекомендуется предусматривать РЅР° разделительных полосах, избегая РїРѕ возможности прокладки газопроводов РїРѕРґ усовершенствованными дорожными покрытиями. РќР° территории производственных предприятий предусматривается подземный или надземный СЃРїРѕСЃРѕР± прокладки РІ соответствии СЃ требованиями РЎРќРёРџ II-89. Транзитную прокладку распределительных газопроводов через территории предприятий, организаций Рё С‚.Рї. (РїСЂРё отсутствии возможности РёРЅРѕР№ прокладки) можно предусматривать для газопроводов давлением РґРѕ 0,6 РњРџР° РїСЂРё условии обеспечения постоянного доступа РЅР° эти территории представителей предприятия, эксплуатирующего данный газопровод. 4.8 Проектирование РІРІРѕРґРѕРІ газопроводов РІ здания рекомендуется вести СЃ учетом обеспечения СЃРІРѕР±РѕРґРЅРѕРіРѕ перемещения газопровода РІ случаях деформаций зданий Рё (или) газопровода Р·Р° счет компенсатора (как правило, Рџ-, Р“- или Z-образного, сильфонного Рё С‚.Рґ.) РЅР° наружном газопроводе или размеров Рё конструкции заделки футляра РІ местах РїСЂРѕС…РѕРґР° через наружные стены здания Рё фундаменты. Конструкция РІРІРѕРґРѕРІ должна предусматривать защиту труб РѕС‚ механических повреждений (футляр, защитная оболочка Рё С‚.Рґ.). ПОДЗЕМНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ4.9 Минимальные расстояния РїРѕ горизонтали РѕС‚ подземных газопроводов РґРѕ зданий Рё сооружений принимаются РІ соответствии СЃ требованиями РЎРќРёРџ 2.07.01, РЎРќРёРџ II-89, приведенными РІ приложении Р’. Расстояние РѕС‚ газопровода РґРѕ наружных стенок колодцев Рё камер РґСЂСѓРіРёС… подземных инженерных сетей следует принимать РЅРµ менее 0,3 Рј (РІ свету) РїСЂРё условии соблюдения требований, предъявляемых Рє прокладке газопроводов РІ стесненных условиях РЅР° участках, РіРґРµ расстояние РІ свету РѕС‚ газопровода РґРѕ колодцев Рё камер РґСЂСѓРіРёС… подземных инженерных сетей менее нормативного расстояния для данной коммуникации. 4.10 Допускается укладка РґРІСѓС… Рё более, РІ том числе стальных Рё полиэтиленовых газопроводов РІ РѕРґРЅРѕР№ траншее РЅР° РѕРґРЅРѕРј или разных СѓСЂРѕРІРЅСЏС… (ступенями). Р’ этих случаях Рё также РїСЂРё прокладке проектируемого газопровода вдоль действующего газопровода высокого давления (СЃРІ. 0,6 РњРџР° РґРѕ 1,2 РњРџР°) расстояние между газопроводами следует принимать РёСЃС…РѕРґСЏ РёР· условий возможности производства строительно-монтажных Рё ремонтных работ для стальных газопроводов диаметром РґРѕ 300 РјРј РЅРµ менее 0,4 Рј, диаметром более 300 РјРј - РЅРµ менее 0,5 Рј Рё РЅРµ менее 0,1 Рј для полиэтиленовых газопроводов. РџСЂРё параллельной прокладке газопроводов расстояние между РЅРёРјРё следует принимать как для газопровода большего диаметра. РџСЂРё разнице РІ глубине заложений смежных газопроводов свыше 0,4 Рј указанные расстояния следует увеличивать СЃ учетом крутизны откосов траншей, РЅРѕ принимать РЅРµ менее разницы заложения газопроводов. 4.11 РџСЂРё прокладке газопровода неосушенного газа следует предусматривать установку конденсатосборников. Прокладка газопроводов, транспортирующих неосушенный газ, должна предусматриваться ниже Р·РѕРЅС‹ сезонного промерзания грунта СЃ уклоном Рє конденсатосборникам РЅРµ менее 2 ‰. Р’РІРѕРґС‹ газопроводов неосушенного газа РІ здания Рё сооружения должны предусматриваться СЃ уклоном РІ сторону распределительного газопровода. Если РїРѕ условиям рельефа местности РЅРµ может быть создан необходимый уклон Рє распределительному газопроводу, допускается предусматривать прокладку газопровода СЃ изломом РІ профиле СЃ установкой конденсатосборника РІ низшей точке. 4.12 РџСЂРё прокладке газопроводов паровой фазы РЎРЈР“ следует, как правило, дополнительно учитывать положения раздела 8. 4.13 Газопроводы, прокладываемые РІ футлярах, должны иметь минимальное количество стыковых соединений. 4.14 Р’ местах пересечения газопроводов СЃ дренажными трубами РЅР° последних предусматривают герметизацию отверстий Рё стыков РЅР° расстоянии РїРѕ 2 Рј РІ РѕР±Рµ стороны (РІ свету). 4.15 Глубину прокладки подземного газопровода следует принимать РІ соответствии СЃ требованиями РЎРќРёРџ 42-01. РџСЂРё прокладке газопроводов РЅР° пахотных Рё орошаемых землях глубину заложения рекомендуется принимать РЅРµ менее 1,0 Рј РґРѕ верха газопровода. РќР° оползневых Рё подверженных СЌСЂРѕР·РёРё участках прокладка газопроводов предусматривается РЅР° глубину РЅРµ менее 0,5 Рј ниже: - для оползневых участков - зеркала скольжения; - для участков, подверженных СЌСЂРѕР·РёРё, - границы прогнозируемого размыва. 4.16 РџСЂРё прокладке газопроводов РІ скальных, гравийно-галечниковых, щебенистых Рё РґСЂСѓРіРёС… грунтах СЃ включениями вышеуказанных грунтов (свыше 15 %) РїРѕ всей ширине траншеи предусматривают устройство основания РїРѕРґ газопровод толщиной РЅРµ менее 10 СЃРј РёР· непучинистых, непросадочных, ненабухающих глинистых грунтов или песков (РєСЂРѕРјРµ пылеватых) Рё засыпку таким же грунтом РЅР° высоту РЅРµ менее 20 СЃРј над верхней образующей трубы. 4.17 Р’ грунтах СЃ несущей способностью менее 0,025 РњРџР° (неслежавшиеся насыпные или илистые грунты Рё С‚.Рї.), Р° также РІ грунтах СЃ включением строительного РјСѓСЃРѕСЂР° Рё перегноя (содержание больше 10 - 15 %) РґРЅРѕ траншеи рекомендуется усиливать путем прокладки бетонных, антисептированных деревянных брусьев, устройства свайного основания, втрамбовыванием щебня или гравия или РґСЂСѓРіРёРјРё способами. 4.18 РџСЂРё прокладке газопроводов РїРѕ местности СЃ уклоном свыше 200 ‰ РІ проекте предусматриваются мероприятия РїРѕ предотвращению размыва засыпки траншеи: устройство противоэрозионных экранов Рё перемычек как РёР· естественного грунта (например, глинистого), так Рё РёР· искусственных материалов (обетонирование, шпунтовое ограждение Рё С‚.Рї.), нагорных канав, обвалования или РґСЂСѓРіРёРµ мероприятия для отвода поверхностных РІРѕРґ РѕС‚ трассы газопровода. Выбор СЃРїРѕСЃРѕР±Р° защиты определяется РІ каждом конкретном случае РёСЃС…РѕРґСЏ РёР· инженерно-геологических, топографических Рё гидрогеологических условий местности. 4.19 РџСЂРё наличии вблизи охранной Р·РѕРЅС‹ трассы газопровода растущих оврагов Рё провалов, карстов Рё С‚.Рї., которые РјРѕРіСѓС‚ повлиять РЅР° безопасную эксплуатацию газопроводов, рекомендуется предусматривать мероприятия РїРѕ предотвращению РёС… развития. 4.20 Для определения местонахождения газопровода РЅР° углах поворота трассы, местах изменения диаметра, установки арматуры Рё сооружений, принадлежащих газопроводу, Р° также РЅР° прямолинейных участках трассы (через 200 - 500 Рј) устанавливаются опознавательные знаки. РќР° опознавательный знак наносятся данные Рѕ диаметре, давлении, глубине заложения газопровода, материале труб, расстоянии РґРѕ газопровода, сооружения или характерной точки Рё РґСЂСѓРіРёРµ сведения. Опознавательные знаки устанавливаются РЅР° железобетонные столбики или металлические реперы высотой РЅРµ менее 1,5 Рј или РґСЂСѓРіРёРµ постоянные ориентиры. Р’ местах перехода газопроводов через судоходные Рё лесосплавные водные преграды РЅР° РѕР±РѕРёС… берегах предусматривается установка сигнальных знаков РІ соответствии СЃ требованиями Устава внутреннего РІРѕРґРЅРѕРіРѕ транспорта. РќР° границе РїРѕРґРІРѕРґРЅРѕРіРѕ перехода предусматривается установка постоянных реперов: РїСЂРё ширине преграды РїСЂРё меженном горизонте РґРѕ 75 Рј - РЅР° РѕРґРЅРѕРј берегу, РїСЂРё большей ширине - РЅР° РѕР±РѕРёС… берегах. ПЕРЕСЕЧЕНРРЇ ГАЗОПРОВОДАМРЕСТЕСТВЕННЫХ Р РСКУССТВЕННЫХ ПРЕГРАД4.21 Переходы газопроводов через водные преграды предусматривают РЅР° основании данных гидрологических, инженерно-геологических Рё топографических изысканий СЃ учетом условий эксплуатации существующих Рё строительства проектируемых мостов, гидротехнических сооружений, перспективных работ РІ заданном районе Рё экологии водоема. 4.22 Место перехода через водные преграды следует согласовывать СЃ бассейновыми управлениями речного флота, рыбоохраны, местными органами РњРёРЅРїСЂРёСЂРѕРґС‹ Р РѕСЃСЃРёРё, местным комитетом РїРѕ РІРѕРґРЅРѕРјСѓ хозяйству Рё РґСЂСѓРіРёРјРё заинтересованными организациями. 4.23 Створы подводных переходов через реки выбираются РЅР° прямолинейных устойчивых плесовых участках СЃ пологими неразмываемыми берегами русла РїСЂРё минимальной ширине заливаемой РїРѕР№РјС‹. Створ РїРѕРґРІРѕРґРЅРѕРіРѕ перехода следует предусматривать, как правило, перпендикулярным динамической РѕСЃРё потока, избегая участков, сложенных скальными грунтами. Устройство переходов РЅР° перекатах, как правило, РЅРµ допускается. 4.24 Место перехода через реки Рё каналы следует выбирать, как правило, ниже (РїРѕ течению) мостов, пристаней, речных вокзалов, гидротехнических сооружений Рё водозаборов. 4.25 РџСЂРё ширине водных преград РїСЂРё меженном горизонте 75 Рј Рё более подводные переходы следует предусматривать, как правило, РІ РґРІРµ нитки. Вторая нитка РЅРµ предусматривается РїСЂРё прокладке: - закольцованных газопроводов, если РїСЂРё отключении РїРѕРґРІРѕРґРЅРѕРіРѕ перехода обеспечивается бесперебойное снабжение газом потребителей; - тупиковых газопроводов Рє потребителям, если потребители РјРѕРіСѓС‚ перейти РЅР° РґСЂСѓРіРѕР№ РІРёРґ топлива РЅР° период ремонта РїРѕРґРІРѕРґРЅРѕРіРѕ перехода; - методом наклонно-направленного бурения или РґСЂСѓРіРѕРј обосновании принятого решения. Диаметр каждой нитки газопровода должен подбираться РёР· условия обеспечения РїСЂРѕРїСѓСЃРєРЅРѕР№ способности трубы РїРѕ 0,75 расчетного расхода газа. 4.26 Для подводных газопроводов, предназначенных для газоснабжения потребителей, РЅРµ допускающих перерывов РІ подаче газа, или РїСЂРё ширине заливаемой РїРѕР№РјС‹ более 500 Рј РїРѕ СѓСЂРѕРІРЅСЋ ГВВ 10 % обеспеченности Рё продолжительности подтопления паводковыми водами более 20 дней, Р° также для горных рек Рё водных преград СЃ неустойчивым РґРЅРѕРј Рё берегами рекомендуется прокладка второй нитки. 4.27 РџСЂРё пересечении водных преград расстояние между нитками подводных газопроводов назначается РёСЃС…РѕРґСЏ РёР· инженерно-геологических Рё гидрологических изысканий, Р° также условий производства работ РїРѕ устройству подводных траншей, возможности укладки РІ РЅРёС… газопроводов Рё сохранности газопровода РїСЂРё аварии РЅР° параллельно проложенном, РЅРѕ РЅРµ менее расстояний, указанных РІ данном разделе. РќР° пойменных участках переходов РЅР° несудоходных реках СЃ руслом Рё берегами, РЅРµ подверженными размыву, Р° также РїСЂРё пересечении водных преград РІ пределах поселений разрешается предусматривать укладку ниток газопроводов РІ РѕРґРЅСѓ траншею. Расстояние между газопроводами рекомендуется принимать РЅРµ менее 30 Рј или РЅРµ менее указанных РІ 4.10 данного РЎРџ РїСЂРё укладке РІ РѕРґРЅСѓ траншею. 4.28 Прокладка газопроводов РЅР° подводных переходах предусматривается СЃ заглублением РІ РґРЅРѕ пересекаемых водных преград. Величина заглубления принимается РІ соответствии СЃ требованиями РЎРќРёРџ 42-01 СЃ учетом возможных деформаций русла Рё перспективных дноуглубительных работ РЅР° русловых участках РІ течение 25 лет (углубление РґРЅР°, расширения, срезки, переформирование русла, размыв берегов Рё С‚.Рї.). РќР° подводных переходах через несудоходные Рё несплавные водные преграды, Р° также РІ скальных грунтах разрешается уменьшение глубины укладки газопроводов, РЅРѕ верх газопровода (балласта, футеровки) РІРѕ всех случаях должен быть РЅРµ ниже отметки возможного размыва РґРЅР° водоема РЅР° расчетный СЃСЂРѕРє эксплуатации газопровода. 4.29 РџСЂРё проектировании подводных переходов Рё газопроводов, прокладываемых РІ водонасыщенных грунтах, производится расчет устойчивости положения (против всплытия) Рё необходимости балластировки газопровода РІ соответствии СЃ разделом «Расчет газопроводов РЅР° прочность Рё устойчивость» (РЎРџ 42-102 Рё РЎРџ 42-103). Газопроводы рассчитываются РЅР° всплытие РІ границах ГВВ 2 % обеспеченности (водные преграды) Рё максимального УГВ (водонасыщенные грунты). Установка РїСЂРёРіСЂСѓР·РѕРІ РЅР° газопроводах, прокладываемых РЅР° сезонно подтопляемых участках, РЅРµ требуется, если РіСЂСѓРЅС‚ засыпки траншеи обеспечивает проектное положение газопровода РїСЂРё воздействии РЅР° него выталкивающей силы РІРѕРґС‹. РџСЂРё наличии напорных РІРѕРґ глубина траншеи РїРѕРґ газопровод назначается СЃ учетом недопущения разрушения РґРЅР° траншеи напорными водами. РџСЂРё проектировании газопровода РЅР° участках, сложенных грунтами, которые РјРѕРіСѓС‚ перейти РІ жидкопластичное состояние, РїСЂРё определении выталкивающей силы следует вместо объемного веса РІРѕРґС‹ принимать объемный вес разжиженного грунта РїРѕ данным инженерно-геологических изысканий. 4.30 Проектом предусматриваются необходимые решения РїРѕ укреплению берегов русла РІ местах прокладки РїРѕРґРІРѕРґРЅРѕРіРѕ перехода Рё РїРѕ предотвращению размыва траншеи поверхностными водами (одерновка, каменная наброска, устройство канав Рё перемычек). 4.31 РќР° РѕР±РѕРёС… берегах судоходных Рё лесосплавных водных преград следует предусматривать опознавательные знаки установленных образцов. РќР° границе РїРѕРґРІРѕРґРЅРѕРіРѕ перехода необходимо предусматривать установку постоянных реперов: РїСЂРё ширине преграды РїСЂРё меженном горизонте РґРѕ 75 Рј - РЅР° РѕРґРЅРѕРј берегу, РїСЂРё большей ширине - РЅР° РѕР±РѕРёС… берегах. 4.32 Выбор СЃРїРѕСЃРѕР±Р° прокладки газопровода через болота основан РЅР° обеспечении надежности Рё безопасности, удобства обслуживания Рё экономических соображениях. РўРёРї болот определяется РІ соответствии СЃРѕ РЎРќРёРџ III-42. Р’ болотах I типа (целиком заполненных торфом, допускающих работу Рё неоднократное передвижение болотной техники, СЃ удельным давлением 0,02 - 0,03 РњРџР° или работу обычной техники СЃ помощью щитов, сланей или РґРѕСЂРѕРі, обеспечивающих снижение удельного давления РЅР° поверхность залежи РґРѕ 0,02 РњРџР°), Р° также РІ болотах II типа (допускающих работу Рё передвижение строительной техники только РїРѕ щитам, сланям или дорогам, обеспечивающим снижение удельного давления РЅР° поверхность залежи РґРѕ 0,01 РњРџР°) можно применять любые СЃРїРѕСЃРѕР±С‹ прокладки газопровода (подземную, наземную или надземную). Р’ болотах III типа (заполненных растекающимся торфом Рё РІРѕРґРѕР№ СЃ плавающей торфяной РєРѕСЂРєРѕР№, допускающих работу только специальной техники РЅР° понтонах или обычной техники СЃ плавучих средств) наиболее целесообразна надземная прокладка. Допускается подземная прокладка РїСЂРё условии заглубления газопровода РЅР° минеральный РіСЂСѓРЅС‚ Рё устройства балластировки, как для болот I - II типов. Наземную прокладку рекомендуется предусматривать РІ следующих случаях: - болота РЅРµ примыкают Рє затопляемым поймам рек; - продольный Рё поперечный уклон болот РЅРµ превышает 10 %; - болота РЅРµ подлежат осушению; - существует возможность укладки газопровода РІ горизонтальных Рё вертикальных плоскостях естественным РёР·РіРёР±РѕРј. РџСЂРё наземной прокладке обваловку газопровода следует выполнять торфом СЃ откосами РЅРµ менее 1:1,25 Рё устройством РїРѕРґ газопроводом двухслойной хворостяной выстилки, уплотненной слоем торфа. Поверх торфяной присыпки допускается устраивать обвалование минеральным грунтом. РџСЂРё подземной прокладке рекомендуется руководствоваться следующими положениями: - откосы траншей принимаются для I типа болот РЅРµ менее 1:0,75 (слаборазложившийся торф) Рё 1:1 (хорошо разложившийся торф), для II типа болот - соответственно 1:1 Рё 1:1,25; - газопровод прокладывается РІ горизонтальной Рё вертикальной плоскостях СЃ помощью естественного РёР·РіРёР±Р°; - балластировка газопровода осуществляется анкерами винтового типа или пригрузами, распределенными РїРѕ всей длине газопровода. 4.33 Пересечения газопроводами железнодорожных Рё трамвайных путей Рё автомобильных РґРѕСЂРѕРі I - III категорий следует предусматривать РїРѕРґ углом 90В°. Р’ стесненных условиях РІ обоснованных случаях разрешается уменьшать СѓРіРѕР» пересечения РґРѕ 60В°. 4.34 Пересечения газопроводом железных Рё автомобильных РґРѕСЂРѕРі, трамвайных путей предусматривают подземно (РїРѕРґ земляным полотном) или надземно (РЅР° опорах или эстакадах). РџСЂРё этом необходимо учитывать перспективу развития РґРѕСЂРѕРіРё, оговоренную РІ технических условиях предприятия, РІ ведении которого находится пересекаемая РґРѕСЂРѕРіР°. 4.35 Прокладка газопровода РІ теле насыпи, Р° также РїРѕРґ мостами Рё РІ искусственных сооружениях (водопропускных, водоотводных, дренажных трубах Рё С‚.Рґ.) железной РґРѕСЂРѕРіРё РЅРµ рекомендуется. 4.36 РџСЂРё подземном пересечении газопроводами железных РґРѕСЂРѕРі РЅР° участках насыпей высотой более 6 Рј, Р° также РЅР° косогорных участках (СЃ уклоном более 200 ‰) РІ проекте предусматривают дополнительные мероприятия РїРѕ обеспечению устойчивости земляного полотна. 4.37 Габариты приближения надземных переходов газопроводов через железные РґРѕСЂРѕРіРё общей сети, Р° также внутренние подъездные пути предприятий принимаются РІ соответствии СЃ ГОСТ 9238 СЃ учетом сохранения целостности земляного полотна РїСЂРё производстве работ. РАЗМЕЩЕНРР• ОТКЛЮЧАЮЩРРҐ УСТРОЙСТВ РќРђ ГАЗОПРОВОДАХ4.38 Отключающие устройства РЅР° наружных газопроводах размещаются: Р°) подземно - РІ грунте (бесколодезная установка) или РІ колодцах; Р±) надземно - РЅР° специально обустроенных площадках (для подземных газопроводов), РЅР° стенах зданий, Р° также РЅР° надземных газопроводах, прокладываемых РЅР° опорах. Полиэтиленовые краны устанавливаются подземно, СЃ выводом узла управления РїРѕРґ ковер или РІ колодцах. 4.39 Установку отключающих устройств предусматривают СЃ учетом обеспечения возможности РёС… монтажа Рё демонтажа. РЎ этой целью РїСЂРё размещении отключающих устройств РІ колодце РЅР° газопроводах СЃ условным диаметром менее 100 РјРј предусматривают преимущественно Рџ-образные компенсаторы, РїСЂРё больших диаметрах - линзовые или сильфонные компенсаторы. РџСЂРё установке РІ колодце стальной фланцевой арматуры РЅР° газопроводах допускается предусматривать вместо компенсирующего устройства РєРѕСЃСѓСЋ фланцевую вставку. РџСЂРё надземной установке арматуры Рё арматуры, изготовленной для неразъемного присоединения Рє газопроводу, компенсирующее устройство Рё РєРѕСЃСѓСЋ вставку можно РЅРµ предусматривать. 4.40 Отключающие устройства РЅР° ответвлениях РѕС‚ распределительных газопроводов следует предусматривать, как правило, РІРЅРµ территории потребителя РЅР° расстояниях РЅРµ более 100 Рј РѕС‚ распределительного газопровода Рё РЅРµ ближе чем РЅР° 2 Рј РѕС‚ линии застройки или ограждения территории потребителя. 4.41 Размещение отключающих устройств предусматривают РІ доступном для обслуживания месте. Отключающие устройства, устанавливаемые РЅР° параллельных газопроводах, рекомендуется смещать относительно РґСЂСѓРі РґСЂСѓРіР° РЅР° расстояние, обеспечивающее удобство монтажа, обслуживания Рё демонтажа. Для отключающих устройств (РёС… управляющих органов), устанавливаемых РЅР° высоте более 2,2 Рј, РІ проекте предусматриваются решения, обеспечивающие удобство РёС… обслуживания (лестницы, площадки РёР· негорючих материалов Рё С‚.Рґ.). 4.42 РџСЂРё надземной установке запорной арматуры СЃ электроприводом рекомендуется предусматривать навес для защиты ее РѕС‚ атмосферных осадков. 4.43 Р’ соответствии СЃ требованиями РЎРќРёРџ 2.05.03 отключающие устройства, как правило, следует предусматривать РЅР° газопроводах давлением РґРѕ 0,6 РњРџР° РїСЂРё прокладке РёС… РїРѕ большим (длиной СЃРІ. 100 Рј или СЃ пролетами СЃРІ. 60 Рј) Рё средним (длиной СЃРІ. 25 Рј РґРѕ 100 Рј) автомобильным, РіРѕСЂРѕРґСЃРєРёРј Рё пешеходным мостам СЃ обеих сторон РѕС‚ моста. Длину моста определяют между концами береговых РѕРїРѕСЂ (закладных щитов), РїСЂРё этом длину переходных плит РІ длину моста РЅРµ включают. Размещение отключающих устройств следует предусматривать, как правило, РЅР° расстоянии РІ свету РЅРµ менее 15 Рј РѕС‚ устоев моста. 4.44 РќР° вводах Рё выходах газопроводов РёР· здания ГРП установку отключающих устройств рекомендуется предусматривать РЅР° расстоянии РЅРµ менее 5 Рј Рё РЅРµ более 100 Рј РѕС‚ ГРП. Отключающие устройства перед встроенными, пристроенными Рё шкафными ГРП допускается предусматривать РЅР° наружных надземных газопроводах РЅР° расстоянии менее 5 Рј РѕС‚ ГРП РІ СѓРґРѕР±РЅРѕРј для обслуживания месте. 4.45 РџСЂРё пересечении газопроводами воздушных линий электропередачи отключающие устройства следует предусматривать РІРЅРµ охранной Р·РѕРЅС‹ Р›РРџ, которым является участок земли Рё пространства, заключенный между вертикальными плоскостями, проходящими через параллельные прямые, отстоящие РѕС‚ крайних РїСЂРѕРІРѕРґРѕРІ (РїСЂРё неотклоненном РёС… положении) РЅР° расстоянии, зависящем РѕС‚ величины напряжения Р›РРџ, Р° именно: для линий напряжением РґРѕ 1 РєР’ - 2 Рј; РѕС‚ 1 РґРѕ 20 РєР’ включ. - 10 Рј; 35 РєР’ - 15Рј; 110 РєР’- 20 Рј; 150 РєР’ Рё 220 РєР’ - 25 Рј, 330 РєР’, 400 РєР’ Рё 500 РєР’ - 50 Рј; 750 РєР’ - 40 Рј; 800 РєР’ (постоянный ток) - 30 Рј. 4.46 РќР° закольцованных газопроводах установку отключающих устройств предусматривают РЅР° РѕР±РѕРёС… берегах, Р° РЅР° тупиковых газопроводах - РЅР° РѕРґРЅРѕРј берегу РґРѕ перехода (РїРѕ С…РѕРґСѓ газа). 4.47 Р’ случаях необходимости размещения отключающих устройств РЅР° подтопляемых участках РїСЂРё небольшой продолжительности подтопления (РґРѕ 20 дней) Рё незначительной глубине этого подтопления (РґРѕ 0,5 Рј) высота РёС… установки принимается РЅР° 0,5 Рј выше прогнозируемой отметки подтопления Р·Р° счет устройства специальных площадок, насыпей Рё С‚.Рґ. Р’ этих случаях необходимо предусматривать мероприятия РїРѕ обеспечению доступа обслуживающего персонала Рє отключающим устройствам РІРѕ время подъема РІРѕРґС‹ (отсыпка грунтовых РїРѕРґС…РѕРґРѕРІ, плавсредства Рё С‚.Рґ.). 4.48 Отключающие устройства, предусмотренные Рє установке РЅР° переходах через железные Рё автомобильные РґРѕСЂРѕРіРё, следует размещать: - РЅР° тупиковых газопроводах - РЅРµ далее 1000 Рј РѕС‚ перехода (РїРѕ С…РѕРґСѓ газа); - РЅР° кольцевых газопроводах - РїРѕ РѕР±Рµ стороны перехода РЅР° расстоянии РЅРµ далее 1000 Рј РѕС‚ перехода. СООРУЖЕНРРЇ РќРђ ГАЗОПРОВОДАХ4.49 Колодцы для размещения отключающих устройств РЅР° газопроводах предусматривают РёР· несгораемых материалов (бетон, железобетон, РєРёСЂРїРёС‡, бутовый камень Рё С‚.Рґ.). Для защиты конструкций колодцев РѕС‚ возможного проникновения поверхностных или грунтовых РІРѕРґ необходимо предусматривать устройство гидроизоляции. РЎ целью обеспечения возможности СЃРїСѓСЃРєР° обслуживающего персонала РІ колодце предусматриваются металлические стремянки или СЃРєРѕР±С‹. Р’ местах РїСЂРѕС…РѕРґР° газопровода через стенки колодцев следует предусматривать футляры, выходящие РЅРµ менее чем РЅР° 2 СЃРј Р·Р° стенки. Диаметр футляра принимается РёСЃС…РѕРґСЏ РёР· условий обеспечения выполнения строительно-монтажных работ, РІ том числе его герметизация, Рё СЃ учетом возможных смещений газопровода. 4.50 Для защиты РѕС‚ механических повреждений контрольных трубок, контактных выводов контрольно-измерительных пунктов, водоотводящих трубок конденсатосборников, гидрозатворов Рё арматуры следует предусматривать коверы, которые устанавливают РЅР° бетонные железобетонные подушки, располагаемые РЅР° основании, обеспечивающем РёС… устойчивость. 4.51 РџСЂРё прокладке газопровода РїРѕРґ проезжей частью РґРѕСЂРѕРіРё СЃ усовершенствованным дорожным покрытием отметки крышек колодца Рё ковера должны соответствовать отметке дорожного покрытия, РІ местах отсутствия проезда транспорта Рё РїСЂРѕС…РѕРґР° людей - быть РЅРµ менее чем РЅР° 0,5 Рј выше СѓСЂРѕРІРЅСЏ земли. РџСЂРё отсутствии усовершенствованного дорожного покрытия РІРѕРєСЂСѓРі колодцев Рё коверов предусматривают устройство отмостки шириной РЅРµ менее 0,7 Рј СЃ уклоном 50 ‰, исключающим проникновение поверхностных РІРѕРґ РІ РіСЂСѓРЅС‚ близ колодца (ковера). Диаметр контрольной трубки должен быть РЅРµ менее 32 РјРј. РџСЂРё выведении контрольной трубки выше СѓСЂРѕРІРЅСЏ земли ее конец должен быть РёР·РѕРіРЅСѓС‚ РЅР° 180В°. Варианты установки контрольных трубок приведены РЅР° СЂРёСЃСѓРЅРєРµ 1. Р° - над поверхностью земли; Р± - РїРѕРґ ковер Р РёСЃСѓРЅРѕРє 1 - Установка контрольных трубок 4.52 Для отбора РїСЂРѕР± РёР· футляров предусматривают вытяжную свечу, изготовленную РёР· стальных труб, СЃ установкой РЅР° фундамент или РёРЅСѓСЋ РѕРїРѕСЂСѓ. Вариант установки вытяжной свечи приведен РЅР° СЂРёСЃСѓРЅРєРµ 2. 4.53 Футляры для газопроводов следует предусматривать для защиты газопровода РѕС‚ внешних нагрузок, РѕС‚ повреждений РІ местах пересечения СЃ подземными сооружениями Рё коммуникациями, Р° также для возможности ремонта Рё замены, обнаружения Рё отвода газа РІ случае утечки. Соединения составных частей футляра должны обеспечивать его герметичность Рё прямолинейность. Футляры изготавливаются РёР· материалов, отвечающих условиям прочности, долговечности Рё надежности (сталь, асбестоцемент, полиэтилен Рё С‚.Рґ.). РџСЂРё этом РІ местах пересечения газопровода СЃ каналами тепловых сетей, Р° также РЅР° переходах через железные РґРѕСЂРѕРіРё общей сети рекомендуется предусматривать металлические футляры. 1 - оголовник; 2 - вытяжная труба, 3 - отводная труба; 4 - фундамент Р РёСЃСѓРЅРѕРє 2 - Вытяжная свеча Для газопровода, прокладываемого внутри футляра, можно предусматривать РѕРїРѕСЂС‹ (для стальных газопроводов - диэлектрические), которые должны обеспечивать сохранность газопровода Рё его изоляции РїСЂРё протаскивании плети РІ футляре. Шаг РѕРїРѕСЂ должен определяться расчетом РІ соответствии СЃ разделом «Расчет газопроводов РЅР° прочность Рё устойчивость» (РЎРџ 42-102, РЎРџ 42-103). Допускается размещение нескольких газопроводов внутри футляра РїСЂРё условии обеспечения СЃРІРѕР±РѕРґРЅРѕРіРѕ перемещения РёС… относительно РґСЂСѓРі РґСЂСѓРіР° Рё сохранности РёС… поверхности (изоляции), С‚.Рµ. газопроводы РЅРµ должны соприкасаться РґСЂСѓРі СЃ РґСЂСѓРіРѕРј. РћРїРѕСЂС‹ РјРѕРіСѓС‚ быть скользящими, катковыми (роликовыми). Катковые РѕРїРѕСЂС‹ рекомендуется применять РїСЂРё прокладке плети газопровода РІ футлярах длиной более 60 Рј. Вариант конструкции РѕРїРѕСЂ приведен РЅР° СЂРёСЃСѓРЅРєРµ 3. Диаметр футляра выбирается РёСЃС…РѕРґСЏ РёР· условий производства строительно-монтажных работ, Р° также возможных перемещений РїРѕРґ нагрузкой Рё РїСЂРё прокладке его РІ особых условиях. Концы футляра должны иметь уплотнение (манжету) (СЂРёСЃСѓРЅРѕРє 4) РёР· диэлектрического водонепроницаемого эластичного материала (пенополимерные материалы, пенополиуретан, битум, термоусадочные пленки, просмоленная пакля или РїСЂСЏРґСЊ Рё С‚.Рґ.). 1 - газопровод; 2 - РѕРїРѕСЂРЅРѕ-направляющее кольцо; 3 - футляр; 4 - прокладочный материал Р РёСЃСѓРЅРѕРє 3 - Прокладка газопровода РІ футляре 1 - трубная плеть; 2 - защитный футляр; 3 - резиновая манжета; 4 - малый С…РѕРјСѓС‚; 5 - большой С…РѕРјСѓС‚ Р РёСЃСѓРЅРѕРє 4 - Рластичное уплотнение РЅР° конце футляра Конструкция уплотнений должна обеспечивать устойчивость РѕС‚ воздействия грунта Рё проникновения грунтовых РІРѕРґ, Р° также свободные перемещения газопровода РІ футляре РѕС‚ изменения давления Рё температуры без нарушения целостности. Применение пенополиуретана (типа «Макрофлекс», «Пенофлекс») рекомендуется для полиэтиленовых газопроводов. 4.54 РќР° участках СЃ высоким уровнем грунтовых РІРѕРґ (пойменных, заболоченных), Р° также участках подводных переходов трассы следует предусматривать РїСЂРёРіСЂСѓР·С‹ для балластировки (предотвращения всплытия) газопроводов. РќР° русловых Рё РјРѕСЂСЃРєРёС… участках подводных переходов рекомендуется применение кольцевых (чугунных, железобетонных Рё С‚.Рї.) РїСЂРёРіСЂСѓР·РѕРІ или сплошного покрытия (монолитное, армированное бетонное Рё С‚.Рї.), РЅР° пойменных, заболоченных участках, Р° также участках СЃ высоким уровнем грунтовых РІРѕРґ - седловых, поясных, шарнирных, контейнерных РїСЂРёРіСЂСѓР·РѕРІ (чугунных, железобетонных, РёР· нетканых синтетических материалов Рё С‚.Рї.), Р° также анкерных устройств. Для предохранения изоляции стального газопровода или поверхности трубы полиэтиленового газопровода РѕС‚ повреждения РїРѕРґ чугунными, железобетонными Рё С‚.Рї. пригрузами рекомендуется предусматривать защитное покрытие (футеровка деревянными рейками, резиновые, бризольные, гидроизольные Рё С‚.Рї. РєРѕРІСЂРёРєРё Рё С‚.Рґ.). 4.55 РћРїРѕСЂС‹, эстакады, висячие, вантовые, шпренгельные переходы газопроводов должны выполняться РёР· несгораемых конструкций. 4.56 Установку конденсатосборника рекомендуется предусматривать РІ характерных низших точках трассы, ниже Р·РѕРЅС‹ сезонного промерзания грунта СЃ уклоном трассы газопровода Рє конденсатосборникам РЅРµ менее 3 ‰. Необходимость установки конденсатосборников должна оговариваться РІ технических условиях РЅР° проектирование газораспределительных систем. Диаметр конденсатосборника, РјРј, рекомендуется определять РїРѕ формуле (17) В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (17) РіРґРµ Qp - расчетный расход газа РІ газопроводе, Рј3/С‡. 4.57 Компенсаторы РЅР° газопроводах устанавливают для снижения напряжений, возникающих РІ газопроводе РІ результате температурных, грунтовых Рё С‚.Рї. воздействий, Р° также удобства монтажа Рё демонтажа арматуры. Установка сальниковых компенсаторов РЅР° газопроводах РЅРµ допускается. РџСЂРё проектировании Рё строительстве газопроводов следует использовать естественную самокомпенсацию труб Р·Р° счет изменения направления трассы как РІ вертикальном, так Рё РІ горизонтальном направлении Рё установки РІ обоснованных случаях неподвижных РѕРїРѕСЂ. Р—РђР©РРўРђ ГАЗОПРОВОДА РћРў МЕХАНРЧЕСКРРҐ ПОВРЕЖДЕНРР™4.58 Конструкцию защиты газопровода РѕС‚ механических повреждений РІ зависимости РѕС‚ грунтовых условий, сезона строительства, особенностей местности (наличия карьеров, обеспеченности транспортной сетью Рё С‚.Рї.) указывают РІ проекте. 4.59 РќР° участках трассы, РіРґРµ газопровод прокладывают РІ скальных, полускальных Рё мерзлых грунтах, РґРЅРѕ траншеи следует выравнивать, устраивая подсыпку РёР· песчаного или глинистого грунта толщиной РЅРµ менее 10 СЃРј над выступающими частями основания. 4.60 Р’ качестве подстилающего слоя вместо сплошной подсыпки РёР· указанных грунтов РјРѕРіСѓС‚ применяться различные эластичные изделия (например, резино-тканевые маты), рулонные материалы типа «скальный лист» или полотнища РёР· геотекстильных материалов, сложенные РІ несколько слоев. Р’ этих случаях РІ рабочих чертежах должны быть указаны основные параметры подстилающих устройств, РІ частности РёС… размеры. 4.61 Защиту РѕС‚ повреждений газопровода после его укладки обеспечивают, как правило, путем устройства присыпки РёР· песчаного или глинистого грунтов РЅР° толщину РЅРµ менее 20 СЃРј над верхней образующей трубы. Плюсовой РґРѕРїСѓСЃРє РЅР° толщину присыпки составляет 10 СЃРј; РјРёРЅСѓСЃРѕРІРѕР№ - равен нулю. 4.62 Грунт, используемый для создания постели Рё присыпки, РЅРµ должен содержать мерзлые РєРѕРјСЊСЏ, щебень, гравий Рё РґСЂСѓРіРёРµ включения размером более 50 РјРј РІ поперечнике. 4.63 Допускается РІ зимнее время применять для создания подсыпки Рё присыпки несмерзшийся РіСЂСѓРЅС‚ РёР· отвала, разрабатывая Рё подавая его РІ траншею СЃ помощью роторного траншеезасыпателя. Возможно также для этих целей применять местный РіСЂСѓРЅС‚ (РІ частности, РёР· отвала), если предварительно его просеять или подвергнуть сортировке СЃ помощью грохота. 4.64 РџСЂРё формировании присыпки для исключения овализации труб диаметром более 500 РјРј желательно обеспечивать полное Рё плотное заполнение пазух между стенками траншеи Рё газопроводом. РџСЂРё необходимости для обеспечения этой цели следует применять трамбовку грунта, используя механические, электрические или пневматические трамбовки. Р’ отдельных случаях можно проводить уплотнение грунта РІ пазухах Р·Р° счет полива его РІРѕРґРѕР№. 4.65 РќР° протяженных продольных уклонах РІРѕ избежание выноса защитного слоя грунта потоками подземных РІРѕРґ необходимо устраивать поперек траншеи перемычки РёР· слабодренирующих грунтов (например, глины). 4.66 Вместо присыпки РёР· песчаного или глинистого грунтов РІ качестве средств механической защиты РјРѕРіСѓС‚ быть использованы рулонные материалы, обладающие высокими прочностными Рё защитными свойствами, РІ частности, эластичностью Рё долговечностью. РџСЂРё использовании таких материалов пазухи между газопроводом Рё стенками траншеи заполняются (СЃ послойным уплотнением) грунтом, РЅРµ содержащим крупных обломочных включений. 4.67 Защита газопровода РѕС‚ повреждений РІ местах установки штучных балластирующих РїСЂРёРіСЂСѓР·РѕРІ или силовых РїРѕСЏСЃРѕРІ анкерных устройств должна производиться РІ соответствии СЃ требованиями технических условий РЅР° применение указанных изделий. 4.68 Защиту изоляционного покрытия газопровода РѕС‚ механических повреждений можно также производить СЃ применением пенополимерных материалов (РџРџРњ), СЃСЂРѕРє службы которых соответствует СЃСЂРѕРєСѓ службы газопровода. Толщина слоя пенополимерного материала РЅР° РґРЅРµ траншеи РїСЂРё нанесении должна составлять 200 - 250 РјРј. После укладки РЅР° него газопровода РџРџРњ уплотняется, Рё Р·Р° счет этого толщина слоя уменьшается РґРѕ 100 - 150 РјРј. РџСЂРё формировании защитного слоя над уложенным газопроводом его толщина должна находиться РІ пределах 300 - 400 РјРј; РїРѕРґ действием веса грунта засыпки эта величина уменьшается РґРѕ 200 - 250 РјРј. 5 ГАЗОРЕГУЛЯТОРНЫЕ РџРЈРќРљРўР« РГАЗОРЕГУЛЯТОРНЫЕ РЈРЎРўРђРќРћР’РљР5.1 Для снижения давления газа Рё поддержания его РЅР° заданном СѓСЂРѕРІРЅРµ РІ системах газоснабжения должны предусматриваться газорегуляторные пункты (ГРП, ГРПБ, РЁР Рџ) или газорегуляторные установки (ГРУ). 5.2 РџРѕ давлению газа ГРП, ГРПБ подразделяются РЅР°: - СЃ входным давлением РґРѕ 0,6 РњРџР°; - СЃ входным давлением СЃРІ. 0,6 РњРџР° РґРѕ 1,2 РњРџР°. 5.3 РџРѕ давлению газа РЁР Рџ подразделяются РЅР°: - СЃ входным давлением газа РґРѕ 0,3 РњРџР°; - СЃ входным давлением газа СЃРІ. 0,3 РњРџР° РґРѕ 0,6 РњРџР°; - СЃ входным давлением газа СЃРІ. 0,6 РњРџР° РґРѕ 1,2 РњРџР°. РАЗМЕЩЕНРР• ГРП, ГРПБ, РЁР Рџ РГРУ5.4 Отдельно стоящие ГРП, ГРПБ Рё РЁР Рџ размещают СЃ учетом исключения РёС… повреждения РѕС‚ наезда транспорта, стихийных бедствий, урагана Рё РґСЂ. Рекомендуется РІ пределах охранной Р·РѕРЅС‹ ГРП, ГРПБ Рё РЁР Рџ устанавливать ограждения, например РёР· металлической сетки, высотой 1,6 Рј. 5.5 РџСЂРё размещении отдельно стоящих, пристроенных Рё встроенных ГРП обеспечивают свободные подъездные пути СЃ твердым покрытием для транспорта, РІ том числе аварийных Рё пожарных машин. 5.6 Для отдельно стоящих ГРП Рё ГРПБ, размещаемых вблизи зданий, особенно повышенной этажности, учитывают Р·РѕРЅСѓ ветрового РїРѕРґРїРѕСЂР° РїСЂРё устройстве вентиляции. 5.7 Вентиляция помещений ГРУ должна соответствовать требованиям РѕСЃРЅРѕРІРЅРѕРіРѕ производства. 5.8 Размещение РЁР Рџ СЃ входным давлением газа СЃРІ. 0,6 РґРѕ 1,2 РњРџР° РЅР° наружных стенах здания РЅРµ допускается. РЁР Рџ СЃ входным давлением газа РґРѕ 0,6 РњРџР° допускается устанавливать РЅР° наружных стенах газифицируемых производственных зданий РЅРµ ниже III степени огнестойкости класса РЎ0, зданий котельных, общественных Рё бытовых зданий производственного назначения, Р° также РЅР° наружных стенах действующих ГРП. 5.9 ГРУ размещают РІ свободных для доступа обслуживающего персонала местах СЃ естественным Рё/или искусственным освещением. РћСЃРЅРѕРІРЅРѕР№ РїСЂРѕС…РѕРґ между выступающими ограждениями Рё ГРУ должен быть РЅРµ менее 1 Рј. РќР° промышленных предприятиях РїСЂРё наличии РІ РЅРёС… собственных газовых служб допускается подача газа одинакового давления РѕС‚ ГРУ, расположенного РІ РѕРґРЅРѕРј здании, Рє РґСЂСѓРіРёРј отдельно стоящим зданиям. РџСЂРё размещении ГРУ РЅР° площадках, расположенных выше СѓСЂРѕРІРЅСЏ пола более 1,5 Рј, РЅР° площадку обеспечивают доступ СЃ РґРІСѓС… сторон РїРѕ отдельным лестницам. 5.10 Оборудование, размещаемое РІ помещениях ГРП, должно быть доступно для ремонта Рё обслуживания, ширина основных РїСЂРѕС…РѕРґРѕРІ между оборудованием Рё РґСЂСѓРіРёРјРё предметами должна быть РЅРµ менее 0,8 Рј, Р° между параллельными рядами оборудования - РЅРµ менее 0,4 Рј. 5.11 Р’ помещениях категории Рђ полы должны быть безыскровыми, конструкции РѕРєРѕРЅ Рё дверей должны исключать образование РёСЃРєСЂ. Стены, разделяющие помещения ГРП, необходимо предусматривать противопожарными I типа, газонепроницаемыми, РѕРЅРё должны опираться РЅР° фундамент. РЁРІС‹ сопряжения стен Рё фундаментов всех помещений ГРП перевязываются. Вспомогательные помещения оборудуются самостоятельным выходом наружу РёР· здания, РЅРµ связанным СЃ технологическим помещением. Двери ГРП Рё ГРПБ предусматривают противопожарными Рё открывающимися наружу. Устройство дымовых Рё вентиляционных каналов РІ разделяющих стенах, Р° также РІ стенах зданий, Рє которым пристраиваются ГРП (РІ пределах примыкания ГРП), РЅРµ допускается. Помещения, РІ которых расположены узлы редуцирования СЃ регуляторами давления, отдельно стоящих, пристроенных Рё встроенных ГРП Рё ГРПБ должны отвечать требованиям РЎРќРёРџ 2.09.03 Рё РЎРќРёРџ 21-01 для помещений категории Рђ. 5.12 РџСЂРё выносе РёР· ГРП части оборудования наружу РѕРЅРѕ должно находиться РІ ограде ГРП высотой РЅРµ менее 2 Рј. 5.13 Необходимость отопления помещений ГРП, ГРПБ Рё РІРёРґ теплоносителя определяются РІ соответствии СЃ требованиями РЎРќРёРџ 2.04.05 СЃ учетом климатического исполнения Рё категорий применяемых изделий Рё оборудования РїРѕ ГОСТ 15150. РџСЂРё устройстве местного отопления ГРП Рё ГРПБ РѕС‚ газовых водонагревателей узел редуцирования РЅР° отопительную установку размещается РІ РѕСЃРЅРѕРІРЅРѕРј технологическом помещении. 5.14 РџСЂРё размещении РІ ГРП смежных СЃ регуляторным залом помещений, РіРґРµ размещаются отопительные РїСЂРёР±РѕСЂС‹, РїСЂРёР±РѕСЂС‹ РљРРџ Рё РґСЂ., отверстия для РїСЂРѕС…РѕРґР° коммуникаций РёР· зала РІ смежные помещения РїСЂРё прокладке РІ РЅРёС… труб должны иметь уплотнения, исключающие возможность проникновения газовоздушной смеси РёР· технологического помещения. ОБОРУДОВАНРР• ГРП, ГРУ, ГРПБ Р РЁР Рџ5.15 Р’ состав оборудования ГРП, ГРУ, ГРПБ Рё РЁР Рџ РІС…РѕРґСЏС‚: - запорная арматура; - регуляторы давления; - предохранительно-запорные клапаны (далее - РџР—Рљ); - предохранительные сбросные клапаны (далее - РџРЎРљ); - РїСЂРёР±РѕСЂС‹ замера расхода газа; - РїСЂРёР±РѕСЂС‹ РљРРџ. 5.16 Запорная арматура выбирается согласно требованиям раздела 7 «Запорная арматура» настоящего РЎРџ. 5.17 Р’ качестве регулирующих устройств РјРѕРіСѓС‚ применяться: - регуляторы давления газа СЃ односедельным клапаном; - клапаны регулирующие двухседельные; - поворотные заслонки СЃ электронным регулятором Рё исполнительным механизмом. 5.18 Для прекращения подачи газа Рє потребителям РїСЂРё недопустимом повышении или понижении давления газа Р·Р° регулирующим устройством применяются РџР—Рљ различных конструкций (рычажные, пружинные, СЃ соляноидным РїСЂРёРІРѕРґРѕРј Рё РґСЂ.), отвечающие приведенным ниже требованиям: - РџР—Рљ рассчитывают РЅР° РІС…РѕРґРЅРѕРµ рабочее давление, РњРџР°, РїРѕ СЂСЏРґСѓ: 0,05; 0,3; 0,6; 1,2; 1,6 СЃ диапазоном срабатывания РїСЂРё повышении давления, РњРџР°, РѕС‚ 0,002 РґРѕ 0,75, Р° также СЃ диапазоном срабатывания РїСЂРё понижении давления, РњРџР°, РѕС‚ 0,0003 РґРѕ 0,03; - конструкция РџР—Рљ должна исключать самопроизвольное открытие запорного органа без вмешательства обслуживающего персонала; - герметичность запорного органа РџР—Рљ должна соответствовать классу «А» РїРѕ ГОСТ 9544; - точность срабатывания должна составлять, как правило, В±5 % заданных величин контролируемого давления для РџР—Рљ, устанавливаемых РІ ГРП Рё В±10 % для РџР—Рљ РІ РЁР Рџ Рё ГРУ. 5.19 Для СЃР±СЂРѕСЃР° газа Р·Р° регулятором РІ случае кратковременного повышения давления газа сверх установленного должны применяться предохранительные сбросные клапаны (РџРЎРљ), которые РјРѕРіСѓС‚ быть мембранными Рё пружинными. 5.20 Пружинные РџРЎРљ должны быть снабжены устройством для РёС… принудительного открытия. РЁР Рџ РїСЂРѕРїСѓСЃРєРЅРѕР№ способностью РґРѕ 100 Рј3/С‡, оснащенные регулятором СЃ двухступенчатым регулированием, допускается РЅРµ оснащать РџРЎРљ. 5.21 РџРЎРљ должны обеспечивать открытие РїСЂРё повышении установленного максимального рабочего давления РЅРµ более чем РЅР° 15 %. 5.22 РџРЎРљ должны быть рассчитаны РЅР° РІС…РѕРґРЅРѕРµ рабочее давление, РњРџР°, РїРѕ СЂСЏРґСѓ: РѕС‚ 0,001 РґРѕ 1,6 СЃ диапазоном срабатывания, РњРџР°, РѕС‚ 0,001 РґРѕ 1,6. 5.23 РўСЂСѓР±РѕРїСЂРѕРІРѕРґС‹, отводящие газ РѕС‚ РџРЎРљ РІ РЁР Рџ, устанавливаемые РЅР° опорах, следует выводить РЅР° высоту РЅРµ менее 4 Рј РѕС‚ СѓСЂРѕРІРЅСЏ земли, Р° РїСЂРё размещении РЁР Рџ РЅР° стене здания - РЅР° 1 Рј выше карниза или парапета здания. 5.24 Для РЁР Рџ РїСЂРѕРїСѓСЃРєРЅРѕР№ способностью РґРѕ 400 Рј3/С‡ допускается предусматривать вывод СЃР±СЂРѕСЃРЅРѕРіРѕ газопровода РѕС‚ РџРЎРљ Р·Р° заднюю стенку шкафа. 5.25 РџСЂРё наличии телефонной СЃРІСЏР·Рё установку телефонного аппарата предусматривают РІРЅРµ помещения регуляторов или снаружи здания РІ специальном ящике. Допускается установка телефонного аппарата РІРѕ взрывозащищенном исполнении непосредственно РІ помещении регуляторов. 5.26 Для очистки газа РѕС‚ механических примесей Рё пыли применяют фильтры заводского изготовления, РІ паспортах которых должны указываться РёС… пропускная способность РїСЂРё различных входных рабочих давлениях Рё потери давления РІ фильтрах. 5.27 Фильтрующие материалы должны обеспечивать требуемую очистку газа, РЅРµ образовывать СЃ РЅРёРј химических соединений Рё РЅРµ разрушаться РѕС‚ постоянного воздействия газа. 5.28 РџСЂРѕРїСѓСЃРєРЅСѓСЋ способность ГРП, ГРПБ, РЁР Рџ Рё ГРУ (регулятора давления) следует производить СЃ увеличением РЅР° 15 - 20 % максимального расчетного расхода газа потребителями СЃ учетом требуемого перепада давления. 5.29 Газовое оборудование РІ газорегулирующих блоках ГРП, ГРПБ Рё ГРУ располагают РІ следующей последовательности: - общий запорный орган СЃ ручным управлением для полного отключения ГРП Рё ГРУ; - фильтр или РіСЂСѓРїРїР° фильтров СЃ байпасами или без РЅРёС…; - расходомер (камерная диафрагма СЃ дифманометрами, газовый счетчик). Газовый счетчик может быть установлен после регулятора давления РЅР° РЅРёР·РєРѕР№ стороне РІ зависимости РѕС‚ принятой схемы газоснабжения; - предохранительный запорный клапан (РџР—Рљ); - регулятор давления газа; - предохранительный СЃР±СЂРѕСЃРЅРѕР№ клапан (РџРЎРљ) после регулятора. 5.30 РџСЂРё устройстве байпаса газорегуляторного блока ГРП, ГРПБ, РЁР Рџ Рё ГРУ предусматривается установка последовательно РґРІСѓС… отключающих устройств СЃ установкой манометра между РЅРёРјРё. Диаметр байпаса должен быть РЅРµ менее диаметра седла клапана регулятора давления газа. Р’ РЁР Рџ вместо байпаса рекомендуется устройство второй нитки редуцирования. РџСЂРё отсутствии РІ РЁР Рџ расходомера установка регистрирующих РїСЂРёР±РѕСЂРѕРІ для измерения РІС…РѕРґРЅРѕРіРѕ Рё выходного давления Рё температуры газа РЅРµ обязательна. Газопроводы ГРП, ГРПБ, РЁР Рџ, ГРУ следует окрашивать РІ цвет согласно ГОСТ 14202. Р’ ГРП, ГРПБ Рё ГРУ предусматривают продувочные газопроводы: - РЅР° РІС…РѕРґРЅРѕРј газопроводе - после первого отключающего устройства; - РЅР° байпасе (РѕР±РІРѕРґРЅРѕРј газопроводе) - между РґРІСѓРјСЏ отключающими устройствами; - РЅР° участках газопровода - СЃ оборудованием, отключаемым для производства профилактического осмотра Рё ремонта. Условный диаметр таких газопроводов должен быть РЅРµ менее 20 РјРј. Условный диаметр СЃР±СЂРѕСЃРЅРѕРіРѕ газопровода, отводящего газ РѕС‚ РџРЎРљ, должен быть равен условному диаметру выходного патрубка клапана, РЅРѕ РЅРµ менее 20 РјРј. Продувочные Рё сбросные газопроводы должны иметь минимальное число поворотов. РќР° концах продувочных Рё сбросных газопроводов предусматривают устройства, исключающие попадание атмосферных осадков РІ эти газопроводы. ВЫБОРОБОРУДОВАНРРЇ ГРП, ГРПБ, РЁР Рџ РГРУ5.31 РџСЂРё выборе оборудования ГРП, ГРПБ, РЁР Рџ Рё ГРУ необходимо учитывать: - рабочее давление газа РІ газопроводе, Рє которому подключается объект; - состав газа, его плотность, температуру точки СЂРѕСЃС‹, теплоту сжигания (QРЅ), - потери давления РЅР° трение РІ газопроводе РѕС‚ места подключения РґРѕ РІРІРѕРґР° его РІ ГРП или РїРѕРґРІРѕРґР° Рє ГРУ; - температурные условия эксплуатации оборудования Рё РїСЂРёР±РѕСЂРѕРІ РљРРџ ГРП Рё ГРУ. Выбор регулятора давления5.32 РџСЂРё РїРѕРґР±РѕСЂРµ регулятора следует руководствоваться номенклатурой СЂСЏРґР° регуляторов, выпускаемых промышленностью. 5.33 РџСЂРё определении РїСЂРѕРїСѓСЃРєРЅРѕР№ способности регулятора необходимо определить располагаемое давление газа перед РЅРёРј Рё после него СЃ учетом потерь давления Рё дополнительных потерь давления РІ арматуре, фильтре, расходомере Рё РџР—Рљ, установленных РґРѕ регулятора давления. 5.34 Пропускная способность регуляторов СЃ односедельным клапаном определяется согласно паспортным данным, Р° РїСЂРё РёС… отсутствии может быть определена РїРѕ формуле (18) В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (18) РіРґРµ Q - расход газа, Рј3/С‡, РїСЂРё t = 0 °С Рё Ратм = 0,1033 РњРџР°; f - площадь седла клапана, СЃРј2; L - коэффициент расхода; Р 1 - абсолютное РІС…РѕРґРЅРѕРµ давление газа, равно СЃСѓРјРјРµ PРёР·Р± Рё Ратм, РіРґРµ Р РёР·Р± - рабочее избыточное давление, РњРџР°, Ратм = 0,1033 РњРџР°; j - коэффициент, зависящий РѕС‚ отношения Р 2 Рє Р 1 РіРґРµ Р 2 - абсолютное выходное давление после регулятора, равно СЃСѓРјРјРµ Р 2 раб Рё Ратм, РњРџР°, определяется РїРѕ СЂРёСЃСѓРЅРєСѓ 5; r0 - плотность газа, РєРі/Рј3, РїСЂРё t = 0 °С Рё Ратм = 0,1033 РњРџР°. Рљ - показатель адиабаты газа РїСЂРё давлении 750 РјРј РІРѕРґ. СЃС‚. Рё температуре 0 °С, РЎСЂ - теплоемкость РїСЂРё постоянном давлении, ккал/(Рј3 × В°РЎ), Cn - теплоемкость РїСЂРё постоянном объеме, ккал/(Рј3 × В°РЎ) Р РёСЃСѓРЅРѕРє 5 - График определения коэффициента j РІ зависимости РѕС‚ Р 2/Р 1 РїСЂРё Рљ = Cp/Cn = 1,32 Если РІ паспортных данных регулятора приведена величина расхода газа РїСЂРё максимальном давлении СЃ соответствующей плотностью, то РїСЂРё РґСЂСѓРіРёС… значениях Р - РІС…РѕРґРЅРѕРіРѕ давления Рё r0 - плотности пропускная способность регулятора может быть определена РїРѕ формуле (19) В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (19) РіРґРµ Q2 - расход газа, Рј3/С‡, РїСЂРё t, В°C, Рё Pбар = 0,1033 РњРџР° СЃРѕ значениями Р 11, j11 Рё r01, отличными РѕС‚ приведенных РІ паспорте РЅР° регулятор; Q1 - расход газа РїСЂРё Р 1 , j1, r0 согласно паспортным данным; Р 1 - РІС…РѕРґРЅРѕРµ абсолютное давление, РџР°; j1 - коэффициент РїРѕ отношению Р 2/Р 1; r0 - плотность газа, РєРі/Рј3, РїСЂРё t = 0 °С Рё Ратм = 0,1033 РњРџР°; Р 11, j11, Рё r01 - принятые данные РїСЂРё использовании РґСЂСѓРіРёС… параметров газа. 5.35 Пропускная способность двухседельных регулирующих клапанов может быть определена РїРѕ формуле (20) В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (20) РіРґРµ Q - расход газа, Рј3/С‡, РїСЂРё температуре газа, равной t1 Рё Рбар = 0,1033 РњРџР°; Р’ - коэффициент, учитывающий расширение среды Рё зависящий РѕС‚ отношения Р 2/Р 1; Р 1 Рё Р 2 - входные Рё выходные давления, РњРџР°; РљnСѓ - коэффициент РїСЂРѕРїСѓСЃРєРЅРѕР№ способности; DР - перепад давления РЅР° клапанах, DР = Р 1 - Р 2, РњРџР°; Р 1 Рё Р 2 - соответственно входные Рё выходные абсолютные давления, РњРџР°; r0 - плотность газа РїСЂРё t; t1 - температура газа.
Рисунок 6 - Зависимость коэффициента В от Р2/Р1. Выбор фильтра5.36 Пропускная способность фильтра должна определяться исходя из максимального допустимого перепада давления на его кассете, что должно быть отражено в паспорте на фильтр. 5.37 Фильтры, устанавливаемые в ГРП (ГРУ) для защиты регулирующих и предохранительных устройств от засорения механическими примесями, должны соответствовать данным, приведенным в таблице 10. Таблица 10
Выбор предохранительного запорного клапана - РџР—Рљ5.38 Выбор типа РџР—Рљ определяется РёСЃС…РѕРґСЏ РёР· параметров газа, проходящего через регулятор давления, Р° именно: максимального давления газа РЅР° РІС…РѕРґРµ РІ регулятор; выходного давления газа РёР· регулятора Рё подлежащего контролю; диаметра РІС…РѕРґРЅРѕРіРѕ патрубка РІ регулятор. 5.39 Выбранный РџР—Рљ должен обеспечивать герметичное закрытие подачи газа РІ регулятор РІ случае повышения или понижения давления Р·Р° РЅРёРј сверх установленных пределов. Выбор предохранительного СЃР±СЂРѕСЃРЅРѕРіРѕ клапана - РџРЎРљ5.40 Количество газа, подлежащего СЃР±СЂРѕСЃСѓ РџРЎРљ, следует определять: - РїСЂРё наличии перед регулятором давления РџР—Рљ - РїРѕ формуле (21) Q ³ 0,0005Qd,В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (21) РіРґРµ Q - количество газа, подлежащее СЃР±СЂРѕСЃСѓ РџРЎРљ РІ течение часа, Рј3/С‡, РїСЂРё t = 0 °С Рё Рбар = 0, 10132 РњРџР°; Qd - расчетная пропускная способность регулятора давления, Рј3/С‡, РїСЂРё t = 0 °С Рё Рбар = 0,10132 РњРџР°; - РїСЂРё отсутствии перед регулятором давления РџР—Рљ - РїРѕ формулам (22) Рё (23); - для регуляторов давления СЃ золотниковыми клапанами Q ³ 0,01Qd,В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (22) - для регулирующих заслонок СЃ электронными регуляторами Q ³ 0,02Qd.В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (23) РџСЂРё необходимости установки РІ ГРП (ГРУ) параллельно нескольких регуляторов давления количество газа, подлежащего СЃР±СЂРѕСЃСѓ РџРЎРљ, следует определять РїРѕ формуле (24) Q1 ³ Qn,В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (24) РіРґРµ Q1 - необходимое суммарное количество газа, подлежащее СЃР±СЂРѕСЃСѓ РџРЎРљ РІ течение часа, Рј3/С‡, РїСЂРё t = 0 °С Рё Рбар = 0,10132 РњРџР°; Рї - количество регуляторов, шт.; Q - количество газа, подлежащее СЃР±СЂРѕСЃСѓ РџРЎРљ РІ течение часа каждым регулятором, Рј3/С‡, РїСЂРё t = 0 °С Рё Р 6ар = 0,10132 РњРџР°. 5.41 РџСЂРѕРїСѓСЃРєРЅСѓСЋ способность РџРЎРљ следует определять РїРѕ данным заводов-изготовителей или расчетам. РџРѕРґР±РѕСЂ шкафных регуляторных пунктов - РЁР Рџ5.42 РџСЂРё выборе типа РЁР Рџ следует руководствоваться указанием 5.28 - 5.32, Р° также учитывать следующие факторы: - влияние климатической Р·РѕРЅС‹, РіРґРµ будет эксплуатироваться РЁР Рџ; - влияние отрицательных температур наружного РІРѕР·РґСѓС…Р°; - температуру точки СЂРѕСЃС‹ РїСЂРёСЂРѕРґРЅРѕРіРѕ газа, РїСЂРё которой РёР· него выпадает конденсат. 6 ГАЗОПРОВОДЫ РГАЗОРСПОЛЬЗУЮЩЕЕ ОБОРУДОВАНРР•6.1 Для внутренних газопроводов применяются стальные Рё медные трубы. Прокладка газопроводов РёР· указанных труб должна предусматриваться согласно требованиям РЎРќРёРџ 42-01 СЃ учетом положений настоящего РЎРџ Рё РЎРџ 42-102. Р’ качестве РіРёР±РєРёС… рукавов рекомендуется применять сильфонные металлорукава, стойкие Рє воздействию транспортируемого газа РїСЂРё заданных давлении Рё температуре. 6.2 Гибкие рукава рекомендуется применять СЃРѕ СЃСЂРѕРєРѕРј службы, установленным техническими условиями или стандартами, РЅРѕ РЅРµ менее 12 лет. Рмпортные РіРёР±РєРёРµ рукава должны иметь техническое свидетельство, подтверждающее РёС… пригодность. 6.3 Гибкие рукава, используемые для присоединения бытового газоиспользующего оборудования, должны иметь маркировку «газ», внутренний диаметр - РЅРµ менее 10 РјРј. Гибкие рукава для присоединения бытовых РїСЂРёР±РѕСЂРѕРІ Рё лабораторных горелок РљРРџ, баллонов РЎРЈР“ РЅРµ должны иметь стыковых соединений. РќРµ допускаются скрытая прокладка РіРёР±РєРёС… рукавов, пересечение РіРёР±РєРёРјРё рукавами строительных конструкций, РІ том числе оконных Рё дверных проемов. 6.4 РџСЂРё подключении электрифицированного бытового газоиспользующего оборудования РІ помещениях, РЅРµ отвечающих требованиям ГОСТ Р 50571.3 РїРѕ устройству системы выравнивания потенциалов, РЅР° газопроводе следует предусматривать изолирующие вставки (после крана РЅР° СЃРїСѓСЃРєРµ Рє оборудованию) для исключения протекания через газопровод токов утечки, замыкания РЅР° РєРѕСЂРїСѓСЃ Рё уравнительных токов. Роль изолирующих вставок РјРѕРіСѓС‚ выполнять токонепроводящие РіРёР±РєРёРµ рукава. 6.5 Открытая прокладка газопроводов предусматривается РЅР° несгораемых опорах, креплениях Рє конструкциям зданий, каркасам Рё площадкам газоиспользующих установок, котлов Рё С‚.Рї. Крепление газопроводов предусматривают РЅР° расстоянии, обеспечивающем возможность осмотра, ремонта газопровода Рё установленной РЅР° нем арматуры. 6.6 Расстояние РѕС‚ газопровода РґРѕ строительных конструкций, технологического оборудования Рё коммуникаций следует принимать РёР· условия обеспечения возможности его монтажа Рё РёС… эксплуатации, РґРѕ кабелей электроснабжения - РІ соответствии СЃ РџРЈР. Пересечение газопроводами вентиляционных решеток, оконных Рё дверных проемов РЅРµ допускается. 6.7 РџСЂРё прокладке газопроводов через конструкции зданий Рё сооружений газопроводы следует заключать РІ футляр. Пространство между газопроводом Рё футляром РЅР° РІСЃСЋ его длину необходимо заделывать просмоленной паклей, резиновыми втулками или РґСЂСѓРіРёРј эластичными материалами. Пространство между стеной Рё футляром следует тщательно заделывать цементным или бетонным раствором РЅР° РІСЃСЋ толщину пересекаемой конструкции. Края футляров должны быть РЅР° РѕРґРЅРѕРј СѓСЂРѕРІРЅРµ СЃ поверхностями пересекаемых конструкций стен Рё РЅРµ менее чем РЅР° 50 РјРј выше поверхности пола. Диаметр футляра должен уточняться расчетом, РЅРѕ кольцевой зазор между газопроводом Рё футляром должен быть РЅРµ менее 10 РјРј, Р° для газопроводов условным диаметром РґРѕ 32 РјРј - РЅРµ менее 5 РјРј. 6.8 РќРµ допускается прокладывать газопроводы РІ местах, РіРґРµ РѕРЅРё РјРѕРіСѓС‚ омываться горячими продуктами сгорания или соприкасаться СЃ нагретым или расплавленным металлом, Р° также РІ местах возможного разлива или разбрызгивания РєРѕСЂСЂРѕР·РёРѕРЅРЅРѕ-активных жидкостей. Газопроводы необходимо защищать РѕС‚ воздействия открытого теплового излучения (изоляция, устройство экранов Рё С‚.Рґ.). 6.9 Р’ обоснованных случаях (РїСЂРё отсутствии возможности РґСЂСѓРіРѕР№ прокладки) допускается транзитная прокладка газопроводов РІ коридорах общественных, административных Рё бытовых зданий РЅР° высоте РЅРµ менее 2 Рј РїСЂРё отсутствии разъемных соединений Рё арматуры. 6.10 Скрытая прокладка газопроводов предусматривается РІ соответствии СЃРѕ следующими требованиями: Р°) РІ штрабе стены: - размер штрабы принимается РёР· условия обеспечения возможности монтажа, эксплуатации Рё ремонта газопроводов; - вентиляционные отверстия РІ щитах, закрывающих штрабу, размещаются РёСЃС…РѕРґСЏ РёР· условия обеспечения ее полного проветривания; Р±) РІ полах монолитной конструкции: - толщина подстилающего слоя пола РїРѕРґ газопроводом, Р° также расстояние РѕС‚ металлических сеток (или РґСЂСѓРіРёС… конструкций, расположенных РІ полу) принимается РЅРµ менее 5 СЃРј; - толщина подстилающего слоя над газопроводом принимается РЅРµ менее 3 СЃРј; - газопровод замоноличивается РІ конструкцию пола цементным или бетонным раствором, марка которого определяется проектом; - отсутствие воздействия РЅР° полы РІ местах прокладки газопровода нагрузок РІ соответствии СЃ требованиями РЎРќРёРџ 2.03.13 (РѕС‚ транспорта, оборудования Рё С‚.Рї.) Рё агрессивных сред; - газопроводы РІ местах РІС…РѕРґР° Рё выхода РёР· полов следует заключать РІ футляр, выходящий РЅРµ менее чем РЅР° 5 СЃРј РёР· пола Рё заанкерованный РІ конструкцию пола; РІ) РІ каналах полов: - конструкция каналов должна исключать возможность распространения газа РІ конструкции полов Рё обеспечивать возможность осмотра Рё ремонта газопроводов (каналы засыпаются песком Рё перекрываются съемными несгораемыми плитами); - РЅРµ допускаются прокладка газопроводов РІ местах, РіРґРµ РїРѕ условиям производства возможно попадание РІ каналы агрессивных сред, Р° также пересечения газопроводов каналами РґСЂСѓРіРёС… коммуникаций. 6.11 РџСЂРё прокладке газопроводов РІ штрабе предусматривают крепления его Рє конструкциям здания. Прокладка газопроводов РІ канале предусматривается РЅР° несгораемых опорах. 6.12 Защиту газопроводов РѕС‚ РєРѕСЂСЂРѕР·РёРё следует предусматривать РІ соответствии СЃ требованиями РЎРќРёРџ 2.03.11 Рё РЎРќРёРџ 42-01. 6.13 РќР° газопроводах производственных зданий (РІ том числе котельных), Р° также общественных Рё бытовых зданий производственного назначения предусматривают продувочные трубопроводы РѕС‚ наиболее удаленных РѕС‚ места РІРІРѕРґР° участков газопровода, Р° также РѕС‚ отводов Рє каждой газоиспользующей установке перед последним РїРѕ С…РѕРґСѓ газа отключающим устройством. Диаметр продувочного газопровода следует принимать РЅРµ менее 20 РјРј. Расстояние РѕС‚ концевых участков продувочных трубопроводов РґРѕ заборных устройств приточной вентиляции должно быть РЅРµ менее 3 Рј РїРѕ вертикали. После отключающего устройства РЅР° продувочном трубопроводе предусматривают штуцер СЃ краном для отбора РїСЂРѕР±С‹, если для этого РЅРµ может быть использован штуцер для присоединения запальника. Допускается объединение продувочных трубопроводов РѕС‚ газопроводов СЃ одинаковым давлением газа, Р·Р° исключением продувочных трубопроводов для газов, имеющих плотность больше плотности РІРѕР·РґСѓС…Р°. РџСЂРё расположении здания РІРЅРµ Р·РѕРЅС‹ молниезащиты необходимо предусматривать молниезащиту продувочных трубопроводов РІ соответствии СЃ требованиями Р Р” 34.21.122. 6.14 РќР° подводящих газопроводах Рє газоиспользующему оборудованию предусматривается установка отключающих устройств: - Рє пищеварочным котлам, ресторанным плитам, отопительным печам Рё РґСЂСѓРіРѕРјСѓ аналогичному оборудованию - последовательно РґРІР°: РѕРґРЅРѕ для отключения РїСЂРёР±РѕСЂР° (оборудования РІ целом), РґСЂСѓРіРѕРµ - для отключения горелок; - Рє оборудованию, Сѓ которого отключающее устройство перед горелками предусмотрено РІ конструкции, - РѕРґРЅРѕ. 6.15 Для отопления помещений без центрального отопления или, если центральная система РЅРµ обеспечивает эффективного отопления, рекомендуется устанавливать, РІ том числе РІ жилых помещениях, отопительное газоиспользующее оборудование радиационного Рё конвективного действия (камины, калориферы, термоблоки, конвекторы Рё С‚.Рґ.). Устанавливаемое оборудование должно быть заводского изготовления СЃ отводом продуктов сгорания РІ атмосферу. Газогорелочные устройства данного оборудования должны быть оснащены автоматикой безопасности РїРѕ отключению горелок РїСЂРё погасании пламени Рё нарушении тяги РІ дымоходе. Помещения для установки вышеуказанного оборудования должны иметь РѕРєРЅРѕ СЃ форточкой (открывающейся фрамугой) или вытяжной вентиляционный канал. Для притока РІРѕР·РґСѓС…Р° РІ помещение СЃ вытяжным каналом следует предусматривать приточное устройство. Размер вытяжного канала Рё приточного устройства определяется расчетом. РџСЂРё установке газоиспользующего оборудования конвективного действия РІ жилых помещениях забор РІРѕР·РґСѓС…Р° РЅР° горение должен осуществляться снаружи помещения Рё отвод продуктов сгорания также через стену наружу или РІ дымоход. 6.16 Рекомендации РїРѕ устройству дымовых Рё вентиляционных каналов приведены РІ приложении Р“. ГАЗОРСПОЛЬЗУЮЩЕЕ ОБОРУДОВАНРР• Р–РЛЫХ ЗДАНРР™6.17 Помещения, предназначенные для установки газоиспользующего оборудования, должны отвечать требованиям РЎРќРёРџ 42-01 Рё РґСЂСѓРіРёС… нормативных документов. Р’ помещении, РіРґРµ устанавливается отопительное газоиспользующее оборудование, РІ качестве легкосбрасываемых ограждающих конструкций допускается использование оконных проемов, остекление которых должно выполняться РёР· условия: площадь отдельного стекла должна быть РЅРµ менее 0,8 Рј2 РїСЂРё толщине стекла 3 РјРј, 1,0 Рј2 РїСЂРё - 4 РјРј Рё 1,5 Рј2 РїСЂРё - 5 РјРј. 6.18 Рекомендуется для помещений, предназначенных для установки отопительного газоиспользующего оборудования, соблюдать следующие условия: - высота РЅРµ менее 2,5 Рј (2 Рј - РїСЂРё мощности оборудования менее 60 РєР’С‚); - естественная вентиляция РёР· расчета: вытяжка - РІ объеме 3-кратного воздухообмена РІ час; приток - РІ объеме вытяжки Рё дополнительного количества РІРѕР·РґСѓС…Р° РЅР° горение газа. Для оборудования мощностью СЃРІ. 60 РєР’С‚ размеры вытяжных Рё приточных устройств определяются расчетом; - оконные проемы СЃ площадью остекления РёР· расчета 0,03 Рј2 РЅР° 1 Рј3 объема помещения Рё ограждающие РѕС‚ смежных помещений конструкции СЃ пределом огнестойкости РЅРµ менее REI 45 - РїСЂРё установке оборудования мощностью СЃРІ. 60 РєР’С‚ или размещении оборудования РІ подвальном этаже здания независимо РѕС‚ его мощности; - выход непосредственно наружу - для помещений цокольных Рё подвальных этажей одноквартирных Рё блокированных жилых зданий РїСЂРё установке оборудования мощностью СЃРІ. 150 РєР’С‚ РІ соответствии СЃ требованиями МДС 41-2. 6.19 Р’ жилых зданиях рекомендуется установка бытовых газовых плит РІ помещениях РєСѓС…РѕРЅСЊ, отвечающих требованиям инструкций заводов-изготовителей РїРѕ монтажу газовых плит, РІ том числе Рё РІ РєСѓС…РЅСЏС… СЃ наклонными потолками, имеющих высоту помещения РІ средней части РЅРµ менее 2 Рј, РїСЂРё этом установку плит следует предусматривать РІ той части РєСѓС…РЅРё, РіРґРµ высота РЅРµ менее 2,2 Рј. 6.20 Допускается установка газовых бытовых плит РІ летних РєСѓС…РЅСЏС… или снаружи РїРѕРґ навесом. РџСЂРё установке плиты РїРѕРґ навесом горелки плиты должны защищаться РѕС‚ задувания ветром. 6.21 Допускается перевод РЅР° газовое топливо отопительного оборудования заводского изготовления, предназначенного для работы РЅР° твердом или жидком топливе. Газогорелочные устройства, устанавливаемые РІ оборудовании, должны соответствовать ГОСТ 21204 или ГОСТ 16569. 6.22 Расстояния РѕС‚ строительных конструкций помещений РґРѕ бытовых газовых плит Рё отопительного газоиспользующего оборудования следует предусматривать РІ соответствии СЃ паспортами или инструкциями РїРѕ монтажу предприятий-изготовителей. 6.23 РџСЂРё отсутствии требований РІ паспортах или инструкциях заводов-изготовителей газоиспользующее оборудование устанавливают РёСЃС…РѕРґСЏ РёР· условия удобства монтажа, эксплуатации Рё ремонта, РїСЂРё этом рекомендуется предусматривать установку: газовой плиты: - Сѓ стены РёР· несгораемых материалов РЅР° расстоянии РЅРµ менее 6 СЃРј РѕС‚ стены (РІ том числе Р±РѕРєРѕРІРѕР№ стены). Допускается установка плиты Сѓ стен РёР· трудносгораемых Рё сгораемых материалов, изолированных несгораемыми материалами (кровельной сталью РїРѕ листу асбеста толщиной РЅРµ менее 3 РјРј, штукатуркой Рё С‚.Рї.), РЅР° расстоянии РЅРµ менее 7 СЃРј РѕС‚ стен. Рзоляция стен предусматривается РѕС‚ пола Рё должна выступать Р·Р° габариты плиты РЅР° 10 СЃРј СЃ каждой стороны Рё РЅРµ менее 80 СЃРј сверху; настенного газоиспользующего оборудования для отопления Рё горячего водоснабжения: - РЅР° стенах РёР· несгораемых материалов РЅР° расстоянии РЅРµ менее 2 СЃРј РѕС‚ стены (РІ том числе РѕС‚ Р±РѕРєРѕРІРѕР№ стены); - РЅР° стенах РёР· трудносгораемых Рё сгораемых материалов, изолированных несгораемыми материалами (кровельной сталью РїРѕ листу асбеста толщиной РЅРµ менее 3 РјРј, штукатуркой Рё С‚.Рґ.), РЅР° расстоянии РЅРµ менее 3 СЃРј РѕС‚ стены (РІ том числе РѕС‚ Р±РѕРєРѕРІРѕР№ стены). Рзоляция должна выступать Р·Р° габариты РєРѕСЂРїСѓСЃР° оборудования РЅР° 10 СЃРј Рё 70 СЃРј сверху. Расстояние РїРѕ горизонтали РІ свету РѕС‚ выступающих частей данного оборудования РґРѕ бытовой плиты следует принимать РЅРµ менее 10 СЃРј. Оборудование для поквартирного отопления следует предусматривать РЅР° расстоянии РЅРµ менее 10 СЃРј РѕС‚ стены РёР· несгораемых материалов Рё РѕС‚ стен РёР· трудносгораемых Рё горючих материалов. Допускается установка данного оборудования Сѓ стен РёР· трудносгораемых Рё сгораемых материалов без защиты РЅР° расстоянии более 25 СЃРј РѕС‚ стен. РџСЂРё установке вышеуказанного оборудования РЅР° РїРѕР» СЃ деревянным покрытием последний должен быть изолирован несгораемыми материалами, обеспечивая предел огнестойкости конструкции РЅРµ менее 0,75 С‡. Рзоляция пола должна выступать Р·Р° габариты РєРѕСЂРїСѓСЃР° оборудования РЅР° 10 СЃРј. 6.24 Расстояние РѕС‚ выступающих частей газоиспользующего оборудования РІ местах РїСЂРѕС…РѕРґР° должно быть РІ свету РЅРµ менее 1,0 Рј. 6.25 Газовые горелки, устанавливаемые РІ топках отопительных Рё отопительно-варочных печей, должны быть оснащены автоматикой безопасности РїРѕ отключению горелок РїСЂРё погасании пламени Рё нарушении тяги РІ дымоходе (РІ соответствии СЃ требованиями ГОСТ 16569). РўРѕРїРєРё газифицируемых печей следует предусматривать, как правило, СЃРѕ стороны РєРѕСЂРёРґРѕСЂР° или РґСЂСѓРіРѕРіРѕ нежилого (неслужебного) помещения. Помещения, РІ которые выходят топки печей, должны иметь вытяжной вентиляционный канал, РѕРєРЅРѕ СЃ форточкой (открывающейся фрамугой) Рё дверь, выходящую РІ нежилое помещение или тамбур. Перед печью должен быть предусмотрен РїСЂРѕС…РѕРґ шириной РЅРµ менее 1 Рј. Р’ помещениях СЃ печным газовым отоплением РЅРµ допускается устройство вытяжной вентиляции СЃ искусственным побуждением. Топливники отопительных печей РїСЂРё переводе РЅР° газовое топливо следует футеровать тугоплавким Рё огнеупорным кирпичом. ГАЗОРСПОЛЬЗУЮЩЕЕ ОБОРУДОВАНРР• ОБЩЕСТВЕННЫХ, АДМРРќРРЎРўР РђРўРВНЫХ РБЫТОВЫХ ЗДАНРР™6.26 РќРµ допускается переводить РЅР° газ отопительно-варочные печи РІ помещениях, расположенных РїРѕРґ спальными Рё групповыми комнатами детских учреждений, обеденными Рё торговыми залами кафе, столовых Рё ресторанов, больничными палатами, аудиториями, классами учебных заведений, фойе, зрительными залами зданий культурно-просветительных Рё зрелищных учреждений Рё РґСЂСѓРіРёС… помещений СЃ массовым пребыванием людей. 6.27 Допускается переводить РЅР° газовое топливо пищеварочные котлы Рё плиты, кипятильники Рё С‚.Рї., предназначенные для работы РЅР° твердом или жидком топливе. Р’ пищеварочных плитах следует предусматривать замену съемных конфорочных колец сплошным настилом. Газогорелочные устройства, устанавливаемые РІ этом оборудовании, должны быть оснащены автоматикой безопасности РїРѕ отключению горелок РїСЂРё погасании пламени Рё нарушении тяги РІ дымоходе. 6.28 Газоиспользующее оборудование для предприятий торговли, общественного питания Рё РґСЂСѓРіРёС… аналогичных потребителей следует оснащать приборами автоматики безопасности, обеспечивающими отключение основных (рабочих) горелок РІ случае прекращения подачи газа, погасания пламени Рё прекращения подачи РІРѕР·РґСѓС…Р° (для оборудования, оснащенного горелками СЃ принудительной подачей РІРѕР·РґСѓС…Р°). Для горелки или РіСЂСѓРїРїС‹ горелок, объединенных РІ блок, имеющих номинальную тепловую мощность менее 5,6 РєР’С‚, установка автоматики безопасности РЅРµ обязательна. ГАЗОРСПОЛЬЗУЮЩЕЕ ОБОРУДОВАНРР• РџР РћРЗВОДСТВЕННЫХ ЗДАНРР™ РКОТЕЛЬНЫХ6.29 РћР±РІСЏР·РєР° газовых горелок запорной арматурой Рё средствами автоматики безопасности должна отвечать требованиям ГОСТ 21204. Для горелок котлов котельных СЃ теплопроизводительностью единичного котлоагрегата 120 РњР’С‚ Рё более перед каждой горелкой предусматривают РґРІР° запорных устройства СЃ электрическими приводами, Р° РІРѕ РІРЅРѕРІСЊ вводимых РІ эксплуатацию котельных - установку предохранительно-запорного клапана Рё запорного устройства СЃ электроприводом. Расстояние РѕС‚ выступающих частей газовых горелок или арматуры РґРѕ стен или РґСЂСѓРіРёС… частей здания, сооружения Рё оборудования должно быть РЅРµ менее 1 Рј РїРѕ горизонтали. 6.30 Газоиспользующее оборудование РїРѕ комбинированной выработке электроэнергии Рё тепла размещают РІ изолируемом помещении СЃ ограждающими конструкциями стен перекрытий РЅРµ ниже II степени огнестойкости, СЃ минимальными пределами огнестойкости 0,75 С‡ Рё пределом распространения РѕРіРЅСЏ РїРѕ конструкциям, равным нулю. Помещения установок РїРѕ комбинированной выработке электроэнергии Рё тепла РѕР±РѕСЂСѓРґСѓСЋС‚: - шумопоглощающими устройствами; - постоянно действующей вентиляцией СЃ механическим побуждением, сблокированной СЃ автоматическим запорным органом, установленным непосредственно РЅР° РІРІРѕРґРµ газопровода РІ помещение; - системами РїРѕ контролю загазованности Рё пожарной сигнализацией, сблокированной СЃ автоматическим запорным органом РЅР° РІРІРѕРґРµ РІ помещение, СЃ выводом сигнала опасности РЅР° диспетчерский пульт. РџСЂРё газоснабжении установок РїРѕ комбинированной выработке электроэнергии Рё тепла РѕР±РІСЏР·РєСѓ отдельных двигателей предусматривают как для газовых горелок РїРѕ ГОСТ 21204. РќР° газопроводах предусматривают систему продувочных трубопроводов. 6.31 Допускается размещение производственных газоиспользующих установок, Р° также газогорелочных устройств СЃ РѕР±РІСЏР·РєРѕР№ контрольно-измерительными приборами, арматурой, средствами автоматики, безопасности Рё регулирования РЅР° отметке ниже СѓСЂРѕРІРЅСЏ пола первого этажа помещения (РІ техническом подполье), если это обусловлено технологическим процессом. РџСЂРё этом автоматика безопасности должна прекращать подачу газа РІ случае прекращения энергоснабжения, нарушения вентиляции помещения, понижения или повышения давления газа сверх допустимого, понижения давления РІРѕР·РґСѓС…Р° перед смесительными горелками. Техническое подполье должно быть оборудовано системой контроля загазованности СЃ автоматическим отключением подачи газа Рё должно быть открыто сверху. Допускается перекрывать подполье решетчатым настилом для обслуживания установки РїСЂРё условии полностью автоматизированного газового оборудования. РџСЂРё размещении газоиспользующих установок СЃ РѕР±РІСЏР·РєРѕР№ РІ техническом подполье рекомендуется выполнить следующие требования: - РІ техническом подполье следует предусматривать лестницу СЃ поручнями, изготовленную РёР· несгораемых материалов Рё устанавливаемую СЃ уклоном РЅРµ менее 45В°; - открытое сверху техническое подполье должно иметь защитное ограждение РїРѕ периметру (перила), выполняемое РїРѕ ГОСТ 12.4.059; - для обслуживания газоиспользующих установок необходимо предусматривать свободные РїСЂРѕС…РѕРґС‹ шириной РЅРµ менее 0,6 Рј, Р° перед газогорелочными устройствами - РЅРµ менее 1,0 Рј. РџСЂРё полностью автоматизированном оборудовании ширина РїСЂРѕС…РѕРґРѕРІ принимается РёР· расчета СЃРІРѕР±РѕРґРЅРѕРіРѕ доступа РїСЂРё техническом обслуживании. Вентиляция технического подполья должна отвечать требованиям РѕСЃРЅРѕРІРЅРѕРіРѕ производства СЃ учетом требований РЎРќРёРџ 2.04.05. 6.32 РџСЂРё переводе котлов РЅР° газовое топливо предусматривают устройство предохранительных взрывных клапанов РЅР° котлах Рё газоходах РѕС‚ РЅРёС… РІ соответствии СЃ требованиями «Правил устройства Рё безопасной эксплуатации паровых котлов СЃ давлением пара РЅРµ более 0,07 РњРџР° (0,7 РєРіСЃ/СЃРј2), водогрейных котлов Рё водонагревателей СЃ температурой нагрева РІРѕРґС‹ РЅРµ выше 388 Рљ (115 °С)В», утвержденных Минстроем Р РѕСЃСЃРёРё. Для паровых котлов СЃ давлением пара СЃРІ. 0,07 РњРџР° Рё водогрейных котлов СЃ температурой РІРѕРґС‹ выше 115 °С взрывные клапаны предусматривают РІ соответствии СЃ требованиями РџР‘ 10-574 «Правил устройства Рё безопасной эксплуатации паровых Рё водогрейных котлов», утвержденных Госгортехнадзором Р РѕСЃСЃРёРё. Для РІРЅРѕРІСЊ устанавливаемых котлов необходимость устройства взрывных клапанов определяется конструкцией котла, Р° РЅР° газоходах - решается проектной организацией. Необходимость установки взрывных клапанов РЅР° печах Рё РґСЂСѓРіРёС… газоиспользующих установках (Р·Р° исключением котлов) Рё газоходах, места установки взрывных клапанов Рё РёС… число определяются нормами технологического проектирования, Р° РїСЂРё отсутствии указанных РЅРѕСЂРј - решаются проектной организацией. РџСЂРё невозможности установки взрывных клапанов РІ местах, безопасных для обслуживающего персонала, предусматривают защитные устройства РЅР° случай срабатывания клапана. 6.33 РџСЂРё наличии РІ котельной нескольких котлов, работающих СЃ топкой РїРѕРґ наддувом Рё подключенных Рє общей дымовой трубе, предусматривают контроль разрежения Сѓ основания дымовой трубы СЃ выводом сигнала РѕС‚ датчика РЅР° автоматику безопасности всех котлов. РџСЂРё нарушении работы дымовой трубы РїРѕ разрежению подача газа РЅР° горелки всех работающих котлов должна прекращаться автоматически. 6.34 Печи Рё РґСЂСѓРіРёРµ газоиспользующие установки РѕР±РѕСЂСѓРґСѓСЋС‚ автоматикой безопасности, обеспечивающей отключение подачи газа РїСЂРё отклонении заданных параметров РѕС‚ РЅРѕСЂРјС‹. 6.35 Аварийное отключение подачи газа РІ системе автоматики безопасности может быть заменено сигнализацией РѕР± изменении контролируемых параметров, если технологический процесс РЅРµ допускает перерывов РІ подаче газа. 6.36 Размещение РљРРџ предусматривают Сѓ места регулирования измеряемого параметра или РЅР° специальном РїСЂРёР±РѕСЂРЅРѕРј щите. РќР° отводах Рє РљРРџ предусматривают отключающие устройства. РџСЂРё установке РљРРџ РЅР° РїСЂРёР±РѕСЂРЅРѕРј щите допускается использование РѕРґРЅРѕРіРѕ РїСЂРёР±РѕСЂР° СЃ переключателем для измерения параметров РІ нескольких точках. Присоединение РљРРџ Рё РїСЂРёР±РѕСЂРѕРІ автоматики Рє газопроводам предусматривают СЃ помощью металлических труб, если РёРЅРѕРіРѕ РЅРµ предусмотрено требованиями паспорта РЅР° РїСЂРёР±РѕСЂ или оборудование. РџСЂРё давлении газа РґРѕ 0,1 РњРџР° допускается предусматривать присоединение РљРРџ СЃ помощью РіРёР±РєРёС… рукавов длиной РЅРµ более 3 Рј. 6.37 Для обеспечения стабильного давления газа перед газовыми горелками газоиспользующего оборудования Рё котлов производственных зданий Рё котельных рекомендуется установка РЅР° газовых сетях регуляторов-стабилизаторов. РџСЂРё установке регуляторов-стабилизаторов наличия перед РЅРёРјРё РџР—Рљ, Р° после РЅРёС… РџРЎРљ РЅРµ требуется. 6.38 Вентиляция производственных помещений Рё котельных должна соответствовать требованиям строительных РЅРѕСЂРј Рё правил РїРѕ размещенному РІ РЅРёС… производству. ГОРЕЛКРРНФРАКРАСНОГО РЗЛУЧЕНРРЇ6.39 Горелки инфракрасного излучения (Р“РР) должны соответствовать требованиям ГОСТ 25696 (Р“РР СЃРѕ светлыми излучателями), ГОСТ Р 50670 (Р“РР СЃ темными излучателями) Рё требованиям технических условий РЅР° конкретный тип горелок РІ соответствии СЃ областью РёС… применения. РџСЂРё использовании систем обогрева СЃ Р“РР РїРѕРјРёРјРѕ положений настоящего документа следует руководствоваться требованиями ГОСТ 12.1.005, РЎРќРёРџ 2.04.05 Рё РґСЂСѓРіРёС… нормативных документов. 6.40 Р“РРдопускается применять для обогрева РІ соответствии СЃ требованиями паспортов Рё инструкций заводов-изготовителей: - рабочих мест Рё Р·РѕРЅ производственных помещений; - рабочих мест Рё Р·РѕРЅ РЅР° открытых площадках (РІ том числе перронов, спортивных сооружений); - помещений, конструкций зданий Рё сооружений Рё грунта РІ процессе строительства зданий Рё сооружений; - общественных помещений СЃ временным пребыванием людей: Р°) торговых залов, РєСЂРѕРјРµ торговых залов Рё помещений для обработки Рё хранения материалов, содержащих легковоспламеняющиеся Рё взрывоопасные вещества; Р±) помещений общественного питания, РєСЂРѕРјРµ ресторанов; - животноводческих зданий Рё помещений; - для технологического обогрева материалов Рё оборудования, РєСЂРѕРјРµ содержащих легковоспламеняющиеся Рё взрывоопасные вещества; - РІ системах снеготаяния РЅР° открытых Рё полуоткрытых площадках, РЅР° кровлях зданий Рё сооружений. 6.41 РќРµ допускается устанавливать Р“РР РІ производственных помещениях категорий Рђ, Р‘, Р’1 РїРѕ взрывопожарной Рё пожарной опасности, РІ зданиях категорий ниже III степени огнестойкости класса РЎ0, Р° также РІ цокольных Рё подвальных помещениях. 6.42 Отопительные установки СЃ Р“РР, предназначенные для отопления помещений без постоянного обслуживающего персонала, предусматривают СЃ автоматикой, обеспечивающей прекращение подачи газа РІ случае погасания пламени горелки. Необходимость оборудования автоматикой Р“РР, устанавливаемых РІРЅРµ помещений, определяется проектной организацией РёСЃС…РѕРґСЏ РёР· конкретных условий размещения Рё эксплуатации горелок (технологическое размещение Р“РР, розжиг горелок, установленных РЅР° высоте более 2,2 Рј, наличие обслуживающего персонала Рё РґСЂ.). 6.43 Расстояние РѕС‚ Р“РР РґРѕ ограждающих конструкций помещения РёР· горючих Рё трудногорючих материалов (перекрытий, оконных Рё дверных РєРѕСЂРѕР±РѕРє Рё С‚.Рї.) должно быть, как правило, РЅРµ менее 0,5 Рј РїСЂРё температуре излучающей поверхности РґРѕ 900 °С Рё РЅРµ менее 1,25 Рј для температуры выше 900 °С РїСЂРё условии защиты или экранирования негорючими материалами (кровельной сталью РїРѕ асбесту, асбестоцементным листом Рё С‚.Рї.). Открытая электропроводка должна находиться РЅР° расстоянии РЅРµ менее 1 Рј РѕС‚ Р“РР Рё поверхности облучения. 6.44 Расчет вентиляции помещений, РіРґРµ предусматривается установка Р“РР, следует выполнять, руководствуясь нормами предельно допустимых концентраций РЎРћ2 Рё NOС… РІ РІРѕР·РґСѓС…Рµ рабочей Р·РѕРЅС‹. Размещение вытяжных устройств следует предусматривать выше излучателей (горелок), Р° приточных устройств - РІРЅРµ Р·РѕРЅС‹ излучения горелок. Системы обогрева СЃ Р“РРдолжны быть сблокированы СЃ системой местной или общеобменной вентиляции, исключая возможность РїСѓСЃРєР° Рё работы системы обогрева РїСЂРё неработающей вентиляции. РАЗМЕЩЕНРР• СЧЕТЧРРљРћР’6.45 РџСЂРёР±РѕСЂС‹ (узлы) учета расхода газа рекомендуется устанавливать: - РІ газифицируемом помещении; - РІ нежилом помещении газифицируемого жилого здания, имеющем естественную вентиляцию; - РІ смежном СЃ газифицируемым помещением Рё соединенным СЃ РЅРёРј открытым проемом помещении производственного здания Рё котельной; - РІ ГРП, РЁР Рџ, ГРПБ; - РІРЅРµ здания. 6.46 Р’ качестве РїСЂРёР±РѕСЂРѕРІ учета газа разрешается использовать бытовые газовые счетчики (далее - счетчики), размещение которых регламентируется данным подразделом. 6.47 Установка счетчиков предусматривается РёСЃС…РѕРґСЏ РёР· условий удобства РёС… монтажа, обслуживания Рё ремонта. Высоту установки счетчиков, как правило, следует принимать 1,6 Рј РѕС‚ СѓСЂРѕРІРЅСЏ пола помещения или земли. 6.48 РЎ целью исключения РєРѕСЂСЂРѕР·РёРѕРЅРЅРѕРіРѕ повреждения покрытия счетчика РїСЂРё его установке следует предусматривать зазор (2 - 5 СЃРј) между счетчиком Рё конструкцией здания (сооружения) или РѕРїРѕСЂС‹. 6.49 Установку счетчика внутри помещения предусматривают РІРЅРµ Р·РѕРЅС‹ тепло- Рё влаговыделений (РѕС‚ плиты, раковины Рё С‚.Рї.) РІ естественно проветриваемых местах. РќРµ рекомендуется устанавливать счетчики РІ застойных зонах помещения (участки помещения, отгороженные РѕС‚ вентиляционного канала или РѕРєРЅР°, ниши Рё С‚.Рї.). Расстояние РѕС‚ мест установки счетчиков РґРѕ газового оборудования принимают РІ соответствии СЃ требованиями Рё рекомендациями предприятий-изготовителей, изложенными РІ паспортах счетчиков. РџСЂРё отсутствии РІ паспортах вышеуказанных требований размещение счетчиков следует предусматривать, как правило, РЅР° расстоянии (РїРѕ радиусу) РЅРµ менее: - 0,8 Рј РѕС‚ бытовой газовой плиты Рё отопительного газоиспользующего оборудования (емкостного Рё проточного водонагревателя, котла, теплогенератора); - 1,0 Рј РѕС‚ ресторанной плиты, варочного котла, отопительной Рё отопительно-варочной печи. 6.50 Наружная (РІРЅРµ здания) установка счетчика предусматривается РїРѕРґ навесом, РІ шкафах или РґСЂСѓРіРёС… конструкциях, обеспечивающих защиту счетчика РѕС‚ внешних воздействий. Разрешается открытая установка счетчика. Размещение счетчика предусматривают: - РЅР° отдельно стоящей РѕРїРѕСЂРµ РЅР° территории потребителя газа; - РЅР° стене газифицируемого здания РЅР° расстоянии РїРѕ горизонтали РЅРµ менее 0,5 Рј РѕС‚ дверных Рё оконных проемов. Размещение счетчиков РїРѕРґ проемами РІ стенах РЅРµ рекомендуется. 6.51 Конструкция шкафа для размещения счетчика должна обеспечивать естественную вентиляцию. Дверцы шкафа должны иметь запоры. 7 Р—РђРџРћР РќРђРЇ РђР РњРђРўРЈР Рђ7.1 РџСЂРё проектировании стальных Рё полиэтиленовых газопроводов рекомендуется предусматривать типы запорной арматуры, приведенные РІ таблице 11. Герметичность запорной арматуры должна соответствовать ГОСТ 9544. Таблица 11
На подземных газопроводах низкого давления, кроме прокладываемых в районах с сейсмичностью св. 7 баллов, на подрабатываемых и карстовых территориях в качестве запорных устройств допускается применять гидрозатворы. 7.2 Запорная арматура, устанавливаемая на наружных газопроводах в районах с очень холодным и холодным климатом (районы I1, и I2 по ГОСТ 16350), должна быть в климатическом исполнении 5 по ГОСТ 15150 УХЛ1, УХЛ2, ХЛ1, ХЛ2; на внутренних газопроводах в отапливаемых помещениях - У1, У2, У3, У5, УХЛ4, УХЛ5, ХЛ. Запорная арматура, устанавливаемая в районах с умеренно холодным климатом (районы I1, и I2 по ГОСТ 16350) на наружных газопроводах и на внутренних газопроводах в неотапливаемых помещениях должна быть в климатическом исполнении по ГОСТ 15150 У1, У2, У3, УХЛ1, УХЛ2, УХЛ3. 7.3 Материал запорной арматуры, устанавливаемой на наружных газопроводах и на внутренних газопроводах в неотапливаемых помещениях, рекомендуется принимать с учетом температуры эксплуатации в зависимости от рабочего давления газа по таблице 12. За температуру эксплуатации принимается температура, до которой может охлаждаться газопровод при температуре наружного воздуха наиболее холодной пятидневки обеспеченностью 0,92 по СНиП 23-01. На полиэтиленовых газопроводах преимущественно устанавливаются полиэтиленовые краны с выводом штока управления под ковер. Рабочее давление в полиэтиленовом кране не должно превышать допустимого давления, предусмотренного производителем для данной конструкции крана. Таблица 12
7.4 В районах строительства с особыми грунтовыми условиями для подземных газопроводов всех давлений условным диаметром св. 80 мм рекомендуется предусматривать стальную арматуру. Для подземных газопроводов условным диаметром до 80 мм допускается применение запорной арматуры из ковкого чугуна. Для подземных газопроводов давлением до 0,6 МПа, проектируемых для районов со среднепучинистыми, средненабухающими и I типа просадочности грунтами, допускается применять чугунную запорную арматуру, при этом арматуру из серого чугуна следует устанавливать с компенсирующим устройством, обеспечивающим вертикальное перемещение газопровода. На подземных газопроводах, прокладываемых в районах с сейсмичностью 8 баллов и выше, следует применять только стальную запорную арматуру. Полиэтиленовые краны на подземных газопроводах применяются вне зависимости от грунтовых условий. 7.5 Запорная арматура должна быть предназначена для природного (или сжиженного) газа и иметь соответствующую запись в паспорте. При использовании запорной арматуры, предназначенной для жидких и газообразных нефтепродуктов, попутного нефтяного газа, а также для аммиака, пара и воды, уплотнительные материалы затвора и разъемов корпуса должны быть стойкими к транспортируемому газу (природному или СУГ). 7.6 Выбор рабочего давления запорной арматуры следует производить в соответствии с давлением газа в газопроводе в зависимости от величины нормативного условного давления арматуры по таблице 13. Таблица 13
Для газопроводов обвязки надземных резервуаров СУГ и средств транспортировки СУГ (железнодорожные и автомобильные цистерны) условное давление запорной арматуры следует принимать не менее 2,5 МПа. 7.7 Запорная арматура в соответствии с ГОСТ 4666 должна иметь маркировку на корпусе и отличительную окраску. Маркировка должна содержать товарный знак завода-изготовителя, условное или рабочее давление, условный проход и указатель направления потока, если это необходимо. Окраска корпуса и крышки запорной арматуры должна соответствовать таблице 14. Полиэтиленовые краны не окрашиваются, их цвет зависит от цвета полиэтилена, из которого они изготовлены. Таблица 14
7.8 Партия запорной арматуры, как правило, должна сопровождаться РЅРµ менее чем РґРІСѓРјСЏ комплектами эксплуатационной документации, включающей РІ себя паспорт Рё техническое описание. Допускается объединение этих документов РІ РѕРґРёРЅ (паспорт). Для запорной арматуры СЃ условным РїСЂРѕС…РѕРґРѕРј СЃРІ. 100 РјРј эксплуатационной документацией должно комплектоваться каждое изделие. 7.9 Паспорт РЅР° запорную арматуру должен соответствовать ГОСТ 2.601 Рё отражать, РєСЂРѕРјРµ того, следующие основные сведения: - наименование Рё адрес завода-изготовителя; - условное обозначение изделия; - тип, марку, нормативный документ, РїРѕ которому изготовлена арматура; - номер Рё дату выдачи сертификата установленного образца; - номер Рё дату выдачи лицензии Госгортехнадзора Р РѕСЃСЃРёРё РЅР° изготовление изделия; - условный РїСЂРѕС…РѕРґ, условное Рё рабочее давление, РІРёРґ РїСЂРёРІРѕРґР°, габариты Рё массу изделия; - РІРёРґ Рё температуру рабочей среды; - класс герметичности РІ соответствии СЃ ГОСТ 9544; - материал основных деталей изделия Рё уплотнения. 7.10 Условное обозначение запорной арматуры должно соответствовать приложению Р”. 7.11 Рлектропривод запорной арматуры выполняют РІРѕ взрывозащищенном исполнении. 7.12 Для уплотнений фланцевых соединений применяют прокладки, стойкие Рє воздействию транспортируемого газа. Материалы для изготовления прокладок рекомендуется предусматривать РїРѕ таблице 15. Таблица 15
7.13 Технические характеристики выпускаемой отечественными заводами-изготовителями запорной арматуры Рё перечень заводов-изготовителей приведены соответственно РІ приложениях Р• Рё Р–. 8 РЕЗЕРВУАРНЫЕ РБАЛЛОННЫЕ РЈРЎРўРђРќРћР’РљР РЎРЈР“8.1 Требования настоящего раздела распространяются РЅР° проектирование систем газоснабжения РЎРЈР“ РѕС‚ резервуарных Рё баллонных установок, Р° также РЅР° проектирование испарительных установок Рё установок РїРѕ смешению РЎРЈР“ СЃ РІРѕР·РґСѓС…РѕРј. Для резервуарных установок следует применять стальные резервуары цилиндрической формы, устанавливаемые подземно или надземно. Р’ резервуарах следует предусматривать уклон РЅРµ менее 2 ‰ РІ сторону СЃР±РѕСЂРЅРёРєР° конденсата, РІРѕРґС‹ Рё неиспарившихся остатков. РџСЂРё этом СЃР±РѕСЂРЅРёРє конденсата РЅРµ должен иметь выступов над нижней образующей резервуара, препятствующих полному СЃР±РѕСЂСѓ Рё удалению конденсата РІРѕРґС‹ Рё неиспарившихся остатков. Для надземной установки разрешается предусматривать как стационарные, так Рё транспортабельные (съемные) резервуары, наполняемые РЎРЈР“ РЅР° ГНС. 8.2 Производительность резервуаров вместимостью 2,5 Рё 5 Рј3 РїСЂРё подземном расположении Рё естественном испарении следует определять РїРѕ СЂРёСЃСѓРЅРєСѓ 7. I - резервуар 5 Рј3, заполнение 85 %; II - резервуар 5 Рј3, заполнение 50 %; III - резервуар 5 Рј3, заполнение 35 % Рё резервуар 2,5 Рј3, заполнение 50 %; IV - резервуар 2,5 Рј3, заполнение 85 %; V - резервуар 2,5 Рј3, заполнение 35 % Р РёСЃСѓРЅРѕРє 7 - Номограмма для определения производительности резервуара сжиженного газа вместимостью 2,5 Рё 5 Рј3 (подземного) Пример. Дано: давление газа - 0,04 РњРџР° (0,4 РєРіСЃ/СЃРј2); содержание пропана - 60 %; температура грунта - 270 Рљ; теплопроводность грунта - 2,33 Р’С‚/(Рј×Рљ); заполнение 35 %. Находим производительность резервуаров - 2 Рј3/С‡ РїРѕ линии Рђ-Р‘-Р’-Р“-Р”-Р•-Р– (СЂРёСЃСѓРЅРѕРє 7). Примечание. Для резервуаров большей вместимости РёС… производительность следует определять опытным путем. 8.3 Для учета теплового воздействия подземных резервуаров, расположенных РЅР° расстоянии РЅРµ более 1 Рј РѕРґРёРЅ РѕС‚ РґСЂСѓРіРѕРіРѕ, полученную РїРѕ номограмме производительность следует умножить РЅР° коэффициент теплового воздействия С‚ РІ зависимости РѕС‚ числа резервуаров РІ установке:
При числе резервуаров больше восьми значение коэффициента т определяется экстраполяцией. 8.4 Производительность резервуаров вместимостью 600, 1000, 1600 л при надземном расположении определяется теплотехническим расчетом исходя из условий теплообмена с воздухом или по таблице 16. Таблица 16
Окончание таблицы 16
8.5 Расчетный часовой расход сжиженных газов Qhd, РєРі/С‡, РїСЂРё газоснабжении жилых зданий следует определять РїРѕ формуле (25) В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (25) РіРґРµ Рї - число жителей, пользующихся газом, чел. РџСЂРё отсутствии данных Рї принимается РїРѕ числу газифицируемых квартир Рё коэффициенту семейности, принятому РїРѕ данным администрации газифицируемого района; KJd - коэффициент суточной неравномерности потребления газа РІ течение РіРѕРґР° (РїСЂРё наличии РІ квартирах газовых плит KJd = 1,4; РїСЂРё наличии плит Рё проточных водонагревателей KJd = 2,0); Qy - РіРѕРґРѕРІРѕР№ расход газа РЅР° РѕРґРЅРѕРіРѕ человека РІ тепловых единицах, кДж/РіРѕРґ (ккал/РіРѕРґ), принимается РїРѕ ГОСТ 51617 (приложение Рђ); KJd - показатель часового максимума суточного расхода - 0,12; Qe1 - теплота сгорания газа, кДж/РіРѕРґ (ккал/РіРѕРґ). Расчетный часовой расход сжиженных газов для общественных, административных Рё производственных зданий определяется РїРѕ тепловой мощности газоиспользующего оборудования. 8.6 РќР° газопроводе паровой фазы, объединяющем подземные резервуары, предусматривают установку отключающего устройства между группами резервуаров РЅР° высоте РЅРµ менее 0,5 Рј РѕС‚ земли. Арматуру Рё РљРРџ резервуарных установок защищают РѕС‚ повреждений Рё атмосферных воздействий запирающимися кожухами. 8.7 Установку предохранительных сбросных клапанов (РџРЎРљ) предусматривают РЅР° каждом резервуаре, Р° РїСЂРё объединении резервуаров РІ РіСЂСѓРїРїС‹ (РїРѕ жидкой Рё паровой фазам) - РЅР° РѕРґРЅРѕРј РёР· резервуаров каждой РіСЂСѓРїРїС‹. 8.8 РџСЂРѕРїСѓСЃРєРЅСѓСЋ способность РџРЎРљ следует определять расчетом РІ соответствии СЃ ГОСТ 12.2.085. 8.9 Рспарительные установки предусматривают РІ случаях, РєРѕРіРґР° резервуарные установки СЃ естественным испарением Рё резервуарные установки СЃ грунтовыми испарителями РЅРµ обеспечивают расчетную потребность РІ газе. Рспарительные установки необходимо оборудовать РљРРџ, Р° также регулирующей Рё предохранительной арматурой, исключающей выход жидкой фазы РёР· испарительной установки РІ газопровод паровой фазы Рё повышение давления паровой Рё жидкой фаз выше допустимого. Рспарительные установки, для которых РІ качестве теплоносителя предусматривается горячая РІРѕРґР° или РІРѕРґСЏРЅРѕР№ пар, должны быть оборудованы сигнализацией Рѕ недопустимом снижении температуры теплоносителя. Температура паровой фазы РЅРµ должна превышать температуру начала полимеризации непредельных углеводородов (70 °С) СЃ отложением образовавшихся продуктов РЅР° поверхности испарителя, Р° жидкой фазы - РјРёРЅСѓСЃ 45 °С. Р’ элементах испарительной установки, включая регулятор давления, запорно-предохранительный клапан Рё трубопроводы, предусматривают мероприятия РїРѕ предупреждению образования конденсата Рё кристаллогидратов. 8.10 Рспарительные установки подразделяются РЅР° проточные, обеспечивающие получение паровой фазы постоянного состава РІ специальных теплообменных аппаратах (испарителях), Рё емкостные СЃ испарением сжиженных газов непосредственно РІ расходных резервуарах СЃ помощью специальных погружных нагревателей (регазификаторов). Проточные Рё емкостные испарительные установки рекомендуется предусматривать СЃ подземными резервуарами. Допускается использовать испарительные установки СЃ надземными резервуарами РїСЂРё условии нанесения соответствующей тепловой изоляции РЅР° РёС… наружную поверхность. РџСЂРё испарении РЎРЈР“ непосредственно РІ подземных резервуарах СЃ помощью регазификаторов предусматривают систему автоматической защиты РѕС‚ снижения СѓСЂРѕРІРЅСЏ жидкой фазы РІ резервуаре ниже минимально допустимой, Р° также РѕС‚ повышения температуры жидкой фазы РІ резервуаре РїРѕ сравнению СЃ температурой окружающего грунта сверх допустимой величины. 8.11 РџСЂРё использовании РІ испарительных установках электронагрева электрооборудование должно соответствовать требованиям РџРЈР РІ части взрывозащищенного исполнения. РџСЂРё этом система регулирования должна обеспечивать автоматическое включение электронагревателей после временных перебоев РІ подаче электроэнергии. Р’ электрических проточных испарительных установках СЃ промежуточным теплоносителем (антифризом) должна предусматриваться система защиты РѕС‚ повышения температуры антифриза выше допустимого, предотвращения его вскипания Рё перегорания электронагревателей. Р’ районах особых грунтовых условий, Р° также РІ районах СЃ сейсмичностью выше 6 баллов соединительную трубопроводную Рё электрическую РѕР±РІСЏР·РєСѓ рекомендуется устанавливать РЅР° крышках горловин подземных резервуаров СЃ соблюдением соответствующих требований РџРЈР. Соединения подземных резервуаров СЃ подземными распределительными газопроводами Рё линиями электропередачи РІ этих районах должны предусматривать компенсацию РёС… взаимных, РІ том числе противоположно направленных, перемещений. РџСЂРё использовании РІ испарительных установках РІ качестве теплоносителя горячей РІРѕРґС‹ или пара РёР· тепловых сетей следует предусматривать мероприятия (отстойники Рё С‚.Рґ.), исключающие возможность попадания РЎРЈР“ РІ тепловые сети. 8.12 Рспарительные установки, для которых РІ качестве теплоносителя используются горячая РІРѕРґР° или РІРѕРґСЏРЅРѕР№ пар, должны быть оборудованы сигнализацией Рѕ недопустимом снижении температуры теплоносителя. Для испарителей, размещаемых РІРЅРµ помещений, следует предусматривать тепловую изоляцию РєРѕСЂРїСѓСЃР° Рё РґСЂСѓРіРёС… элементов, теплопотери СЃ наружных поверхностей которых РјРѕРіСѓС‚ нарушить РёС… нормальный режим эксплуатации. 8.13 Рспарительные установки РІ комплексе СЃРѕ смесительными установками (установки пропано-воздушной смеси) следует предусматривать РІ следующих случаях: - РїСЂРё газоснабжении районов или объектов, которые РІ перспективе Р±СѓРґСѓС‚ снабжаться природным газом; - для покрытия пиковых нагрузок РІ сетях РїСЂРёСЂРѕРґРЅРѕРіРѕ газа РІ периоды часового, суточного или сезонного максимума; - РІ качестве резервного топлива для объектов Рё установок, требующих бесперебойного газоснабжения; - РїСЂРё использовании РІ системах газоснабжения технического бутана. 8.14 Число квартир, которое целесообразно снабжать РѕС‚ РѕРґРЅРѕР№ резервуарной установки, допускается принимать РїСЂРё подаче паровой фазы РЎРЈР“ РїРѕ таблице 17. Таблица 17
8.15 Групповые баллонные установки размещают РІ запирающихся шкафах РёР· негорючих материалов, РїСЂРё этом шкафы должны устанавливаться РЅР° опорах Рё иметь естественную вентиляцию. 8.16 Прокладку подземных газопроводов РЅРёР·РєРѕРіРѕ давления РѕС‚ групповых баллонных Рё резервуарных установок СЃ искусственным испарением газа следует предусматривать РЅР° глубине, РіРґРµ минимальная температура выше температуры конденсации газа. 8.17 Прокладку надземных газопроводов РѕС‚ групповых баллонных установок, размещаемых РІ отапливаемых помещениях, Рё РѕС‚ подземных резервуарных установок следует (РїСЂРё необходимости) предусматривать СЃ тепловой изоляцией Рё обогревом газопроводов. Необходимость обогрева газопровода определяется проектной организацией. Тепловую изоляцию следует предусматривать РёР· негорючих материалов. 8.18 Уклон газопроводов следует предусматривать РЅРµ менее 5 ‰ РІ сторону конденсатосборников для подземных газопроводов. Вместимость конденсатосборников следует принимать РЅРµ менее 4 Р» РЅР° 1 Рј3 расчетного часового расхода газа. 9 ГАЗОНАПОЛНРТЕЛЬНЫЕ РЎРўРђРќР¦РР (РџРЈРќРљРўР«)ОБЩРР• ПОЛОЖЕНРРЇ9.1 Раздел содержит положения РїРѕ проектированию Рё реконструкции газонаполнительных станций (ГНС), газонаполнительных пунктов (ГНП), складов баллонов (РЎР‘). Проектировать станции регазификации рекомендуется РїРѕ нормам ГНС. ОСНОВНЫЕ ЗДАНРРЇ РСООРУЖЕНРРЇ9.2 Территории ГНС, ГНП подразделяются РЅР° производственную Рё вспомогательную Р·РѕРЅС‹, РІ пределах которых РІ зависимости РѕС‚ технологического процесса, транспортирования, хранения Рё поставки потребителям РЎРЈР“ РјРѕРіСѓС‚ предусматриваться следующие основные здания, помещения Рё сооружения: Р°) РІ производственной Р·РѕРЅРµ: - железнодорожный путь СЃ эстакадой Рё сливными устройствами для слива РЎРЈР“ РёР· железнодорожных цистерн РІ резервуары базы хранения; - база хранения СЃ резервуарами для РЎРЈР“; - насосно-компрессорное отделение; - испарительное отделение; - наполнительный цех; - отделение технического освидетельствования баллонов; - отделение окраски баллонов; - колонки для наполнения автоцистерн, слива газа РёР· автоцистерн РїСЂРё доставке газа РЅР° ГНС автомобильным транспортом, заправки газобаллонных автомобилей; - теплообменные установки для подогрева газа; - резервуары для слива РёР· баллонов неиспарившегося газа Рё газа РёР· переполненных Рё неисправных баллонов; - прирельсовый склад баллонов Рё РґСЂСѓРіРёРµ здания Рё сооружения, требуемые РїРѕ технологии ГНС; Р±) РІРѕ вспомогательной Р·РѕРЅРµ: - цех вспомогательного назначения СЃ размещением РІ нем административно-хозяйственных Рё бытовых помещений, лабораторий, насосной, механических мастерских РїРѕ ремонту оборудования ГНС, баллонов Рё вентилей, аккумуляторной Рё РґСЂСѓРіРёС… помещений; - котельную (РїСЂРё невозможности подключения Рє существующим источникам теплоснабжения); - трансформаторную подстанцию; - резервуары для противопожарного запаса РІРѕРґС‹ СЃ насосной станцией; - водонапорную башню; - складские Рё РґСЂСѓРіРёРµ помещения; - очистные сооружения; - РјРѕР№РєСѓ для автомобилей; - здание для технического обслуживания автомобилей; - РїСѓРЅРєС‚ технического контроля; - автовесы Рё РґСЂСѓРіРёРµ здания Рё сооружения, связанные СЃ функциональностью ГНС. 9.3 Р’Рѕ вспомогательной или производственной Р·РѕРЅРµ допускается предусматривать: - воздушную компрессорную; - железнодорожные Рё автомобильные весы или заменяющие РёС… весовые устройства. 9.4 Р’ насосно-компрессорном Рё испарительном отделениях допускается предусматривать газорегуляторную установку для собственных нужд. 9.5 Подъездной железнодорожный путь Рє ГНС, как правило, РЅРµ должен проходить через территорию РґСЂСѓРіРёС… предприятий. Допускается прохождение подъездного железнодорожного пути Рє ГНС через территорию РЅРµ более РѕРґРЅРѕРіРѕ предприятия (РїРѕ согласованию СЃ этим предприятием) СЃ примыканием подъездного пути ГНС Рє существующей железнодорожной ветке предприятия. 9.6 Производственную Рё вспомогательную Р·РѕРЅС‹ Рё участок размещения автохозяйства следует разделять конструкциями облегченного типа РёР· негорючих материалов, например металлической сеткой. Территория ГНС Рё ГНП должна быть ограждена проветриваемой оградой РёР· негорючих материалов. 9.7 РќР° территории складов баллонов (РЎР‘) РІ зависимости РѕС‚ технологического процесса РјРѕРіСѓС‚ размещаться: - наполнительное отделение баллонов; - резервуар (баллон) для слива неиспарившихся газов, переполненных Рё неисправных баллонов; - отделение для пустых баллонов; - административные Рё бытовые помещения. 9.8 Котельная Рё испарительное отделение предусматриваются РїСЂРё отсутствии централизованного теплоснабжения. 9.9 Территории РЎР‘ должны быть ограждены проветриваемой оградой облегченного типа, например, металлической сеткой. ПЛАНРР РћР’РљРђ ТЕРРРРўРћР РР9.10 Планировка территорий должна исключать возможность образования мест скопления сжиженных газов (застойных Р·РѕРЅ) Рё вместе СЃ системой водостоков обеспечивать водоотвод Рё защиту территории РѕС‚ попадания РёР·РІРЅРµ талых Рё ливневых РІРѕРґ. 9.11 Планировку площадок Рё проектирование подъездных Рё внутриплощадочных РґРѕСЂРѕРі следует выполнять РІ соответствии СЃ требованиями РЎРќРёРџ II-89, РЎРќРёРџ 2.05.02, РЎРќРёРџ 2.05.07, ГОСТ Р 12.3.048 СЃ учетом рекомендаций настоящего РЎРІРѕРґР° правил. 9.12 Участок железной РґРѕСЂРѕРіРё РѕС‚ места примыкания, включая территорию ГНС, следует относить Рє подъездной РґРѕСЂРѕРіРµ V категории; подъездную автодорогу ГНС - Рє IV категории. 9.13 Железнодорожные пути ГНС РІ местах слива газа должны предусматриваться РІ РІРёРґРµ горизонтальных или СЃ уклоном РЅРµ круче 2,5 % участков. Для расцепки состава необходимо предусматривать дополнительный РїСЂСЏРјРѕР№ участок пути СЃРѕ стороны тупика длиной РЅРµ менее 20 Рј. 9.14 Территория ГНС, ГНП Рё РЎР‘ должна сообщаться СЃ автомобильной РґРѕСЂРѕРіРѕР№ общего назначения подъездной автодорогой IV категории. Для резервуаров вместимостью свыше 500 Рј3 предусматривают РґРІР° рассосредоточенных выезда: РѕСЃРЅРѕРІРЅРѕР№ Рё запасной для аварийной эвакуации автотранспорта. Присоединение запасного выезда Рє подъездной автодороге предусматривают РЅР° расстоянии РЅРµ менее 40 Рј РѕС‚ РѕСЃРЅРѕРІРЅРѕРіРѕ выезда. 9.15 Автомобильные РґРѕСЂРѕРіРё для противопожарных проездов проектируются РЅР° РґРІРµ полосы движения для ГНС. Автомобильные РґРѕСЂРѕРіРё РЅР° территориях предусматривают РїРѕ IV категории. Перед территорией рекомендуется предусматривать площадку для разворота Рё стоянки автомашин РёСЃС…РѕРґСЏ РёР· производительности объекта. 9.16 Между колонками для наполнения автоцистерн Рё заправки газобаллонных автомобилей предусматривают СЃРєРІРѕР·РЅРѕР№ проезд шириной РЅРµ менее 6 Рј. РќР° подъездах Рє колонкам необходимо предусматривать защиту РѕС‚ наезда автомобилей. 9.17 Для ГНС, размещаемых РЅР° территории промышленных предприятий, следует предусматривать РѕРґРёРЅ въезд РЅР° РёС… территорию СЃ разработкой регламента. 9.18 Проектирование зданий Рё сооружений должно выполняться РІ соответствии СЃ требованиями РЎРќРёРџ 2.08.02, РЎРќРёРџ 2.09.03, РЎРќРёРџ 21-01, РЎРќРёРџ 42-01 Рё настоящих положений. 9.19 Насосно-компрессорное отделение размещают РІ отдельно стоящем здании, РІ котором, РїСЂРё необходимости, допускается предусматривать размещение испарительной (теплообменной) установки. Допускается совмещение РІ отдельно выделенном помещении насосно-компрессорного отделения СЃ наполнительным отделением (цехом), Р·Р° исключением ГНС Рё ГНП. 9.20 Р’ здании наполнительного отделения (цеха) предусматривают следующие основные помещения: - наполнительное отделение СЃ оборудованием для слива, наполнения, контроля герметичности Рё контроля заполнения баллонов; - отделение дегазации баллонов (РїРѕ назначению объекта); - погрузочно-разгрузочную площадку для баллонов. Р’ помещении насосно-компрессорного Рё наполнительного отделений предусматривают порошковые огнетушители РёР· расчета РЅРµ менее 100 РєРі порошка РїСЂРё площади помещения РґРѕ 200 Рј2 включительно Рё РЅРµ менее 250 РєРі РїСЂРё площади помещения РґРѕ 500 Рј2 включительно. 9.21 Отделение технического освидетельствования баллонов Рё отделение окраски баллонов РјРѕРіСѓС‚ размещаться РІ здании наполнительного отделения (цеха) или РІ отдельном здании, РєСЂРѕРјРµ ГНП, РЎР‘. 9.22 Отделение окраски баллонов предусматривают сблокированным СЃ отделением технического освидетельствования баллонов. 9.23 РџСЂРё реконструкции ГНС рекомендуется предусматривать размещение помещения для окраски баллонов РІ отдельном здании. 9.24 Для отделения технического освидетельствования баллонов предусматривают погрузочно-разгрузочную площадку для баллонов, поступающих РЅР° техническое освидетельствование. Размеры площадки СЃ учетом РїСЂРѕС…РѕРґРѕРІ Рё СЃРІРѕР±РѕРґРЅРѕРіРѕ проезда транспортных средств определяются РёР· расчета обеспечения размещения баллонов РІ количестве РґРІРѕР№РЅРѕР№ суточной производительности наполнительного отделения. 9.25 Площадку располагают РЅР° обособленном участке РІРЅРµ территории населенного пункта, преимущественно РЅР° возвышенном месте СЃ подветренной стороны ветров преобладающего направления (РїРѕ РіРѕРґРѕРІРѕР№ «розе ветров») РїРѕ отношению Рє жилым, общественным Рё производственным зданиям (сооружениям), Р° также Рє объектам СЃ открытыми источниками пламени (котельные, факельные установки, печи Рё С‚.Рґ.). Территорию площадки следует планировать горизонтально СЃ допустимым уклоном РЅРµ более 2 %. Дороги въезда - выезда Рё территория площадки должны иметь твердое покрытие РёР· негорючих материалов. Территория площадки, Р·Р° исключением въездов Рё выездов, должна иметь ограждение, обозначающее площадь, закрытую для посещения посторонними лицами. Ограждение должно быть выполнено РёР· негорючих материалов РІ РІРёРґРµ продуваемых преград высотой РѕС‚ 0,5 РґРѕ 0,7 Рј. Допускается предусматривать ограждение РІ РІРёРґРµ шнура СЃ красными флажками СЃ фиксацией его посредством металлических штырей. Для въезда РЅР° территорию площадки Рё выезда РЅР° РґРѕСЂРѕРіРё, открытые для общего пользования, предусматривают наличие ограничителей проезда (шлагбаумы, переносные барьеры или дорожные знаки Рё С‚.Рї.). Площадка имеет РґРІРµ Р·РѕРЅС‹: - производственную, РЅР° которой осуществляется заправка бытовых баллонов; - складскую, РЅР° которой осуществляется хранение бытовых баллонов (СЃ момента разгрузки порожних баллонов Рё РґРѕ момента РёС… заполнения Рё РїРѕРіСЂСѓР·РєРё РЅР° специальные транспортные средства для доставки потребителям). Места расположения порожних Рё наполненных баллонов должны обозначаться соответствующими табличками. Р’ складской Р·РѕРЅРµ баллоны устанавливаются РІ специальных устройствах (рамах), препятствующих падению Рё соударению баллонов РґСЂСѓРі СЃ РґСЂСѓРіРѕРј. Допускается горизонтальное размещение баллонов СЃ РЎРЈР“ для временного складирования РІ складской Р·РѕРЅРµ площадки. РџСЂРё этом высота штабеля РЅРµ должна превышать 1,5 Рј, Р° вентили баллонов должны быть обращены РІ РѕРґРЅСѓ сторону. Над погрузочно-разгрузочной площадкой предусматривают навесы РёР· негорючих материалов, Р° РїРѕ периметру - сплошное решетчатое ограждение (РїСЂРё необходимости). Полы следует предусматривать СЃ покрытиями РёР· негорючих, РЅРµ дающих РёСЃРєСЂС‹ материалов. Выбор материалов для изготовления полов Рё различных металлических конструкций следует производить РІ соответствии СЃ приложением Р. РџСЂРё необходимости территория площадки может быть оборудована наружным освещением, обеспечивающим требуемую нормативными документами величину минимальной общей освещенности. Освещение выполняют СЃ применением арматуры, соответствующей СѓСЂРѕРІРЅСЋ взрывозащиты, определяемому РїРѕ РџРЈР, или устанавливают РІРЅРµ взрывоопасных Р·РѕРЅ. Предусматривать РЅР° площадке воздушные линии электропередачи РЅРµ допускается. РџСЂРё размещении площадки вблизи посадок сельскохозяйственных культур, РїРѕ которым возможно распространение пламени, вдоль прилегающих Рє посадкам границ площадки должны предусматриваться наземное покрытие, выполненное РёР· материалов, РЅРµ распространяющих пламя РїРѕ своей поверхности, или вспаханная полоса земли шириной РЅРµ менее 5 Рј. РќР° расстоянии ближе 20 Рј РѕС‚ площадки РЅРµ допускается расположение кустарников Рё деревьев, выделяющих РїСЂРё цветении хлопья, волокнистые вещества или опушенные семена. РЎР›РВНЫЕ УСТРОЙСТВА9.26 Число сливных устройств РЅР° железнодорожной эстакаде Рё сливных колонок определяют РёСЃС…РѕРґСЏ РёР· максимального суточного отпуска газа СЃ ГНС СЃ учетом неравномерности поступления газа РІ железнодорожных цистернах (коэффициент неравномерности принимают равным 2,0). Для обслуживания сливных устройств необходимо предусматривать эстакады (колонки) РёР· негорючих материалов СЃ площадками для присоединения сливных устройств Рє цистернам (колонкам). Р’ конце эстакады следует предусматривать лестницы шириной РЅРµ менее 0,7 Рј, уклоном РЅРµ более 45В°. Лестницы, площадки эстакады должны иметь перила высотой 1 Рј СЃРѕ сплошной обшивкой РїРѕРЅРёР·Сѓ высотой РЅРµ менее 90 РјРј. 9.27 РќР° газопроводах для слива газа РёР· железнодорожных цистерн РІ непосредственной близости РѕС‚ места соединения стационарных газопроводов ГНС СЃРѕ сливными устройствами транспортных средств предусматривают: - РЅР° газопроводах жидкой фазы - обратный клапан; - РЅР° газопроводах паровой фазы - скоростной клапан; - РґРѕ отключающего устройства - штуцер СЃ запорным органом для удаления остатков газа РІ систему газопроводов или продувочную свечу (газопровод). Допускается РЅРµ предусматривать скоростной клапан РїСЂРё бесшланговом СЃРїРѕСЃРѕР±Рµ слива (налива) газа РїРѕ металлическим газопроводам специальной конструкции РїСЂРё обеспечении безопасных условий слива (налива). 9.28 Для слива газа, поступающего РЅР° ГНС Рё ГНП РІ автоцистернах, следует предусматривать сливные колонки, РѕР±РІСЏР·РєР° которых должна обеспечивать соединение автоцистерны СЃ газопроводами паровой Рё жидкой фаз резервуаров базы хранения через запорно-предохранительную арматуру аналогично сливным железнодорожным устройствам. Колонки для заправки газобаллонных автомобилей следует оборудовать запорно-предохранительной арматурой Рё устройством для замера расхода газа. РЕЗЕРВУАРЫ ДЛЯ РЎРЈР“9.29 РћР±РІСЏР·РєСѓ резервуаров, предназначенных для приема Рё хранения РЎРЈР“, предусматривают СЃ учетом раздельного приема Рё хранения газа различных марок предусмотренных ГОСТ 20448. 9.30 Вместимость базы хранения РЎРЈРў РЅР° ГНС определяют РІ зависимости РѕС‚ суточной производительности станции (без пунктов), степени заполнения резервуаров Рё количества резервируемых для хранения РЎРЈР“ РЅР° газонаполнительной станции. Количество резервируемого для хранения газа следует определять РІ зависимости РѕС‚ расчетного времени работы объекта без поступления газа t, СЃСѓС‚, определяемого РїРѕ формуле (26) В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (26) РіРґРµ L - расстояние РѕС‚ завода-поставщика сжиженных газов РґРѕ объекта, РєРј; V - нормативная суточная скорость доставки РіСЂСѓР·РѕРІ РњРџРЎ повагонной отправки, РєРј/СЃСѓС‚ (допускается 330 РєРј/СЃСѓС‚); t1 - время, затрачиваемое РЅР° операции, связанные СЃ отправлением Рё прибытием РіСЂСѓР·Р° (принимается 1 СЃСѓС‚); t2 - время, которое следует предусматривать РЅР° эксплуатационный запас сжиженных газов РЅР° объекте (принимается РІ зависимости РѕС‚ местных условий РІ размере 3 - 5 СЃСѓС‚). РџСЂРё соответствующем обосновании (ненадежность транспортных связей Рё РґСЂ.) допускается увеличивать t2, РЅРѕ РЅРµ более, чем РґРѕ 10 СЃСѓС‚. 9.31 РџСЂРё расположении объекта РІ непосредственной близости РѕС‚ предприятия, вырабатывающего сжиженные газы, транспортирование которых РЅР° объект осуществляется РІ автоцистернах или РїРѕ трубопроводам, допускается сокращать запас газа РґРѕ 2 СЃСѓС‚. РџСЂРё размещении ГНС РЅР° промышленном предприятии запас сжиженных газов следует определять РІ зависимости РѕС‚ принятого для промышленного предприятия норматива РїРѕ хранению резервного топлива. 9.32 Надземные резервуары устанавливают СЃ уклоном 2 - 3 % РІ сторону сливного патрубка. Надземными считаются резервуары, Сѓ которых нижняя образующая находится РЅР° РѕРґРЅРѕРј СѓСЂРѕРІРЅРµ или выше планировочной отметки прилегающей территории. 9.33 Надземные резервуары устанавливают РЅР° РѕРїРѕСЂС‹ РёР· негорючих материалов (СЃ пределами огнестойкости РЅРµ менее 2 С‡) СЃ устройством стационарных металлических площадок СЃ лестницами. Площадки должны предусматриваться СЃ РґРІСѓС… сторон РѕС‚ арматуры, РїСЂРёР±РѕСЂРѕРІ Рё люков. Рљ штуцеру для вентиляции следует предусматривать площадку СЃ РѕРґРЅРѕР№ стороны. РџСЂРё устройстве РѕРґРЅРѕР№ площадки для нескольких резервуаров лестницы следует предусматривать РІ концах площадки. РџСЂРё длине площадки более 60 Рј РІ средней ее части следует предусматривать дополнительную лестницу. Лестницы должны выводиться Р·Р° обвалование. 9.34 Надземные резервуары защищают РѕС‚ нагрева солнечными лучами (например, окраска резервуаров РІ белый или серебристый цвет, РІРѕРґСЏРЅРѕРµ охлаждение). 9.35 Для подземного размещения базы хранения предусматривают только цилиндрические резервуары. 9.36 Подземные Рё наземные резервуары, засыпаемые грунтом, устанавливают РЅР° фундаменты РёР· негорючих материалов. Допускается устанавливать такие резервуары непосредственно РЅР° РіСЂСѓРЅС‚ РїСЂРё несущей способности грунта РЅРµ менее 0,1 РњРџР°. Подземно расположенными резервуарами следует считать резервуары, Сѓ которых верхняя образующая резервуара находится ниже планировочной отметки земли РЅРµ менее чем РЅР° 0,2 Рј. Рљ подземным резервуарам приравниваются надземные, засыпаемые грунтом РЅР° высоту РЅРµ менее 0,2 Рј выше РёС… верхней образующей Рё шириной РЅРµ менее 6 Рј, считая РѕС‚ стенки резервуара РґРѕ Р±СЂРѕРІРєРё насыпи, или защищенные иным негорючим материалом, обеспечивающим такую же теплоизоляцию РѕС‚ воздействия пожара. РџСЂРё этом следует обеспечить предотвращение образования пустот между резервуаром Рё защищающим его материалом РІ течение времени эксплуатации резервуара. Засыпку резервуаров следует предусматривать песками или глинистым грунтом, РЅРµ имеющим РІ своем составе органических примесей СЃ дерном. 9.37 Р’ местах СЃ прогнозированным высоким стоянием грунтовых РІРѕРґ должны быть предусмотрены решения, исключающие всплытие резервуаров. 9.38 Резервуары следует защищать РѕС‚ РєРѕСЂСЂРѕР·РёРё: - подземные - РІ соответствии СЃ требованиями ГОСТ 9.602 Рё нормативно-технической документации, утвержденной РІ установленном РїРѕСЂСЏРґРєРµ; - надземные - покрытием, состоящим РёР· РґРІСѓС… слоев грунтовки Рё РґРІСѓС… слоев краски, лака Рё эмали, предназначенной для наружных работ РїСЂРё расчетной температуре РІ районе строительства. 9.39 Соединение электродвигателей СЃ насосами Рё компрессорами предусматривают муфтовым СЃ диэлектрическими прокладками Рё шайбами. 9.40 Контроль степени наполнения баллонов предусматривают независимо РѕС‚ СЃРїРѕСЃРѕР±Р° РёС… наполнения путем взвешивания или РґСЂСѓРіРёРј методом, обеспечивающим РЅРµ меньшую точность определения степени наполнения всех баллонов (100 %). 9.41 Рспарители Рё теплообменники для подогрева РЎРЈР“ (РІ дальнейшем - испарительные установки), размещаемые РІРЅРµ помещений, располагают РЅР° расстоянии РЅРµ менее 10 Рј РѕС‚ резервуаров для хранения РЎРЈР“ Рё РЅРµ менее 1 Рј РѕС‚ стен здания насосно-компрессорного отделения или наполнительного цеха. 9.42 Рспарительные установки производительностью РґРѕ 200 РєРі/С‡ допускается размещать РІ насосно-компрессорном отделении или непосредственно РЅР° крышках горловин (РЅР° штуцерах) подземных Рё надземных резервуаров, Р° также РІ пределах базы хранения РЅР° расстоянии РЅРµ менее 1 Рј РѕС‚ резервуаров. 9.43 Расстояние между испарителями принимают РЅРµ менее диаметра испарителя, РЅРѕ РЅРµ менее 1 Рј. Газопроводы, арматура Рё РљРРџ9.44 РќР° РІРІРѕРґРµ газопроводов РІ насосно-компрессорное Рё наполнительное отделения предусматривают снаружи здания отключающее устройство СЃ электроприводом РЅР° расстоянии РѕС‚ здания РЅРµ менее 5 Рј Рё РЅРµ более 30 Рј. 9.45 Газопроводы жидкой Рё паровой фазы РЎРЈР“ следует предусматривать РёР· стальных труб РІ соответствии СЃ требованиями РЎРќРёРџ 42-01 Рё РЎРџ 42-102. 9.46 Для присоединения сливных, наливных Рё заправочных устройств ГНС предусматривают резиновые Рё резинотканевые рукава, материал которых должен обеспечивать стойкость рукавов Рє транспортируемому газу РїСЂРё заданных давлении Рё температуре. 9.47 Прокладку газопроводов РІ производственной Р·РѕРЅРµ ГНС Рё ГНП предусматривают надземной РЅР° опорах РёР· негорючих материалов высотой РЅРµ менее 0,5 Рј РѕС‚ СѓСЂРѕРІРЅСЏ земли. 9.48 Допускается прокладка газопроводов РїРѕ наружным стенам, РєСЂРѕРјРµ стен зданий III Рё ниже степени огнестойкости основных производственных зданий РЅР° расстоянии 0,5 Рј выше или ниже оконных проемов Рё РЅР° 0,5 Рј выше дверных проемов. Р’ этих случаях размещать арматуру, фланцевые Рё резьбовые соединения над Рё РїРѕРґ проемами РЅРµ допускается. 9.49 РџСЂРѕС…РѕРґС‹ газопроводов Рё РґСЂСѓРіРёС… коммуникаций через стены, отделяющие помещения СЃ взрывоопасными зонами класса Р’-1a РѕС‚ помещений невзрывоопасных Р·РѕРЅ, предусматривают РІ футлярах, уплотненных СЃ РґРІСѓС… сторон газонепроницаемым материалом. 9.50 Расчет РїСЂРѕРїСѓСЃРєРЅРѕР№ способности газопроводов сжиженных газов РїСЂРѕРёР·РІРѕРґСЏС‚ РІ соответствии СЃ разделом «Расчет диаметра газопровода Рё допустимых потерь давления» настоящего РЎРџ. 9.51 РќР° участках надземных газопроводов жидкой фазы, ограниченных запорными устройствами, для защиты газопровода РѕС‚ повышения давления РїСЂРё нагреве солнечными лучами предусматривают установку предохранительного клапана, СЃР±СЂРѕСЃ газа которого осуществляется через свечу РЅР° высоту РЅРµ менее 3 Рј РѕС‚ СѓСЂРѕРІРЅСЏ газопровода. 9.52 Р’ помещениях насосно-компрессорном, наполнения Рё слива, дегазации баллонов, окрасочном, Р° также РІ РґСЂСѓРіРёС… помещениях категории Рђ предусматривают установку сигнализаторов опасной концентрации газа РІ РІРѕР·РґСѓС…Рµ помещения. 9.53 Для подземных Рё надземных резервуаров РЎРЈР“ предусматривают РљРРџ Рё предохранительную арматуру РІ соответствии СЃ РџР‘ 03-576. 9.54 Пропускная способность предохранительных клапанов (количества газа, подлежащего отводу через предохранительный клапан) для надземных резервуаров определяется РёР· условий теплообмена между надземным резервуаром Рё окружающей средой РІ случае пожара РїСЂРё температуре окружающего РІРѕР·РґСѓС…Р° 600 °С, Р° для подземных резервуаров принимается РІ размере 30 % расчетной РїСЂРѕРїСѓСЃРєРЅРѕР№ способности, определенной для надземных резервуаров. 9.55 Отвод газа РѕС‚ предохранительных клапанов резервуаров предусматривают через сбросные газопроводы, которые должны быть выведены РЅР° высоту РЅРµ менее 3 Рј РѕС‚ настила обслуживающей площадки надземных резервуаров или РѕС‚ поверхности засыпки подземных резервуаров. Допускается присоединение нескольких предохранительных клапанов Рє РѕРґРЅРѕРјСѓ газопроводу. РќР° концах сбросных газопроводов предусматривают устройства, исключающие попадание атмосферных осадков РІ эти газопроводы Рё направление потока газа РІРЅРёР·. РќР° сбросных газопроводах РѕС‚ предохранительных клапанов установка отключающих устройств РЅРµ допускается. 9.56 РљРРџ, регулирующую, предохранительную Рё запорную арматуру подземных резервуаров устанавливают над засыпной частью Рё предусматривают защиту РёС… РѕС‚ повреждений. РНЖЕНЕРНЫЕ РљРћРњРњРЈРќРРљРђР¦РР9.57 Система водоснабжения должна обеспечивать производственные Рё бытовые нужды, Р° также потребность РІ РІРѕРґРµ РЅР° тушение пожара. Расход РІРѕРґС‹ РЅР° пожаротушение для резервуаров сжиженных газов должен быть обеспечен РІ количестве, определенном РЎРќРёРџ 42-01. 9.58 РџСЂРё водоснабжении газовых объектов РѕС‚ артезианских скважин или открытых водоемов РІРѕРґР°, идущая РЅР° бытовые нужды, должна хлорироваться Рё подвергаться бактериологическому анализу РІ СЃСЂРѕРєРё, установленные органами санитарного надзора. 9.59 Р’ теплое (жаркое) время РіРѕРґР° рекомендуется проверять работу системы орошения резервуаров парка хранения сжиженных газов. 9.60 Задвижки РІРѕРґРѕРїСЂРѕРІРѕРґР°, подающего РІРѕРґСѓ РІ систему орошения резервуаров, располагаются РІ доступных местах РЅР° расстоянии РЅРµ менее 25 Рј РѕС‚ резервуаров. 9.61 РџСЂРё проектировании канализации предусматривают производственно-ливневую, хозяйственно-фекальную канализации Рё повторное использование незагрязненных производственных стоков, Р° также загрязненных стоков после РёС… локальной очистки. 9.62 Для улавливания жидкостей, РЅРµ растворяющихся РІ РІРѕРґРµ, Р° также взвешенных частиц РЅР° производственно-ливневой канализации устанавливается специальный отстойник. 9.63 Р’РѕРґР° после гидравлических испытаний или промывок резервуаров, автоцистерн Рё баллонов отводится РІ канализацию только через отстойник СЃ гидрозатвором, исключающим возможность попадания сжиженных газов РІ канализацию. 9.64 Отвод поверхностных РІРѕРґ СЃ территории базы хранения, станции Рё РґСЂСѓРіРёС… объектов предусматривают Р·Р° счет планировки территорий СЃ выпуском РІРѕРґС‹ через дождеприемник СЃ гидрозатвором. 9.65 Р’ производственных Рё вспомогательных зданиях Рё помещениях допускается устройство РІРѕРґСЏРЅРѕРіРѕ, парового (РЅРёР·РєРѕРіРѕ давления) или воздушного отопления. 9.66 РўСЂСѓР±РѕРїСЂРѕРІРѕРґС‹ тепловых сетей предусматриваются надземными. Подземная бесканальная прокладка трубопроводов допускается РЅР° отдельных участках РїСЂРё невозможности осуществить надземную прокладку. 9.67 Прокладка трубопроводов системы отопления внутри производственных помещений категории Рђ предусматривается открытой. Допускается прокладка трубопроводов отопления РІ штрабе пола, засыпанной песком. 9.68 Вентиляторы Рё электродвигатели вытяжных вентиляторов должны применяться только РІРѕ взрывобезопасном исполнении. Оборудование приточных систем вентиляции следует проектировать РІ соответствии СЃ требованиями РЎРќРёРџ 2.04.05. 9.69 Р’ помещениях, РіРґРµ располагается вытяжное вентиляционное оборудование (вентиляционные камеры), предусматривается вентиляция, обеспечивающая РЅРµ менее однократного воздухообмена РІ 1 С‡. 9.70 Системы вентиляции оборудуются устройствами для регулирования производительности. 9.71 Р’СЃРµ шиберы РЅР° коробах вытяжной Рё приточной вентиляции выполняются РёР· цветного металла. 9.72 Р’СЃРµ РІРѕР·РґСѓС…РѕРІРѕРґС‹ выполняются РёР· несгораемых материалов Рё подлежат заземлению. РњСЏРіРєРёРµ вставки вентиляционных систем должны иметь металлические перемычки. 9.73 Р’ помещениях категории Рђ отверстия отсоса РІРѕР·РґСѓС…Р° вытяжных вентиляционных систем закрывают сеткой, предотвращающей попадание РІ систему посторонних предметов. 9.74 Р’ помещениях категории Рђ устанавливают РїСЂРёР±РѕСЂС‹, сигнализирующие РѕР± опасной концентрации газа РІ помещении. 9.75 Вентиляционная система блокируется СЃ пусковыми устройствами технологического оборудования, причем блокировка должна обеспечивать возможность включения РІ работу оборудования РЅРµ ранее, чем через 15 РјРёРЅ после начала работы вентиляторов, Рё исключать возможность работы оборудования РїСЂРё выключенной вентиляции. Аварийная вентиляция должна быть сблокирована СЃ газоанализаторами, установленными стационарно РІРѕ взрывоопасных помещениях. Рлектроснабжение, электрооборудование, молниезащита Рё СЃРІСЏР·СЊ9.76 Выбор электрооборудования, электропроводок Рё кабельных линий для взрывоопасных Р·РѕРЅ производится РІ соответствии СЃ требованиями «Правил устройства электроустановок» Министерства топлива Рё энергетики Р РѕСЃСЃРёР№СЃРєРѕР№ Федерации. 9.77 Трансформаторные подстанции (РўРџ, РљРўРџ), питающие установки СЃ сжиженными газами, сооружаются отдельно стоящими. РўРџ, РљРўРџ, Р РЈ, РџРџ, питающие электроустановки зданий Рё сооружений ГНС, ГНП Рё РґСЂСѓРіРёС… объектов РЎРЈР“, проектируют РІ соответствии СЃ требованиями РџРЈР. Р’Рѕ взрывоопасных зонах класса Р’-1a применяют РїСЂРѕРІРѕРґР° Рё кабели СЃ медными жилами, РІ зонах класса Р’-1Рі допускается применять РїСЂРѕРІРѕРґР° Рё кабели СЃ медными жилами, Р° РІ зонах класса Р’-1Рі допускается применение РїСЂРѕРІРѕРґРѕРІ Рё кабелей СЃ алюминиевыми жилами. 9.78 Р’Рѕ взрывоопасных зонах любого класса РјРѕРіСѓС‚ применяться РїСЂРѕРІРѕРґР° Рё кабели СЃ резиновой Рё поливинилхлоридной изоляцией. Применение РїСЂРѕРІРѕРґРѕРІ Рё кабелей СЃ полиэтиленовой изоляцией или оболочкой РЅРµ допускается РІРѕ взрывоопасных зонах всех классов. 9.79 Р’Рѕ взрывоопасных зонах любого класса РјРѕРіСѓС‚ применяться электрические машины РїСЂРё условии, что уровень РёС… взрывозащиты или степень защиты оболочки соответствует ГОСТ 17494. 9.80 РљРРџ Рё электрооборудование, размещаемое РІ категорийных объектах, должны быть РІРѕ взрывозащищенном исполнении. 9.81 Р’Рѕ взрывоопасных зонах всех классов занулению (заземлению) подлежит электрооборудование переменного Рё постоянного тока, Р·Р° исключением электрооборудования, установленного внутри зануленных (заземленных) РєРѕСЂРїСѓСЃРѕРІ шкафов Рё пультов. 9.82 Для зданий, сооружений, наружных технологических установок Рё коммуникаций РІ зависимости РѕС‚ класса взрывоопасных Р·РѕРЅ предусматривают молниезащиту РІ соответствии СЃ требованиями Р Р” 34.21.122. 9.83 Для ГНС Рё ГНП предусматривают внешнюю телефонную СЃРІСЏР·СЊ Рё диспетчерское оповещение через громкоговоритель РЅР° территории. РќР° ГНС также предусматривают внутреннюю СЃРІСЏР·СЊ. РќР° РЎР‘ предусматривается возможность выхода РЅР° внешнюю телефонную сеть. 10 РЎРўР РћРТЕЛЬСТВОПОДГОТОВРТЕЛЬНЫЕ РЗЕМЛЯНЫЕ РАБОТЫ10.1 Трассовые подготовительные работы включают: - разбивку Рё закрепление пикетажа, геодезическую разбивку горизонтальных Рё вертикальных углов поворота, разметку строительной полосы; - расчистку строительной полосы РѕС‚ леса Рё кустарника, корчевку пней; снятие Рё складирование РІ специально отведенных местах плодородного слоя земли; - планировку строительной полосы, СѓР±РѕСЂРєСѓ валунов, устройство полок РЅР° косогорах; - осушение строительной полосы, промораживание или защиту РѕС‚ промерзания (РІ зависимости РѕС‚ периода РіРѕРґР°), подготовку технологических проездов; - устройство защитных ограждений, обеспечивающих безопасность производства работ, монтаж средств наружного освещения; - проведение противоэрозионных мероприятий. 10.2 Осушение строительной полосы Рё площадок может осуществляться путем: - устройства боковых, отводных, нагорных Рё дренажных канав; - строительства водопропускных Рё водоотводных сооружений, которые служат для отвода поверхностных РІРѕРґ Рё понижения СѓСЂРѕРІРЅСЏ грунтовых РІРѕРґ; - строительства подземного дренажного трубопровода; - устройства вертикальных иглофильтров. РќР° участках СЃ плывунными грунтами через каждые 50 - 60 Рј РїРѕ створу будущей траншеи должны устраиваться водопонизительные колодцы глубиной РїРѕ 3 - 4 Рј для откачки РёР· РЅРёС… РІРѕРґС‹. 10.3 Планировку монтажной полосы для РїСЂРѕС…РѕРґР° строительной техники рекомендуется осуществлять, как правило, Р·Р° счет устройства грунтовых насыпей РёР· РїСЂРёРІРѕР·РЅРѕРіРѕ грунта. Планировка микрорельефа СЃРѕ срезкой неровностей допускается только РЅР° полосе будущей траншеи. Р—РёРјРѕР№ допускается планировка микрорельефа формированием уплотненного транспортными средствами снежного РїРѕРєСЂРѕРІР°. 10.4 Промораживание плохозамерзающих участков строительной полосы осуществляется РїСЂРѕРјРёРЅРєРѕР№ растительного РїРѕРєСЂРѕРІР° гусеничной техникой СЃ давлением РЅР° РіСЂСѓРЅС‚ РЅРµ более 0,25 РєРіСЃ/СЃРј2 Рё удалением оседающего РЅР° строительной полосе снежного РїРѕРєСЂРѕРІР°. РџСЂРё этом убираемый снег необходимо разравнивать. Снежные отвалы высотой более 1 Рј рекомендуется устраивать СЃ откосом 1:6. 10.5 Расчистка трассы газопровода производится РІ границах строительной полосы, установленной проектом после получения заказчиком специального разрешения, - лесопорубочного билета (ордера). 10.6 РџСЂРё обнаружении РІ С…РѕРґРµ земляных работ фрагментов древних зданий Рё сооружений, археологических древностей Рё РґСЂСѓРіРёС… предметов, которые РјРѕРіСѓС‚ представлять исторический или научный интерес, работы следует приостановить Рё вызвать РЅР° место представителей РќРџР¦ РїРѕ охране памятников истории Рё культуры, управления культуры органов администрации. 10.7 РџСЂРё производстве работ, связанных СЃ разработкой грунта РЅР° территории существующей застройки, строительная организация, производящая работы, обязана обеспечить проезд спецавтотранспорта Рё РїСЂРѕС…РѕРґ Рє домам путем устройства мостов, пешеходных мостиков СЃ поручнями, трапов - РїРѕ согласованию СЃ владельцем территории. 10.8 Организация, выполняющая работы, должна обеспечивать СѓР±РѕСЂРєСѓ территории стройплощадки Рё пятиметровой прилегающей Р·РѕРЅС‹. Бытовой Рё строительный РјСѓСЃРѕСЂ должен вывозиться своевременно РІ СЃСЂРѕРєРё Рё РІ РїРѕСЂСЏРґРєРµ, установленные органом местного самоуправления. 10.9 Работы, связанные СЃ разработкой грунта РЅР° улицах, тротуарах Рё дорогах, должны производиться СЃ соблюдением следующих дополнительных правил. Каждое место разрытия должно ограждаться защитными ограждениями установленного образца, Р° расположенное РЅР° транспортных Рё пешеходных путях, РєСЂРѕРјРµ того, оборудоваться красными габаритными фонарями, соответствующими временными дорожными знаками Рё информационными щитами СЃ обозначениями направлений объезда Рё РѕР±С…РѕРґР°, согласованными СЃ Р“РБДД. 10.10 Организационно-технологические решения должны быть ориентированы РЅР° максимальное сокращение неудобств, причиняемых строительными работами пользователям Рё населению. РЎ этой целью коммуникации, прокладываемые вдоль улиц Рё РґРѕСЂРѕРі, должны выполняться Рё сдаваться РїРѕРґ восстановление благоустройства участками длиной, как правило, РЅРµ более РѕРґРЅРѕРіРѕ квартала; восстановительные работы должны вестись РІ РґРІРµ-три смены; отходы асфальтобетона Рё РґСЂСѓРіРѕР№ строительный РјСѓСЃРѕСЂ должен вывозиться своевременно РІ СЃСЂРѕРєРё Рё РІ РїРѕСЂСЏРґРєРµ, установленные органом местного самоуправления. 10.11 РџСЂРё необходимости складирования материалов Рё конструкций, Р° также устройства временного отвала грунта Р·Р° пределами строительной площадки места для этого определяются стройгенпланом Рё подлежат согласованию СЃ органами местного самоуправления. Лишний РіСЂСѓРЅС‚, который РЅРµ может быть использован РЅР° РґСЂСѓРіРёС… объектах строительства, должен быть вывезен РІ постоянные отвалы, указанные РІ проектной документации, или заказчиком. РџРѕ запросу заказчика территориальный орган РїРѕ архитектуре Рё градостроительству муниципального образования обязан указать такое место. Разработка траншеи Рё котлованов10.12 Земляные работы РїСЂРё сооружении газопроводов должны производиться РІ соответствии СЃ требованиями ГОСТ Р 12.3.048 Рё настоящего раздела. 10.13 Грунт, вынутый РёР· траншеи Рё котлована, следует укладывать РІ отвал СЃ РѕРґРЅРѕР№ стороны РЅР° расстоянии РѕС‚ Р±СЂРѕРІРєРё РЅРµ ближе 0,5 Рј, оставляя РґСЂСѓРіСѓСЋ сторону СЃРІРѕР±РѕРґРЅРѕР№ для передвижения транспорта Рё производства монтажно-укладочных работ (рабочая полоса). 10.14 РџСЂРё прокладке газопроводов РІ поселениях РїРѕРґ улицами или площадями следует применять преимущественно закрытые СЃРїРѕСЃРѕР±С‹ строительства СЃ использованием установок наклонно-направленного бурения, продавливания или прокола. 10.15 РџСЂРё прокладке газопровода РЅР° разделительных полосах улиц используется открытый СЃРїРѕСЃРѕР± строительства; РіСЂСѓРЅС‚ РїРѕ мере разработки траншеи сразу грузится РЅР° автосамосвал Рё вывозится для временного хранения. Если позволяет ширина разделительной полосы, то РіСЂСѓРЅС‚ может укладываться вдоль траншеи. 10.16 РџСЂРё строительстве газопровода вдоль действующего газопровода схема производства работ выбирается РёСЃС…РѕРґСЏ РёР· условия исключения наезда техники РЅР° действующий газопровод. Перед началом работ РїРѕ РѕСЃРё действующего газопровода необходимо выставить через 10 Рј вешки СЃ указанием глубины заложения газопровода. 10.17 РЎСЂРѕРєРё выполнения работ РЅР° обрабатываемых землях Рё РїРѕСЂСЏРґРѕРє проведения рекультивационных работ должны быть согласованы СЃ землепользователем. 10.18 Рљ моменту укладки газопровода РґРЅРѕ траншеи должно быть очищено РѕС‚ веток, корней деревьев, камней, строительного РјСѓСЃРѕСЂР° Рё выровнено РІ соответствии СЃ проектом. Если РІ траншее образовался лед или ее занесло снегом, перед укладкой газопровода траншею необходимо очистить. 10.19 Размеры Рё профили траншеи РїСЂРё строительстве газопроводов устанавливаются проектом. 10.20 РџСЂРё откосе траншей 1:0,5 Рё круче минимальную ширину траншеи можно принимать: Р°) РїСЂРё соединении труб сваркой: - для газопроводов диаметром РґРѕ 0,7 Рј - D + 0,3 Рј, РЅРѕ РЅРµ менее 0,7 Рј; диаметром СЃРІ. 0,7 Рј - 1,5D - РїСЂРё разработке траншеи экскаваторами непрерывного действия для газопроводов диаметром РґРѕ 219 РјРј - D + 0,2 Рј; - РїСЂРё укладке отдельными трубами для диаметров РґРѕ 0,5 Рј - D + 0,5 Рј; РѕС‚ 0,5 РґРѕ 1,2 Рј (включительно) - D + 0,8 Рј; - РЅР° участках, балластируемых железобетонными грузами или анкерами, - 2,2D; - РЅР° участках, пригружаемых неткаными синтетическими материалами или геотекстильными материалами, - 1,5D; Р±) РїСЂРё соединении одиночных труб муфтами или фланцами: - для газопроводов диаметром РґРѕ 0,5 Рј - D + 0,8 Рј; - то же, РѕС‚ 0,5 Рј РґРѕ 1,2 Рј - D + 1,2 Рј. 10.21 РџСЂРё откосах положе 1:0,5 минимальная ширина траншеи принимается D + 0,5 Рј для укладки отдельными трубами Рё D + 0,3 Рј - для укладки плетями. 10.22 РќР° участках кривых вставок ширина траншеи принимается РЅРµ менее двукратной ширины траншеи РЅР° прямолинейных участках. 10.23 Если ширина ковша одноковшового экскаватора превышает приведенные ранее размеры, то ширина траншеи принимается: - РІ песках Рё супесях - Рљ + 0,15 Рј; - РІ глинистых грунтах - Рљ + 0,4 Рј; - РІ скальных (разрыхленных) Рё мерзлых грунтах - Рљ + 0,4 Рј, РіРґРµ Рљ - ширина ковша РїРѕ режущим кромкам. 10.24 РџСЂРё разработке траншеи траншейными экскаваторами (роторным, цепным, фрезерным) ее ширина принимается равной ширине копания. 10.25 РџСЂРё бестраншейном трубозаглублении (длинномерных труб малых диаметров) ширина щели принимается равной ширине рабочего органа (щелереза). 10.26 Размеры РїСЂРёСЏРјРєРѕРІ для заделки стыков РІ траншее для газопроводов всех диаметров должны быть следующими: - для стальных труб - длина 1,0 Рј, ширина D + 2 Рј, глубина 0,7 Рј; - для полиэтиленовых труб - длина 0,6 Рј, ширина D + 0,5 Рј, глубина 0,2 Рј. 10.27 Траншея Рё котлованы должны разрабатываться СЃ откосами. Траншеи СЃ вертикальными стенками без крепления разрешается разрабатывать РІ мерзлых Рё РІ грунтах естественной влажности СЃ ненарушенной структурой РїСЂРё отсутствии грунтовых РІРѕРґ РЅР° следующую глубину, Рј: - РІ насыпных песчаных Рё гравелистых грунтах - РЅРµ более 1; - РІ супесях - РЅРµ более 1,25; - РІ суглинках Рё глинах - РЅРµ более 1,5. Для рытья траншей Рё котлованов большей глубины необходимо устраивать откосы различного заложения РІ зависимости РѕС‚ состава грунта Рё его влажности РІ соответствии СЃ требованиями РЎРќРёРџ III-42 Рё РїРѕ таблице 18. Таблица 18
10.28 Крутизна откосов траншеи и котлованов, разрабатываемых на болотах, принимается в соответствии с требованиями ГОСТ Р12.3.048 по таблице 19. Таблица 19
В илистых и плывунных грунтах, не обеспечивающих сохранение откосов, траншеи и котлованы разрабатываются с креплением и водоотливом. На дне котлована устраивается приямок для сбора и периодической откачки воды. 10.29 Наибольшая крутизна откосов траншеи и котлованов, устанавливаемых без крепления в грунтах, находящихся выше уровня поземных вод, следует принимать в соответствии с требованиями ГОСТ Р12.3.048. 10.30 Крутизну откосов подводных траншей при ширине водной преграды более 30 м или глубине более 1,5 м (при среднем рабочем уровне воды) с учетом безопасных условий производства водолазных работ следует принимать по таблице 20. Таблица 20
10.31 Наибольшую крутизну откосов обводненных береговых траншей рекомендуется принимать по таблице 21. Таблица 21
10.32 Наибольшую высоту вертикальных стенок траншеи Рё котлованов РІ мерзлых грунтах, РєСЂРѕРјРµ сыпучемерзлых, РїСЂРё среднесуточной температуре РІРѕР·РґСѓС…Р° ниже РјРёРЅСѓСЃ 2 °С допускается увеличивать РїРѕ сравнению СЃ величиной глубины промерзания грунта, РЅРѕ РЅРµ более чем РґРѕ 2 Рј. 10.33 Необходимость временного крепления стенок траншеи Рё котлованов устанавливается проектом РІ зависимости РѕС‚ глубины выемки, состояния грунта, гидрогеологических условий, величины Рё характера временных нагрузок РЅР° берме Рё РґСЂСѓРіРёС… местных условий. 10.34 РџСЂРё невозможности применения инвентарных креплений стенок котлованов или траншей следует применять крепления, изготовленные РїРѕ индивидуальным проектам, утвержденным РІ установленном РїРѕСЂСЏРґРєРµ. РџСЂРё установке креплений верхняя часть РёС… должна выступать над Р±СЂРѕРІРєРѕР№ выемки РЅРµ менее чем РЅР° 15 СЃРј. Устанавливать крепления необходимо РІ направлении сверху РІРЅРёР· РїРѕ мере разработки выемки РЅР° глубину РЅРµ более 0,5 Рј. Разборку креплений следует производить РІ направлении СЃРЅРёР·Сѓ вверх РїРѕ мере обратной засыпки выемки. 10.35 Разработка траншейными (роторным, цепным) экскаваторами РІ связных грунтах (суглинках, глинах) траншей СЃ вертикальными стенками без крепления допускается РЅР° глубину РЅРµ более 3 Рј. Р’ местах, РіРґРµ требуется пребывание рабочих, должны устраиваться крепления траншей или откосов. 10.36 РџСЂРё производстве работ РїРѕ разработке выемок состав контролируемых показателей, допустимые отклонения Рё методы контроля рекомендуются РІ соответствии СЃ таблицей Рљ.1 приложения Рљ. 10.37 Рљ началу работ РїРѕ рытью траншеи Рё котлована должно быть получено письменное разрешение РЅР° право производства земляных работ РІ Р·РѕРЅРµ расположения подземных коммуникаций, выданное организацией, ответственной Р·Р° эксплуатацию этих коммуникаций. 10.38 Перед разработкой траншеи следует воспроизвести разбивку ее РѕСЃРё, Р° РЅР° вертикальных кривых через каждые 2 Рј геодезическим инструментом отметки, контролирующие проектную глубину прокладки газопровода (для диаметра СЃРІ. 520 РјРј). 10.39 Разработку траншеи рекомендуется производить одноковшовым экскаватором: - РЅР° участках СЃ выраженной холмистой местностью (или сильно пересеченной), прерывающейся естественными преградами; - РІ РјСЏРіРєРёС… грунтах СЃ включением валунов; - РЅР° участках повышенной влажности; - РІ обводненных грунтах; - РїСЂРё широких траншеях РїРѕРґ многониточные газопроводы. 10.40 Разработку траншеи экскаваторами непрерывного действия рекомендуется производить РЅР° участках СЃРѕ спокойным рельефом местности, РЅР° отлогих возвышенностях, РЅР° участках СЃ плотными, нескальными Рё мерзлыми грунтами крепостью РґРѕ 400 ударов плотномера ДорНРР. Траншея РїРѕРґ газопровод диаметром 20 - 100 РјРј РІ глинистых Рё песчаных грунтах может разрабатываться плужным СЃРїРѕСЃРѕР±РѕРј. 10.41 Р’ мерзлых грунтах РІ зависимости РѕС‚ темпов строительства Рё объемов работ рекомендуются комбинированные СЃРїРѕСЃРѕР±С‹ разработки траншеи РїРѕРґ отметку: - поочередная работа РїРѕ рыхлению СЃ помощью гидромолотов РЅР° одноковшовых экскаваторах СЃ последующей навеской ковша Рё выемкой грунта; - послойная разработка СЃ помощью рыхлителей РЅР° базах бульдозеров СЃ последующей экскавацией одноковшовыми или непрерывного действия экскаваторами; - нарезки щелей баровыми установками РЅР° бульдозерах СЃ последующей экскавацией мерзлых блоков одноковшовыми экскаваторами. 10.42 РџСЂРёСЏРјРєРё РїРѕРґ технологические захлесты Рё сооружения РЅР° газопроводах разрабатывают одновременно СЃ рытьем траншеи, если позволяет устойчивость грунтов. 10.43 Разработку траншей одноковшовым экскаватором следует вести СЃ устранением гребешков РЅР° РґРЅРµ РІ процессе копания, что достигается протаскиванием ковша РїРѕ РґРЅСѓ траншей РІ обратном копанию направлении после завершения разработки забоя. 10.44 РќР° участках СЃ высоким уровнем грунтовых РІРѕРґ разработку траншей следует начинать СЃ более РЅРёР·РєРёС… мест для обеспечения стока РІРѕРґС‹ Рё осушения вышележащих участков. 10.45 Для районов СЃ глубиной промерзания 0,4 Рј Рё более РІ ППРдолжны предусматриваться мероприятия РїРѕ предохранению грунта РѕС‚ промерзания (рыхление поверхностного слоя, снежный валик, утепление древесными остатками Рё РґСЂ.). 10.46 Технологический задел РїРѕ рытью траншеи определяется РџРџР . 10.47 Р’ зимнее время, РєРѕРіРґР° слабые грунты проморожены недостаточно для РїСЂРѕС…РѕРґР° землеройных машин, траншею разрабатывают РїРѕ технологии летнего строительства. 10.48 РќР° участках СЃ межболотными озерами РїСЂРё разработке траншеи РІ летнее время следует использовать понтоны Рё скреперные установки; РІ зимнее время РїСЂРё промерзании РІРѕРґС‹ РґРѕ РґРЅР° озера разработку траншеи РїСЂРѕРёР·РІРѕРґСЏС‚ СЃРѕ льда. РџСЂРё непромерзании РІРѕРґС‹ РґРѕ РґРЅР° устраивают майну Рё траншею разрабатывают экскаватором СЃ понтона. Майну устраивают путем нарезки льда баровыми машинами. Лед удаляют одноковшовыми экскаваторами. 10.49 Р’ скальных грунтах СЃ полосы траншеи снимают вскрышной слой рыхлого минерального грунта РЅР° РІСЃСЋ глубину РґРѕ обнажения скального грунта РїСЂРё толщине вскрышного слоя более 0,2 Рј. РџСЂРё меньшей толщине вскрышного слоя его можно РЅРµ удалять. Снятый РіСЂСѓРЅС‚ вскрыши укладывают РЅР° берме траншеи раздельно РѕС‚ скального Рё используют для подсыпки Рё присыпки газопровода. Траншеи РІ скальных грунтах разрабатываются СЃ предварительным рыхлением грунта механическим или взрывным способами. 10.50 РџРѕ крутым продольным уклонам (СЃРІ. 15В°) планировка производится путем срезки грунта. Траншея должна быть выкопана РЅРµ РІ насыпном грунте, Р° РІ материковом. РќР° участках СЃ поперечным уклоном РґРѕ 15В° разработку выемок РїРѕРґ полки рекомендуется производить поперечными проходами бульдозеров перпендикулярно Рє РѕСЃРё газопровода, если это позволяет условие прохождения газопровода. 10.51 РќР° участках СЃ поперечным уклоном более 15В° для разработки разрыхленного или нескального грунта РїСЂРё устройстве полок рекомендуется применять одноковшовые экскаваторы, оборудованные РїСЂСЏРјРѕР№ лопатой. Ркскаватор разрабатывает РіСЂСѓРЅС‚ РІ пределах полувыемки Рё отсыпает его РІ насыпную часть полки. Р’ процессе первоначальной разработки полки экскаватор необходимо якорить бульдозером. Окончательная доработка Рё планировка полки производится бульдозером. 10.52 Разработку траншей РЅР° продольных уклонах РґРѕ 15В°, если нет поперечных РєРѕСЃРѕРіРѕСЂРѕРІ, следует выполнять одноковшовым экскаватором сверху РІРЅРёР·. Работа РЅР° продольных уклонах РѕС‚ 15В° РґРѕ 36В° должна осуществляться СЃ якорением экскаватора. Число якорей Рё метод РёС… закрепления определяются расчетом. 10.53 Работа траншейных экскаваторов разрешается РЅР° продольных уклонах РґРѕ 36В° РїСЂРё движении РёС… сверху РІРЅРёР·. РџСЂРё уклонах РѕС‚ 36В° РґРѕ 45В° применяется якорение экскаватора. Работа бульдозера разрешается РЅР° продольных уклонах РґРѕ 36В°. 10.54 Р’ зависимости РѕС‚ несущей способности болота разработку траншей осуществляют: - РЅР° болотах СЃ несущей способностью более 0,01 РњРџР° - болотными одноковшовыми экскаваторами или обычными одноковшовыми экскаваторами, установленными РЅР° перекидных щитах или сланях; - РЅР° болотах СЃ несущей способностью менее 0,01 РњРџР° - экскаваторами, установленными РЅР° понтонах или пеноволокушах. РџСЂРё глубине торфяного слоя РґРѕ 1 Рј СЃ подстилающим основанием, имеющим высокую несущую способность, разработка траншеи осуществляется СЃ предварительным удалением торфа бульдозером или экскаватором. РџСЂРё этом глубина траншеи должна быть РЅР° 0,15 - 0,2 Рј ниже проектной отметки. РџСЂРё использовании экскаватора для выторфовывания протяженность создаваемого фронта работ должна быть 40 - 50 Рј. РќР° болотах большой протяженности СЃ РЅРёР·РєРѕР№ несущей способностью траншею следует разрабатывать Р·РёРјРѕР№, после предварительного промораживания. РќР° участках СЃ глубоким промерзанием болота работы должны выполняться СЃ предварительным рыхлением мерзлого слоя. 10.55 РџСЂРё прокладке газопровода через межболотные озера шириной РґРѕ 50 Рј Рё глубиной РґРѕ 1 Рј траншеи разрабатывают одновременно СЃ РґРІСѓС… противоположных берегов одноковшовыми экскаваторами СЃ дамбы, устанавливаемой СЃ каждого берега пионерным СЃРїРѕСЃРѕР±РѕРј. Дамба также используется для монтажа Рё укладки газопровода. РќР° озерах шириной более 50 Рј или глубиной более 2 Рј траншеи РЅР° РґРЅРµ этих водоемов разрабатывают одноковшовыми экскаваторами, установленными РЅР° понтонах. РџСЂРё этом понтоны якорятся. 10.56 Траншеи РІ песчаных грунтах СЃ большими откосами разрабатываются бульдозерами, скреперами, одноковшовыми экскаваторами. Неглубокие траншеи (РґРѕ 1,2 Рј - РІ сыпучих грунтах Рё РґРѕ 1,5 Рј - РІРѕ влажных) допускается разрабатывать бульдозерами продольно-поперечным СЃРїРѕСЃРѕР±РѕРј. РџСЂРё устройстве глубоких траншей РІ сыпучих песках применяется комбинированный СЃРїРѕСЃРѕР± разработки грунта. Верхний слой грунта (глубиной РґРѕ 1,0 Рј) разрабатывается бульдозерами, Р° остальная часть РґРѕ проектной отметки - одноковшовыми экскаваторами. 10.57 РџСЂРё многониточной прокладке газопроводов РІ общей траншее широкие траншеи следует, как правило, разрабатывать бульдозерами продольно-поперечным СЃРїРѕСЃРѕР±РѕРј. 10.58 Р’Рѕ влажных песках разработку траншеи следует, как правило, вести роторным экскаватором СЃ откосниками или разрабатывать верхний слой бульдозерами СЃ последующей доработкой траншеи одноковшовым или роторным экскаватором РґРѕ проектной глубины. Засыпка газопровода10.59 Засыпку газопровода рекомендуется производить РїСЂРё температурах окружающего РІРѕР·РґСѓС…Р°, близких Рє температуре его эксплуатации. 10.60 РџСЂРё засыпке газопровода необходимо обеспечить: - сохранность труб Рё изоляции: - плотное прилегание газопровода Рє РґРЅСѓ траншеи; - проектное положение газопровода. РџСЂРё засыпке газопровода необходимо исключить подвижки. Рекомендуемые предельные отклонения Рё методы контроля РїСЂРё засыпке траншей Рё котлованов приведены РІ таблице Рљ.2 приложения Рљ. 10.61 Засыпку траншей РІ непросадочных грунтах следует производить РІ три стадии: - засыпка пазух немерзлым грунтом; - присыпка РЅР° высоту 0,2 Рј над верхом трубы тем же грунтом СЃ РїРѕРґР±РёРІРєРѕР№ пазух; - окончательная засыпка после предварительного испытания СЃ равномерным послойным уплотнением РґРѕ проектной плотности СЃ обеих сторон трубы. Обратную засыпку (Р·Р° исключением выполняемой РІ просадочных грунтах II типа) СѓР·РєРёС… пазух, РіРґРµ невозможно обеспечить уплотнение грунта РґРѕ требуемой плотности имеющимися средствами, рекомендуется выполнять малосжимаемыми (модуль деформации 20 РњРџР° Рё более) грунтами (гравийно-галечниковыми Рё песчано-гравийными грунтами, песками крупными Рё средней крупности). 10.62 Засыпка газопровода диаметром более 500 РјРј производится СЃ послойным уплотнением пазух траншеи РІРѕ избежание овализации труб. Уплотнение пазух производится гидравлическим одноковшовым экскаватором, специальными трамбовочными машинами или средствами малой механизации. 10.63 Обратную засыпку траншей, РЅР° которые РЅРµ передаются дополнительные нагрузки (РєСЂРѕРјРµ собственного веса грунта), можно выполнять без уплотнения грунта, РЅРѕ, РіРґРµ это возможно, СЃ отсыпкой РїРѕ трассе траншеи валика, размеры которого следует определять СЃ учетом последующей естественной осадки грунта. Наличие валика РЅРµ должно препятствовать использованию территории РІ соответствии СЃ ее назначением. 10.64 Траншеи Рё котлованы, РєСЂРѕРјРµ разрабатываемых РІ просадочных грунтах II типа, РЅР° участках пересечения СЃ существующими дорогами Рё РґСЂСѓРіРёРјРё территориями, имеющими дорожные покрытия, засыпают РЅР° РІСЃСЋ глубину песчаным грунтом или РґСЂСѓРіРёРјРё аналогичными малосжимаемыми (модуль деформаций 20 РњРџР° Рё более) местными материалами, РЅРµ обладающими цементирующими свойствами, СЃ уплотнением. Допускается совместным решением заказчика, подрядчика Рё проектной организации использовать для обратных засыпок супеси Рё суглинки РїСЂРё условии обеспечения РёС… уплотнения РґРѕ проектной плотности. 10.65 Засыпку газопровода бульдозерами выполняют косопоперечными проходами СЃ наращиванием отвала РІ траншее СЃ целью исключения динамического воздействия падающих комьев грунта РЅР° газопровод. 10.66 РќР° горизонтальных участках поворота газопроводов вначале засыпается участок поворота, Р° затем остальная часть. Засыпку участка поворота начинают СЃ его середины, двигаясь поочередно Рє концам. РќР° участках СЃ вертикальными поворотами газопровода (РІ оврагах, балках, РЅР° холмах Рё С‚.Рї.) засыпку следует производить сверху РІРЅРёР·. 10.67 Засыпка газопровода РЅР° протяженных продольных уклонах должна производиться бульдозером, который перемещается СЃ грунтом сверху РІРЅРёР· РїРѕРґ углом Рє траншее, Р° также может осуществляться траншеезасыпателем сверху РІРЅРёР· РїРѕ склону СЃ обязательным его якорением РЅР° уклонах крутизной свыше 15В°. 10.68 Для предотвращения размыва грунта РЅР° крутых продольных уклонах (СЃРІ. 15В°) засыпка должна производиться после устройства перемычек РІ траншее. 10.69 Присыпку уложенного газопровода РІ мерзлых, скальных или полускальных грунтах осуществляют мелкогранулированным грунтом, как правило, РёР· отвала специальной машиной, производящей рыхление Рё просеивание грунта. Допускается осуществлять присыпку газопровода разрыхленным грунтом РёР· отвала роторным траншеезасыпателем или роторным экскаватором. РџСЂРё применении роторного экскаватора необходимо предварительно осуществить планировку отвала, Р° поток грунта СЃ транспортера направлять РЅР° противоположную стенку траншеи, избегая РїСЂСЏРјРѕРіРѕ попадания грунта РЅР° уложенный газопровод. 10.70 РџСЂРё засыпке газопровода РІ зимнее время мерзлым грунтом поверх него должен устраиваться валик грунта СЃ учетом последующей его осадки РїСЂРё оттаивании или последующей его отсыпки. 10.71 РЎРїРѕСЃРѕР±С‹ засыпки газопровода РІ болотах I Рё II типов, выполняемой РІ летнее время, зависят РѕС‚ структуры болота. РќР° болотах СЃ несущей способностью более 0,01 РњРџР° засыпку газопровода РїСЂРѕРёР·РІРѕРґСЏС‚ бульдозерами Рё экскаваторами РЅР° уширенных или болотных гусеницах или одноковшовыми экскаваторами, работающими СЃ перекидных сланей, щитов Рё РґСЂ. Засыпка РЅР° болотах III типа производится экскаваторами, установленными РЅР° понтонах. Засыпку траншей РЅР° болотах, промерзших РІ зимнее время Рё имеющих достаточную несущую способность, осуществляют так же, как РїСЂРё засыпке траншей РІ обычных мерзлых грунтах РџСЂРё недостаточном промерзании болота Рё малой несущей способности для засыпки траншей используют бульдозеры Рё одноковшовые экскаваторы РЅР° уширенных или болотных гусеницах или экскаваторы РЅР° щитах, сланях Рё РґСЂ. РџСЂРё наземной (РІ насыпи) прокладке газопровода через болота I Рё II типов обваловка производится грунтом, забираемым РёР· траншеи, разрабатываемой параллельно газопроводу, РїСЂРё этом траншея разрабатывается РЅРµ ближе 5 Рј РѕС‚ газопровода. РџСЂРё отсутствии торфа для подсыпки Рё присыпки газопровода РѕРЅ доставляется РёР· карьера, указанного РІ проекте. 10.72 Засыпку газопровода РІ песчаных грунтах необходимо осуществлять непосредственно вслед Р·Р° изоляционно-укладочными работами. 10.73 Для подсыпки Рё присыпки газопровода, прокладываемого РІ многолетнемерзлых грунтах, применяется крупнозернистый песок, заготовка которого производится РІ течение летнего периода. Заготовка грунта РІ карьерах производится без предварительного рыхления, путем снятия грунта бульдозером послойно РїРѕ мере его естественного оттаивания Рё создания буртов для обезвоживания Рё высыхания. Песок для подсыпки может заготавливаться СЃРѕ РґРЅР° рек путем гидронамыва. 10.74 Насыпи для наземных газопроводов устраиваются РёР· РїСЂРёРІРѕР·РЅРѕРіРѕ грунта, добываемого РІ карьерах. Размеры насыпи указываются РІ проекте. Насыпи следует отсыпать РёР· однородных грунтов РЅР° РІСЃСЋ РёС… ширину РІРѕ избежание образования внутри насыпи водяных линз Рё плоскостей скольжения. РќРµ допускается возводить Рё уплотнять насыпи РїСЂРё интенсивном выпадении осадков, Р° также возводить насыпь РёР· грунта, включающего лед Рё снег. 10.75 Р’ пучинистых, просадочных Рё набухающих грунтах РґРЅРѕ траншей уплотняют СЃ применением вибромеханических трамбовочных установок. 10.76 Подготовка химически закрепленного грунта производится для противоэрозионных перемычек РІ бетономешалках. РџСЂРё этом применяются только экологически чистые химические вещества, указанные РІ проекте. Укладка методом бестраншейного заглубления10.77 Газопроводы РјРѕРіСѓС‚ укладываться РІ проектное положение методом бестраншейного заглубления СЃ применением специальной машины - ножевого трубозаглубителя (СЂРёСЃСѓРЅРѕРє 8). 1 - гусеничный тягач; 2 - режущий РЅРѕР¶; 3 - щелезасыпщик; 4 - трубная плеть; 5 - роликоопоры Р РёСЃСѓРЅРѕРє 8 - Ножевой трубозаглубитель Рффективность данного метода укладки может быть повышена путем создания предварительной прорези РІ грунте (РїСЂРѕРїРѕСЂРєРё) или проведения работ РїРѕ его рыхлению. РџСЂРѕРїРѕСЂРєСѓ грунта осуществляют тракторным рыхлителем. Плеть газопровода выкладывают РїРѕ РѕСЃРё укладки, затем свободный ее конец СЃ помощью трубоукладчика заводят РЅР° роликоопоры, после чего начинается движение трубозаглубителя, который прорезает РІ грунте щель, РєСѓРґР° производится РѕРїСѓСЃРє плети. Завершающей операцией является подача РЅР° засыпку грунта СЃ помощью грейдерных отвалов щелезасыпщика. РўРѕРіРѕ объема грунта, который РїСЂРё создании щели выталкивается наружу режущим ножом, как правило, оказывается достаточно для ее полной засыпки. 10.78 РџСЂРё использовании данного метода РЅР° укладываемую плеть РёР· стальных труб предварительно наносят изоляционное покрытие Рё проверяют его качество. РџСЂРё работе РЅР° слабых грунтах трубозаглубитель работает без Р±СѓРєСЃРёСЂРѕРІРєРё; РЅР° плотных - РІ сопровождении дополнительных тягачей. Метод бестраншейного заглубления может быть применен также РІ случаях, РєРѕРіРґР° трубы поставляются РЅР° трассы РІ бухтах (длинномерными отрезками). Для выполнения работ РїРѕ укладке РІ этих условиях необходимо доукомплектовать трубозаглубитель кассетой, РІ которую помещают предназначенные для укладки бухты. 10.79 Р’ работы РїРѕ трубозаглублению РІС…РѕРґСЏС‚ следующие операции: - отрывка котлована для первоначального заглубления рабочего органа трубозаглубителя; - монтаж конической заглушки РЅР° конце трубной плети для ее заправки РІ кассету; - заглубление рабочего органа; - очистка рабочего органа РѕС‚ корней, комьев грунта Рё С‚.Рї.; - укладка плети; - отрывка котлована для выглубления рабочего органа. 10.80 Срезку крутых берегов для РїСЂРѕС…РѕРґР° трубозаглубителя РЅР° переходах СЃ уклоном более 1:2 следует производить бульдозером РІ продольном направлении (РїРѕ отношению Рє РѕСЃРё газопровода), РїСЂРё этом РЅРµ допускается устраивать запруды Рё перемычки РЅР° оврагах, балках, ручьях срезанным грунтом. Переезды для трубозаглубителя, устроенные через ручьи, овраги Рё балки, следует после окончания строительных работ разобрать Рё произвести рекультивацию всех поврежденных площадей. РќР° поливных землях после РїСЂРѕС…РѕРґР° трубозаглубителя следует немедленно восстанавливать поливные Р±РѕСЂРѕР·РґС‹. 10.81 Укладку длинномерных труб РЅР° переходах через естественные Рё искусственные препятствия можно осуществлять следующими способами: - бестраншейным методом СЃ использованием трубозаглубителя («сквозной РїСЂРѕС…РѕРґВ»); - непрерывной ниткой СЃ укладкой трубозаглубителем РІ заранее отрытую через переход траншею. 10.82 РџСЂРё сооружении перехода бестраншейным СЃРїРѕСЃРѕР±РѕРј СЃ использованием трубозаглубителя следует: - произвести шурфовку подземных коммуникаций РїРѕРґ РѕСЃСЊСЋ строящегося газопровода РІ точках пересечения для определения допустимого заглубления рабочего органа трубозаглубительной машины РІ тех случаях, РєРѕРіРґР° сооружаемый газопровод пересекает существующие коммуникации «по верху»; - верхние инженерные сооружения (дренажные или поливные лотки Рё С‚.Рї.) временно демонтировать, Р° насыпь срезать РґРѕ СѓСЂРѕРІРЅСЏ «черной» отметки земли. Рекультивация земель10.83 Рекультивацию строительной полосы газопроводов осуществляют РІ соответствии СЃ проектами РЅР° рекультивацию РІ процессе строительства газопроводов. Р’ проекте рекультивации земель должны быть определены: - площади (РїРѕ трассе газопровода - ширина полосы), РЅР° которых необходимо проведение технической Рё биологической рекультивации; - глубина снимаемого плодородного слоя почвы; - место расположения отвала для временного хранения плодородного слоя почвы; - объем Рё СЃРїРѕСЃРѕР±С‹ вывозки лишнего минерального грунта после засыпки траншеи Рё котлованов. 10.84 Плодородный слой почвы должен быть, как правило, СЃРЅСЏС‚ Рё перемещен РІ отвал хранения РЅР° РѕРґРЅСѓ или РѕР±Рµ стороны РѕС‚ РѕСЃРё газопровода РЅР° расстояние, обеспечивающее раздельное размещение отвала минерального грунта, РЅРµ допуская перемешивания его СЃ плодородным слоем почвы. 10.85 РќР° рекультивируемых землях засыпку газопровода РїСЂРѕРёР·РІРѕРґСЏС‚ СЃ послойным уплотнением грунта Рё без устройства валика над газопроводом. 10.86 РџСЂРё сооружении временных РґРѕСЂРѕРі РїРѕ сельхозугодиям плодородный слой почвы должен быть СЃРЅСЏС‚ СЃРѕ всей полосы строительства СЃ перемещением его РІ отвалы временного хранения. 10.87 Работы РїРѕ снятию плодородного слоя почвы РјРѕРіСѓС‚ выполняться РІ любое время РіРѕРґР°, Р° работы РїРѕ его возвращению - только РІ теплое время РіРѕРґР°. 10.88 РџСЂРё выполнении рекультивации РЅР° поливных землях следует восстанавливать поливные Р±РѕСЂРѕР·РґС‹, канавы Рё С‚.Рї. РњРћРќРўРђР– НАРУЖНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ10.89 РџСЂРё монтаже газопроводов должны быть приняты меры РїРѕ предотвращению засорения полости труб, секций, плетей. Укладывать газопроводы РІ траншею следует, преимущественно опуская СЃ бермы траншеи плети (нитки). После укладки газопровода РІ траншею должны быть проверены: - проектная глубина, уклон Рё прилегание газопровода РєРѕ РґРЅСѓ траншеи РЅР° всем его протяжении; - состояние защитного покрытия газопровода; - фактические расстояния между газопроводом Рё стенками траншеи, пересекаемыми РёРј сооружениями Рё РёС… соответствие проектным расстояниям. Правильность укладки газопровода диаметром более 500 РјРј проверяют путем нивелировки уложенного газопровода Рё мест его пересечения СЃ подземными сооружениями. 10.90 РџСЂРё вварке РІ газопровод фасонных частей, узлов, арматуры Рё прочих устройств обеспечивают соосность ввариваемых элементов СЃ газопроводом. Перекосы РІ горизонтальной Рё вертикальной плоскостях РЅРµ допускаются. 10.91 РџСЂРё надземной прокладке подъем Рё укладку плетей газопровода РЅР° РѕРїРѕСЂС‹ РїСЂРѕРёР·РІРѕРґСЏС‚ только после контроля качества сварных стыков. 10.92 Колодцы РЅР° газопроводах следует сооружать РёР· несгораемых материалов: СЃР±РѕСЂРЅРѕРіРѕ или монолитного железобетона, монолитного бетона, обыкновенного керамического кирпича, камней, РІ редких случаях - РёР· металла. РџСЂРё строительстве колодцев РёР· СЃР±РѕСЂРЅРѕРіРѕ железобетона РїРѕРґ днищем устанавливают подготовку РёР· песка или РёР· тощего бетона. Зазоры между днищем, стеновыми панелями Рё плитами перекрытия тщательно заделывают цементным раствором РЅРµ ниже марки 400. Крепление сборных элементов осуществляют СЃ помощью сварки закладных металлических деталей. Отверстия между футляром Рё газопроводом заделывают эластичным влагоустойчивым материалом, Р° отверстия Р·Р° пределами футляра заделывают высокомарочным цементным или бетонным раствором. Размер футляра Рё зазоры между РЅРёРј Рё газопроводом принимают РїРѕ проекту. После монтажа элементов колодца выполняют засыпку пазух местным грунтом слоями толщиной 10 - 15 СЃРј СЃ тщательным трамбованием РІ соответствии СЃ ГОСТ Р 12.3.048 Рё устройство асфальтобетонной отмостки РїРѕ периметру колодца, которая должна выступать Р·Р° пределы котлована СЃ каждой стороны РЅРµ менее чем РЅР° 0,5 Рј Рё иметь уклон РЅРµ менее 0,05. Для защиты конструкций колодца РѕС‚ грунтовой РІРѕРґС‹ Рё поверхностных РІРѕРґ наружные поверхности стен Рё перекрытий обмазывают горячим битумом РїРѕ предварительной грунтовке раствором битума РІ бензине. Перед нанесением битумного покрытия заделывают раковины РІ бетонных Рё железобетонных поверхностях стен колодцев, швы между сборными элементами, устраняют острые углы, срезают выступающие арматурные стержни, закладные детали для строповки, Р° РІ кирпичной кладке стены - затирают цементным раствором, поверхность должна быть СЃСѓС…РѕР№. РџСЂРё высоком СѓСЂРѕРІРЅРµ грунтовых РІРѕРґ, агрессивности грунтовых РІРѕРґ Рё грунта РїРѕ отношению Рє бетону следует выполнить дополнительные мероприятия, предусмотренные проектом (оклеечная гидроизоляция, использование сульфатостойкого цемента Рё С‚.Рґ.). 10.93 Ковер устанавливают РЅР° РѕРїРѕСЂРЅСѓСЋ железобетонную подушку или перекрытие смотрового колодца. РћРїРѕСЂРЅСѓСЋ железобетонную подушку устанавливают РЅР° грунтовое основание, утрамбованное щебнем. Р’РѕРєСЂСѓРі ковера устраивают асфальтовую или асфальтобетонную отмостку шириной 0,7 Рј СЃ уклоном РЅРµ менее 0,05. 10.94 Перед установкой контрольной трубки газопровод обваловывают слоем гравийно-песчаной подушки толщиной РЅРµ менее 100 РјРј Рё закрывают металлическим кожухом РёР· листовой стали толщиной 5 РјРј, Рє которому приваривают нюхательную трубку. 10.95 Конденсатосборник устанавливают ниже Р·РѕРЅС‹ промерзания РЅР° несущий РіСЂСѓРЅС‚ или утрамбованную песчаную подушку толщиной 10 - 15 СЃРј. Конденсатоотводящую трубку устанавливают строго вертикально РїРѕ отвесу. 10.96 Крепления опознавательных знаков заглубляют РЅРµ менее чем РЅР° 1 Рј РІ РіСЂСѓРЅС‚. ПЕРЕХОДЫ ЧЕРЕЗ ВОДНЫЕ ПРЕГРАДЫ10.97 Строительство переходов через водные преграды шириной РІ межень более 30 Рј Рё глубиной более 1,5 Рј рекомендуется осуществлять СЃ применением специальной техники. Строительство переходов через водные преграды СЃ глубинами РґРѕ 1,5 Рј РІ межень, Р° также СЃ глубинами более 1,5 Рј, РЅРѕ шириной РЅРµ более 30 Рј осуществляют РІ общем потоке строительства. 10.98 РќР° сооружение переходов через крупные водные преграды разрабатываются отдельные проекты производства работ (РџРџР ), которые РІ дополнение Рє требованиям РЎРќРёРџ 3.01.01 должны содержать: - календарный план выполнения подводных земляных работ, согласованный СЃ соответствующими бассейновыми управлениями, органами охраны рыбных запасов, водных ресурсов Рё СЃ РґСЂСѓРіРёРјРё организациями; РІ плане также должны быть указаны СЃСЂРѕРєРё рекультивации земель РІ РїРѕР№РјРµ; - устройство временных причалов РїСЂРё строительстве переходов РЅР° судоходных реках Рё водохранилищах (РїСЂРё необходимости); - схемы разработки подводных Рё береговых траншей; - СЃРїРѕСЃРѕР±С‹ укладки РїРѕРґРІРѕРґРЅРѕРіРѕ газопровода. Указанный РІ проекте организации строительства СЃРїРѕСЃРѕР± укладки РїРѕРґРІРѕРґРЅРѕРіРѕ газопровода должен быть обоснован расчетом напряженного состояния газопровода РїСЂРё укладке. 10.99 До начала строительства заказчик (генподрядчик) передает РїРѕ акту РїРѕРґСЂСЏРґРЅРѕР№ строительной организации створ РїРѕРґРІРѕРґРЅРѕРіРѕ перехода, закрепленный геодезическими знаками, СЃ необходимым числом реперов Р·Р° пределами Р·РѕРЅС‹ производства земляных работ. Строительная организация обеспечивает сохранность опорных геодезических знаков РЅР° время строительства Рё передает РёС… заказчику после завершения строительства перехода. Р’ подготовительный период строительная организация осуществляет следующие мероприятия: - проверку наличия основных реперов Рё установку временных реперов РЅР° период строительства перехода; - выполняет контрольную нивелировку основных Рё РїСЂРёРІСЏР·РєСѓ Рє РЅРёРј временных реперов; - выполняет нивелировку РїРѕРґРІРѕРґРЅРѕРіРѕ участка трассы РїРѕ створам подводных газопроводов; - осуществляет проверку Рё разбивку углов поворота трассы; - устанавливает временный водомерный РїРѕСЃС‚ СЃ РїСЂРёРІСЏР·РєРѕР№ его Рє реперу. 10.100 РџСЂРё применении плавучих средств РЅР° строительстве подводных переходов необходимо руководствоваться «Правилами плавания РїРѕ внутренним судоходным путям», «Правилами речного регистра» Рё «Правилами технической эксплуатации речного транспорта». 10.101 Буровзрывные работы РїСЂРё строительстве подводных переходов следует выполнять РІ соответствии СЃ РџР‘ 13-407 «Единые правила безопасности РїСЂРё взрывных работах», утвержденными Госгортехнадзором Р РѕСЃСЃРёРё. 10.102 Строительство подводных переходов производится: - открытым (траншейным) СЃРїРѕСЃРѕР±РѕРј РІ соответствии СЃ положениями настоящего раздела; - закрытым (бестраншейным) СЃРїРѕСЃРѕР±РѕРј наклонно-направленного бурения (РќРќР‘). Открытый (траншейный) СЃРїРѕСЃРѕР± строительства10.103 Величина заглубления газопровода РІ РґРЅРѕ реки или водоема, принимаемая РІ соответствии СЃ требованиями РЎРќРёРџ 42-01, определяется РѕС‚ верха балластирующего устройства Рё указывается РІ проекте. 10.104 Для разработки РїРѕРґРІРѕРґРЅРѕР№ траншеи рекомендуется применять: - одноковшовые экскаваторы, установленные РЅР° плавучих средствах; - одноковшовые экскаваторы, перемещающиеся РїРѕ льду; - землечерпательные ковшовые снаряды; - землесосные рефулерные снаряды; - гидромониторные установки; - канатно-скреперные установки Рё РґСЂ. 10.105 Необходимость применения взрывных работ Рё методы взрыва устанавливаются проектом. 10.106 Места отвалов грунтов выбирают СЃ учетом технологии разработки траншей, направления течения РІРѕРґС‹, судоходства Рё лесосплава. 10.107 РџСЂРё строительстве одновременно нескольких ниток газопроводов РІ общем РєРѕСЂРёРґРѕСЂРµ разработку траншеи следует начинать СЃ нижней РїРѕ течению нитки газопровода. 10.108 Перед укладкой плети РІ РїРѕРґРІРѕРґРЅСѓСЋ траншею должны быть сделаны промеры ее глубины РїРѕ проектному створу (проверка отметок продольного профиля траншеи), Р° также составлен акт Рѕ готовности траншеи РІ соответствии СЃ проектом продольного профиля трассы перехода. 10.109 Укладка трубных плетей РІ РїРѕРґРІРѕРґРЅСѓСЋ траншею производится следующими способами: - протаскиванием забалластированной плети РїРѕ РґРЅСѓ РїРѕРґРІРѕРґРЅРѕР№ траншеи; - погружением плавающей РЅР° поплавках забалластированной плети РЅР° РґРЅРѕ РїРѕРґРІРѕРґРЅРѕР№ траншеи; - погружением плавающей плети путем залива полости РІРѕРґРѕР№ СЃ последующей ее балластировкой; - опусканием плети РІ майну СЃРѕ льда. 10.110 Технологические параметры укладки (нагрузки РЅР° грузоподъемные средства, РёС… расстановка вдоль газопровода, величина РѕРїСѓСЃРєР°) указываются РІ РџРџР РёСЃС…РѕРґСЏ РёР· допустимых строительных напряжений РІ стенке трубы Рё нагрузок. РџСЂРё определении нагрузок учитываются масса трубы (СЃ балластировкой или без балластировки), сила воздействия потока РІРѕРґС‹, грузоподъемность поплавков Рё РёС… количество, усилия тяговых средств (РїСЂРё протаскивании). 10.111 Укладка СЃРїРѕСЃРѕР±РѕРј протаскивания осуществляется РїСЂРё наличии пологих берегов, наличии площадки достаточных размеров для размещения протаскиваемой плети, достаточной прочности труб РІ следующей последовательности: - установка тяговых средств; - подготовка трубной плети Рє протаскиванию (приварка оголовка, навеска балластных РіСЂСѓР·РѕРІ (РїСЂРё необходимости) Рё футеровка); - установка СЃРїСѓСЃРєРѕРІРѕР№ дорожки (РїСЂРё необходимости); - укладка плети РІ створ перехода (РЅР° СЃРїСѓСЃРєРѕРІСѓСЋ дорожку); - навеска поплавков (РїСЂРё необходимости); - протяжка тяговых тросов; - протаскивание всей плети или отдельных секций СЃ РёС… соединением РІ плеть; - контроль положения уложенной плети РІ РїРѕРґРІРѕРґРЅРѕР№ траншее. Поплавки навешиваются РЅР° плети больших диаметров для уменьшения веса труб (отрицательной плавучести) Рё после укладки подлежат отстроповке СЃ помощью специальных устройств. Р’ качестве СЃРїСѓСЃРєРѕРІРѕРіРѕ пути может быть использована заполненная РІРѕРґРѕР№ траншея, разработанная РІ пойменной части водоема. Р’ качестве тяговых средств используются лебедки или гусеничные тягачи, работающие РІ сцепе. Если тягачи РЅРµ РјРѕРіСѓС‚ перемещаться РІ створе перехода, то используется заякоренный блок для изменения направления тягового троса. Если тяговых усилий тяговых средств недостаточно, то плеть РЅР° берегу приподнимают СЃ помощью кранов-трубоукладчиков. 10.112 Укладка плети СЃРїРѕСЃРѕР±РѕРј погружения плавающей РЅР° поплавках забалластированной плети осуществляется РІ следующей последовательности: - подготовка трубной плети РЅР° берегу; - навеска балластных РіСЂСѓР·РѕРІ Рё поплавков; - сплав плети СЃ помощью кранов-трубоукладчиков; - установка плети РІ створе перехода (якорение) СЃ помощью плавсредств; - погружение плети путем отстроповки поплавков; - контроль положения плети РІ РїРѕРґРІРѕРґРЅРѕР№ траншее. 10.113 Укладка СЃРїРѕСЃРѕР±РѕРј погружения плавающей плети путем залива полости РІРѕРґРѕР№ СЃ последующей балластировкой осуществляется РІ следующей последовательности: - подготовка плети РЅР° берегу Рє сплаву; - приварка вентилей РЅР° концах для залива РІРѕРґС‹ Рё выпуска РІРѕР·РґСѓС…Р° (РЅР° противоположном берегу); - заполнение плети РІРѕРґРѕР№ Рё ее погружение СЃ одновременным выпуском РІРѕР·РґСѓС…Р° через вентиль; - окончательная балластировка плети; - контроль положения плети; - вытеснение РІРѕРґС‹ сжатым РІРѕР·РґСѓС…РѕРј (путем РїСЂРѕРїСѓСЃРєР° поршней); - осушка полости плети. 10.114 Если водная преграда является СЃСѓРґРѕС…РѕРґРЅРѕР№, то РїРѕ договоренности СЃ СЃСѓРґРѕС…РѕРґРЅРѕР№ компанией устанавливается перерыв РІ судоходстве РЅР° время укладки газопровода СЃРїРѕСЃРѕР±РѕРј сплава. Если РёР·-Р·Р° большой глубины РІРѕРґРЅРѕР№ преграды РјРѕРіСѓС‚ возникнуть недопустимые напряжения РІ стенках трубы РїСЂРё погружении, рекомендуется принять следующие меры: - уменьшить начальную плавучесть плети Р·Р° счет балластировки РґРѕ требуемой расчетной величины; - приложить продольное растягивающее усилие Рє укладываемой плети. 10.115 Технологический процесс укладки газопровода РІ майну СЃРѕ льда производится РІ следующей последовательности: - проверка несущей способности льда РїРѕ всей ширине РІРѕРґРЅРѕР№ преграды (РїСЂРё недостаточной несущей способности осуществляют искусственное наращивание толщины льда путем полива РІРѕРґРѕР№); - выкладка трубной плети РІ створе перехода; - балластировка трубной плети; - разработка майны; - РѕРїСѓСЃРє плети РІ майну грузоподъемными машинами или механизмами; - контроль положения плети РІ РїРѕРґРІРѕРґРЅРѕР№ траншее. 10.116 Засыпка РїРѕРґРІРѕРґРЅРѕРіРѕ газопровода производится после контрольных промеров положения газопровода Рё РёС… сопоставления СЃ проектными данными. Засыпка РїРѕРґРІРѕРґРЅРѕР№ траншеи может выполняться рефулированием местного грунта земснарядами или землеройными машинами СЃ плавучих средств. 10.117 РџСЂРё прокладке газопровода через водные преграды непосредственно РїРѕ РґРЅСѓ водоема РІ защитных футлярах применяются РґРІР° СЃРїРѕСЃРѕР±Р° производства: - предварительная укладка футляра СЃ последующим протаскиванием трубной плети; - укладка РЅР° переходе уложенной РІ футляр РЅР° берегу плети. Закрытый СЃРїРѕСЃРѕР± строительства СЃ использованием метода наклонно-направленного бурения (РќРќР‘)10.118 РЎРїРѕСЃРѕР± бестраншейной прокладки газопроводов рекомендуется Рє применению: - РїСЂРё прокладке газопроводов через препятствия - реки, водоемы, овраги, автомобильные или железные РґРѕСЂРѕРіРё, улицы, парки, леса Рё С‚.Рґ.; - РїСЂРё прокладке газопроводов внутри жилых кварталов; - РїСЂРё пересечении подземных коммуникаций; - РїСЂРё необходимости прокладывать заглубленные газопроводы. 10.119 Применение данного СЃРїРѕСЃРѕР±Р° РїСЂРё строительстве подводных переходов позволяет: - прокладывать газопроводы ниже прогнозируемого СѓСЂРѕРІРЅСЏ изменения русла; - исключить выполнение дноуглубительных, подводных, водолазных Рё берегоукрепительных работ, которые составляют более 50 % стоимости строительства РїРѕРґРІРѕРґРЅРѕРіРѕ перехода; - снизить стоимость строительства РїРѕРґРІРѕРґРЅРѕРіРѕ перехода; - исключить необходимость балластировки газопровода; - РЅРµ нарушать рыболовный режим водоема; - сохранить естественно-экологическое состояние водоема. 10.120 Прокладку газопроводов бестраншейным СЃРїРѕСЃРѕР±РѕРј допускается выполнять РІ грунтах следующих классов РїРѕ ГОСТ 25100: - природных дисперсных, Рє которым относятся: глинистые грунты: супеси, суглинки, глины; песчаные грунты: крупный, средний, мелкий песок; - техногенных дисперсных, Рє которым относятся отходы производственной Рё хозяйственной деятельности человека: шлаки, шламы, золы, золошламы. Ограничением возможности применения СЃРїРѕСЃРѕР±Р° наклонно-направленного бурения являются крупнообломочные грунты: гравийные, грунты СЃ включениями валунов Рё гальки, Р° также песчаные Рё глинистые гравелистые грунты (содержание гравия более 30 %). Невозможна прокладка газопроводов РІ водонасыщенных грунтах (плывунах) (РїСЂРё коэффициенте текучести грунта IL > 1) РёР·-Р·Р° невозможности создать стабильный Р±СѓСЂРѕРІРѕР№ канал. Затруднена прокладка газопроводов РІ рыхлых песках (РїСЂРё коэффициенте пористости Рµ > 0,7) РёР·-Р·Р° сложности создания прочных стенок Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ канала. 10.121 РџСЂРё прокладке газопроводов РІ многолетнемерзлых грунтах необходимо предусмотреть технологические приемы, предупреждающие замерзание Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора. 10.122 Рнженерные изыскания для строительства газопровода бестраншейным СЃРїРѕСЃРѕР±РѕРј включают комплексное Рё детальное изучение природных условий района строительства для получения необходимых, достаточных Рё достоверных материалов для проектирования Рё строительства перехода. Рнженерные изыскания следует выполнять РІ соответствии СЃ требованиями РЎРќРёРџ 11-02 СЃ учетом дополнительных рекомендаций, изложенных РІ настоящем РЎРџ. Р’ результате лабораторных исследований должны быть получены данные: - Рѕ прочности грунта, его сопротивлении деформации Рё проницаемости; - Рѕ гранулометрическом составе, плотности, удельном Рё объемном весе грунта; - Рѕ пределах пластичности Рё текучести грунта; - Рѕ коэффициентах трения режущего инструмента Рё материала трубы газопровода Рѕ СЃСѓС…РѕР№ РіСЂСѓРЅС‚, Рѕ влажный РіСЂСѓРЅС‚, Рѕ РіСЂСѓРЅС‚, смоченный буровым раствором; - Рѕ пористости грунта. Нормативные значения прочностных Рё деформационных характеристик грунтов принимают согласно РЎРќРёРџ 2.02.01. 10.123 РЎРїРѕСЃРѕР± наклонно-направленного бурения позволяет прокладывать газопроводы РёР· стальных Рё полиэтиленовых труб как РїРѕ прямолинейной, так Рё РїРѕ криволинейной трассе. Минимально допустимые радиусы РёР·РіРёР±Р°: - для стальных газопроводов ³ 1200 dРЅ; - для газопроводов РёР· полиэтиленовых труб ³ 25 dРЅ, РіРґРµ dРЅ - наружный диаметр газопровода. 10.124 Для газопроводов РёР· полиэтиленовых труб следует применять трубы СЃ SDR РЅРµ более 11 РїРѕ ГОСТ Р 50838. Для прокладки газопроводов диаметром РґРѕ 160 РјРј включительно рекомендуется применять длинномерные трубы. РџСЂРё прокладке газопроводов сварку следует выполнять РїСЂРё помощи муфт СЃ закладными нагревателями или встык нагретым инструментом согласно требованиям РЎРџ 42-103. Допускается использование импортных полиэтиленовых труб, разрешенных Рє применению РІ установленном РїРѕСЂСЏРґРєРµ. 10.125 РџСЂРё строительстве стальных газопроводов СЃРїРѕСЃРѕР±РѕРј наклонно-направленного бурения применяют изоляционные покрытия труб весьма усиленного типа, выполненные РІ заводских условиях РІ соответствии СЃ ГОСТ 9.602 Рё состоящие РёР·: - адгезионного подслоя РЅР° РѕСЃРЅРѕРІРµ сэвилена СЃ адгезионно-активными добавками; - слоя экструдированного полиэтилена: для труб диаметром РґРѕ 250 РјРј - толщина слоя РЅРµ менее 2,5 РјРј, адгезия Рє стальной поверхности - РЅРµ менее 35 Рќ/СЃРј, прочность РїСЂРё ударе - РЅРµ менее 12,5 Дж, отсутствие РїСЂРѕР±РѕСЏ РїСЂРё испытательном электрическом напряжении - РЅРµ менее 12,5 РєР’; для труб диаметром РґРѕ 500 РјРј - толщина слоя РЅРµ менее 3,0 РјРј, адгезия Рє стальной поверхности - РЅРµ менее 35 Рќ/СЃРј, прочность РїСЂРё ударе - РЅРµ менее 15 Дж, отсутствие РїСЂРѕР±РѕСЏ РїСЂРё испытательном электрическом напряжении - РЅРµ менее 15,0 РєР’; для труб диаметром СЃРІ. 500 РјРј - толщина слоя РЅРµ менее 3,5 РјРј, адгезия Рє стальной поверхности - РЅРµ менее 35 Рќ/СЃРј, прочность РїСЂРё ударе - РЅРµ менее 17,5 Дж, отсутствие РїСЂРѕР±РѕСЏ РїСЂРё испытательном электрическом напряжении - РЅРµ менее 17,5 РєР’. Для изоляции стыковых сварных соединений РІ условиях трассы рекомендуется трехслойная изоляция (эпоксидная смола, твердоплавкий клеевой слой Рё армированный стекловолокном слой полиолефина) РІ РІРёРґРµ термоусаживающихся манжет типа «Райхен», В«Canusatubeв„ўВ», В«Canusawrapв„ўВ», В«Wrapid SleeveВ» Рё С‚.Рґ., предназначенных для изоляции сварных стыков стальных газопроводов РІ полевых условиях. Допускается изоляцию стыковых сварных соединений РІ условиях трассы выполнять: - полимерными липкими лентами РЅР° РѕСЃРЅРѕРІРµ поливинилхлорида, состоящими РёР· слоев: грунтовки битумно-полимерной типа ГТ-760РёРЅ или полимерной типа ГТП-831; РЅРµ менее трех слоев ленты поливинилхлоридной изоляционного типа РџР’РҐ-БК, РџР’РҐ-Р›, РџР’РҐ-РЎРљ общей толщиной РЅРµ менее 1,2 РјРј; РЅРµ менее РѕРґРЅРѕРіРѕ слоя защитной обертки типа РџРРљРћРњ или ПДБ, общей толщиной РЅРµ менее 0,6 РјРј; - полимерными липкими лентами РЅР° РѕСЃРЅРѕРІРµ полиэтилена, состоящими РёР· слоев: грунтовки полимерной типа Рџ-001; РЅРµ менее РґРІСѓС… слоев ленты полиэтиленовой дублированной типа Полилен или РќРљРџРР› общей толщиной РЅРµ менее 1,2 РјРј; РЅРµ менее РѕРґРЅРѕРіРѕ слоя защитной обертки РЅР° РѕСЃРЅРѕРІРµ полиэтилена типа Полилен-0 толщиной РЅРµ менее 0,6 РјРј. Рзоляционные покрытия липкими лентами должны отвечать следующим требованиям: - прочность РїСЂРё разрыве РїСЂРё температуре 20 °С РЅРµ менее 18,0 РњРџР°; - относительное удлинение РїСЂРё температуре 20 °С РЅРµ менее 200 %; - температура хрупкости РЅРµ выше РјРёРЅСѓСЃ 60 °С; - адгезия РїСЂРё температуре 20 °С Рє стали - РЅРµ менее 20 Рќ/СЃРј, ленты Рє ленте - РЅРµ менее 7 Рќ/СЃРј, обертки Рє ленте - РЅРµ менее 5 Рќ/СЃРј. 10.126 РџСЂРё прокладке газопровода СЃРїРѕСЃРѕР±РѕРј наклонно-направленного бурения применяются бурильные установки РЅР° пневмоколесном или гусеничном С…РѕРґСѓ, снабженные силовыми агрегатами, резервуарами Рё насосами для подачи Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора, смонтированными непосредственно РЅР° установке или РЅР° специальных прицепах. РљСЂРѕРјРµ того, для прокладки трубопровода необходимы: - набор буровых штанг; - буровая головка для прокладки пилотной скважины СЃ укрепленным РЅР° ней резцом (ножом); - расширители различных типов для выполнения обратного расширения Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ канала; - вертлюги Рё С‚.Рґ. Буровые штанги передают осевое усилие Рё крутящий момент РѕС‚ бурильной установки РЅР° Р±СѓСЂРѕРІСѓСЋ головку (расширитель). Внутренняя полость буровых штанг используется для подачи Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора Рє Р·РѕРЅРµ бурения, раствор служит для стабилизации стенок пилотной скважины (Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ канала), являясь своего СЂРѕРґР° смазкой, облегчающей разработку грунта Рё протаскивание труб СЃ меньшими тяговыми усилиями. Разработанный РіСЂСѓРЅС‚ выносится буровым раствором РІ вырытые РїСЂРёСЏРјРєРё. 10.127 Технология бестраншейной прокладки газопроводов включает: - РЅР° первом этапе - бурение пилотной скважины вращающейся Р±СѓСЂРѕРІРѕР№ головкой СЃ закрепленным РЅР° ней резцом (СЂРёСЃСѓРЅРѕРє 9, Р°); - РЅР° втором этапе - расширение Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ канала вращающимся расширителем РґРѕ нужного диаметра, таких предварительных расширений может быть несколько РґРѕ сформирования Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ канала необходимого диаметра (СЂРёСЃСѓРЅРѕРє 9, Р±); - РЅР° третьем этапе - протаскивание газопровода РїРѕ Р±СѓСЂРѕРІРѕРјСѓ каналу (СЂРёСЃСѓРЅРѕРє 9, РІ). РџСЂРё строительстве газопроводов незначительной длины (РґРѕ 100 Рј) диаметром РґРѕ 110 РјРј допускается протаскивание газопровода СЃ одновременным расширением Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ канала. Р РёСЃСѓРЅРѕРє 9 - Технология прокладки газопровода через РІРѕРґРЅСѓСЋ преграду методом РќРќР‘ 10.128 Обязательным условием бурения является применение Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора. Буровой раствор представляет СЃРѕР±РѕР№ РІРѕРґРЅСѓСЋ суспензию бентонита Рё химических добавок. Основными функциями Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора являются: - охлаждение Рё смазка режущего инструмента Рё штанг; - удаление грунта РёР· Р±СѓСЂРѕРІРѕР№ скважины; - формирование прочных стенок пилотной скважины (Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ канала); - создание избыточного давления внутри пилотной скважины (Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ канала) Рё тем самым предотвращение просачивания грунтовых РІРѕРґ РІ Р±СѓСЂРѕРІРѕР№ раствор; - стабилизация Р±СѓСЂРѕРІРѕР№ скважины, предотвращающая ее обвал РѕС‚ давления окружающего грунта. Состав Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора выбирается РІ зависимости РѕС‚ типа грунтов; анализ грунтов для определения количественного Рё качественного состава Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора, технология его приготовления Рё очистки, методики определения качества РІРѕРґС‹, бентонитовых порошков, химических добавок, следует выполнять согласно требованиям ведомственных РЅРѕСЂРј. 10.129 Сваренный газопровод перед протаскиванием должен быть испытан РЅР° герметичность согласно требованиям проекта. После протаскивания газопровод должен быть повторно испытан РЅР° герметичность. Перед протаскиванием стального газопровода РїРѕ Р±СѓСЂРѕРІРѕРјСѓ каналу проверяют диэлектрическую сплошность изоляционного покрытия трубопровода искровым дефектоскопом РЅР° отсутствие РїСЂРѕР±РѕСЏ РїСЂРё электрическом напряжении РЅРµ менее 5 РєР’ РЅР° 1 РјРј толщины защитного покрытия. 10.130 После окончания протаскивания газопровода РїРѕ Р±СѓСЂРѕРІРѕРјСѓ каналу выполняют контрольные измерения состояния изоляционного покрытия методом катодной поляризации СЃ учетом следующих условий: - трубопровод должен быть изолирован РѕС‚ всех токопроводящих объектов; - неизолированные участки трубопровода РЅРµ должны иметь контакта СЃ землей; - подключения Рє трубопроводу для электропитания Рё измерения потенциала должны быть всегда раздельны; - РІРѕ время проведения измерений любые РґСЂСѓРіРёРµ работы возле трубопровода запрещаются. Данные измерений следует сравнить СЃ проектными. РџСЂРё обнаружении недопустимых отклонений следует уточнить местонахождение дефектного участка изоляции Рё принять меры РїРѕ устранению дефекта. Допускается использование импортных материалов РІ качестве защитных покрытий, разрешенных Рє применению РІ установленном РїРѕСЂСЏРґРєРµ. Технология нанесения защитных покрытий РЅР° РѕСЃРЅРѕРІРµ импортных материалов должна соответствовать требованиям фирм, выпускающих эти материалы. 10.131 РџРѕСЂСЏРґРѕРє проведения наклонно-направленного бурения (РќРќР‘), Р° также методика расчета геометрических параметров скважины, усилий РїСЂРѕС…РѕРґРєРё Рё воздействий внешних нагрузок приводятся РІ приложении Р›. Примеры расчета параметров РїСЂРё строительстве газопровода методом даны РќРќР‘ даны РІ приложении Рњ. Подземные переходы через овраги, балки Рё водные каналы10.132 Р’ проекте производства работ, как правило, должна быть разработана технологическая карта РЅР° монтаж трубной плети (СЃ указанием мест технологических захлестов Рё последовательности РёС… СЃР±РѕСЂРєРё Рё сварки). 10.133 Строительство переходов необходимо вести, как правило, без срезки грунта РЅР° строительной полосе (РІРѕ избежание СЌСЂРѕР·РёРё) СЃ применением специальных СЃРїРѕСЃРѕР±РѕРІ производства работ (протаскивание плетей РЅР° крутых склонах, сварка одиночных труб РІ траншее, использование индивидуальных технологических схем, якорение машин Рё С‚.Рґ.). 10.134 Р’ местах пересечения траншеи СЃ осушительными, нагорными, мелиоративными каналами (канавами) надлежит делать временные РІРѕРґРѕРїСЂРѕРїСѓСЃРєРё СЃ целью недопущения проникания РІРѕРґС‹ РІ траншеи. После окончания работ каналы (канавы) необходимо восстановить. 10.135 Перед укладкой плети РЅР° переходе рекомендуется произвести контрольное нивелирование РґРЅР° траншеи, Р° РІ случае необходимости РґРЅРѕ траншеи доработать. 10.136 Монтаж плети РЅР° продольном уклоне РІРѕ избежание ее сползания РІРЅРёР· РїРѕ склону следует производить СЃРЅРёР·Сѓ вверх СЃ подачей труб (секций) сверху РІРЅРёР·, чем облегчается процесс СЃР±РѕСЂРєРё стыков. 10.137 Монтаж технологических захлестов СЃ целью минимизации остаточных напряжений производится после окончания балластировки Рё засыпки газопровода. Переходы газопроводов РЅР° пересечениях СЃ подземными коммуникациями10.138 Организации, эксплуатирующие подземные коммуникации, должны РґРѕ начала производства указанных работ обозначить РЅР° местности РѕСЃРё Рё границы этих коммуникаций хорошо заметными знаками. Места пересечения, как правило, должны быть вскрыты шурфами (шириной, равной ширине траншеи, длиной РїРѕ 2 Рј РІ каждую сторону РѕС‚ места пересечения) РґРѕ проектных отметок РґРЅР° траншеи Рё, РїСЂРё необходимости, раскреплены. 10.139 Разработка грунта экскаватором или РґСЂСѓРіРёРјРё землеройными машинами разрешается РЅРµ ближе 2 Рј РѕС‚ Р±РѕРєРѕРІРѕР№ стенки Рё РЅРµ ближе 1 Рј над верхом подземной коммуникации. Оставшийся РіСЂСѓРЅС‚ дорабатывается пневмовакуумными установками или вручную без применения ударов (ломом, РєРёСЂРєРѕР№, лопатой, механизированным инструментом) Рё СЃ принятием мер, исключающих повреждения коммуникаций РїСЂРё вскрытии. Мерзлый РіСЂСѓРЅС‚ должен быть предварительно отогрет. 10.140 РџСЂРё обнаружении действующих подземных коммуникаций Рё РґСЂСѓРіРёС… сооружений, РЅРµ обозначенных РІ имеющейся проектной документации, земляные работы приостанавливают, РЅР° место работы вызывают представителей организаций, эксплуатирующих эти сооружения, одновременно указанные места ограждаются Рё принимаются меры Рє предохранению обнаруженных подземных сооружений РѕС‚ повреждений. 10.141 Вскрытые электрические кабели Рё кабели СЃРІСЏР·Рё защищают РѕС‚ механических повреждений Рё провисания СЃ помощью футляров РёР· полиэтиленовых или металлических труб, подвешиваемых Рє Р±СЂСѓСЃСѓ (СЂРёСЃСѓРЅРѕРє 10). 1 - деревянный Р±СЂСѓСЃ; 2 - кабель; 3 - футляр; 4 - подвеска РёР· скруток проволоки; 5 - прокладываемый газопровод Р РёСЃСѓРЅРѕРє 10 - Схема подвешивания инженерных коммуникаций РїСЂРё пересечении СЃ газопроводом Асбестоцементные Рё керамические трубы заключают РІ деревянные РєРѕСЂРѕР±Р° РёР· РґРѕСЃРѕРє толщиной 3 - 5 СЃРј Рё подвешивают. Концы Р±СЂСѓСЃР° должны перекрывать траншею РЅРµ менее чем РЅР° 0,5 Рј РІ каждую сторону. РџСЂРё ширине разрабатываемой траншеи более 1 Рј РІ местах пересечения СЃ РІРѕРґРѕРїСЂРѕРІРѕРґРѕРј, газопроводом, теплопроводом (РїСЂРё бесканальной прокладке) необходимо РІ целях защиты этих трубопроводов РѕС‚ повреждения Рё провисания подвесить РёС… Рє деревянному или металлическому Р±СЂСѓСЃСѓ СЃ помощью скруток РёР· проволоки или стальных подвесок. РџСЂРё этом обеспечивают сохранность изоляции газопроводов, Р° РІ отношении РІРѕРґРѕРІРѕРґР° принимают меры против замораживания (РїСЂРё отрицательных температурах РІРѕР·РґСѓС…Р°). Р’Рѕ всех случаях тепловая изоляция защищается РѕС‚ увлажнения оберткой гидроизоляционными материалами. Толщина тепловой изоляции принимается РІ пределах 50 - 100 РјРј РІ зависимости РѕС‚ продолжительности вскрытия Рё температуры РІРѕР·РґСѓС…Р°. 10.142 Укладка газопровода РЅР° переходе через подземные коммуникации производится продольным перемещением секции (трубы) РІ траншее РїРѕРґ коммуникациями или соединением одиночных труб РІ нитку непосредственно РЅР° РґРЅРµ траншеи. 10.143 РќР° участке пересечения траншей, РєСЂРѕРјРµ разрабатываемых РІ просадочных грунтах, СЃ действующими подземными коммуникациями (газопроводами, кабелями Рё РґСЂ.), проходящими РІ пределах глубины траншей, должна быть выполнена подсыпка РїРѕРґ действующие коммуникации немерзлым песком или РґСЂСѓРіРёРј малосжимаемым (модуль деформаций 20 РњРџР° Рё более) грунтом РїРѕ всему поперечному сечению траншеи РЅР° высоту РґРѕ половины диаметра пересекаемого трубопровода (кабеля) или его защитной оболочки СЃ послойным уплотнением грунта. Размер подсыпки РїРѕ верху должен быть, как правило, РЅР° 1 Рј больше диаметра пересекаемой коммуникации. 10.144 Р’ местах пересечения газопроводом подземных осушительных систем (например, РёР· керамических труб) РѕРЅРё временно демонтируются Рё восстанавливаются после прокладки газопровода. СПОСОБЫ РЎРўР РћРТЕЛЬСТВА ПЕРЕХОДОВ ГАЗОПРОВОДОВ РџРћР” РђР’РўРћ- РЖЕЛЕЗНЫМРДОРОГАМР, ТРАМВАЙНЫМРПУТЯМР10.145 Открытый (траншейный) СЃРїРѕСЃРѕР± строительства переходов РїРѕРґ автомобильными дорогами включает следующие СЃРїРѕСЃРѕР±С‹ организации работ: - без нарушения интенсивности движения транспорта (СЃ устройством объезда или переезда); - СЃ перекрытием движения транспорта РІ РґРІР° этапа РЅР° РѕРґРЅРѕР№ половине ширины РґРѕСЂРѕРіРё, затем РЅР° РґСЂСѓРіРѕР№; - СЃ краткосрочным перекрытием движения транспорта РїРѕ РґРѕСЂРѕРіРµ (без устройства объезда или переезда). 10.146 РџСЂРё закрытом (бестраншейном) СЃРїРѕСЃРѕР±Рµ прокладки применяют следующие СЃРїРѕСЃРѕР±С‹: - прокалывание; - продавливание; - горизонтальное бурение; - щитовая РїСЂРѕС…РѕРґРєР°. 10.147 Прокалывание применяется РІ дисперсных грунтах для футляров малых диаметров (РґРѕ 300 РјРј). Ртот метод РЅРµ рекомендуется применять РїСЂРё неглубоком заложении (менее 2 Рј) футляра РІРѕ избежание образования вертикального выпора грунта Рё нарушения полотна РґРѕСЂРѕРіРё. Прокалывание, как правило, осуществляется путем статического силового воздействия (гидродомкратами). 10.148 Горизонтальное бурение применяется для газопроводов средних Рё больших диаметров (530 - 1220 РјРј) РІ грунтах I - IV категорий. РџСЂРѕС…РѕРґРєР° скважины ведется установками горизонтального бурения. Ртот метод РЅРµ рекомендуется применять РЅР° слабых (водонасыщенных Рё сыпучих) грунтах РІРѕ избежание просадки дорожного полотна. 10.149 Продавливание является наиболее универсальным СЃРїРѕСЃРѕР±РѕРј прокладки футляров Рё наилучшим образом обеспечивает сохранность дорожных насыпи Рё полотна. Как правило, продавливание футляров осуществляется гидродомкратами. 10.150 Щитовая РїСЂРѕС…РѕРґРєР° применяется РІ полускальных Рё скальных грунтах, РіРґРµ невозможно применить РґСЂСѓРіРёРµ СЃРїРѕСЃРѕР±С‹. РџСЂРё этом используются бетонные (железобетонные) трубы. Щитовая РїСЂРѕС…РѕРґРєР° применяется также для прокладки футляров больших диаметров РїРѕРґ пучок газопроводов. 10.151 РџСЂРё наличии высоких грунтовых РІРѕРґ РЅР° участке строительства перехода РіСЂСѓРЅС‚ следует осушить методом открытого водоотлива или СЃРїРѕСЃРѕР±РѕРј закрытого понижения СѓСЂРѕРІРЅСЏ грунтовых РІРѕРґ. РџСЂРё закрытом СЃРїРѕСЃРѕР±Рµ понижения СѓСЂРѕРІРЅСЏ грунтовых РІРѕРґ используются иглофильтры Рё водопонижающие установки. Для осушения мелкозернистых грунтов (пылеватых Рё глинистых песков, супесей, легких суглинков, илов Рё лессов) целесообразно применять РѕРґРЅРѕСЏСЂСѓСЃРЅСѓСЋ РґРІСѓС…СЂСЏРґРЅСѓСЋ установку типа РЈР’Р’-2. 10.152 РџСЂРё прокладке защитного футляра закрытым СЃРїРѕСЃРѕР±РѕРј следует провести следующие подготовительные работы: - геодезическую разбивку места перехода Рё установку предупредительных знаков; - водопонижение грунтовых РІРѕРґ (РЅРµ менее 0,5 Рј РѕС‚ РЅРёР·Р° защитного футляра); - планировку участка РїРѕ РѕР±Рµ стороны РґРѕСЂРѕРіРё; - рытье рабочего Рё приемного котлованов СЃ устройством необходимых креплений. Технология прокладки включает следующие операции: - монтаж упорных стенок РІ котловане; - сварку защитного футляра (или подготовку элементов СЃР±РѕСЂРЅРѕРіРѕ защитного футляра Рє монтажу СЃ постепенным наращиванием РІ процессе РїСЂРѕС…РѕРґРєРё); - монтаж Р±СѓСЂРѕРІРѕР№ установки или оборудования для продавливания (прокола) защитного футляра; - прокладку защитного футляра. 10.153 РќР° переходах через железные РґРѕСЂРѕРіРё РІ песках, крупнообломочных водонасыщенных сыпучих грунтах необходимо перед началом прокладки защитного футляра устанавливать страховочные рельсовые пакеты. 10.154 Строительство переходов газопроводов РїРѕРґ дорогами закрытым СЃРїРѕСЃРѕР±РѕРј следует выполнять РІ соответствии СЃ проектом производства работ (РџРџР ), согласованным СЃ владельцем РґРѕСЂРѕРіРё. 10.155 Р’Рѕ время прокладки защитного футляра РїРѕРґ дорогами необходимо осуществлять постоянный геодезический надзор Р·Р° осадками дорожной поверхности. Методика геодезических наблюдений устанавливается РІ РџРџР . 10.156 Для крепления вертикальных стенок котлованов глубиной РґРѕ 3 Рј РІ связных грунтах оптимальной влажности РїСЂРё отсутствии или незначительном притоке грунтовых РІРѕРґ применяют инвентарные щиты сплошные или СЃ прозорами. Р’ несвязных грунтах Рё РїСЂРё сильном притоке грунтовых РІРѕРґ применяются сплошные деревянные шпунтовые крепления. Крепление стенок котлованов глубиной более 3 Рј осуществляется РїРѕ индивидуальным проектам. Р’ устойчивых грунтах нормальной влажности котлованы СЂРѕСЋС‚ без устройства креплений, РЅРѕ СЃ откосами стенок 1:1 или 1:1,5. Прокладка защитных футляров РїРѕРґ автодорогами открытым СЃРїРѕСЃРѕР±РѕРј СЃ устройством объезда10.157 До начала работ необходимо: - выбрать Рё обустроить объездную РґРѕСЂРѕРіСѓ или переезд, РїРѕ которым будет осуществляться движение транспорта; - установить ограждения, препятствующие движению транспорта Рё посторонних лиц РЅР° участке производства работ; - установить предупреждающие, запрещающие Рё предписывающие дорожные знаки, Р° также световые сигналы, видимые днем Рё ночью, которые запрещают движение транспорта РЅР° перекрытом участке РґРѕСЂРѕРіРё. Места установки всех знаков необходимо согласовать СЃ Р“РБДД; - нанести РІ натуре границы разработки дорожной насыпи Рё рытья траншеи; - уточнить места расположения подземных коммуникаций совместно СЃ представителями организаций, владеющих этими коммуникациями; - нанести РІ натуре границы разборки дорожных покрытий Рё разрытия насыпи, Р° также траншей Р·Р° ее пределами, произвести разбивку трассы перехода. 10.158 Строительство объездной РґРѕСЂРѕРіРё для временного движения автотранспорта выполняют РІ пределах границ полосы, отведенной для РґРѕСЂРѕРіРё. 10.159 Дорожные покрытия разбирают РЅР° ширину, превышающую ширину разрытия насыпи: РїСЂРё асфальтовом покрытии РЅР° 0,2 Рј (или 0,1 Рј РЅР° сторону), РїСЂРё булыжном или брусчатом покрытии - РЅР° 0,6 Рј (или 0,3 Рј РЅР° сторону). Разборку дорожных покрытий допускается вести РїРѕ линии границы разработки насыпи. Материалы РѕС‚ разобранных дорожных покрытий складывают РІ специально отведенных местах РЅР° сооружаемом переходе. 10.160 Разработку траншеи РЅР° участке перехода Рё раскапывание насыпи можно производить одноковшовыми экскаваторами Рё бульдозерами. 10.161 РЁРёСЂРёРЅР° траншеи определяется РІ соответствии СЃ требованиями ГОСТ Р 12.3.048. 10.162 Профиль траншеи ниже подошвы насыпи зависит РѕС‚ гидрогеологических условий Рё может иметь прямоугольную, трапециевидную или смешанную формы. Откосы выполняются РІ соответствии СЃ требованиями ГОСТ Р 12.3.048 Рё настоящего РЎРџ. 10.163 Для крепления стенок глубоких траншей РІ грунтах повышенной влажности рекомендуются РІРёРґС‹ крепи, указанные РІ таблице 22. РљСЂРѕРјРµ распорной крепи, возможно применение крепи анкерного типа. Таблица 22
10.164 Укладка футляра Рё трубной плети РЅР° переходе может производиться РґРІСѓРјСЏ способами: - отдельно футляра СЃ последующим протаскиванием через него плети; - совместно футляра СЃ плетью; РїСЂРё этом РЅР° плеть «насаживают» футляр, предварительно оснастив ее опорами. 10.165 Р’ траншею СЃ креплеными стенками защитный футляр укладывают путем протаскивания кранами-трубоукладчиками вдоль траншей РїРѕРґ нижними распорками крепи. 10.166 Футляр, уложенный РЅР° РґРЅРѕ траншеи, засыпается РІ пределах насыпи РґРѕСЂРѕРіРё грунтом СЃ послойным трамбованием. Толщина РѕРґРЅРѕРіРѕ слоя засыпки составляет 0,25 - 0,3 Рј. Для послойного трамбования грунта применяют пневматические трамбовки. Трамбование каждого слоя необходимо осуществлять РґРѕ тех РїРѕСЂ, РїРѕРєР° степень уплотнения его РЅРµ станет равной или большей плотности грунта дорожной насыпи. Засыпку защитного футляра сначала осуществляют РІ пределах насыпи РґРѕСЂРѕРіРё, Р° затем РїРѕ всей его длине. Рффективность уплотнения грунтов зависит РѕС‚ РёС… влажности. Оптимальная влажность уплотняемых грунтов находится РІ следующих пределах: - пески - 8 - 12 %; - крупнообломочный РіСЂСѓРЅС‚ - 9 - 15 %; - песок мелкий - 16 - 22 %; - глинистый РіСЂСѓРЅС‚ - 12 - 15 %; - тяжелый суглинок - 16 - 20 %. Чтобы предотвратить повреждения изоляционного покрытия футляра, выполняют предварительную присыпку его мелкозернистым грунтом. Присыпка должна вестись одновременно СЃ РґРІСѓС… сторон, чтобы устранить возможный СЃРґРІРёРі защитного футляра СЃ РѕСЃРё газопровода. Присыпка ведется СЃ трамбовкой грунта РІ пазухах РІРѕ избежание овализации футляра. РџСЂРё необходимости СЃСѓС…РёРµ грунты следует увлажнять перед трамбовкой. 10.167 Одновременно СЃ засыпкой защитного футляра РїСЂРѕРёР·РІРѕРґСЏС‚ разборку крепи траншеи РІ направлении СЃРЅРёР·Сѓ вверх. 10.168 После засыпки футляра Рё восстановления насыпи РґРѕСЂРѕРіРё восстанавливают покрытия. Верхний слой РґРѕСЂРѕРі (РґРѕСЂРѕРі без покрытий) восстанавливают интенсивной трамбовкой. РџСЂРё этом следует учитывать возможную осадку грунта РІ процессе эксплуатации РґРѕСЂРѕРіРё Рё необходимость насыпки верхнего слоя несколько выше полотна РґРѕСЂРѕРіРё. Величина осадки зависит РѕС‚ РІРёРґР° грунта Рё СЃРїРѕСЃРѕР±РѕРІ засыпки или возведения насыпи (таблица 23). Таблица 23
Прокладка защитных футляров под автодорогами открытым способом с перекрытием движения транспорта на половине ширины дороги10.169 Прокладка защитного футляра в два этапа с перекрытием движения транспорта на половине ширины дороги рекомендуется при пересечении газопроводом автомобильных дорог III и IV категорий с шириной полотна не менее 6 м. Прокладываемый защитный футляр монтируется из двух секций, примерно равных половине его общей длины. 10.170 Проезжую часть дороги делят на две зоны: - на первой зоне перекрывают движение транспорта и производят работы, а по второй открывают двухстороннее движение с ограничением скорости; - на закрытой для движения транспорта зоне дороги последовательно выполняют все работы, предусмотренные настоящим разделом. Перед укладкой обе секции защитного футляра должны быть тщательно подогнаны между собой. Концы секций во избежание попадания грунта перед укладкой их в траншею закрываются заглушкой, которую снимают перед их стыковкой между собой. По окончании работ по восстановлению насыпи на первой зоне дороги устраивают временное покрытие с учетом того, что грунт засыпки даст осадку в процессе работы на второй зоне (таблица 23). 10.171 Второй этап работы начинается одновременно с открытием движения по первой половине дороги. Все ограждения переносят на вторую половину дороги, закрывают по ней движение транспорта и приступают к прокладке второй секции защитного футляра. Концы обеих секций сваривают, сварной стык изолируют. Прокладка защитных футляров под автодорогами открытым способом без нарушения интенсивности движения с устройством переезда10.172 Прокладка защитных футляров без нарушения интенсивности движения транспорта с устройством переезда рекомендуется под автомобильными дорогами I и II категорий путем устройства переездных или инвентарных мостов. 10.173 Укладку футляров под настилом (мостом) производят методом протаскивания. Прокладка защитных футляров под автодорогами открытым способом без устройства объезда или переезда10.174 Прокладка защитного футляра открытым способом без устройства объезда или переезда с временным перекрытием движения транспорта возможна при пересечении газопроводом автомобильных дорог с малой интенсивностью движения транспорта. 10.175 Для производства работ выбирается период в течение суток с наименее интенсивным движением транспорта. 10.176 До перекрытия движения ведутся разработка траншеи на прилегающих к дороге участках с обеих сторон дороги, подготовка защитного футляра и плети к укладке, заготовка грунта, щебня, гравия и др., обеспечивается наличие резервной техники и персонала. 10.177 Разработка траншей ведется без крепления стенок траншей с минимальными откосами. При этом нахождение людей в траншее запрещается. 10.178 Укладка защитного футляра производится с бермы траншеи краном-трубоукладчиком путем его надвижки и опуска на дно траншеи. Возможна укладка футляра с «продетой» через него трубной плетью. Открытый способ строительства переходов под железными дорогами10.179 Открытый способ строительства используется на переходах под железными дорогами с малой интенсивностью движения (лесовозные железные дороги; тупиковые, подъездные и т.п.). 10.180 Прокладку открытым способом осуществляют без устройства переезда или с применением временных переездных мостов, изготовленных из рельсовых пакетов, или инвентарных мостов, монтируемых на участке перехода из пакетов сварной конструкции. Наиболее простыми в изготовлении и монтаже являются инвентарные мосты с использованием рельсовых пакетов для подвески несущих шпал, на которые опираются путевые рельсы в границах длины расчетного пролета. 10.181 Временные инвентарные переездные мосты могут быть применены при условии ограничения скорости движения поезда до 25 км/ч. Переезды изготавливаются по типовым проектам или специальному проекту. 10.182 Работы по раскопке насыпи и рытью траншеи выполняются в присутствии представителей службы пути. Устройство креплений выполняют сверху вниз по мере углубления траншеи. Разрешается разрабатывать грунт без крепления только на глубину, равную ширине одной закладной доски. 10.183 При рытье траншей рекомендуется соблюдать следующий порядок выполнения операций по устройству крепления: - крепление стенок траншеи осуществлять в пределах балластного слоя на глубину 1 - 1,5 м шпунтом, а ниже - досками толщиной 70 мм; - доски закладывать за вертикальные стойки по мере углубления траншеи вплотную к грунту и укреплять распорками; - стойки крепления траншеи устанавливать не реже, чем через 1,25 м; - распорки крепления располагать на расстоянии одна от другой по вертикали не более 1 м; распорки закреплять на стойках бобышками сверху и снизу; - верхние доски должны выступать, как правило, выше бровки траншеи на 10 см. 10.184 После укладки в траншею защитного футляра ее засыпают сначала в пределах насыпи, а затем по всей длине футляра. При этом траншеи, пересекающие железнодорожное полотно, засыпают песком с тщательным послойным уплотнением. При засыпке крепления разбирают в обратном порядке, т.е. снизу вверх. Толщина слоя засыпки 25 - 30 см. Порядок разборки креплений такой же, как при засыпке траншей, пересекающих автомобильные дороги. После засыпки траншеи и разборки крепления восстанавливают балластный слой. Затем осуществляют демонтаж переезда и засыпку щебнем углублений в тех местах, где находились несущие шпалы. Затем монтируют рельсы. Восстановление балластного слоя и верхнего строения железной дороги производится силами железнодорожной бригады. Прокладка защитного футляра продавливанием10.185 При прокладке защитного футляра методом продавливания к его переднему концу приваривают кольцевой нож для уменьшения лобового сопротивления вдавливанию футляра в грунт (рисунок 11). Скосы режущих кромок ножей выполняют под углом 15 - 22°, при этом они могут быть изготовлены с наклоном внутрь или наружу. Наиболее часто применяют расширительные ножи серпообразного или кольцевого сечения. Ножи серпообразного сечения позволяют создавать серпообразный зазор в верхней части горизонтальной скважины на 0,60 - 0,75 длины ее окружности, что способствует сохранению направления проходки. 1 - внутреннее кольцо; 2 - наружное кольцо; 3 - наплавка; 4 - прокладываемый футляр Рисунок 11 - Устройство кольцевого ножа на конце футляра Для уменьшения сил трения, возникающих между стенкой защитного футляра и грунта, необходимо обеспечить зазор между футляром и скважиной. Для формирования такого зазора наружный диаметр кольцевых ножей Dk принимают на 30 - 60 мм больше наружного диаметра прокладываемого защитного футляра (рисунок 11, таблица 24). 10.186 При продавливании особо уделяется внимание прочности задней (упорной) стенки, воспринимающей упорные реакции усилий подачи, развиваемых гидродомкратной установкой. Конструкции типовых упорных стенок (при расстоянии h от поверхности земли до оси трубы более 2,4 м) в различных грунтах приведены на рисунке 12. 10.187 По окончании отрывки рабочего котлована и крепления стенок дно котлована выравнивают и размещают направляющие конструкции, агрегаты и узлы установки продавливания футляра. При монтаже направляющих конструкций в рабочем котловане особое внимание обращают на правильное их размещение в горизонтальной и вертикальной плоскостях, так как это обеспечивает сохранение заданного направления прокладки и минимальное отклонение фактического положения оси защитного футляра от проектного. Для сохранения направления прокладки применяют вертикальные и горизонтальные рамы. 10.188 На рисунке 13 показана схема установки с гидродомкратами, предусматривающая ручную разработку грунта и транспортировку его из забоя по полости защитного футляра. 10.189 Разработка и транспортировка грунта могут производиться также механизированным устройством (грунтозаборной капсулой). 10.190 Процесс продавливания футляра включает следующие операции: - укладка первого звена футляра длиной 3 - 6 м с лобовой обделкой (ножом); - установка нажимной заглушки на торец звена; - поэтапное задавливание звена в грунт гидродомкратами; - разработка грунта в футляре и его транспортировка (вручную или механизировано); - подъем грунта краном из котлована и укладка в отвал. Таблица 24
РўРёРї I Рё II - для слабых грунтов (j £ 18В°); тип III Рё IV - для средних грунтов (j £ 18 - 30В°); тип V, VI Рё VII - для прочных грунтов (j > 30В°) 1 - шпунт металлический шк-1; 2 - шпунтовая крепь; 3 - бревна диаметром 160 РјРј; 4 - опорный пакет; 5 - балка двутавровая в„– 16; 6 - сваи деревянные диаметром 200 РјРј; 7 - деревянные Р±СЂСѓСЃСЊСЏ 160 ´ 160 РјРј; 8 - бетонные блоки; 9 - опорный башмак Р РёСЃСѓРЅРѕРє 12 - Конструкции типовых упорных стенок РІ различных грунтах После выбора С…РѕРґР° штока гидродомкрата между нажимной заглушкой Рё домкратом вставляют нажимные патрубки. Продвижение защитного футляра Рё смену нажимных патрубков осуществляют РґРѕ тех РїРѕСЂ, РїРѕРєР° первое звено футляра РЅРµ будет полностью вдавлено РІ РіСЂСѓРЅС‚ РїРѕРґ насыпью. После этого штоки гидродомкратов отводят назад вместе СЃ заглушкой, одновременно удаляют Рё нажимные патрубки. РќР° освободившееся РѕС‚ патрубков место укладывают второе звено, которое центрируют Рё присоединяют Рє первому звену защитного футляра сваркой. 10.191 Для производства сварочных работ РІ котловане сооружается РїСЂРёСЏРјРѕРє, РІ котором размещаются сварщики. Если РІ РїСЂРёСЏРјРєРµ накапливается РІРѕРґР°, то ее время РѕС‚ времени удаляют насосом. 10.192 Р’ наборе технологического оборудования необходимо иметь РєСЂСѓРі-заслонку, которая устанавливается РІ футляре Рё перекрывает его полость РІ случае опасности утечки обводненных грунтов дорожной насыпи через футляр. 1 - насосная станция; 2 - газопровод; 3 - рабочий котлован; 4 - водоотводной лоток; 5 - защитный футляр; 6 - лобовая обделка (РЅРѕР¶); 7 - приемный котлован; 8 - РїСЂРёСЏРјРѕРє для сварки защитного футляра; 9 - направляющая рама; 10 - нажимной патрубок; 11 - нажимная заглушка; 12 - гидродомкраты; 13 - башмак; 14 - упорная стенка Р РёСЃСѓРЅРѕРє 13 - Схема установки СЃ гидродомкратами 10.193 Р’ принятой последовательности РІСЃРµ операции повторяют РґРѕ тех РїРѕСЂ, РїРѕРєР° лобовой конец первого звена РЅРµ войдет РІ приемный котлован. РџСЂРё необходимости защитный футляр наращивают РґРѕ проектной длины СЃРѕ стороны приемного котлована либо СЃ обеих сторон РґРѕСЂРѕРіРё. Прокладка защитного футляра прокалыванием10.194 Прокладка защитных футляров прокалыванием осуществляется статическим Рё динамическим методами. Методы прокалывания применяют для прокладки защитных футляров диаметром РґРѕ 300 РјРј РІ суглинистых Рё глинистых грунтах нормальной влажности, РЅРµ содержащих твердых включений. РџСЂРё этом прокладываемая труба-футляр или специальное устройство, снабженные наконечниками, вдавливаются РІ РіСЂСѓРЅС‚ РїРѕРґ воздействием напорных усилий (СЂРёСЃСѓРЅРѕРє 14). 10.195 Наконечники монтируются РЅР° переднем конце прокладываемой трубы-футляра Рё предназначены для уменьшения сопротивлений, возникающих РїСЂРё деформации грунта, Рё снижения СЃРёР» трения РїСЂРё движении трубы-футляра РІ грунте. Рто достигается тем, что наружный диаметр наконечника принимают РЅР° 20 - 50 РјРј больше диаметра прокладываемого футляра, благодаря чему между стенкой скважины Рё футляром создается некоторый зазор. 10.196 Для прокладки защитных футляров прокалыванием РІ РѕСЃРЅРѕРІРЅРѕРј применяются конусные наконечники (СЂРёСЃСѓРЅРѕРє 15, Р°, Р±, РІ, Рі, Рґ) Рё расширительные РїРѕСЏСЃР° СЃ заглушками (СЂРёСЃСѓРЅРѕРє 15, Рє, Р»). РџСЂРё небольшой длине прокладки применяют прокалывание открытым концом прокладываемой трубы-футляра без какого-либо наконечника (СЂРёСЃСѓРЅРѕРє 15, Р¶) или СЃ расширительным кольцом, приваренным Рє трубе-футляру (СЂРёСЃСѓРЅРѕРє 15, Р·). Р’ этих случаях прокладываемый кожух открытым концом вдавливается РІ РіСЂСѓРЅС‚, который РІ РІРёРґРµ керна проникает РІ полость футляра, образуя плотную РїСЂРѕР±РєСѓ. Обычно после окончания прокладки конец футляра СЃ грунтовой РїСЂРѕР±РєРѕР№ отрезают, так как для ее удаления требуются большие усилия. 10.197 Для прокладки футляров РІ глинистых Рё лессовых грунтах СЃ пониженной влажностью применяют конусный наконечник СЃ отверстиями (СЂРёСЃСѓРЅРѕРє 15, Рµ), который позволяет осуществлять предварительное увлажнение грунта РІ Р·РѕРЅРµ прокола. 1 - конусный наконечник; 2 - РїСЂРёСЏРјРѕРє для сварки звеньев футляра РІ потолочном положении; 3 - РїСЂРёСЏРјРѕРє для стока грунтовых РІРѕРґ; 4 - труба-футляр; 5, 6 - направляющая рама; 7 - набор нажимных патрубков; 8 - гидродомкрат; 9 - опорный башмак; 10 - упорная стенка; 11 - насосная станция; 12 - трубки высокого давления; 13 - торцовая нажимная заглушка; 14 - рабочий котлован; 15 - водоотводной лоток; 16 - приемный котлован Р РёСЃСѓРЅРѕРє 14 - Схема прокладки защитных футляров прокалыванием Р°, Р±, РІ - конусные наконечники; Рі - конусный наконечник СЃ эксцентриситетом; Рґ - конусный наконечник СЃ направляющей иглой; Рµ - конусный наконечник СЃ отверстиями для увлажнения грунта; Р¶ - открытый конец футляра без наконечника; Р· - открытый конец кожуха СЃ кольцом РёР· круглой стали; Рё - кольцевой РЅРѕР¶ СЃ наружным СЃРєРѕСЃРѕРј режущих РєСЂРѕРјРѕРє; Рє - кольцевой РЅРѕР¶ СЃ наружным СЃРєРѕСЃРѕРј режущих РєСЂРѕРјРѕРє Рё приварной заглушкой; Р» - РЅРѕР¶ серпообразного сечения СЃ приварной заглушкой Р РёСЃСѓРЅРѕРє 15 - Конструкции конусных наконечников Напорные усилия, необходимые для продвижения РІ грунте трубы-футляра СЃ наконечником любой конструкции, создаются гидродомкратными установками, тяговыми лебедками, виброударными Рё вибрационными молотами. Для сохранения направления прокладки применяют вертикальные Рё горизонтальные направляющие рамы. Для монтажа установки РЅР° месте сооружения перехода РїРѕ РѕР±Рµ стороны РґРѕСЂРѕРіРё СЂРѕСЋС‚ рабочий Рё приемный котлованы. Процесс прокалывания аналогичен процессу продавливания СЃ той разницей, что РЅРµ требуется разрабатывать Рё удалять РіСЂСѓРЅС‚ РёР· футляра, так как РѕРЅ туда РЅРµ поступает. Оборудование применяется такое же, что РїСЂРё продавливании. Диаграмма зависимости нажимных усилий РѕС‚ длины РїСЂРѕС…РѕРґРєРё РїСЂРё прокладке футляров разных условных диаметров Dy прокалыванием РІ песчаных Рё глинистых грунтах приведена РЅР° СЂРёСЃСѓРЅРєРµ 16. 10.198 Динамические методы прокладки труб-футляров основаны РЅР° движении труб-футляров РІ грунте РїРѕРґ воздействием знакопеременных колебательных нагрузок. РњРѕРіСѓС‚ быть использованы высокочастотные вибрационные Рё низкочастотные виброударные установки. Р РёСЃСѓРЅРѕРє 16 - Диаграмма зависимости нажимных усилий РѕС‚ длины РїСЂРѕС…РѕРґРєРё РїСЂРё прокладке футляров РњРћРќРўРђР– ВНУТРЕННРРҐ ГАЗОПРОВОДОВ РГАЗОРСПОЛЬЗУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНРРЇ10.199 Основными видами работ РїСЂРё монтаже внутренних систем газопотребления зданий всех назначений являются: - СЃР±РѕСЂРєР° внутренних газопроводов РёР· трубных заготовок Рё монтажных узлов заводского (ЦЗЗ, ЦЗМ) изготовления; - присоединение газоиспользующего оборудования Рє газопроводам; - испытание смонтированной системы РЅР° герметичность. 10.200 Внутренние газопроводы рекомендуется монтировать РёР· трубных заготовок, монтажных узлов Рё деталей, изготовленных РІ ЦЗЗ (ЦЗМ) строительно-монтажных организаций РїРѕ проектам или схемам замеров СЃ максимально возможным использованием типовых узлов Рё деталей. Р’ таблице 25 приведен примерный перечень РѕСЃРЅРѕРІРЅРѕРіРѕ оборудования для производства стальных трубных заготовок. Таблица 25
10.201 Рзготовление стальных трубных заготовок рекомендуется производить поточным методом РІ следующей технологической последовательности: - разметка Рё отрезка труб; - нарезка резьбы; - сверление Рё обработка отверстий РїРѕРґ сварные соединения; - изготовление раструбов; - выполнение гнутых деталей; - сварка Рё СЃР±РѕСЂРєР° монтажных узлов; - окраска узлов Рё деталей, комплектация; - изготовление деталей крепления газопроводов Рє стенам здания. 10.202 РџСЂРё изготовлении деталей Рё СЃР±РѕСЂРєРµ узлов мастер осуществляет пооперационный контроль Р·Р° качеством работ РїСЂРё выполнении всех технологических операций. 10.203 Рзготовленные детали Рё узлы должны быть, как правило, промаркированы РїРѕ каждому объекту, РїСЂРё газификации жилых зданий - РїРѕ каждому РґРѕРјСѓ, подъезду, квартире. 10.204 Запорная арматура РґРѕ установки РІ монтажный узел (или РґРѕ поставки РЅР° объект) должна быть, как правило, расконсервирована Рё подвергнута ревизии. РџСЂРё этом РїСЂРѕРёР·РІРѕРґСЏС‚ полное удаление консервирующей смазки, проверяют сальниковые Рё прокладочные уплотнения. Запорная арматура, РЅРµ предназначенная для газовой среды, должна быть, как правило, притерта Рё испытана РЅР° прочность Рё плотность материала Рё герметичность затвора. РќРѕСЂРјС‹ испытаний приведены РІ таблице 26. Продолжительность испытаний - РІ течение времени, необходимого для выявления дефектов, РЅРѕ РЅРµ менее 1 РјРёРЅ РЅР° каждое испытание. Герметичность затвора должна соответствовать ГОСТ 9544. РџСЂРѕРїСѓСЃРє среды через металл, сальниковые Рё прокладочные уплотнения РЅРµ допускается. Таблица 26
10.205 Монтаж внутреннего газооборудования рекомендуется производить после выполнения следующих работ: - устройства междуэтажных перекрытий, стен, полов, перегородок, РЅР° которых Р±СѓРґСѓС‚ монтироваться газопроводы, арматура, газовое оборудование Рё РїСЂРёР±РѕСЂС‹; - устройства отверстий, каналов Рё Р±РѕСЂРѕР·Рґ для прокладки газопроводов РІ фундаментах, стенах, перегородках Рё перекрытиях; - отштукатуривания стен РІ РєСѓС…РЅСЏС…, топочных Рё РґСЂСѓРіРёС… помещениях, РІ которых предусмотрена установка газового оборудования; - установки ванн, моек, раковин Рё РґСЂСѓРіРѕРіРѕ сантехнического оборудования; - устройства отопительной системы (РїСЂРё установке автономного отопительного газоиспользующего оборудования); - проверки Рё очистки дымоходов; - устройства системы вентиляции; - установки футляров для прокладки газопроводов через стены Рё перекрытия. Р’ подготовленном Рє монтажу здании или сооружении должна быть, как правило, обеспечена возможность подключения электроэнергии Рє электрифицированному инструменту Рё сварочным агрегатам. 10.206 Выполнение работ РїРѕ монтажу внутренних газопроводов рекомендуется производить РІ следующей последовательности: - прокладка РІРІРѕРґРѕРІ; - разметка мест установки креплений газопроводов Рё газоиспользующего оборудования; - пристрелка средств крепления газопроводов Рё газоиспользующего оборудования СЃ помощью строительно-монтажного пистолета или сверление отверстий, установка средств крепления; - СЃР±РѕСЂРєР° газопровода РѕС‚ РІРІРѕРґР° РґРѕ мест присоединения Рє газоиспользующему оборудованию; - испытание газопровода РЅР° герметичность РЅР° участке РѕС‚ отключающего устройства РЅР° РІРІРѕРґРµ РІ здание РґРѕ отключающего устройства перед газоиспользующим оборудованием; - установка газоиспользующего оборудования; - присоединение отопительного газоиспользующего оборудования Рє дымоходам; - присоединение газоиспользующего оборудования Рє газопроводу Рё РІРѕРґРѕРїСЂРѕРІРѕРґСѓ (для отопительного газоиспользующего оборудования); - испытание газопровода РЅР° герметичность совместно СЃ установленным газоиспользующим оборудованием. 10.207 Прокладку газопроводов Рё СЃРїРѕСЃРѕР± соединения труб предусматривают РІ соответствии СЃ требованиями РЎРќРёРџ 42-01, размещение газоиспользующего оборудования, Р° также отключающих устройств Рё арматуры - РІ соответствии СЃ положениями настоящего РЎРџ. 10.208 Р’С…РѕРґРЅРѕР№ контроль качества труб Рё соединительных деталей РїСЂРѕРёР·РІРѕРґСЏС‚ РІ соответствии СЃ положениями РЎРџ 42-102. Р’ общий объем РІС…РѕРґРЅРѕРіРѕ контроля качества газоиспользующего оборудования РІС…РѕРґРёС‚ проверка: - наличия паспорта завода-изготовителя; - комплектности поставки; - наличия всех крепежных деталей Рё степени РёС… затяжки; - жесткости крепления газо- Рё РІРѕРґРѕРїСЂРѕРІРѕРґРѕРІ, наличия заглушек РЅР° РёС… присоединительных концах; - наличия Рё качества антикоррозионных Рё защитно-декоративных покрытий; - возможности Рё надежности установки ручек РЅР° стержни кранов, легкости открытия Рё закрытия кранов, фиксирования кранов РІ закрытом положении, удобства пользования РґСЂСѓРіРёРјРё органами управления аппаратами; - надежности крепления датчиков автоматики безопасности; - установочных размеров Рё качества резьбы присоединительных патрубков газа Рё РІРѕРґС‹; - отсутствия острых РєСЂРѕРјРѕРє Рё заусенцев РЅР° наружных Рё съемных деталях; - герметичности газопроводных Рё водопроводных деталей; - соответствия размеров диаметров сопел РІРёРґСѓ Рё давлению сжигаемого газа. 10.209 РџСЂРё установке газоиспользующего оборудования, присоединении его Рє газовым сетям Рё отопительным системам, Р° также РїСЂРё установке автоматики Рё контрольно-измерительных РїСЂРёР±РѕСЂРѕРІ, прокладке импульсных газопроводов, РєСЂРѕРјРµ требований проекта, следует выполнять требования РїРѕ монтажу заводов-изготовителей. 10.210 Прокладку импульсных линий следует предусматривать РІ соответствии СЃ требованиями РЎРќРёРџ 3.05.07. 10.211 РџСЂРё прокладке газопровода через стену расстояние РѕС‚ сварного шва РґРѕ футляра должно быть, как правило, РЅРµ менее 50 РјРј. 10.212 Футляр, устанавливаемый РІ перекрытии, должен, как правило, выступать выше пола РЅР° 50 РјРј Рё быть заподлицо СЃ потолком; заделываемый РІ стену - заподлицо СЃ обеих сторон стены. 10.213 Участок газопровода, прокладываемый РІ футляре, окрашивают РґРѕ его монтажа. Пространство между газопроводом Рё футляром заполняют битумом или промасленной паклей. Футляр закрывается алебастром, РіРёРїСЃРѕРј или цементом. Пространство между футляром Рё стеной или перекрытием плотно заделывают цементом или алебастром РЅР° РІСЃСЋ толщину стены или перекрытия. 10.214 Участки газопроводов, проложенные РІ футлярах, РЅРµ должны иметь стыковых, резьбовых Рё фланцевых соединений, Р° проложенные РІ каналах СЃРѕ съемными перекрытиями Рё РІ бороздах стен - резьбовых Рё фланцевых соединений. 10.215 Крепление открыто прокладываемых газопроводов Рє стенам зданий предусматривают кронштейнами, хомутами, крючьями. 10.216 Отклонение стояков Рё прямолинейных участков газопроводов РѕС‚ проектного положения допускается РЅРµ более 2 РјРј РЅР° 1 Рј длины газопровода, если РґСЂСѓРіРёРµ РЅРѕСЂРјС‹ РЅРµ обоснованы проектом. РџСЂРё отсутствии РІ проекте данных Рѕ расстоянии между трубой Рё стеной это расстояние должно быть, как правило, РЅРµ менее радиуса трубы. 10.217 Расстояние между кольцевым швом газопровода Рё швом приварки патрубка должно быть, как правило, РЅРµ менее 100 РјРј. РџСЂРё врезках ответвлений диаметром РґРѕ 50 РјРј РЅР° внутренних газопроводах (РІ том числе импульсных линиях), Р° также РІ ГРП Рё ГРУ расстояние РѕС‚ швов ввариваемых штуцеров РґРѕ кольцевых швов РѕСЃРЅРѕРІРЅРѕРіРѕ газопровода должно быть РЅРµ менее 50 РјРј. 10.218 Газопровод Рє плите допускается прокладывать РЅР° СѓСЂРѕРІРЅРµ присоединительного штуцера. РџСЂРё этом отключающий кран следует устанавливать РЅР° расстоянии РЅРµ менее 0,2 Рј СЃР±РѕРєСѓ РѕС‚ плиты. РџСЂРё верхней разводке отключающий кран должен быть установлен РЅР° РѕРїСѓСЃРєРµ Рє плите РЅР° высоте 1,5 - 1,6 Рј РѕС‚ пола. 10.219 РџСЂРё монтаже РЅР° внутридомовых газопроводах отключающих устройств (кранов) следует предусматривать после РЅРёС… (считая РїРѕ С…РѕРґСѓ газа) установку СЃРіРѕРЅРѕРІ. 10.220 Краны РЅР° горизонтальных Рё вертикальных газопроводах устанавливаются так, чтобы РѕСЃСЊ РїСЂРѕР±РєРё крана была параллельна стене, установка СѓРїРѕСЂРЅРѕР№ гайки РІ сторону стены РЅРµ допускается. 10.221 Для уплотнения резьбовых соединений наряду СЃ льняной РїСЂСЏРґСЊСЋ РїРѕ ГОСТ 10330, пропитанной свинцовым СЃСѓСЂРёРєРѕРј РїРѕ ГОСТ 19151, замешанным РЅР° олифе РїРѕ ГОСТ 7931, рекомендуется применять ФУМ-ленту, фторопластовые Рё РґСЂСѓРіРёРµ уплотнительные материалы типа В«LoctiteВ» РїСЂРё наличии РЅР° РЅРёС… паспорта или сертификата соответствия. Для фланцевых соединений рекомендуется использовать прокладочные листовые материалы типа паронит марки РџРњР‘ РїРѕ ГОСТ 481, алюминий РїРѕ ГОСТ 13726 или ГОСТ 21631, медь M1 или Рњ2 РїРѕ ГОСТ 495 Рё РґСЂ. РїСЂРё наличии РЅР° РЅРёС… паспорта или сертификата соответствия. 10.222 Газоиспользующее оборудование устанавливают РЅР° места, предусмотренные проектом. Менять места РёС… установки без согласования СЃ организацией, разработавшей проект, РЅРµ рекомендуется. Установку газоиспользующего оборудования РїСЂРѕРёР·РІРѕРґСЏС‚ строго вертикально РїРѕ СѓСЂРѕРІРЅСЋ Рё ватерпасу. 10.223 Проточные водонагреватели крепят Рє стенам РЅР° подвесках - металлических планках, заделываемых РІ стены РЅР° цементном растворе. Расстояние РѕС‚ пола РґРѕ горелки водонагревателя рекомендуется принимать 90 - 120 СЃРј. 10.224 Монтаж внутренних газопроводов Рё газоиспользующего оборудования РїСЂРё газоснабжении РЎРЈР“ РѕС‚ резервуарных Рё групповых баллонных установок РїСЂРѕРёР·РІРѕРґСЏС‚ РІ соответствии СЃ требованиями настоящего раздела. Рндивидуальные баллонные установки, устанавливаемые внутри зданий, размещают РЅР° расстоянии РЅРµ менее 1 Рј РѕС‚ газового РїСЂРёР±РѕСЂР°, радиатора отопления, печи. Установка баллонов против топочных дверок печей Рё плит РЅРµ допускается. Баллон рекомендуется прикрепить Рє стене скобами или ремнями. 10.225 Рспытания внутренних газопроводов РЅР° герметичность Рё исправление обнаруженных дефектов РїСЂРѕРёР·РІРѕРґСЏС‚ РІ соответствии СЃ требованиями РЎРќРёРџ 42-01. РџСЂРё обнаружении утечек РІ резьбовых соединениях эти соединения следует разобрать Рё собрать РІРЅРѕРІСЊ. Устранение утечек путем уплотнения льняной РїСЂСЏРґРё или окраской РЅРµ допускается. 10.226 Р’ процессе монтажа производителю работ рекомендуется проводить пооперационный контроль проектных уклонов газопроводов, расстояний РѕС‚ стен Рё РґСЂСѓРіРёС… газопроводов, вертикальность стояков, расстояний между креплениями, Р° также исправности действия арматуры, надежности крепления труб Рё газового оборудования, укомплектованности газового оборудования, качества резьбовых Рё сварных соединений. КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА РАБОТ10.227 Организацию контроля качества строительно-монтажных работ РїСЂРё сооружении систем газораспределения рекомендуется предусматривать РІ соответствии СЃ требованиями РЎРќРёРџ 3.01.01, РЎРќРёРџ 42-01, «Правил безопасности РІ газовом хозяйстве» Госгортехнадзора Р РѕСЃСЃРёРё Рё положениями настоящего раздела. 10.228 Система контроля качества строительно-монтажных работ должна предусматривать: - проведение производственного контроля качества работ; - проведение ведомственного контроля Р·Р° качеством работ Рё техникой безопасности; - проведение технического надзора СЃРѕ стороны эксплутационной организации; - контроль СЃРѕ стороны органов Госгортехнадзора Р РѕСЃСЃРёРё. РџРѕ решению заказчика РІ систему контроля качества работ РјРѕРіСѓС‚ быть включены технический надзор СЃРѕ стороны заказчика Рё авторский надзор организации, разработавшей проект газоснабжения. 10.229 Производственный контроль качества работ может производиться строительно-монтажной организацией РЅР° всех стадиях строительства. Объемы Рё методы контроля выполняемых работ должны соответствовать требованиям РЎРќРёРџ 42-01, РЎРџ 42-102, РЎРџ 42-103 Рё данного РЎРџ. 10.230 Производственный контроль качества работ должен обеспечивать: - ответственность специалистов Рё рабочих строительно-монтажной организации Р·Р° качество выполняемых работ; - выполнение работ РІ соответствии СЃ проектом; - соблюдение требований нормативных документов, утвержденных РІ установленном РїРѕСЂСЏРґРєРµ; - производство работ РІ соответствии СЃ применяемыми РїСЂРё строительстве объекта технологиями; - предупреждение брака РїСЂРё производстве работ; - правильное Рё своевременное составление исполнительной документации; - выполнение требований РїРѕ охране труда Рё технике безопасности РїСЂРё производстве работ. 10.231 Производственный контроль качества должен включать: - РІС…РѕРґРЅРѕР№ контроль рабочей документации, оборудования, материалов Рё технических изделий; - операционный контроль технологических операций; - приемочный контроль отдельных выполненных работ. 10.232 Р’С…РѕРґРЅРѕР№ контроль качества работ должен производиться лабораториями строительно-монтажных организаций, оснащенных техническими средствами, обеспечивающими достоверность Рё полноту контроля. 10.233 Операционный контроль качества должен производиться производителем работ (мастером, прорабом) РІ С…РѕРґРµ выполнения технологических операций. Операционный контроль качества должен производится РїСЂРё выполнении земляных, сварочных, изоляционных, монтажных работ, Р° также работ РїРѕ испытанию газопроводов РЅР° герметичность. Операционный контроль рекомендуется производить РїРѕ схемам, составляемым для каждого РёР· РІРёРґРѕРІ контролируемых работ. Пример схемы операционного контроля приведен РІ приложении Рќ настоящего РЎРџ. 10.234 РџСЂРё приемочном контроле следует производить проверку качества выполненных работ. Результаты приемочного контроля оформляются записями РІ строительном паспорте, актами, протоколами испытаний. 11 РџР РћРЗВОДСТВО РСПЫТАНРЙОБЩРР• ПОЛОЖЕНРРЇ11.1 Законченные строительством или реконструкцией наружные Рё внутренние газопроводы (далее - газопроводы) Рё оборудование ГРП испытываются РЅР° герметичность внутренним давлением РІРѕР·РґСѓС…РѕРј РІ соответствии СЃ требованиями РЎРќРёРџ 42-01 Рё настоящего раздела. 11.2 Рспытания РїСЂРѕРёР·РІРѕРґСЏС‚ после установки арматуры, оборудования, контрольно-измерительных РїСЂРёР±РѕСЂРѕРІ. Если арматура, оборудование Рё РїСЂРёР±РѕСЂС‹ РЅРµ рассчитаны РЅР° испытательное давление, то вместо РЅРёС… РЅР° период испытаний следует устанавливать катушки, заглушки, РїСЂРѕР±РєРё. 11.3 Надземные участки длиной РґРѕ 10 Рј РЅР° подземных газопроводах испытываются РїРѕ нормам подземных газопроводов. РџСЂРё совместном строительстве РІРІРѕРґРѕРІ диаметром РґРѕ 100 РјРј СЃ распределительными газопроводами РёС… испытывают РїРѕ нормам, предусмотренным для распределительных газопроводов. 11.4 Рспытание газопроводов Рё оборудования ГРП Рё ГРУ РїСЂРѕРёР·РІРѕРґСЏС‚ РїРѕ нормам испытаний РЅР° стороне РІС…РѕРґРЅРѕРіРѕ давления газа или РїРѕ частям: - РґРѕ регулятора давления - РїРѕ нормам испытаний РЅР° стороне РІС…РѕРґРЅРѕРіРѕ давления газа; - после регулятора давления - РїРѕ нормам испытаний РЅР° стороне выходного давления газа. 11.5 Рспытания газопроводов паровой фазы РЎРЈР“ РїСЂРѕРёР·РІРѕРґСЏС‚ РїРѕ нормам, предусмотренным для испытаний газопроводов РїСЂРёСЂРѕРґРЅРѕРіРѕ газа. 11.6 Для проведения испытания газопровод разделяют РЅР° участки длиной РЅРµ более указанной РІ таблицах 27 - 37, ограниченные арматурой или заглушками. Арматура может быть использована РІ качестве ограничительного элемента, если РѕРЅР° рассчитана РЅР° испытательное давление Рё имеет герметичность РЅРµ ниже класса «А» РїРѕ ГОСТ 9544. 11.7 Если испытываемый газопровод состоит РёР· участков СЃ разными внутренними диаметрами, величина диаметра определяется РїРѕ формуле (27) В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (27) РіРґРµ d1, d2, ..., dn - внутренние диаметры участков газопровода, РјРј; l1, l2, …, ln - длины участков газопроводов соответствующих диаметров, Рј. Р’ таблицах 27 - 37 указывается номинальное - усредненное значение величины внутреннего диаметра для стальных, медных Рё полиэтиленовых труб. 11.8 Подземные газопроводы РґРѕ начала испытаний после РёС… заполнения РІРѕР·РґСѓС…РѕРј рекомендуется выдерживать РїРѕРґ испытательным давлением РІ течение времени, необходимого для выравнивания температуры РІРѕР·РґСѓС…Р° РІ газопроводе СЃ температурой грунта, РЅРѕ РЅРµ менее 24 С‡. Надземные Рё внутренние газопроводы, газопроводы Рё оборудование ГРП Рё ГРУ РґРѕ начала испытаний после РёС… заполнения РІРѕР·РґСѓС…РѕРј рекомендуется выдерживать РїРѕРґ испытательным давлением РІ течение времени, необходимого для выравнивания температуры РІРѕР·РґСѓС…Р° внутри газопроводов СЃ температурой окружающего РІРѕР·РґСѓС…Р°, РЅРѕ РЅРµ менее 1 С‡. 11.9 Газопроводы жилых, общественных Рё бытовых непроизводственного назначения, административных зданий испытываются РЅР° участке РѕС‚ отключающего устройства РЅР° РІРІРѕРґРµ РІ здание РґРѕ кранов газовых РїСЂРёР±РѕСЂРѕРІ Рё оборудования. РџСЂРё установке дополнительных газовых РїСЂРёР±РѕСЂРѕРІ испытание новых участков газопроводов Рє этим приборам РїСЂРё РёС… длине РґРѕ 5 Рј допускается производить газом (рабочим давлением) СЃ проверкой всех соединений газоиндикаторами или мыльной эмульсией. 11.10 Внутренние газопроводы котельных, общественных Рё бытовых зданий производственного назначения, производственных зданий следует испытывать РЅР° участке РѕС‚ отключающего устройства РЅР° РІРІРѕРґРµ РґРѕ отключающих устройств Сѓ газовых горелок. 11.11 Газопроводы РѕР±РІСЏР·РєРё резервуара РЎРЈР“ РїСЂРё раздельном испытании РёС… СЃ резервуаром РЎРЈР“ допускается испытывать РІ соответствии СЃ требованиями настоящего раздела. 11.12 Герметичность арматуры, газопроводов Рё присоединительных рукавов индивидуальных баллонных установок РЎРЈР“, Р° также присоединительные рукава газоиспользующего оборудования Рё контрольно-измерительных РїСЂРёР±РѕСЂРѕРІ разрешается проверять рабочим давлением газа СЃ применением газоиндикатора или мыльной эмульсии. 11.13 Манометры класса точности 0,15 рекомендуется применять для проведения испытаний газопроводов всех диаметров Рё давлений. 11.14 Манометры класса точности 0,4 рекомендуется применять для проведения испытаний: - подземных (наземных) газопроводов: РЅРёР·РєРѕРіРѕ Рё среднего давления; высокого давления (СЃРІ. 0,3 РњРџР° РґРѕ 0,6 РњРџР°) РІ поселениях - диаметром РЅРµ более 700 РјРј; высокого давления (СЃРІ. 0,6 РњРџР° РґРѕ 1,2 РњРџР°) межпоселковых - диаметром РЅРµ более 600 РјРј; - надземных Рё внутренних газопроводов всех диаметров Рё давлений. 11.15 Манометры класса точности 0,6 рекомендуется применять для проведения испытаний: - подземных (наземных) газопроводов: РЅРёР·РєРѕРіРѕ давления, среднего давления - диаметром РЅРµ более 150 РјРј РІ поселениях Рё РЅРµ более 200 РјРј для межпоселковых; РїСЂРё давлении СЃРІ. 0,3 РњРџР° РґРѕ 0,6 РњРџР° - диаметром РЅРµ более 125 РјРј РІ поселениях Рё РЅРµ более 150 РјРј для межпоселковых; РїСЂРё давлении СЃРІ. 0,6 РњРџР° РґРѕ 1,2 РњРџР° - РЅРµ более 80 РјРј для поселений Рё РЅРµ более 100 РјРј для межпоселковых газопроводов; - надземных Рё внутренних газопроводов: РЅРёР·РєРѕРіРѕ давления - диаметром РЅРµ более 100 РјРј; среднего давления - диаметром РЅРµ более 50 РјРј; РїСЂРё давлении СЃРІ. 0,3 РњРџР° РґРѕ 0,6 РњРџР° - РЅРµ более 40 РјРј РІ поселениях Рё РЅРµ более 25 РјРј для межпоселковых. 11.16 Рекомендуется РїСЂРё проведении испытаний РЅР° герметичность РЅРµ ограничивать максимально допустимую длину газопровода, диаметр которого РЅРµ превышает значений, указанных РІ таблице 27. Таблица 27
РСПЫТАНРР• ГАЗОПРОВОДОВ РќРЗКОГО ДАВЛЕНРРЇ11.17 Максимальную длину подземных (наземных) газопроводов РЅРёР·РєРѕРіРѕ давления РІ поселениях для проведения испытаний РїСЂРё величине испытательного давления 0,6 РњРџР° рекомендуется принимать РїРѕ таблице 28. Таблица 28
11.18 Максимальную длину надземных и внутренних газопроводов низкого давления в поселениях для проведения испытаний рекомендуется принимать по таблице 29. Таблица 29
РСПЫТАНРРЇ ПОДЗЕМНЫХ (НАЗЕМНЫХ) ГАЗОПРОВОДОВ СРЕДНЕГО РВЫСОКОГО ДАВЛЕНРРЇ11.19 РџСЂРё использовании манометров класса точности 0,15 рекомендуется принимать максимальную длину испытуемого участка для газопроводов РІ поселениях РїРѕ таблице 30, Р° для межпоселковых - РїРѕ таблице 31. Таблица 30
Таблица 31
11.20 При использовании манометров класса точности 0,4 рекомендуется принимать максимальную длину испытуемого участка для газопроводов в поселениях по таблице 32, а для межпоселковых - по таблице 33. Таблица 32
Таблица 33
11.21 При использовании манометров класса точности 0,6 рекомендуется принимать максимальную длину испытуемого участка для газопроводов в поселениях по таблице 34, а для межпоселковых - по таблице 35. Таблица 34
Таблица 35
РСПЫТАНРРЇ НАДЗЕМНЫХ РВНУТРЕННРРҐ ГАЗОПРОВОДОВ11.22 Максимальную длину надземных Рё внутренних газопроводов среднего Рё высокого давления РІ поселениях для проведения испытаний рекомендуется принимать РїРѕ таблице 36, Р° для межпоселковых - РїРѕ таблице 37. 12 РџР РЕМКА Р’ РКСПЛУАТАЦРР® Р РСПОЛНРТЕЛЬНАЯ ДОКУМЕНТАЦРРЇРџР РЕМКА Р’ РКСПЛУАТАЦРР®12.1 Приемку РІ эксплуатацию законченных строительством объектов систем газораспределения (газоснабжения) РїСЂРѕРёР·РІРѕРґСЏС‚ РІ соответствии СЃ требованиями РЎРќРёРџ 42-01, «Правил безопасности систем газораспределения Рё газопотребления» Госгортехнадзора Р РѕСЃСЃРёРё Рё положениями настоящего раздела. Таблица 36
Таблица 37
12.2 Приемочная РєРѕРјРёСЃСЃРёСЏ проверяет комплектность Рё правильность составления исполнительной документации, РїСЂРѕРёР·РІРѕРґРёС‚ внешний осмотр объекта СЃ целью определения соответствия выполненных строительно-монтажных работ проекту, РЎРќРёРџ 42-01, «Правилам безопасности систем газораспределения Рё газопотребления» Госгортехнадзора Р РѕСЃСЃРёРё Рё РґСЂСѓРіРёРј нормативным документам, утвержденным РІ установленном РїРѕСЂСЏРґРєРµ. 12.3 Приемочная РєРѕРјРёСЃСЃРёСЏ имеет право СЃ привлечением исполнителей проверять любые участки газопроводов Рё качество сварки физическими методами или вырезкой РёС… для механических испытаний, производить дополнительные испытания газопроводов Рё оборудования, образовывать РїСЂРё необходимости РїРѕРґРєРѕРјРёСЃСЃРёРё СЃ привлечением требуемых специалистов для проверки отдельных сооружений Рё оборудования. 12.4 РќРµ допускается принимать РІ эксплуатацию объекты, РЅРµ полностью законченные строительством, СЃ несогласованными РІ установленном РїРѕСЂСЏРґРєРµ отступлениями РѕС‚ проекта или состава РїСѓСЃРєРѕРІРѕРіРѕ комплекса, без проведения комплексного опробования оборудования (если РѕРЅРѕ необходимо), Р° также без принятой РІ эксплуатацию РРҐР— газопроводов (если РѕРЅР° предусмотрена проектом), испытаний газопроводов РЅР° герметичность, проверки качества изоляционных покрытий, комплекта исполнительной документации РІ соответствии СЃ требованиями РЎРќРёРџ 42-01. 12.5 Результаты работы приемочной РєРѕРјРёСЃСЃРёРё оформляются актом приемки законченного строительством объекта системы газораспределения, являющимся основанием для РІРІРѕРґР° объекта РІ эксплуатацию. Форма акта приемки приведена РІ приложении Р‘ РЎРќРёРџ 42-01. 12.6 Р’ тех случаях, РєРѕРіРґР° после монтажа системы газоснабжения требуется проведение РїСѓСЃРєРѕ-наладочных работ, приемочной РєРѕРјРёСЃСЃРёРё рекомендуется произвести приемку смонтированных газопроводов Рё установленного газоиспользующего оборудования СЃ автоматикой безопасности Рё регулирования для проведения комплексного опробования, результаты которой оформляются актом РїРѕ форме приложения Рџ настоящего РЎРџ, РЅР° основании которого заказчик получает разрешение РЅР° РїСѓСЃРє газа для проведения РїСѓСЃРєРѕ-наладочных работ. Р’ период производства РїСѓСЃРєРѕ-наладочных работ объект строительства передается заказчику, который несет ответственность Р·Р° его безопасность. После представления заказчиком приемочной РєРѕРјРёСЃСЃРёРё результатов комплексного опробования производится приемка объекта РІ эксплуатацию, которая оформляется актом приемки РїРѕ приложению Р‘ РЎРќРёРџ 42-01, являющимся основанием для РїСѓСЃРєР° газа Рё РІРІРѕРґР° объекта системы газораспределения РІ эксплуатацию. РСПОЛНРТЕЛЬНАЯ ДОКУМЕНТАЦРРЇ12.7 РџСЂРё приемке РІ эксплуатацию объекта системы газораспределения генеральный подрядчик должен представить приемочной РєРѕРјРёСЃСЃРёРё комплект исполнительной документации РІ соответствии СЃ требованиями РЎРќРёРџ 42-01. РР· перечня исполнительной документации, предусмотренной РЎРќРёРџ 42-01, РІ комплект исполнительной документации РЅР° конкретный объект строительства должны быть включены документы, соответствующие видам строительно-монтажных работ, выполненных РЅР° этом объекте. 12.8 Р’ приложениях Рє настоящему РЎРџ приведены следующие рекомендуемые формы исполнительной документации: - строительный паспорт подземного (надземного) газопровода, газового РІРІРѕРґР° - приложение Р ; - строительный паспорт внутридомового (внутрицехового) газооборудования - приложение РЎ; - строительный паспорт ГРП (ГРУ) - приложение Рў; - строительный паспорт резервуарной установки РЎРЈР“ - приложение РЈ; - протокол проверки сварных стыков газопровода радиографическим методом - приложение Р¤; - протокол механических испытаний сварных стыков стального газопровода - приложение X; - протокол механических испытаний сварных соединений полиэтиленового газопровода - приложение Р¦; - протокол проверки сварных стыков газопровода ультразвуковым методом - приложение РЁ; - протокол проверки параметров контактной сварки (пайки) газопроводов - приложение Р©. Система сварных стыков стальных Рё полиэтиленовых газопроводов РІС…РѕРґРёС‚ РІ состав строительного паспорта газопровода (газового РІРІРѕРґР°). Пример оформления схемы приведен РІ приложении Рџ. РџСЂРё строительстве межпоселковых подземных газопроводов разрешается указывать РЅР° схеме только стыки углов поворота газопроводов, выполненные фитингами, стыки РЅР° участках газопровода, прокладываемых РІ стесненных условиях, Р·Р° пределами футляра (РїРѕ РѕРґРЅРѕРјСѓ стыку РІ каждую сторону РѕС‚ футляра), монтажные (замыкающие) стыки, стык врезки РІ существующий газопровод. 12.9 Рсполнительная документация, представляемая генеральным подрядчиком РІ соответствии СЃ требованиями РЎРќРёРџ 42-01, формы которой РЅРµ приведены РІ настоящем РЎРџ, может составляться РІ соответствии СЃ требованиями РґСЂСѓРіРёС… нормативных документов, Р° РїСЂРё РёС… отсутствии - РІ произвольной форме. 12.10 Журнал учета работ рекомендуется составлять РІ соответствии СЃ требованиями РЎРќРёРџ 3.01.01. 12.11 РџСЂРё приемке РІ эксплуатацию систем газораспределения РѕРґРЅРѕ-, двухэтажного жилого РґРѕРјР° СЃ количеством квартир РЅРµ более четырех допускается предъявлять приемочной РєРѕРјРёСЃСЃРёРё исполнительную документацию РЅР° бланке РїРѕ форме приложения Р. 12.12 Заказчик представляет приемочной РєРѕРјРёСЃСЃРёРё результаты комплексного опробования газового оборудования, комплект документов РІ соответствии СЃ требованиями РџР‘ 12-529 Рё РџР‘ 12-609, акты приемки работ, выполненных РїРѕ РґРѕРіРѕРІРѕСЂСѓ СЃ РЅРёРј субподрядными организациями. РџР РЛОЖЕНРР• Рђ(справочное) РќРћР РњР« РАСХОДА ГАЗА РќРђ КОММУНАЛЬНО-БЫТОВЫЕ НУЖДЫ (извлечение РёР· ГОСТ Р 51617)Таблица Рђ.1
РџР РЛОЖЕНРР• Р‘(рекомендуемое) НОМОГРАММЫ РАСЧЕТА Р”РАМЕТРА ГАЗОПРОВОДААбсолютная шероховатость внутренней поверхности газопроводов принята: РёР· стальных труб Рї = 0,01 СЃРј; РёР· полиэтиленовых труб Рї = 0,0007 СЃРј. Наружные диаметры Рё толщины стенок стальных Рё полиэтиленовых газопроводов, использованные РїСЂРё построении номограмм, приведены РІ таблице Р‘.1. Р’ номограммах приняты следующие условные обозначения: буквенные: - РЎРў108 - газопровод РёР· стальных труб диаметром D = 108 РјРј; - РџР110 - газопровод РёР· полиэтиленовых труб диаметром D = 110 РјРј; линейные: - сплошная линия - для новых труб; - штриховая линия «экс» - для труб после годичной эксплуатации СЃ учетом увеличения эквивалентной абсолютной шероховатости РґРѕ 0,02 СЃРј для стальных труб Рё увеличения диаметра РґРѕ 5 % РїРѕРґ воздействием внутреннего давления для полиэтиленовых труб; - штриховая линия «экс 10В» - для стальных труб после 10-летней эксплуатации СЃ учетом увеличения эквивалентной абсолютной шероховатости РґРѕ 0,1 СЃРј. Таблица Р‘.1
Удельные потери давления для стальных Рё полиэтиленовых труб (новых Рё бывших РІ эксплуатации) РЅРёР·РєРѕРіРѕ давления (Q 500 - 3000 Рј3/С‡, r = 0,73 РєРі/Рј3, n = 1,4 ´ 10-6 Рј2/СЃ)
Удельные потери давления для стальных Рё полиэтиленовых труб (новых Рё бывших РІ эксплуатации) РЅРёР·РєРѕРіРѕ давления (Q 50 - 500 Рј3/С‡, r = 0,73 РєРі/Рј3, n = 1,4 ´ 10-6 Рј2/СЃ)
Удельные потери давления для стальных Рё полиэтиленовых труб (новых Рё бывших РІ эксплуатации) РЅРёР·РєРѕРіРѕ давления (Q 10 - 150 Рј3/С‡, r = 0,73 РєРі/Рј3, n = 1,4 ´ 10-6 Рј2/СЃ)
Удельные потери давления для стальных Рё полиэтиленовых труб (новых Рё бывших РІ эксплуатации) среднего давления (Q 1000 - 5000 Рј3/С‡, r = 0,73 РєРі/Рј3, n = 1,4 ´ 10-6 Рј2/СЃ)
Удельные потери давления для стальных Рё полиэтиленовых труб (новых Рё бывших РІ эксплуатации) РЅРёР·РєРѕРіРѕ давления (Q 250 - 1250 Рј3/С‡, r = 0,73 РєРі/Рј3, n = 1,4 ´ 10-6 Рј2/СЃ)
Удельные потери давления для стальных Рё полиэтиленовых труб (новых Рё бывших РІ эксплуатации) среднего давления (Q 0 - 300 Рј3/С‡, r = 0,73 РєРі/Рј3, n = 1,4 ´ 10-6 Рј2/СЃ)
Удельные потери давления для стальных Рё полиэтиленовых труб (новых Рё бывших РІ эксплуатации) среднего давления (Q 250 - 1000 Рј3/С‡, r = 0,73 РєРі/Рј3, n = 1,4 ´ 10-6 Рј2/СЃ)
Удельные потери давления для стальных Рё полиэтиленовых труб (новых Рё бывших РІ эксплуатации) среднего давления (Q 0 - 150 Рј3/С‡, r = 0,73 РєРі/Рј3, n = 1,4 ´ 10-6 Рј2/СЃ)
Удельные потери давления для стальных Рё полиэтиленовых труб (новых Рё бывших РІ эксплуатации) среднего давления (Q 0 - 300 Рј3/С‡, r = 0,73 РєРі/Рј3, n = 1,4 ´ 10-6 Рј2/СЃ)
Удельные потери давления для стальных Рё полиэтиленовых труб (новых Рё бывших РІ эксплуатации) высокого давления (Q 2000 - 10000 Рј3/С‡, r = 0,73 РєРі/Рј3, n = 1,4 ´ 10-6 Рј2/СЃ)
Удельные потери давления для стальных Рё полиэтиленовых труб (новых Рё бывших РІ эксплуатации) высокого давления (Q 500 - 2500 Рј3/С‡, r = 0,73 РєРі/Рј3, n = 1,4 ´ 10-6 Рј2/СЃ)
Удельные потери давления для стальных Рё полиэтиленовых труб (новых Рё бывших РІ эксплуатации) высокого давления (Q 0 - 550 Рј3/С‡, r = 0,73 РєРі/Рј3, n = 1,4 ´ 10-6 Рј2/СЃ)
Удельные потери давления для стальных Рё полиэтиленовых труб (новых Рё бывших РІ эксплуатации) высокого давления (Q 500 - 1000 Рј3/С‡, r = 0,73 РєРі/Рј3, n = 1,4 ´ 10-6 Рј2/СЃ)
Удельные потери давления для стальных Рё полиэтиленовых труб (новых Рё бывших РІ эксплуатации) высокого давления (Q 0 - 200 Рј3/С‡, r = 0,73 РєРі/Рј3, n = 1,4 ´ 10-6 Рј2/СЃ)
Удельные потери давления для стальных Рё полиэтиленовых труб (новых Рё бывших РІ эксплуатации) высокого давления (Q 0 - 500 Рј3/С‡, r = 0,73 РєРі/Рј3, n = 1,4 ´ 10-6 Рј2/СЃ)
РџР РЛОЖЕНРР• Р’(справочное) Р РђРЎРЎРўРћРЇРќРРЇ РћРў ГАЗОПРОВОДА ДО ДРУГРРҐ РНЖЕНЕРНЫХ РљРћРњРњРЈРќРРљРђР¦РР™ (извлечение РёР· проекта РЎРќРёРџ «Градостроительство»)Таблица Р’.1
Расстояние РѕС‚ газопровода РґРѕ РѕРїРѕСЂ воздушной линии СЃРІСЏР·Рё, контактной сети трамвая, троллейбуса Рё электрифицированных железных РґРѕСЂРѕРі следует принимать как РґРѕ РѕРїРѕСЂ воздушной линии электропередачи соответствующего напряжения. Минимальные расстояния РѕС‚ газопроводов РґРѕ тепловой сети бесканальной прокладки СЃ продольным дренажем следует принимать аналогично канальной прокладке тепловых сетей. Минимальные расстояния РІ свету РѕС‚ газопровода РґРѕ ближайшей трубы тепловой сети бесканальной прокладки без дренажа следует принимать как РґРѕ РІРѕРґРѕРїСЂРѕРІРѕРґР°. Расстояние РѕС‚ анкерных РѕРїРѕСЂ, выходящих Р·Р° габариты труб тепловой сети, следует принимать СЃ учетом РёС… сохранности. Минимальное расстояние РїРѕ горизонтали РѕС‚ газопровода РґРѕ напорной канализации допускается принимать как РґРѕ РІРѕРґРѕРїСЂРѕРІРѕРґР°. Минимальное расстояние РѕС‚ мостов железных Рё автомобильных РґРѕСЂРѕРі длиной РЅРµ более 20 Рј следует принимать как РѕС‚ соответствующих РґРѕСЂРѕРі. РџР РЛОЖЕНРР• Р“(рекомендуемое) ДЫМОВЫЕ РВЕНТРЛЯЦРОННЫЕ КАНАЛЫГ.1 Р’ настоящем приложении приведены рекомендуемые положения Рє проектированию дымовых Рё вентиляционных каналов для газоиспользующего оборудования, бытовых отопительных Рё отопительно-варочных печей. РџСЂРё проектировании дымовых каналов РѕС‚ газоиспользующих установок производственных зданий Рё котельных следует руководствоваться требованиями РЎРќРёРџ II-35. РџСЂРё переводе существующих котлов, производственных печей Рё РґСЂСѓРіРёС… установок СЃ твердого Рё жидкого РЅР° газовое топливо должен выполняться поверочный расчет газовоздушного тракта. Р“.2 Устройство дымовых Рё вентиляционных каналов должно соответствовать требованиям РЎРќРёРџ 2.04.05. Р“.3 Дымовые каналы РѕС‚ газоиспользующего оборудования, устанавливаемого РІ помещениях предприятий общественного питания, торговли, бытового обслуживания населения, офисах, встроенных РІ жилое здание, запрещается объединять СЃ дымовыми каналами жилого здания. Вентиляция вышеуказанных помещений также должна быть автономной. Р“.4 Отвод продуктов сгорания РѕС‚ газоиспользующего оборудования, установленного РІ помещениях офисах, размещаемых РІ габаритах РѕРґРЅРѕР№ квартиры, Р° также вентиляцию этих помещений следует предусматривать как для жилых зданий. Р“.5 Отвод продуктов сгорания РѕС‚ бытовых печей Рё газоиспользующего оборудования, РІ конструкции которого предусмотрен отвод продуктов сгорания РІ дымовой канал (дымовую трубу) (далее - канал), предусматривают РѕС‚ каждой печи или оборудования РїРѕ обособленному каналу РІ атмосферу. Р’ существующих зданиях допускается предусматривать присоединение Рє РѕРґРЅРѕРјСѓ каналу РЅРµ более РґРІСѓС… печей, РїСЂРёР±РѕСЂРѕРІ, котлов, аппаратов Рё С‚.Рґ., расположенных РЅР° РѕРґРЅРѕРј или разных этажах здания, РїСЂРё условии РІРІРѕРґР° продуктов сгорания РІ канал РЅР° разных СѓСЂРѕРІРЅСЏС… (РЅРµ ближе 0,75 Рј РѕРґРёРЅ РѕС‚ РґСЂСѓРіРѕРіРѕ) или РЅР° РѕРґРЅРѕРј СѓСЂРѕРІРЅРµ СЃ устройством РІ канале рассечки РЅР° высоту РЅРµ менее 0,75 Рј. Р’ жилых зданиях допускается предусматривать присоединение Рє РѕРґРЅРѕРјСѓ вертикальному дымовому каналу более РѕРґРЅРѕРіРѕ газоиспользующего отопительного оборудования СЃ герметичной камерой сгорания Рё встроенным устройством для принудительного удаления дымовых газов. Данное оборудование располагают РЅР° разных этажах здания. Количество оборудования, присоединяемого Рє РѕРґРЅРѕРјСѓ каналу, определяется расчетом. РќРµ рекомендуется присоединение бытового оборудования Рє каналу отопительной печи длительного горения. Р“.6 Каналы РѕС‚ газового оборудования следует размещать РІРѕ внутренних стенах здания или предусматривать Рє этим стенам приставные каналы. Р’ существующих зданиях допускается использовать существующие дымовые каналы РёР· несгораемых материалов РІ наружных стенах или предусматривать Рє РЅРёРј приставные каналы. Р“.7 Допускается присоединение газоиспользующего оборудования периодического действия (проточного водонагревателя Рё С‚.Рї.) Рє каналу отопительной печи СЃ периодической топкой РїСЂРё условии разновременной РёС… работы Рё достаточного сечения канала для удаления продуктов сгорания РѕС‚ присоединяемого оборудования. Присоединение соединительной трубы газоиспользующего оборудования Рє оборотам дымохода отопительной печи РЅРµ допускается. Р“.8 Площадь сечения канала РЅРµ должна быть меньше площади сечения патрубка присоединяемого газоиспользующего оборудования или печи. РџСЂРё присоединении Рє каналу РґРІСѓС… РїСЂРёР±РѕСЂРѕРІ, аппаратов, котлов, печей Рё С‚.Рї. сечение его следует определять СЃ учетом одновременной РёС… работы. Конструктивные размеры каналов определяются расчетом. Р“.9 Отвод продуктов сгорания РѕС‚ ресторанных плит, пищеварочных котлов Рё С‚.Рї. допускается предусматривать как РІ обособленный канал РѕС‚ каждого оборудования, так Рё РІ общий канал. Отвод продуктов сгорания РѕС‚ газоиспользующего оборудования, установленного РІ непосредственной близости РґСЂСѓРі РѕС‚ РґСЂСѓРіР°, допускается производить РїРѕРґ РѕРґРёРЅ Р·РѕРЅС‚ Рё далее РІ сборный канал. Допускается предусматривать соединительные трубы, общие для нескольких РїСЂРёР±РѕСЂРѕРІ (оборудования). Сечения каналов Рё соединительных труб должны определяться расчетом РёСЃС…РѕРґСЏ РёР· условия одновременной работы всего оборудования, присоединенного Рє каналу Рё соединительным трубам. Р“.10 Дымовые каналы следует выполнять РёР· обыкновенного керамического кирпича, глиняного кирпича, жаростойкого бетона, Р° также стальных Рё асбестоцементных труб для одноэтажных зданий. Наружную часть кирпичных каналов следует выполнять РёР· кирпича, степень морозостойкости которого соответствует требованиям РЎРќРёРџ II-22. Дымовые каналы также РјРѕРіСѓС‚ быть заводского изготовления Рё поставляться РІ комплекте СЃ газовым оборудованием. РџСЂРё установке асбестоцементных Рё стальных труб РІРЅРµ здания или РїСЂРё прохождении РёС… через чердак здания РѕРЅРё должны быть теплоизолированы для предотвращения образования конденсата. Конструкция дымовых каналов РІ наружных стенах Рё приставных Рє этим стенам каналов также должна обеспечивать температуру газов РЅР° выходе РёР· РЅРёС… выше точки СЂРѕСЃС‹. РќРµ допускается выполнять каналы РёР· шлакобетонных Рё РґСЂСѓРіРёС… неплотных или пористых материалов. Р“.11 Каналы должны быть вертикальными, без уступов. Допускается уклон каналов РѕС‚ вертикали РґРѕ 30В° СЃ отклонением РІ сторону РґРѕ 1 Рј РїСЂРё условии, что площадь сечения наклонных участков канала будет РЅРµ менее сечения вертикальных участков. Для отвода продуктов сгорания РѕС‚ ресторанных плит, пищеварочных котлов Рё подобных газовых РїСЂРёР±РѕСЂРѕРІ допускается предусматривать размещенные РІ полу горизонтальные участки каналов общей длиной РЅРµ более 10 Рј РїСЂРё условии устройства противопожарной разделки для сгораемых Рё трудносгораемых конструкций пола Рё перекрытия. Каналы должны быть доступны для чистки. Р“.12 Присоединение газоиспользующего оборудования Рє каналам следует предусматривать соединительными трубами, изготовленными РёР· кровельной или оцинкованной стали толщиной РЅРµ менее 1,0 РјРј, РіРёР±РєРёРјРё металлическими гофрированными патрубками или унифицированными элементами, поставляемыми РІ комплекте СЃ оборудованием. Суммарную длину горизонтальных участков соединительной трубы РІ новых зданиях следует принимать РЅРµ более 3 Рј, РІ существующих зданиях - РЅРµ более 6 Рј. Уклон соединительной трубы следует принимать РЅРµ менее 0,01 РІ сторону газового оборудования. РќР° соединительных трубах допускается предусматривать РЅРµ более трех поворотов СЃ радиусом закругления РЅРµ менее диаметра трубы. Ниже места присоединений соединительной трубы Рє каналам должно быть предусмотрено устройство «кармана» СЃ люком для чистки, Рє которому должен быть обеспечен свободный доступ. Соединительные трубы, прокладываемые через неотапливаемые помещения, РїСЂРё необходимости должны быть теплоизолированы. Р“.13 РќРµ допускается прокладка соединительных труб РѕС‚ газоиспользующего оборудования через жилые комнаты. Р“.14 Расстояние РѕС‚ соединительной трубы РґРѕ потолка или стены РёР· несгораемых материалов следует принимать РЅРµ менее 5 СЃРј, Р° РёР· сгораемых Рё трудносгораемых материалов - РЅРµ менее 25 СЃРј. Допускается уменьшение расстояния СЃ 25 РґРѕ 10 СЃРј РїСЂРё условии защиты сгораемых Рё трудносгораемых конструкций кровельной сталью РїРѕ листу асбеста толщиной РЅРµ менее 3 РјРј. Теплоизоляция должна выступать Р·Р° габариты соединительной трубы РЅР° 15 СЃРј СЃ каждой стороны. Р“.15 РџСЂРё присоединении Рє каналу РѕРґРЅРѕРіРѕ газоиспользующего РїСЂРёР±РѕСЂР° (оборудования), Р° также оборудования СЃРѕ стабилизаторами тяги шиберы РЅР° соединительных трубах РЅРµ предусматриваются. РџСЂРё присоединении Рє СЃР±РѕСЂРЅРѕРјСѓ дымоходу газоиспользующего оборудования, РЅРµ имеющего стабилизаторов тяги, РЅР° соединительных трубах РѕС‚ оборудования должны предусматриваться шиберы, имеющие отверстие диаметром РЅРµ менее 15 РјРј. Р“.16 РџСЂРё установке РІ отопительной печи газогорелочного устройства периодического действия РІ конструкции печи должен быть предусмотрен шибер. Установка шиберов РІ печи СЃ непрерывной топкой запрещается. Отопительно-варочная печь РїСЂРё переводе РЅР° газовое топливо должна иметь три шибера (РѕРґРёРЅ для летнего С…РѕРґР°, РґСЂСѓРіРѕР№ - для зимнего, третий - вентиляционный). Р“.17 Дымовые каналы РѕС‚ газоиспользующего оборудования РІ зданиях должны быть выведены (СЂРёСЃСѓРЅРѕРє Р“.1): - РЅРµ менее 0,5 Рј выше РєРѕРЅСЊРєР° или парапета кровли РїСЂРё расположении РёС… (считая РїРѕ горизонтали) РЅРµ далее 1,5 Рј РѕС‚ РєРѕРЅСЊРєР° или парапета кровли; - РІ уровень СЃ РєРѕРЅСЊРєРѕРј или парапетом кровли, если РѕРЅРё отстоят РЅР° расстоянии РґРѕ 3 Рј РѕС‚ РєРѕРЅСЊРєР° кровли или парапета; - РЅРµ ниже РїСЂСЏРјРѕР№, проведенной РѕС‚ РєРѕРЅСЊРєР° или парапета РІРЅРёР· РїРѕРґ углом 10В° Рє горизонту, РїСЂРё расположении труб РЅР° расстоянии более 3 Рј РѕС‚ РєРѕРЅСЊРєР° или парапета кровли; - РЅРµ менее 0,5 Рј выше границы Р·РѕРЅС‹ ветрового РїРѕРґРїРѕСЂР°, если вблизи канала находятся более высокие части здания, строения или деревья. Р’Рѕ всех случаях высота трубы над прилегающей частью кровли должна быть РЅРµ менее 0,5 Рј, Р° для РґРѕРјРѕРІ СЃ совмещенной кровлей (плоской) - РЅРµ менее 2,0 Рј. Устья кирпичных каналов РЅР° высоту 0,2 Рј следует защищать РѕС‚ атмосферных осадков слоем цементного раствора или колпаком РёР· кровельной или оцинкованной стали. Р РёСЃСѓРЅРѕРє Р“.1 - Схема вывода дымовых каналов РЅР° крышу здания Допускается РЅР° каналах предусматривать ветрозащитные устройства. Р“.18 Дымовые каналы РІ стенах допускается выполнять совместно СЃ вентиляционными каналами. РџСЂРё этом РѕРЅРё должны быть разделены РїРѕ всей высоте герметичными перегородками, выполненными РёР· материала стены, толщиной РЅРµ менее 120 РјРј. Высоту вытяжных вентиляционных каналов, расположенных СЂСЏРґРѕРј СЃ дымовыми каналами, следует принимать равной высоте дымовых каналов. Р“.19 РќРµ допускаются отвод продуктов сгорания РІ вентиляционные каналы Рё установка вентиляционных решеток РЅР° дымовых каналах. Р“.20 Разрешается отвод продуктов сгорания РІ атмосферу через наружную стену газифицируемого помещения без устройства вертикального канала РѕС‚ отопительного газоиспользующего оборудования СЃ герметичной камерой сгорания Рё устройством для принудительного удаления продуктов сгорания. Р“.21 Отверстия дымовых каналов РЅР° фасаде жилого РґРѕРјР° РїСЂРё отводе продуктов сгорания РѕС‚ отопительного газоиспользующего оборудования через наружную стену без устройства вертикального канала следует размещать РІ соответствии СЃ инструкцией РїРѕ монтажу газоиспользующего оборудования предприятия-изготовителя, РЅРѕ РЅР° расстоянии РЅРµ менее: - 2,0 Рј РѕС‚ СѓСЂРѕРІРЅСЏ земли; - 0,5 Рј РїРѕ горизонтали РґРѕ РѕРєРѕРЅ, дверей Рё открытых вентиляционных отверстий (решеток); - 0,5 Рј над верхней гранью РѕРєРѕРЅ, дверей Рё вентиляционных решеток; - 1,0 Рј РїРѕ вертикали РґРѕ РѕРєРѕРЅ РїСЂРё размещении отверстий РїРѕРґ РЅРёРјРё. Указанные расстояния РЅРµ распространяются РЅР° оконные проемы, заполненные стеклоблоками. РќРµ допускается размещение отверстий каналов РЅР° фасаде зданий РїРѕРґ вентиляционной решеткой. Наименьшее расстояние между РґРІСѓРјСЏ отверстиями каналов РЅР° фасаде здания следует принимать РЅРµ менее 1,0 Рј РїРѕ горизонтали Рё 2,0 Рј РїРѕ вертикали. РџСЂРё размещении дымового канала РїРѕРґ навесом, балконами Рё карнизами кровли зданий канал должен выходить Р·Р° окружность, описанную радиусом R (СЂРёСЃСѓРЅРѕРє Р“.2). Р РёСЃСѓРЅРѕРє Р“.2 - Схема размещения дымового канала РїРѕРґ навесом или балконом РќРµ рекомендуется предусматривать выход дымового канала через наружную стену РІ проезды (арки), туннели, подземные переходы Рё С‚.Рї. Р“.22 Длину горизонтального участка дымового канала РѕС‚ отопительною газоиспользующего оборудования СЃ герметичной камерой сгорания РїСЂРё выходе через наружную стену следует принимать РЅРµ более 3 Рј. Р“.23 Газоиспользующее оборудование тепловой мощностью РґРѕ 10 РєР’С‚ СЃ отводом продуктов сгорания РІ газифицируемое помещение размещается таким образом, чтобы обеспечивался свободный выход продуктов сгорания через вытяжные вентиляционные устройства (канал, осевой вентилятор) данного помещения. Р“.24 Р’ жилых зданиях вентиляционные каналы РёР· помещений, РІ которых установлено отопительное газоиспользующее оборудование для поквартирного отопления, РЅРµ допускается объединять СЃ вентиляционными каналами РґСЂСѓРіРёС… помещений (санузлов, кладовых, гаражей Рё С‚.Рї.). Р“.25 Р’ качестве вентиляционных каналов РјРѕРіСѓС‚ использоваться существующие дымовые каналы, РЅРµ связанные СЃ РґСЂСѓРіРёРјРё действующими дымовыми каналами. Решетки СЃ устройствами для регулирования расхода РІРѕР·РґСѓС…Р°, исключающими возможность полного РёС… закрытия, предусматривают РЅР° вытяжных вентиляционных каналах газифицируемых помещений. РџР РЛОЖЕНРР• Р”(справочное) УСЛОВНОЕ ОБОЗНАЧЕНРР• Р—РђРџРћР РќРћР™ РђР РњРђРўРЈР Р«(Система Центрального Конструкторского Бюро Арматуры - ЦКБА)
Для арматуры СЃ электроприводом РІРѕ взрывозащитном исполнении РІ конце условного обозначения добавляется Р±СѓРєРІР° Р‘, например: 30С‡906Р±СЂР‘. РџР РЛОЖЕНРР• Р•(справочное) АРМАТУРАТаблица Р•.1
РџР РЛОЖЕНРР• Р–(справочное) РЎРџРРЎРћРљ ЗАВОДОВ-РЗГОТОВРТЕЛЕЙ Р—РђРџРћР РќРћР™ АРМАТУРЫТаблица Р–.1
РџР РЛОЖЕНРР• Р(рекомендуемое) ТРЕБОВАНРРЇ РџРћ ОБЕСПЕЧЕНРР® ФРРРљР¦РРћРќРќРћР™ РСКРОБЕЗОПАСНОСТРВО ВЗРЫВООПАСНЫХ Р—РћРќРђРҐ РПОМЕЩЕНРРЇРҐ РџР РћРЗВОДСТВ РЎ ОБРАЩЕНРЕМ РџР РРОДНЫХ Р РЎР–РЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВТаблица Р.1
РџР РЛОЖЕНРР• Рљ(рекомендуемое) ПРЕДЕЛЬНЫЕ ОТКЛОНЕНРРЇ, ОБЪЕМ РМЕТОДЫ КОНТРОЛЯ ПРРРАЗРАБОТКЕ ТРАНШЕЙ РКОТЛОВАНОВ, ПЛАНРР РћР’РљР• ЗЕМЛРРЗАСЫПКЕ КОТЛОВАНОВТаблица Рљ.1
Таблица К.2
РџР РЛОЖЕНРР• Р›(рекомендуемое) МЕТОД НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННОГО БУРЕНРРЇР›.1 ОРГАНРР—РђР¦РРЇ РЎРўР РћРТЕЛЬСТВАЛ.1.1 До начала строительства необходимо уточнить РЅР° местности проектное положение газопровода. Р›.1.2 Строительство газопроводов СЃРїРѕСЃРѕР±РѕРј наклонно-направленного бурения должны выполнять специализированные организации, имеющие необходимое оборудование Рё соответствующую лицензию. Р›.1.3 Работы РїРѕ бурению рекомендуется выполнять РїСЂРё положительных температурах окружающего РІРѕР·РґСѓС…Р°. Работа РїРѕ прокладке протяженных газопроводов РїСЂРё отрицательных температурах окружающего РІРѕР·РґСѓС…Р° должна выполняться круглосуточно РїСЂРё непрерывной работе всех систем, бурильная установка Рё резервуары СЃ буровым раствором должны находиться РІ укрытии СЃ температурой РІРѕР·РґСѓС…Р° РЅРµ ниже плюс 5 °С. РќРµ рекомендуется планировать работы РЅР° период, РєРѕРіРґР° возможно понижение температуры РґРѕ РјРёРЅСѓСЃ 20 °С. РџСЂРё строительстве газопроводов незначительной длины (РґРѕ 100 Рј) Рё диаметром РґРѕ 110 РјРј допускается протаскивание газопровода СЃ одновременным расширением Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ канала. Р›.1.4 Напряжения РІ стенке трубы РїСЂРё ее протаскивании РїРѕ Р±СѓСЂРѕРІРѕРјСѓ каналу РЅРµ должны превышать: для стальных труб - 70 % sС‚;В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (1) для полиэтиленовых труб - 50 % sт                                                                                                                               (2) Р›.1.5 Максимально допустимое усилие протаскивания Р РіРї стального газопровода РїРѕ Р±СѓСЂРѕРІРѕРјСѓ каналу рассчитывается РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (3) РіРґРµ Р РіРї - усилие протаскивания стального газопровода, Рќ; sС‚ - предел текучести применяемой стальной трубы, Рќ/РјРј2; dРЅ - наружный диаметр трубы газопровода, РјРј; dРІ - внутренний диаметр трубы газопровода, РјРј. Р›.1.6 Максимально допустимое усилие протаскивания газопровода Р РіРї РёР· полиэтиленовых труб РїРѕ Р±СѓСЂРѕРІРѕРјСѓ каналу РЅРµ должно превышать величин, указанных РІ таблице Р›.1. Таблица Р›.1
Усилия протаскивания газопровода рассчитаны исходя из следующих прочностных характеристик полиэтилена: ПР80 - sт - 15,0 МПа; ПР100 - sт - 25,0 МПа. Для предупреждения повреждения полиэтиленового газопровода при протаскивании соединение расширителя с газопроводом следует изготавливать таким, чтобы оно разрывалось при возникновении усилия протаскивания газопровода Ргп, большего, чем приведенное в таблице Л.1. Л.1.7 Выбор бурильной установки производится по результатам расчета общего усилия протаскивания Рсогласно разделу Л.4 настоящего приложения. Примеры расчета общего усилия протаскивания Ргп и усилия протаскивания газопровода из полиэтиленовых труб Ргп диаметром 110 мм при строительстве подводного перехода приведены в приложении М. Л.1.8 Диаметр бурового канала для протаскивания стального газопровода определяется проектом и зависит от возможностей бурильной установки, применяемого оборудования, длины и диаметра прокладываемого газопровода. Л.1.9 Соотношения диаметра бурового канала, диаметра трубы и длины газопровода из полиэтиленовых труб приведены в таблице Л.2. Таблица Л.2
Для твердых почв - СЃСѓС…РѕР№ глины Рё плотного, слежавшегося песка диаметр Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ канала должен быть ³ 1,5 диаметра трубы. Р›.1.10 Для контроля трассы бурения (определения местонахождения Р±СѓСЂРѕРІРѕР№ головки РІ грунте) применяются различные системы локации. Р›.2 РАСЧЕТ ГЕОМЕТРРЧЕСКРРҐ ПАРАМЕТРОВ ТРАССЫЛ.2.1 Основными геометрическими параметрами трассы газопровода являются (СЂРёСЃСѓРЅРєРё Р›.1 - Р›.3): - l - длина пилотной скважины (длина Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ канала; длина трассы газопровода); - L - длина пилотной скважины РІ плане; - d - диаметр Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ канала; - D1 - заглубление пилотной скважины РѕС‚ точки забуривания; - D2 - заглубление пилотной скважины РѕС‚ точки выхода Р±СѓСЂРѕРІРѕР№ головки РёР· земли; - Ds - глубина (РїРѕ вертикали) точки забуривания РІРѕ РІС…РѕРґРЅРѕРј РїСЂРёСЏРјРєРµ РѕС‚ поверхности земли; - Рќ1 - заглубление пилотной скважины РѕС‚ поверхности земли РїСЂРё забуривании; - H2 - заглубление пилотной скважины РѕС‚ поверхности земли РїСЂРё выходе Р±СѓСЂРѕРІРѕР№ головки РёР· земли; - a1 - СѓРіРѕР» забуривания (РІС…РѕРґРЅРѕР№ СѓРіРѕР»); - a1-i(расч) - средний расчетный текущий СѓРіРѕР» для вычислений РїСЂРё переходе РѕС‚ точки забуривания РґРѕ точки максимального заглубления; - a2 - СѓРіРѕР» РЅР° выходе Р±СѓСЂРѕРІРѕР№ головки РёР· земли; - a2-i(расч) - средний расчетный текущий СѓРіРѕР» для вычислений РїСЂРё переходе РѕС‚ максимального заглубления РґРѕ выхода Р±СѓСЂРѕРІРѕР№ головки РёР· земли. Р РёСЃСѓРЅРѕРє Р›.1 - Основные геометрические параметры трассы Расчеты геометрических параметров пилотной скважиныЛ.2.2 Расстояние Ls РѕС‚ лафета бурильной установки РґРѕ точки РІС…РѕРґР° Р±СѓСЂРѕРІРѕР№ головки РІ землю (точки забуривания) РІРѕ РІС…РѕРґРЅРѕРј РїСЂРёСЏРјРєРµ (СЂРёСЃСѓРЅРѕРє Р›.2) определяется РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (4) РіРґРµ Ls - расстояние РїРѕ горизонтали РѕС‚ лафета Р±СѓСЂРѕРІРѕР№ установки РґРѕ точки РІС…РѕРґР° Р±СѓСЂРѕРІРѕР№ головки РІ землю РІРѕ РІС…РѕРґРЅРѕРј РїСЂРёСЏРјРєРµ, Рј; Ds - глубина точки РІС…РѕРґР° Р±СѓСЂР° РІ землю РІРѕ РІС…РѕРґРЅРѕРј РїСЂРёСЏРјРєРµ (определяется проектом), Рј; a1 - СѓРіРѕР» РІС…РѕРґР° Р±СѓСЂР° РІ землю (СѓРіРѕР» забуривания) (характеристика Р±СѓСЂРѕРІРѕР№ установки), град. Р›.2.3 Радиус РєСЂРёРІРёР·РЅС‹ пилотной скважины R1 РїСЂРё забуривании (СЂРёСЃСѓРЅРѕРє Р›.1) определяется РїСЂРё переходе РѕС‚ максимального угла РїСЂРё забуривании Рє нулевому РЅР° максимальной глубине (пилотная скважина выполняется РїРѕ плавной РґСѓРіРµ) Рё РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (5) РіРґРµ R1 - радиус РєСЂРёРІРёР·РЅС‹ пилотной скважины РїСЂРё забуривании, Рј; D1 - заглубление пилотной скважины РѕС‚ точки забуривания (определяется проектом). Длина пилотной скважины l1 РїСЂРё переходе РѕС‚ максимального угла РїСЂРё забуривании Рє нулевому углу (СЂРёСЃСѓРЅРєРё Р›.1, Р›.2) рассчитывается РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (6) РіРґРµ l1 - расчетная длина пилотной скважины РѕС‚ точки забуривания РґРѕ точки максимального заглубления (РѕС‚ точки Рњ РґРѕ точки A1), Рј. Р›.2.4 Количество буровых штанг n1 необходимое для выполнения пилотной скважины длиной l1 определяется РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (7) РіРґРµ lС€ - длина РѕРґРЅРѕР№ штанги; n1 - количество буровых штанг, необходимое для бурения пилотной скважины длиной l1. Р РёСЃСѓРЅРѕРє Р›.2 - Схема забуривания пилотной скважины Р РёСЃСѓРЅРѕРє Р›.3 - Схема перехода пилотной скважины РѕС‚ максимального угла забуривания Рє нулевому углу Р›.2.5 Величина изменения текущего угла Da1 РЅР° каждой штанге РїСЂРё выполнении пилотной скважины РЅР° длине l1 рассчитывается РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (8) РіРґРµ Da1 - изменение угла РЅР° каждой штанге. Р›.2.6 Для упрощенных расчетов величины заглубления Р±СѓСЂРѕРІРѕР№ головки РІ земле РїСЂРё переходе РѕС‚ максимального угла РїСЂРё забуривании (СЂРёСЃСѓРЅРєРё Р›.2, Р›.3) Рє нулевому РїСЂРё горизонтальном положении Р±СѓСЂРѕРІРѕР№ головки необходимо определить средний расчетный текущий СѓРіРѕР» a1-i(расч) РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (9) РіРґРµ a1-i(расч) - средний расчетный текущий СѓРіРѕР» для вычислений; ai - текущий СѓРіРѕР» (РІ пределах РѕС‚ a1 РїСЂРё забуривании РґРѕ 0В°), рассчитывается РїРѕ формуле ai = a1 - iDa1,В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (10) РіРґРµ i - текущее число штанг, необходимое для РїСЂРѕС…РѕРґРєРё пилотной скважины длиной l1 (i = 1; 2; 3, ..., n1). Р›.2.7 Расчет текущего заглубления пилотной скважины D1-i (СЂРёСЃСѓРЅРєРё Р›.2, Р›.3) D1-i = l1-isina1-i(расч),В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (11) РіРґРµ l1-i - текущая длина пилотной скважины (РѕС‚ 0 РґРѕ l1); a1-i(расч) - средний текущий расчетный СѓРіРѕР». РќР° СЂРёСЃСѓРЅРєРµ Р›.3 графически показаны: - текущая длина пилотной скважины: li = l1-1; l1-2; l1-3, …, l1; - текущее заглубление пилотной скважины: Di = D1-1; D1-2; D1-3; …, D1. РџСЂРё этом расчет текущего заглубления РЅР° выходе газопровода (РЅР° длине l2) выполняется аналогично расчету РЅР° РІС…РѕРґРµ (РЅР° длине l1). Р›.2.8 Радиус РєСЂРёРІРёР·РЅС‹ пилотной скважины R2 РЅР° выходе пилотной скважины РёР· грунта (СЂРёСЃСѓРЅРѕРє Р›.1) рассчитывается РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (12) РіРґРµ R2 - радиус РєСЂРёРІРёР·РЅС‹ пилотной скважины РЅР° выходе, Рј; a2 - СѓРіРѕР» РЅР° выходе, град; D2 - заглубление пилотной скважины РЅР° выходе, определяется РїРѕ формуле D2 = D1 - h2,В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (13) РіРґРµ h2 - перепад РїРѕ высоте точки выхода пилотной скважины относительно точки забуривания, Рј. Р›.2.9 Длина пилотной скважины l2 РїСЂРё переходе РѕС‚ нулевого угла РЅР° максимальной глубине Рє углу РЅР° выходе РІ выходном РїСЂРёСЏРјРєРµ (СЂРёСЃСѓРЅРѕРє Р›.1) определяется РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (14) РіРґРµ l2 - теоретическая длина пилотной скважины РѕС‚ точки максимальной глубины РґРѕ точки выхода РІ выходном РїСЂРёСЏРјРєРµ (РѕС‚ точки Рђ2 РґРѕ точки Рќ), Рј. Р›.2.10 Общая длина пилотной скважины l РѕС‚ точки РІС…РѕРґР° РґРѕ точки выхода (СЂРёСЃСѓРЅРѕРє Р›.1) состоит РёР·: l = l1 + lРїСЂ + l2,В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (15) РіРґРµ lРїСЂ - длина прямолинейного участка; l - общая длина пилотной скважины РѕС‚ точки РІС…РѕРґР° РґРѕ точки выхода (РѕС‚ точки Рњ РґРѕ точки Рќ). Р РёСЃСѓРЅРѕРє Р›.4 - Расчетные параметры пилотной скважины РџСЂРё наличии нескольких прямолинейных Рё криволинейных участков общую длину пилотной скважины рассчитывают РїРѕ формуле l = l1 +l1РїСЂ + l1РєСЂ + l2РїСЂ + l2РєСЂ + l3РїСЂ + … + l2,В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (16) РіРґРµ l1РїСЂ; l1РєСЂ; l2РїСЂ; l2РєСЂ; l3РїСЂ - длины различных прямолинейных Рё криволинейных участков. Р›.2.11 Длина пилотной скважины РІ плане L1 РѕС‚ точки РІС…РѕРґР° РІ РіСЂСѓРЅС‚ РґРѕ точки максимального заглубления (СЂРёСЃСѓРЅРѕРє Р›.1) определяется РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (17) РіРґРµ L1 - длина пилотной скважины РІ плане РѕС‚ точки Рњ РґРѕ точки A1¢. Р›.2.12 Длина пилотной скважины РІ плане L2 РѕС‚ точки максимального заглубления РґРѕ точки выхода РёР· земли определяется РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (18) РіРґРµ L2 - длина пилотной скважины РІ плане РѕС‚ точки Рђ2¢ РґРѕ точки Рќ. Р›.2.13 Общая длина пилотной скважины РІ плане L РѕС‚ точки забуривания РґРѕ точки выхода пилотной скважины РёР· земли состоит РёР· L = L1 + LРїСЂ + L2,В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (19) РіРґРµ LРїСЂ - длина прямолинейного участка РІ плане; L - общая длина пилотной скважины РІ плане РѕС‚ точки Рњ РґРѕ точки H. РџСЂРё наличии нескольких прямолинейных Рё криволинейных участков длину трассы рассчитывают РїРѕ формуле L = L1 +L1РїСЂ + L1РєСЂ + L2РїСЂ + L3РєСЂ + L3РїСЂ + … + L2,В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (20) РіРґРµ L1РїСЂ, L1РєСЂ, L2РїСЂ, L3РєСЂ, L3РїСЂ Рё С‚.Рґ. - длины конкретных криволинейных Рё прямолинейных участков пилотной скважины РІ плане. РџРѕ результатам расчетов параметров трассы газопровода оформляют профиль бурения (форма Р“) Рё карту бурения (форма Р”). Р›.2.14 Для расчета тяговых усилий РїСЂРё горизонтальном направленном бурении необходимо определить общий теоретический радиус РєСЂРёРІРёР·РЅС‹ Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ канала (СЂРёСЃСѓРЅРѕРє Р›.1): Р°) для простых трасс, выполненных РїРѕ плавной РґСѓРіРµ, общий теоретический радиус равен фактическому радиусу РєСЂРёРІРёР·РЅС‹ Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ канала Рё рассчитывается РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (21) Р±) для сложных трасс Р·Р° радиус РєСЂРёРІРёР·РЅС‹ пилотной скважины принимают радиус вписанной окружности, наиболее приближенной Рє проектному профилю пилотной скважины, который рассчитывают РїРѕ формуле (СЂРёСЃСѓРЅРѕРє Р›.1) В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (22) Р›.2.15 Длина плети газопровода, необходимая (Рё достаточная) для протаскивания, определяется РїРѕ формуле lРі = l + d + 2Р°,В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (23) РіРґРµ lРі - длина трубы прокладываемого газопровода, Рј; l - расчетная длина, Рј; d - отклонение фактической длины Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ канала РѕС‚ расчетного размера: 10 - 20 % для газопровода РёР· полиэтиленовых труб, 3 - 5 % для стального газопровода, Рј; Р° - участки газопровода РІРЅРµ Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ канала: 1,5 - 2,5 Рј, Рј. Р›.2.16 Объем грунта VРі, удаляемого РёР· скважины, определяется РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (24) РіРґРµ d - диаметр Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ канала (пилотной скважины), Рј; l - теоретическая длина Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ канала, Рј. Р›.2.17 Потребность РІ Р±СѓСЂРѕРІРѕРј растворе VСЂ, необходимом для качественного бурения, зависит РѕС‚ типа грунта Рё колеблется РІ значительных пределах. Р’ среднем для того чтобы вывести РёР· скважины РЅР° поверхность РѕРґРёРЅ объем грунта, требуются 3 - 5 объемов Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора (для сыпучего песка - 6 - 10 объемов). Р›.2.18 Минимальное время tmin бурения пилотной скважины (Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ канала) составляет В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (25) РіРґРµ VСЂ - объем Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора, который необходим для качественного бурения, Р»; QР¶ - производительность насоса бурильной установки, Р»/РјРёРЅ (характеристика бурильной установки). Р›.2.19 Максимальная скорость бурения vmax В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (26) Р›.3 РАСЧЕТ РЈРЎРР›РРЇ ПРОХОДКРПРЛОТНОЙ РЎРљР’РђР–РНЫЛ.3.1 РСЃС…РѕРґСЏ РёР· закона равновесия СЃРёР» взаимодействия усилие РїСЂРѕС…РѕРґРєРё пилотной скважины определяют как СЃСѓРјРјСѓ всех РІРёРґРѕРІ СЃРёР» сопротивления движению Р±СѓСЂРѕРІРѕР№ головки Рё буровых штанг РІ пилотной скважине: В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (27) РіРґРµ P1* - лобовое сопротивление бурению (сопротивление движению Р±СѓСЂРѕРІРѕР№ головки РІ грунте) СЃ учетом искривления пилотной скважины; P2* - сила трения РѕС‚ веса буровых штанг (РІ скважине); P3* - увеличение силы трения РѕС‚ силы тяжести грунта Р·РѕРЅС‹ естественного СЃРІРѕРґР° равновесия (РїРѕ Рњ.Рњ. Протодьяконову); P4* - увеличение силы трения РѕС‚ наличия РЅР° буровых штангах выступов Р·Р° пределы наружного диаметра; P5* - дополнительные силы трения РѕС‚ опорных реакций; P6* - сопротивление перемещению буровых штанг РІ Р·РѕРЅРµ забуривания Р·Р° счет смятия стенки скважины; P7* - сопротивление РЅР° выходе РїСЂРё переходе РѕС‚ криволинейного движения Рє прямолинейному. Расчет усилия РїСЂРѕС…РѕРґРєРё пилотной скважины выполняется для РґРІСѓС… пограничных состояний: - РїСЂРё благоприятных условиях: РїСЂРё наличии качественного Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора, отсутствии фильтрации раствора РІ РіСЂСѓРЅС‚, РїСЂРё хорошо сформированной Рё стабильной пилотной скважине; - РїСЂРё неблагоприятных условиях: РїСЂРё обрушении грунта РїРѕ длине пилотной скважины Рё фильтрации Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора РІ РіСЂСѓРЅС‚. Р›.3.2 Лобовое сопротивления бурению P1* рассчитывается РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (28) РіРґРµ Р Рі* - сила сопротивления бурению, Рќ; li - текущая длина пилотной скважины РїСЂРё бурении РѕС‚ точки забуривания РґРѕ выхода пилотной скважины РёР· земли (РѕС‚ 0 РґРѕ 1), Рј; R - радиус РєСЂРёРІРёР·РЅС‹ пилотной скважины, Рј; fp* - условный коэффициент трения вращающегося резца Рѕ РіСЂСѓРЅС‚, рассчитывается РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (29) РіРґРµ fp - коэффициент трения резца Рѕ РіСЂСѓРЅС‚; dРі - диаметр Р±СѓСЂРѕРІРѕР№ головки, Рј; h - подача РЅР° РѕР±РѕСЂРѕС‚, рассчитывается РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (30) РіРґРµ v - скорость бурения, Рј/РјРёРЅ; w - угловая скорость бурения, РѕР±/РјРёРЅ. Сила сопротивления бурению Р Рі* РїСЂРё разрушении грунта вращающейся Р±СѓСЂРѕРІРѕР№ головкой рассчитывается РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (31) РіРґРµ РЎ0 - коэффициент сцепления грунта, Рќ/Рј2 (РџР°); С‚ - ширина резца, Рј; Рµp - глубина врезания (вылет резца), Рј; r - СѓРіРѕР» внутреннего трения грунта, рад. Р›.3.3 Силу трения РѕС‚ веса буровых штанг РІ пилотной скважине Р 2* рассчитывают РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (32) РіРґРµ qС€ - погонный вес буровых штанг Р·Р° вычетом выталкивающей силы Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора, Рќ/Рј; R - радиус РєСЂРёРІРёР·РЅС‹ Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ канала, Рј; l - длина пилотной скважины, Рј; li - текущая длина пилотной скважины, Рј. В - углы РІ радианах (1 радиан - 57,3В°); fС€* - условный коэффициент трения вращающихся буровых штанг Рѕ РіСЂСѓРЅС‚, смоченный буровым раствором, рассчитывается РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (33) РіРґРµ dС€ - наружный диаметр буровых штанг, Рј; fС€ - коэффициент трения штанг Рѕ РіСЂСѓРЅС‚, смоченный буровым раствором. Погонный вес штанг qС€ (Р·Р° вычетом выталкивающей силы Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора) рассчитывается РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (34) РіРґРµ gС€ - удельный вес материала штанг, Рќ/Рј3; gР¶ - удельный вес Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора, Рќ/Рј3; dС€ - толщина стенки штанги, Рј. Р›.3.4 Усилие увеличения силы трения РѕС‚ силы тяжести грунта Р·РѕРЅС‹ естественного СЃРІРѕРґР° равновесия (РїРѕ Рњ.Рњ. Протодьяконову) Р 3* рассчитывается РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (35) РіРґРµ qРі - погонный вес грунта Р·РѕРЅС‹ естественного СЃРІРѕРґР° равновесия (РїРѕ Рњ.Рњ. Протодьяконову), который рассчитывается РїРѕ формуле qРі = 0,5kpgРі*(1 + m)dРЅ2,В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (36) РіРґРµ m - коэффициент Р±РѕРєРѕРІРѕРіРѕ давления; k - коэффициент высоты СЃРІРѕРґР° равновесия (РїРѕ Рњ.Рњ. Протодьяконову), который рассчитывается РїРѕ формулам: В - РїСЂРё благоприятных условиях; (37) В - РїСЂРё неблагоприятных условиях,В В В В (38) РіРґРµ r - СѓРіРѕР» внутреннего трения грунта, рад; gРі* - объемный вес грунта СЃ учетом разрыхления РїСЂРё его обрушении РЅР° буровые штанги, который рассчитывается РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (39) РіРґРµ gРі - удельный объемный вес грунта РІ естественном залегании, Рќ/Рј3. Р›.3.5 Увеличение силы трения РѕС‚ наличия РЅР° штангах выступов Р·Р° пределы наружного диаметра Р 4* рассчитывается РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (40) РіРґРµ qР±* - погонная сила сопротивления буртов земли, образованных выступами, рассчитывается РїРѕ формулам, Рќ/Рј: Р°) РїСЂРё благоприятных условиях: В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (41) РіРґРµ аш - расстояние между выступами РЅР° штанге, Рј; gРІ - удельный вес РІРѕРґС‹, Рќ/Рј3; DP3* - потеря давления Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора между выступом Рё стенкой скважины РЅР° длине выступа, рассчитывается РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (42) РіРґРµ QР¶ - расход Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора, Рј3/СЃ (характеристика установки); L3*- длина выступа РЅР° штанге, Рј; d3*- наружный диаметр выступа РЅР° штанге, Рј; dРі - наружный диаметр Р±СѓСЂРѕРІРѕР№ головки, Рј; DPС€ - потеря давления Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора между штангами Рё стенкой скважины РЅР° длине выступа, которая рассчитывается РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (43) Р±) РїСЂРё неблагоприятных условиях: В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (44) dСѓРїР» - напряжение уплотнения грунта, которое рассчитывается РїРѕ формуле В - для песчаных грунтов, Рќ/Рј2 (РџР°),В В В В В В В В В В В В (45) РђРі - площадь вертикального сечения бурта, рассчитывается РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (46) Рї0 - пористость грунта РІ естественном залегании; Dn - приращение пористости грунта РїСЂРё обрушении грунта Р·РѕРЅС‹ СЃРІРѕРґР° равновесия, рассчитывается РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (47) Р›.3.6 Дополнительные силы трения РѕС‚ опорных реакций РїСЂРё движении РІ криволинейной скважине P5* рассчитываются РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (48) Р Рё*- силы трения РѕС‚ опорных реакций, определяющих РёР·РіРёР± буровых штанг, рассчитываются РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (49) РіРґРµ Еш - модуль упругости материала штанг, Рќ/Рј2 (РџР°); Р’С€ - плечо опорных реакций буровых штанг, рассчитывается РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (50) Р›.3.7 Сопротивление перемещению буровых штанг РІ Р·РѕРЅРµ забуривания рассчитывается РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (51) РіРґРµ Р СЃ*- сила смятия стенки скважины РїСЂРё забуривании, рассчитывается РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (52) Р›.3.8 Сопротивление движению РїСЂРё переходе РѕС‚ криволинейного движения Рє прямолинейному рассчитывается РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (53) Р›.3.9 Полное усилие прокладки пилотной скважины рассчитывается РїРѕ формулам: Р°) РїСЂРё благоприятных условиях: В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (54) Р±) РїСЂРё неблагоприятных условиях (обрушении грунта РїРѕ всей длине пилотной скважины Рё полной фильтрации Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора РІ РіСЂСѓРЅС‚): В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (55) Фактическое усилие прокладки пилотной скважины РІ реальных условиях будет находиться между пограничными величинами PРї(Р°) Рё PРї(Р±). Р›.4 РАСЧЕТ ОБЩЕГО РЈРЎРР›РРЇ РџР РћРўРђРЎРљРР’РђРќРРЇ РР›.4.1 Общее усилие протаскивания Ропределяется как СЃСѓРјРјР° всех РІРёРґРѕРІ сопротивления движению газопровода Рё расширителя РІ Р±СѓСЂРѕРІРѕРј канале: Р = Р p + Р Рї* + Р РіРї,В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (56) РіРґРµ Р - общее усилие протаскивания; Р СЂ - лобовое сопротивление движению расширителя; Р Рї* - усилие перемещения буровых штанг; Р РіРї - усилие протаскивания газопровода, которое рассчитывается РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (57) РіРґРµ Р 2 - сила трения РѕС‚ веса газопровода (РІ Р±СѓСЂРѕРІРѕРј канале); Р 3 - увеличение силы трения РѕС‚ силы тяжести грунта Р·РѕРЅС‹ естественного СЃРІРѕРґР° равновесия (РїРѕ Рњ.Рњ. Протодьяконову); P4 - увеличение силы трения РѕС‚ наличия РЅР° трубе газопровода выступов Р·Р° пределы наружного диаметра; Р 5 - дополнительные силы трения РѕС‚ опорных реакций; Р 6 - усилие сопротивления перемещению газопровода РІ Р·РѕРЅРµ заглубления РІ Р±СѓСЂРѕРІРѕР№ канал; Р 7 - увеличенное сопротивление перемещению РїСЂРё переходе РѕС‚ прямолинейного движения Рє криволинейному; P8 - сила трения РѕС‚ веса газопровода, находящегося РІРЅРµ Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ канала. Расчет общего усилия протаскивания выполняется для РґРІСѓС… пограничных состояний: - РїСЂРё благоприятных условиях: РїСЂРё наличии качественного Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора, отсутствии фильтрации раствора РІ РіСЂСѓРЅС‚, РїСЂРё хорошо сформированном Рё стабильном Р±СѓСЂРѕРІРѕРј канале; - РїСЂРё неблагоприятных условиях: РїСЂРё обрушении грунта РїРѕ длине Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ канала Рё фильтрации раствора РІ РіСЂСѓРЅС‚. Р›.4.2 Лобовое сопротивление движению расширителя Р p рассчитывается РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (58) РіРґРµ Р Рі - сила сопротивления бурению, Рќ; li - текущая длина Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ канала РѕС‚ точки забуривания РґРѕ точки выхода РёР· земли (так как протаскивание газопровода начинается СЃ конечной точки Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ канала, то текущая длина будет изменяться РІ интервале РѕС‚ 1 РґРѕ 0), Рј; R - радиус РєСЂРёРІРёР·РЅС‹ Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ канала, Рј; fСЂС€* - условный коэффициент трения вращающегося расширителя Рѕ РіСЂСѓРЅС‚, смоченный буровым раствором, рассчитывается РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (59) РіРґРµ fСЂС€ - коэффициент трения стального расширителя Рѕ РіСЂСѓРЅС‚, смоченный буровым раствором; dСЂС€ - диаметр расширителя, Рј; h - подача РЅР° РѕР±РѕСЂРѕС‚, Рј. Сила сопротивления бурению Р Рі рассчитывается РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (60) РіРґРµ СЂ - давление жидкости РЅР° выходе РёР· сопел расширителя, Рќ/Рј2 (РџР°) (характеристика оборудования Р±СѓСЂРѕРІРѕР№ установки); d3* - диаметр выступа буровых штанг, Рј. Р›.4.3 Силу трения РѕС‚ веса газопровода Р 2 рассчитывают РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (61) РіРґРµ q - погонный вес газопровода Р·Р° вычетом выталкивающей силы Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора, Рќ/Рј; R - расчетный радиус РєСЂРёРІРёР·РЅС‹ Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ канала, Рј; f - коэффициент трения газопровода Рѕ РіСЂСѓРЅС‚, смоченный буровым раствором; l - длина Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ канала; li - текущая длина Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ канала (РІ интервале РѕС‚ 1 РґРѕ 0), Рј; В - углы РІ радианах (1 рад. - 57,3В°). Погонный вес газопровода q (Р·Р° вычетом выталкивающей силы Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора) рассчитывается РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (62) РіРґРµ gС‚ - удельный вес материала трубы газопровода, Рќ/Рј3; gР¶ - удельный вес Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора, Рќ/Рј3; dРЅ - наружный диаметр трубы газопровода, Рј; d - толщина стенки трубы газопровода, Рј. Р›.4.4 Увеличение силы трения РѕС‚ силы тяжести грунта Р·РѕРЅС‹ естественного СЃРІРѕРґР° равновесия (РїРѕ Рњ.Рњ. Протодьяконову) Р 3 рассчитывается РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (63) РіРґРµ qРі - погонный вес грунта Р·РѕРЅС‹ естественного СЃРІРѕРґР° равновесия (РїРѕ Рњ.Рњ. Протодьяконову), рассчитывается РїРѕ формуле qРі = 0,5kpgРі*(1 + m)dРЅ2,В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (64) РіРґРµ m - коэффициент Р±РѕРєРѕРІРѕРіРѕ давления; gРі* - объемный вес грунта СЃ учетом разрыхления РїСЂРё его обрушении РЅР° газопровод, рассчитывается РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (65) РіРґРµ gРі - удельный объемный вес грунта РІ естественном залегании, Рќ/Рј3; k - коэффициент высоты СЃРІРѕРґР° равновесия (РїРѕ Рњ.Рњ. Протодьяконову), рассчитывается РїРѕ формуле (34) для благоприятных условий. Погонный вес грунта Р·РѕРЅС‹ естественно СЃРІРѕРґР° равновесия будет рассчитываться РїРѕ формуле qРі(Р°) = 0,5k(Р°)pgРі*(1 + m)dРЅ2,В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (66) Р° усилие Р 3(Р°) - РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (67) РіРґРµ k - коэффициент высоты СЃРІРѕРґР° равновесия (РїРѕ Рњ.Рњ. Протодьяконову), рассчитывается РїРѕ формуле (38) для неблагоприятных условий. Погонный вес грунта Р·РѕРЅС‹ естественно СЃРІРѕРґР° равновесия будет рассчитываться РїРѕ формуле qРі(Р±) = 0,5k(Р±)pgРі*(1 + m)dРЅ2,В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (68) Р° усилие Р 3(Р±) будет рассчитываться РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (69) Р›.4.5 Увеличение силы трения РѕС‚ наличия РЅР° трубе газопровода выступов Р·Р° пределы наружного диаметра Р 4 рассчитывается РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (70) РіРґРµ qР± - погонная сила сопротивления буртов земли, Рќ/Рј, образованных выступами, которая рассчитывается РїРѕ формулам Р°) РїСЂРё благоприятных условиях: В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (71) РіРґРµ Р° - расстояние между выступами РЅР° газопроводе, Рј; gРІ - удельный вес РІРѕРґС‹, Рќ/Рј3; DР 3 - потеря давления Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора между выступом Рё стенкой скважины РЅР° длине выступа, которая рассчитывается РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (72) РіРґРµ QР¶ - расход Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора, Рј3/СЃ; L3 - длина выступа, Рј; D3 - наружный диаметр выступа, Рј; dСЂС€ - наружный диаметр расширителя, Рј; DР С‚ - потеря давления Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора между газопроводом Рё стенкой скважины РЅР° длине выступа, рассчитывается РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (73) Усилие Р 4(Р°) рассчитывается РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (74) Р±) РїСЂРё неблагоприятных условиях: В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (75) dСѓРїР» - напряжение уплотнения грунта, которое рассчитывается РїРѕ формуле В - для песчаных грунтов, Рќ/Рј2 (РџР°), Рђ - площадь вертикального сечения бурта, рассчитывается РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (76) РіРґРµ Рї0 - пористость грунта РІ естественном залегании; Dn - приращение пористости грунта РїСЂРё обрушении грунта Р·РѕРЅС‹ СЃРІРѕРґР° равновесия, которое рассчитывается РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (77) Усилие Р 4(Р±) рассчитывается РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (78) Р›.4.6 Дополнительные силы трения РѕС‚ опорных реакций Р 5 рассчитываются РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (79) РіРґРµ Р Рё - силы трения РѕС‚ опорных реакций, определяющих РёР·РіРёР± газопровода, которые рассчитываются РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (80) РіРґРµ Р• - модуль упругости материала газопровода, Рќ/Рј2 (РџР°); Р’ - плечо опорных реакций, рассчитывается РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (81) Р›.4.7 Сопротивление перемещению РІ Р·РѕРЅРµ заглубления газопровода РІ Р±СѓСЂРѕРІРѕР№ канал Р·Р° счет смятия стенки Р 6 рассчитывается РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (82) РіРґРµ Р СЃ - сила смятия стенки скважины РїСЂРё забуривании, которая рассчитывается РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (83) Р›.4.8 Увеличенное сопротивление РїСЂРё переходе РѕС‚ прямолинейного движения Рє криволинейному перед выходом газопровода РёР· земли Р 7 рассчитывается РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (84) Р›.4.9 Сила трения РѕС‚ веса газопровода, находящегося РІРЅРµ Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ канала, Р 8 определяется РїРѕ формуле P8 = fРіРїqРіРїli,В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (85) РіРґРµ fРіРї - коэффициент трения газопровода Рѕ РіСЂСѓРЅС‚; qРіРї - погонный вес 1 Рј трубы газопровода. Р›.4.10 Расчет усилия протаскивания газопровода Р РіРї РїРѕ Р±СѓСЂРѕРІРѕРјСѓ каналу: Р°) РїСЂРё благоприятных условиях: В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (86) Р±) РїСЂРё неблагоприятных условиях (обрушении грунта РїРѕ всей длине Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ канала Рё РїСЂРё полной фильтрации Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора РІ РіСЂСѓРЅС‚): В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (87) Фактическое усилие протаскивания газопровода Р РіРї(факт) будет находиться между пограничными значениями Р РіРї(Р°) Рё PРіРї(Р±). Р›.4.11 Усилие перемещения буровых штанг Р Рї* представляет СЃРѕР±РѕР№ суммарное усилие, рассчитанное для РїСЂРѕС…РѕРґРєРё пилотной скважины, Р·Р° вычетом усилия Р 1 (лобового сопротивления бурению): Р°) для благоприятных условий: В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (88) Р±) для неблагоприятных условий: В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (89) Р›.4.12 Расчет общего усилия протаскивания Р : Р°) РїСЂРё благоприятных условиях: Р (Р°) = Р p + Р РіРї(Р°) + Р Рї(Р°)*;В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (90) Р±) РїСЂРё неблагоприятных условиях (обрушении грунта РїРѕ длине Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ канала Рё фильтрации Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора РІ РіСЂСѓРЅС‚): Р (Р±) = Р p + Р РіРї(Р±) + Р Рї(Р±)*.В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (91) Фактическое общее усилие протаскивания Рфакт РІ реальных условиях будет находиться между пограничными значениями Р (Р°) Рё Р (Р±). РџРѕ максимальной величине усилия P(Р±) уточняется правильность выбора бурильной установки. Максимальное значение Р (Р±) всегда должно быть меньше тягового усилия выбранной бурильной установки. Р›.4.13 Суммарный крутящий момент для вращения Р±СѓСЂРѕРІРѕР№ головки Рё штанг РїСЂРё прокладке пилотной скважины рассчитывается РїРѕ формуле SM* = РњРє*+ РњРєР±* + РњРєСЂ*,В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (92) РіРґРµ РњРє* - крутящий момент РЅР° преодоление осевых сопротивлений; РњРєР±* - крутящий момент РЅР° проворачивание буртов; РњРєСЂ* - крутящий момент РЅР° разрушение забоя. Р›.4.14 Крутящий момент РЅР° преодоление осевых сопротивлений РњРє* рассчитывается РїРѕ формуле В - РїСЂРё благоприятных условиях;В В В В В В В В В В В В В В (93) В - РїСЂРё неблагоприятных условиях,В В В В В В В В В В В В (94) РіРґРµ SPi(a)** - суммарное осевое усилие РїСЂРё благоприятных условиях, которое рассчитывается РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (95) SPi(Р±)** - суммарное осевое усилие РїСЂРё неблагоприятных условиях, которое рассчитывается РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (96) РіРґРµ В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (97) (условное обозначение величин - СЃРј. Р›.3.2); В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (98) (условное обозначение величин - СЃРј. Р›.3.3); В - РїСЂРё благоприятных условиях;В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (99) В - РїСЂРё неблагоприятных условиях                      (100) (условное обозначение величин - СЃРј. Р›.3.4); В - РїСЂРё благоприятных условиях;В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (101) В - РїСЂРё неблагоприятных условиях                    (102) (условное обозначение величин - СЃРј. Р›.3.5); В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (103) (условное обозначение величин - СЃРј. Р›.3.6); В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (104) (условное обозначение - СЃРј. Р›.3.7). Р›.4.15 Крутящий момент РЅР° проворачивание буртов РњРєР±* рассчитывается РїРѕ формуле В - РїСЂРё благоприятных условиях;В В В В В В В (105) В - РїСЂРё неблагоприятных условиях.В В В В В (106) Р’ данном расчете применяется коэффициент f. Обозначение величин - СЃРј. Р›.3.2. Р›.4.16 Крутящий момент РЅР° разрушение забоя РњРєСЂ* РїСЂРё механическом разрушении забоя вращающейся Р±СѓСЂРѕРІРѕР№ головкой рассчитывается РїРѕ формуле РњРєСЂ* = 0,25РљСЂhdРі2,В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (107) РіРґРµ Kp - удельное сопротивление резанию грунта РїСЂРё прямолинейном движении резца, которое принимается согласно таблице Р›.3; обозначение прочих величин - СЃРј. Р›.3.5. Таблица Р›.3
Л.4.17 Суммарный крутящий момент для вращения расширителя и штанг при протаскивании газопровода по буровому каналу: SM = Mк + Мкб + Mкр,                                                     (108) где Mк - крутящий момент на преодоление осевых сопротивлений; Мкб - крутящий момент на проворачивание буртов; Мкр - крутящий момент на разрушение забоя. Л.4.18 Крутящий момент на преодоление осевых сопротивлений Mк* рассчитывается по формуле  - при благоприятных условиях;                      (109)  - при неблагоприятных условиях,                  (110) где SPi(a)*1 - суммарное осевое усилие при благоприятных условиях, которое рассчитывается по формуле                                   (111) SPi(б)*1 - суммарное осевое усилие при неблагоприятных условиях, которое рассчитывается по формуле                                   (112) где (условное обозначение величин - см. Л.4.2);                                         (113) (условное обозначение величин - см. Л.3.3);  - при благоприятных условиях;                    (114)  - при неблагоприятных условиях                  (115) (условное обозначение величин - см. Л.3.4);  - при благоприятных условиях;                    (116)  - при неблагоприятных условиях                  (117) (условное обозначение величин - см. Л.3.5);                                                     (118) (условное обозначение величин - см. Л.3.6);                                                      (119) (условное обозначение - см. Л.3.7). Л.4.19 Крутящий момент на проворачивание буртов Mкб рассчитывается по формуле  - при благоприятных условиях;       (120)  - при неблагоприятных условиях.     (121) В данном расчете применяется коэффициент f. Условные обозначения величин - см. Л.4.5. Л.4.20 Крутящий момент на разрушение забоя Мкр (при механическом разрушении забоя вращающейся буровой головкой) рассчитывается по формуле Мкр* = 0,25Крhdр2,                                                    (122) где Кр - удельное сопротивление резанию грунта при прямолинейном движении резца, которое принимается согласно таблице Л.3. Условное обозначение величин - см. Л.4.2. По максимальному значению SМ уточняют выбор бурильной установки по крутящему моменту. Л.4.21 Перед протаскиванием газопроводов из полиэтиленовых труб по буровому каналу необходимо рассчитать эксплуатационные нагрузки на трубу газопровода по двум критериям: - по предельной величине внешнего равномерного радиального давления; - по условию предельной овализации поперечного сечения трубы. Л.4.22 Несущую способность подземного газопровода из полиэтиленовых труб по предельной величине внешнего равномерного радиального давления следует проверять соблюдением неравенства                                            (123) где Ркр - предельная величина внешнего равномерного радиального давления, при которой обеспечена устойчивость круглой формы стенки трубы, Н/м2; k2 - коэффициент условий работы трубопровода на устойчивость, принимаемый < 0,6; Рг - давление грунта свода обрушения; Ргв - гидростатическое давление грунтовых вод; Pтп - давление от веса транспортных потоков; hтп, hг, hгв - коэффициенты перегрузки, принимаемые согласно таблице Л.4. Таблица Л.4
Л.4.23 За критическую величину Ркр предельного внешнего радиального давления следует принимать меньшее из значений, вычисленных по формулам:                                                             (124) Ркр = Рл + 1,143Ргр,                                                        (125) где Рл - параметр, характеризующий жесткость трубопровода, Н/м2, который вычисляется по формуле                                                            (126) где dн - наружный диаметр газопровода, м; d - толщина стенки, м; Е - модуль ползучести полиэтилена, Н/м2, который вычисляется по формуле E = keE0,                                                                  (127) где Е0 - модуль ползучести в зависимости от срока службы газопровода и напряжения в стенке трубы, выбираемый по таблице Л.5; Таблица Л.5
ke - коэффициент, учитывающий влияние температуры на деформационные свойства материла, определяемый из таблицы Л.6; Таблица Л.6
Ргр - параметр, характеризующий жесткость грунта, Н/м2, который вычисляется по формуле Ргр = 0,125Егр,                                                       (128) где Егр - модуль деформации грунта засыпки, Н/м2, определяемый по таблице Л.7. Таблица Л.7
Р›.5 РАСЧЕТ ВЕРТРКАЛЬНЫХ ВНЕШНРРҐ НАГРУЗОК РќРђ ГАЗОПРОВОДЛ.5.1 Расчет вертикальной приведенной внешней нагрузки РѕС‚ давления грунта. РџСЂРё бестраншейной прокладке давление грунта РЅР° газопровод создает так называемый СЃРІРѕРґ обрушения. Очевидно, что максимальное давление грунта будет РїРѕ вертикальной РѕСЃРё газопровода Рё будет равно: В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (129) РіРґРµ gРі - удельный вес грунта; hc - высота СЃРІРѕРґР° обрушения РїРѕ РЎРќРёРџ 2.06.09; d - диаметр Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ канала; f¢ - коэффициент крепости грунта (РїРѕ Рњ.Рњ. Протодьяконову), принимаемый согласно таблице Р›.8. Таблица Р›.8
Р›.5.2 Расчет вертикальной приведенной внешней нагрузки РѕС‚ давления грунтовых РІРѕРґ. Давление грунтовых РІРѕРґ рассчитывается РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (130) РіРґРµ gРІ - удельный вес РІРѕРґС‹ СЃ растворенными РІ ней солями; S - площадь сечения трубы газопровода; dРЅ - наружный диаметр газопровода. Р›.5.3 Вертикальную приведенную внешнюю нагрузку давления грунта РѕС‚ подвижного состава железных РґРѕСЂРѕРі следует определять СЃ учетом распределения нагрузки РІ грунте РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (131) РіРґРµ Qmax жт - максимальная нормативная погонная нагрузка РѕС‚ подвижного состава железных РґРѕСЂРѕРі, равная 19,62 РєРќ/Рј ´ 14. Р›.5.4 Вертикальную приведенную внешнюю нагрузку давления грунта РѕС‚ автомобильного транспорта следует определять СЃ учетом распределения нагрузки РІ грунте РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (132) РіРґРµ Qmax ат - максимальная нормативная погонная нагрузка РѕС‚ автомобильного транспорта (РѕС‚ четырехосной машины РќРљ-80 общим весом 80 С‚), равная 186000 Рќ/Рј. Р›.5.5 Расчет несущей способности стенки газопровода РїРѕ условию предельно допустимой овализации (укорочения вертикального диаметра) следует производить РїРѕ формуле В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (133) РіРґРµ ej - относительное укорочение вертикального диаметра В - РЅРµ более 5 % для полиэтиленовых труб; x - коэффициент, учитывающий распределение нагрузки Рё опорные реакции; q - коэффициент, учитывающий совместное действие отпора грунта Рё внутреннего (внешнего) избыточного давления; Р Р» - параметр, характеризующий жесткость газопровода. Р›.6 ТЕХНОЛОГРРЇ РџР РћРЗВОДСТВА РАБОТ РџРћ БЕСТРАНШЕЙНОЙ ПРОКЛАДКЕ ГАЗОПРОВОДОВЛ.6.1 Технология производства работ РїРѕ бестраншейной прокладке газопроводов должна включать: - подготовительные работы РїРѕ доставке, расстановке, заземлению, закреплению Р±СѓСЂРѕРІРѕР№ установки Рё оборудования; - разметку трассы газопровода РЅР° поверхности земли, разметку РІС…РѕРґРЅРѕРіРѕ Рё выходного РїСЂРёСЏРјРєРѕРІ; - подготовку РІС…РѕРґРЅРѕРіРѕ Рё выходного РїСЂРёСЏРјРєРѕРІ; - подготовку нитки газопровода Рє протаскиванию (сварка, контроль, изоляция стыков - для стального газопровода, контроль изоляции, испытания); - бурение пилотной скважины РїРѕ трассе газопровода РІ соответствии СЃ профилем бурения (форма Р“), заполнение рабочего варианта протокола бурения (форма Рђ); - расширение Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ канала РґРѕ необходимого диаметра; - протаскивание газопровода РїРѕ сформированному Р±СѓСЂРѕРІРѕРјСѓ каналу; - отсоединение газопровода РѕС‚ бурильной установки; - окончательное оформление протокола бурения Рё карты бурения (форма Р”); - контроль состояния изоляционного покрытия методом катодной поляризации (для стального газопровода); - испытания газопровода РЅР° прочность Рё герметичность; - сдачу газопровода приемочной РєРѕРјРёСЃСЃРёРё. Р›.6.2 РџСЂРё сдаче газопровода РєРѕРјРёСЃСЃРёРё предъявляются следующие документы: - сертификаты заводов-изготовителей РЅР° трубы, сварочные Рё изоляционные материалы; - акт разбивки Рё передачи трассы; - журнал производства работ; - документы, подтверждающие качество заводской изоляции стального газопровода; - протокол проверки качества сварных стыков газопровода физическими методами; - протоколы механических испытаний сварных стыков газопровода; - протокол контроля изоляционного покрытия РґРѕ протаскивания (для стального газопровода); - акт предварительного испытания газопровода (перед протаскиванием) РЅР° прочность Рё герметичность; - профиль бурения; - протокол бурения; - карта бурения; - акт РЅР° протаскивание газопровода РїРѕ Р±СѓСЂРѕРІРѕРјСѓ каналу; - акт оценки состояния покрытия стального газопровода методом катодной поляризации (после протаскивания); - акт испытания газопровода (после протаскивания) РЅР° прочность Рё герметичность; - исполнительный паспорт газопровода, построенного СЃРїРѕСЃРѕР±РѕРј наклонно-направленного бурения (форма Р‘); - акт приемки перехода газопровода, выполненного бестраншейным СЃРїРѕСЃРѕР±РѕРј (форма Р’); Р›.6.3 РџСЂРё сдаче подземного перехода газопровода РїРѕРґ автомобильными Рё железными дорогами или РїРѕРґРІРѕРґРЅРѕРіРѕ перехода дополнительно предъявляются: - разрешение РЅР° производство работ РІ охранной Р·РѕРЅРµ; - акт приемки створа перехода; - акт РЅР° протаскивание футляра; - акт герметизации РІРІРѕРґРѕРІ Рё выпусков газопровода (РїСЂРё наличии футляра). Р›.7 КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА РЎРўР РћРТЕЛЬСТВА БЕСТРАНШЕЙНЫХ ПЕРЕХОДОВ ГАЗОПРОВОДОВЛ.7.1 Контроль качества строительства должен охватывать весь комплекс работ СЃ обязательным пооперационным контролем, который заключается РІ систематическом наблюдении Рё проверке выполняемых работ РЅР° соответствие требованиям нормативной Рё проектной документации. Р›.7.2 Р’ процессе подготовительных работ необходимо осуществлять РІС…РѕРґРЅРѕР№ контроль труб Рё соединительных деталей газопровода, наличие сертификатов, актов предварительных испытаний газопровода Рё С‚.Рґ., контролировать РЅР° соответствие проекту: - разметку трассы; - СѓРіРѕР» наклона буровых штанг - расчетному углу забуривания; - размеры Рё типы Р±СѓСЂРѕРІРѕР№ головки, резца, расширителей; - состав Рё качество Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора. Р›.7.3 Р’ процессе РїСЂРѕС…РѕРґРєРё пилотной скважины необходимо контролировать: - СѓРіРѕР» наклона, положение Рё глубину расположения Р±СѓСЂРѕРІРѕР№ головки; - отклонение фактического расположения Р±СѓСЂРѕРІРѕР№ головки РѕС‚ расчетного; - скорость РїСЂРѕС…РѕРґРєРё; - усилие РїСЂРѕС…РѕРґРєРё; - давление Рё расход Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора. Р›.7.4 Р’ процессе расширения Рё протаскивания газопровода необходимо контролировать: - скорость РїСЂРѕС…РѕРґРєРё; - давление Рё расход Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора; - усилие протаскивания газопровода. Р›.8 ТЕХНРРљРђ БЕЗОПАСНОСТРР›.8.1 Рљ выполнению работ РїРѕ прокладке газопроводов методом наклонно-направленного бурения допускаются рабочие Рё специалисты, обученные, аттестованные Рё имеющие соответствующие удостоверения. Р›.8.2 Персонал, участвующий РІ производстве работ, обязан получить: - вводный (общий) инструктаж РїРѕ охране труда; - инструктаж РїРѕ технике безопасности непосредственно РЅР° рабочем месте. Р›.8.3 Общие требования техники безопасности: - запрещается посторонним лицам находиться РЅР° рабочей площадке; - запрещается прикасаться Рє вращающейся штанге; - работу производить только РІ специальной одежде Рё СЃ применением средств защиты; - запрещено использовать ручные инструменты для рассоединения штанг. Р›.8.4 РџСЂРё работе РЅР° бурильной установке существует опасность поражения электрическим током РІ случае повреждения силового электрического кабеля Р±СѓСЂРѕРІРѕР№ головкой или расширителем, кабель может быть поврежден также РїСЂРё установке анкерных якорей. Р›.8.5 Бурильную установку следует заземлять РґРѕ установки анкерных якорей. РџСЂРё установке заземляющих штырей Рё анкерных якорей необходимо пользоваться диэлектрическими перчатками Рё резиновыми сапогами. Анкерные Рё упорные устройства, фиксирующие положение бурильной установки, должны быть рассчитаны РЅР° РґРІРѕР№РЅРѕРµ тяговое усилие, которое может развить установка. Р›.8.6 Перед началом работы необходимо проверить исправность Р·РІСѓРєРѕРІРѕР№ аварийной системы бурильной установки. Р›.8.7 РџСЂРё повреждении силового электрического кабеля, находящегося РїРѕРґ напряжением, запрещается: - оператору - покидать установку (маты), рассоединять штанги; - рабочим - двигаться СЃ места, касаться находящихся СЂСЏРґРѕРј установки, смесителя Рё РґСЂСѓРіРёС… механизмов. Р›.8.8 РџСЂРё повреждении силового электрического кабеля оператор должен: - РїСЂРё бурении пилотной скважины - вытащить РѕРґРЅСѓ штангу назад; - РїСЂРё обратном расширении - подать РѕРґРЅСѓ штангу вперед. Р›.8.9 Рљ продолжению работ приступать только после получения разрешения организации - владельца электрического кабеля. Перед тем как продолжить бурение необходимо проверить работоспособность аварийной системы. Р’ случае неисправности аварийной системы приступать Рє работе запрещается. Р›.8.10 Если РїСЂРё работе РЅР° установке произошло повреждение РґСЂСѓРіРёС… смежных коммуникаций, необходимо сообщить РёС… владельцу Рѕ происшедшей аварии Рё прекратить работу РґРѕ получения разрешения РЅР° производство работ. Р›.8.11 РџСЂРё повреждении действующего газопровода необходимо: - прекратить бурение, выключить установку Рё покинуть рабочее место; - РЅРµ курить; - срочно эвакуировать всех людей, находящихся РІ опасной Р·РѕРЅРµ; - вызвать РїРѕ телефону представителя организации, эксплуатирующей газопровод; - приступить Рє продолжению работы после разрешения организации - владельца газопровода. ФОРМА АПротокол бурения
ФОРМА Р‘Рсполнительный паспорт РЅР° переход газопровода, построенного СЃРїРѕСЃРѕР±РѕРј наклонно-направленного бурения
ФОРМА ВАкт
|
Газопровод_____________________________________________________________ __________________________________________________________________________ (наименование и место расположения объекта) Комиссия в составе: представителя строительно-монтажной организации____________________________ __________________________________________________________________________ представителя технического надзора заказчика_________________________________ __________________________________________________________________________ представителя проектной организации (в случаях осуществления авторского надзора проектной организации)_____________________________________________________ __________________________________________________________________________ произвела осмотр работ, выполненных________________________________________ __________________________________________________________________________ (наименование строительно-монтажной организации) и составила настоящий акт о нижеследующем: 1. К освидетельствованию предъявлен металлический футляр диаметром _____ мм, длиной _________м, протяжка которого под____________________________________ выполнена способом наклонно-направленного бурения на установке_______________ __________________________________________________________________________ (марка установки) 2. К освидетельствованию предъявлен участок _________________газопровода давлением _________ МПа, диаметром _________мм, длиной __________м, выполненный способом наклонно-направленного бурения на установке типа________ __________________________________________________________________________ (марка установки) Длина плети газопровода до прокладки _________м. Длина плети газопровода после прокладки _________м. 3. «____»_______________ 200_____г. участок газопровода испытан на герметичность в течение _______ч. До начала испытания подземный газопровод находился под давлением воздуха в течение __________ч для выравнивания температуры воздуха в газопроводе с температурой грунта. Замеры давления производились манометром (дифманометром) по ГОСТ ___________________, класс _______________. 4. Работы выполнены по проектно-сметной документации __________________________________________________________________________ (наименование проектной организации, номера чертежей и дата их составления) 5. При выполнении работ применены_______________________________________ __________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________ (наименование материалов, конструкций, изделий со ссылкой на сертификаты __________________________________________________________________________ или другие документы, подтверждающие качество) 6. При выполнении работ отсутствуют (или допущены) отклонения от проектно-сметной документации______________________________________________________ __________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________ (при наличии отклонений указываются, кем согласованы номера чертежей и дата согласования) 7. Дата начала работ______________________________________________________ Дата окончания работ____________________________________________________ Решение комиссии Работы выполнены в соответствии с проектно-сметной документацией, стандартами, строительными нормами и правилами и отвечают требованиям их приемки. На основании изложенного разрешается производство последующих работ по устройству (монтажу)_______________________________________________________ __________________________________________________________________________ (наименование работ и конструкций) Представитель строительно-монтажной организации_________________________ __________________________________________________________________________ Представитель технического надзора заказчика______________________________ __________________________________________________________________________ Представитель проектной организации______________________________________ __________________________________________________________________________ |
Длина газопровода, м |
||||||||||||||||||||
0 |
3,6 |
7,2 |
10,8 |
14,4 |
18 |
21,6 |
25,2 |
28,8 |
32,4 |
36 |
39,6 |
43,2 |
46,8 |
50,4 |
54 |
57,6 |
61,2 |
64,8 |
68,4 |
72 |
25 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
50 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
75 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
100 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
125 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
150 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
175 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
200 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
225 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
250 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
275 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
300 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
325 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
350 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
375 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
400 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
425 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
450 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
475 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
500 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
525 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
550 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
575 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
600 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
625 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
650 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
675 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Глубина, см:________________________ Строительство:_____________________ Адрес:_____________________________ Дата начала работ:__________________ |
№ проекта:_________________________ Подрядчик:_________________________ Дата окончания работ:______________ |
Профиль бурения
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
План бурения
Отметка земли, м |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Длина пилотной скважины, м |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Теоретическая глубина пилотной скважины, см |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Показания локатора, см |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Отклонение трассы от теоретического профиля, см |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Отклонение трассы от теоретического положения в плане, см |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Угол наклона буровой головки, % |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ориентировочные признаки бурения R, ч |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(рекомендуемое)
Прокладка бестраншейным СЃРїРѕСЃРѕР±РѕРј РЅР° установке «Навигатор» D 24 ´ 40 фирмы «Вермеер» (RABBINS HDD-30 TMSC, STRAIG-HTLINE DL-2462, TRACTO-TECHNIK Grudopit 10S) газопровода РёР· полиэтиленовых труб РџР 80 ГАЗ SDR 11-110 ´ 10 ГОСТ Р 50838 через реку СЃ меженным горизонтом 25 Рј (СЂРёСЃСѓРЅРѕРє Р›.4).
Технология строительства: прокладка пилотной скважины диаметром dРЅ = 100 РјРј, затем протаскивание газопровода СЃ одновременным расширением Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ канала РґРѕ диаметра d = 140 РјРј. Трасса выполнена РїРѕ плавной РґСѓРіРµ СЃ переходом РѕС‚ максимального угла 17В°30¢ Рє нулевому углу РЅР° максимальной глубине Рё РІРЅРѕРІСЊ СЃ выходом РІ выходной РїСЂРёСЏРјРѕРє. Точка выхода газопровода РІ выходном РїСЂРёСЏРјРєРµ РЅР° 1 Рј ниже точки забуривания.
Рсходные данные
Грунт: песок средней крупности, влажный с естественной пористостью n0 = 0,35.
Коэффициенты трения:
сталь по влажному песку - fp = 0,5;
сталь по влажному песку, смоченному буровым раствором, - fрш(fш) = 0,4;
полиэтилен по песку - fгп = 0,3;
полиэтилен по буровому раствору - f = 0,2.
Глубина заложения газопровода от горизонта забуривания D1 = 6 м.
РЈРіРѕР» забуривания a1 = 17В°30¢ (характеристика установки D 24 ´ 40 «Навигатор» Рё аналогичных установок РґСЂСѓРіРёС… фирм).
Перепад по высоте точки выхода газопровода из земли относительно точки забуривания h2 = 1 м.
Диаметр полиэтиленовой трубы dн = 0,11 м.
Толщина стенки полиэтиленовой трубы d = 0,01 м.
Давление бурового раствора на выходе из сопел расширителя р = 106 Н/м2.
Расход бурового раствора Qж = 0,0012 м3/с.
Диаметр буровой головки dг = 0,1 м.
Диаметр расширителя dрш = 0,14 м.
Диаметр штанги dш = 0,052 м.
Диаметр замка штанги dз* = 0,066 мм.
Длина замка на штанге L3* = 0,4 м.
Расстояние между замками на штанге аш = 3 м.
Толщина стенки штанги dш = 0,0065 м.
Удельный вес:
полиэтилена gРї = 0,93×104 Рќ/Рј3;
грунта gРі = 1,7×104 Рќ/Рј3;
Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора gР¶ = 1,2×104 Рќ/Рј3;
РІРѕРґС‹ gРІ = 1,0×104 Рќ/Рј3.
Погонный вес полиэтиленовой трубы диаметром 110 мм qгп = 31,6 Н/м.
Модуль ползучести полиэтилена Р• = 140×106 Рќ/Рј2.
Модуль упругости стальных штанг Еш = 2,1×1011 Рќ/Рј2.
Угол внутреннего трения грунта r = 0,66 рад.
Коэффициент бокового давления m = 0,37.
Рсходные данные указаны РІ единицах размерности, применяющихся РїСЂРё расчетах.
Рсходные данные РІ примере расчета приняты РЅР° основании инженерных изысканий, проекта, РЎРќРёРџ 2.02.01, ГОСТ Р 50838, характеристик установки D 24 ´ 40 «Навигатор» фирмы «Вермеер».
1 Расчет трассы газопровода
Расчет угла a1расч:
Расчет длины трассы газопровода l1 от точки М до точки А:
l1 = D1 : sina1расч = 6 м : 0,15 = 40 м.
Расчет радиуса кривизны пилотной скважины.
Для выбранной трассы R1 = R2 = R и рассчитывается по формуле
cos 17В°30¢ = 0,9537.
Расчет длины трассы l2 от точки А до точки Н:
a2 = 16°; a1расч = 16° : 2 = 8°;
l2 = D2: sina2 = 5 : 0,139 = 36 Рј.
Расчет общей длины трассы l от точки М до точки H:
40 + 36 = 76 Рј.
Расчет числа штанг для проходки длины трассы l1:
n1 = l1 : lС€ = 40 : 3 = .
Расчет изменения угла Da1 на каждой штанге:
Da1 = a1 : n1 = 17В°30¢ : 13,3 = 1В°19¢.
Расчет заглубления газопровода на каждой штанге:
Рё С‚.Рґ.
Полный расчет заглубления газопровода на каждой штанге приведен в таблице М.1.
Таблица М.1
Длина бурового канала, м |
Текущий угол ai |
Синус текущего угла sinai |
Заглубление Di газопровода от точки забуривания, см |
|
0 |
0 |
-17В°30¢ |
0,3 |
0 |
1 |
3 |
-16В°11¢ |
0,28 |
90 |
2 |
6 |
-14В°53¢ |
0,26 |
170 |
3 |
9 |
-13В°34¢ |
0,23 |
240 |
4 |
12 |
-12В°15¢ |
0,21 |
300 |
5 |
15 |
-10В°56¢ |
0,19 |
360 |
6 |
18 |
-9В°38¢ |
0,16 |
410 |
7 |
21 |
-8В°19¢ |
0,14 |
460 |
8 |
24 |
-7,0В° |
0,12 |
500 |
9 |
27 |
-5В°41¢ |
0,1 |
540 |
10 |
30 |
-4В°23¢ |
0,08 |
560 |
11 |
33 |
-3В°4¢ |
0,05 |
580 |
12 |
36 |
-1В°45¢ |
0,03 |
600 |
13 |
39 |
-0В°26¢ |
0,01 |
600 |
14 |
42 |
+0В°52¢ |
0,01 |
600 |
15 |
45 |
+2В°11¢ |
0,04 |
590 |
16 |
48 |
+3В°30¢ |
0,06 |
580 |
17 |
51 |
+4В°49¢ |
0,08 |
560 |
18 |
54 |
+6В°07¢ |
0,1 |
530 |
19 |
57 |
+7В°26¢ |
0,13 |
500 |
20 |
60 |
+8В°44¢ |
0,15 |
450 |
21 |
63 |
+10В°03¢ |
0,17 |
400 |
22 |
66 |
+11В°22¢ |
0,19 |
340 |
23 |
69 |
+12В°41¢ |
0,22 |
280 |
24 |
72 |
+14В° |
0,24 |
220 |
25 |
75 |
+15В°19¢ |
0,26 |
140 |
26 |
76 |
+15В°45¢ |
0,27 |
100 |
Расчет объема удаленного грунта:
Расчет объема бурового раствора.
РџСЂРё бурении РІ песчаных грунтах требуется увеличенный объем Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора - 1,2×6 = 7,2 Рј3.
Расчет минимального времени бурения:
Расчет максимальной скорости бурения:
nmax = l/tmin = 76/100 = 0,76 Рј/РјРёРЅ.
Примем скорость бурения равной 0,60 м/мин.
Расчет величины подачи на оборот:
h = u/w = 0,6/60 = 0,01 Рј.
2 Расчет общего усилия протаскивания при строительстве подводного перехода газопровода из полиэтиленовых труб диаметром 110 мм длиной 76 м по буровому каналу диаметром 140 мм
Так как газопровод выполнен из длинномерных полиэтиленовых труб, то он не имеет выступов за пределы наружного диаметра и усилие Р4 (увеличение силы трения от наличия на трубе газопровода выступов за пределы наружного диаметра) и усилие Р6 (сопротивление перемещению газопровода в зоне входа за счет смятия стенки бурового канала) равны нулю.
Проектируемая трасса не имеет прямолинейного участка и усилие Р7 (увеличенное сопротивление перемещению при переходе от прямолинейного движения к криволинейному) также равно нулю.
Общее усилие протаскивания Ррассчитывается по формулам:
а) для благоприятных условий:
Р (Р°) = Р p + Р РіРї(Р°) + Р Рї(Р°)*;
б) для неблагоприятных условий:
Р (Р±) = Р p + Р РіРї(Р±) + Р Рї(Р±)*;
Разбиваем трассу на равные интервалы для расчета текущих усилий:
li = 0; 9,5; 19; 28,5; 38; 47,5; 57; 66,5; 76.
Расчет усилия Рр - лобового сопротивления движению расширителя:
Расчет усилия протаскивания газопровода Ргп:
а) усилие протаскивания газопровода для благоприятных условий рассчитывается по формуле
б) усилие протаскивания газопровода для неблагоприятных условий рассчитывается по формуле
Расчет усилия Р2:
Расчет усилия Р3:
а) для благоприятных условий:
qРі(Р°) = 0,5k(Р°)pgРі(Р°)*(1 + m)dРЅ2;
qРі(Р°) = 0,5k(Р°)pgРі(Р°)*(1 + m)dРЅ2 = 0,5×1,315×3,14×1,38×104(1 + 0,37)0,112 =
= 2,85× 104×1,37×0,0121 = 0,047×104 Рќ/Рј;
б) для неблагоприятных условий:
qРі(Р±) = 0,5k(Р±)pgРі(Р±)*(1 + m)dРЅ2;
qРі(Р±) = 0,5k(Р±)pgРі(Р±)*(1 + m)dРЅ2 = 0,5×5,39×3,14×1,6×104(1 + 0,37)0,112 =
= 13,54× 104×1,37×0,0121 = 0,224×104 Рќ/Рј;
Расчет усилия P5:
Примечание - Усилием P5 можно пренебречь из-за его незначительной величины.
Расчет усилия P8:
P8 = 0,3×31,6×li = 9,5×li.
Расчет усилия перемещения буровых штанг Рп*.
Усилие перемещения буровых штанг Рп рассчитывается по формулам:
а) для благоприятных условий:
б) для неблагоприятных условий:
Расчет усилия Р2*
Расчет усилия P3*:
а) при благоприятных условиях:
qРі(Р°) = 0,5k(Р°)pgРі(Р°)*(1 + m)dС€2 =
= 0,5×1,315×3,14×1,38×104×(1 + 0,37)×0,0522 =
= 0,011×104 Рќ/Рј;
б) при неблагоприятных условиях:
qРі(Р±) = 0,5k(Р±)pgРі(Р±)*(1 + m)dРЅ2 =
В = 0,5×5,39×3,14×1,6×104×(1 + 0,37)×0,0522 =
= 0,05×104;
Расчет усилия Р4*:
а) при благоприятных условиях:
б) при неблагоприятных условиях:
Расчет усилия Р5*:
Расчет усилия Р6*:
Расчет усилия Р7*:
Примечание - Усилием Р7* можно пренебречь из-за его незначительной величины в этом случае.
Таким образом, расчет усилия перемещения буровых штанг Рп*:
а) при благоприятных условиях бурения усилие перемещения буровых штанг рассчитывается по формуле
б) при неблагоприятных условиях усилие перемещения буровых штанг рассчитывается по формуле
Расчет общего усилия протаскивания газопровода из полиэтиленовых труб диаметром 110 мм, длиной 76 м, в буровом канале диаметром 140 мм:
а) при благоприятных условиях общее усилие протаскивания рассчитывается по формуле
б) при неблагоприятных условиях бурения (при обвале грунта, сухой скважине и т.д.) общее усилие протаскивания рассчитывается по формуле
На основании сделанных вычислений построены графики усилий:
Рp - лобовое сопротивление движению расширителя;
Р2 - сила трения от веса газопровода внутри бурового канала;
Р3(a) и Р3(б) - увеличение силы трения от силы тяжести грунта зоны естественного свода равновесия;
P8 - силы трения от веса газопровода, находящегося вне бурового канала;
Рп(a)* и Рп(б)* - усилие перемещения буровых штанг;
Ргп(a) и Ргп(б) - усилие протаскивания газопровода;
Р(a) и Р(б) - общее усилие протаскивания
Выполненные расчеты показывают, что выбранная бурильная установка D 24 ´ 40 «Навигатор» фирмы «Вермеер» РїРѕ техническим характеристикам обеспечивает производство работ РїРѕ бестраншейной прокладке данного газопровода (максимальное расчетное общее усилие протаскивания Р (Р±) = 47935,8 Рќ значительно меньше максимального усилия, развиваемого установкой D 24 ´ 40, которое равно 107960 Рќ (RABBINS HDD-30 TMSC - 149000 Рќ, STRAIGHTLINE DL-2462 - 108860 Рќ, TRACTO-TECHNIK Grudopit 10S - 400000 Рќ Рё аналогичные установки РґСЂСѓРіРёС… фирм).
При благоприятных условиях усилие протаскивания газопровода Ргп(a) согласно расчету равно 6259,5 Н, что значительно меньше допустимого.
РџСЂРё неблагоприятных условиях (полный обвал грунта РїРѕ длине Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ канала Рё фильтрация Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора РІ РіСЂСѓРЅС‚) усилие протаскивания газопровода Р РіРї(Р±) равно 34787 Рќ, что составляет В» 85 % sС‚ полиэтилена РџР80.
Для успешной прокладки газопровода через реку в принятых условиях необходимо предусмотреть технологические приемы, обеспечивающие стабильность и прочность стенок бурового канала, предупреждающие обвал грунта и фильтрацию бурового раствора в грунт, к которым относятся:
а) применение качественного бурового раствора;
б) правильный выбор буровой головки, ножа и расширителя;
в) технология производства работ.
(рекомендуемое)
Операции, подлежащие контролю |
Рнструмент контроля |
Лицо, осуществляющее контроль |
Проверка наличия сертификатов, паспортов на изоляционное покрытие труб |
Визуально |
Мастер |
Проверка наличия сертификатов на изолирующие, армирующие, оберточные и другие материалы |
В» |
В» |
Определение состояния изоляционного покрытия труб, выявление повреждений изоляции при транспортировке и в процессе производства работ |
В» |
В» |
Контроль качества подготовки стыков и мест повреждений под изоляцию |
В» |
Мастер, изолировщик |
Контроль качества нанесения грунтовки (равномерность, отсутствие пропусков, сгустков, проверка на отлип) |
В» |
То же |
Контроль температурного режима мастики в битумоварочном котле |
В» |
В» |
Контроль качества нанесения изолирующих, армирующих и оберточных материалов, исключающих наличие складок и пустот, обеспечивающих нормальную толщину покрытия, внешний осмотр |
Визуально, толщиномер, вырезка на треугольник, дефектоскоп |
Мастер, электрометрист |
Проверка наличия мягких полотенец и инвентарных прокладок |
Визуально |
Мастер |
(рекомендуемое)
__________________________________________________________________________ (наименование Рё адрес объекта) Рі._________________________________ В«____В»_______________200___Рі. Приемочная РєРѕРјРёСЃСЃРёСЏ РІ составе: председателя РєРѕРјРёСЃСЃРёРё - представителя заказчика __________________________________________________________________________ (фамилия, РёРјСЏ, отчество, должность) членов РєРѕРјРёСЃСЃРёРё, представителей: генерального подрядчика____________________________________________________ (фамилия, РёРјСЏ, отчество, должность) эксплуатационной организации__________________________________________________________________________ , (фамилия, РёРјСЏ, отчество, должность) органов Госгортехнадзора Р РѕСЃСЃРёРё__________________________________________________________________________ , (фамилия, РёРјСЏ, отчество, должность) РЈРЎРўРђРќРћР’РЛА: 1. Генеральным подрядчиком______________________________________________ (наименование организации) предъявлена Рє приемке для проведения РїСѓСЃРєРѕ-наладочных работ газоиспользующая установка__________________________________________________________________________ , (тип, количество, техническая характеристика) оборудованная автоматикой безопасности Рё регулирования__________________________________________________________________________ , __________________________________________________________________________ (тип автоматики) РЅР° законченном строительством объекте_______________________________________ __________________________________________________________________________ (наименование объекта) 2. Проект в„– __________разработан_________________________________________ (наименование организации) 3. Строительство системы газораспределения объекта осуществлялось РІ СЃСЂРѕРєРё: начало работ _______________________, окончание работ__________________________________________________________________________ . (месяц, РіРѕРґ)В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (месяц, РіРѕРґ) 4. Документация РЅР° законченный строительством объект предъявлена РІ объеме, предусмотренном РЎРќРёРџ 42-01Рё РЎРџ 42-101 Рё «Правилами безопасности систем газораспределения Рё газопотребления» Госгортехнадзора Р РѕСЃСЃРёРё. 5. Объект укомплектован аттестованным обслуживающим персоналом, РЅР° рабочих местах вывешены утвержденные технологические схемы газоиспользующего оборудования Рё инструкции РїРѕ эксплуатации. 6. РџСѓСЃРєРѕ-наладочные работы Р±СѓРґСѓС‚ производиться____________________________ (наименование РїСѓСЃРєРѕ-наладочной организации) РїРѕ РґРѕРіРѕРІРѕСЂСѓ в„– ________________РѕС‚ В«____В»_________________200__Рі. РЎСЂРѕРє окончания работ                                                   «____В»______________200__Рі. Приемочная РєРѕРјРёСЃСЃРёСЏ рассмотрела представленную документацию, произвела внешний осмотр системы газоснабжения, определила соответствие выполненных строительно-монтажных работ проекту, провела РїСЂРё необходимости дополнительные испытания (РєСЂРѕРјРµ зафиксированных РІ исполнительной документации)_____________ __________________________________________________________________________ (РІРёРґС‹ испытаний) Решение приемочной РєРѕРјРёСЃСЃРёРё: 1. Строительно-монтажные работы выполнены РІ полном объеме РІ соответствии СЃ проектом Рё требованиями РЎРќРёРџ 42-01. 2. Предъявленное Рє приемке газооборудование считать принятым СЃ В«___В»____________200__Рі. для проведения комплексного опробования (РїСѓСЃРєРѕ-наладочных работ). 3. Настоящий акт приемки считать основанием для разрешения РїСѓСЃРєР° газа для проведения РїСѓСЃРєРѕ-наладочных работ. 4. Заказчику РїРѕ окончании РїСѓСЃРєРѕ-наладочных работ предъявить газоиспользующее оборудование для приемки объекта РІ эксплуатацию. Председатель РєРѕРјРёСЃСЃРёРё___________________________________________________ (РїРѕРґРїРёСЃСЊ) Рњ. Рџ. Представитель генерального подрядчика____________________________________ (РїРѕРґРїРёСЃСЊ) Представитель эксплуатационной организации_______________________________ (РїРѕРґРїРёСЃСЊ) Представитель органа Госгортехнадзора Р РѕСЃСЃРёРё______________________________ (РїРѕРґРїРёСЃСЊ) |
(рекомендуемое)
(ненужное зачеркнуть)
Построен_______________________________________________________________ (наименование строительно-монтажной организации и номер проекта) __________________________________________________________________________ по адресу:_________________________________________________________________ (город, улица, привязки начального и конечного пикетов) 1. Характеристика газопровода (газового ввода) Указываются длина (для ввода - подземного, наземного или надземного участков), диаметр, рабочее давление газопровода, материал труб, тип изоляционного покрытия линейной части и сварных стыков (для стальных подземных газопроводов и газовых вводов), число установленных запорных устройств и других сооружений. __________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________ 2. Перечень прилагаемых сертификатов, технических паспортов (или их копий) и других документов, удостоверяющих качество материалов и оборудования __________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________ 3. Данные о сварке стыков газопровода __________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________
__________________________________________________________________________ (должность, подпись, инициалы, фамилия производителя работ) |
Допускается прилагать распечатку процесса сварки полиэтиленовых труб, выдаваемую сварочным оборудованием.
Пример оформления плана (схемы) сварных стыков подземных газопроводов
Условные обозначения:
газопровод, законченный строительством; |
стык, проверенный физическими методами контроля; |
||
газопровод существующий; |
стык; в числителе - порядковый номер стыка, в знаменателе - номер (клеймо) сварщика, сварившего данный стык; |
||
колодец с задвижкой на газопроводе; |
2РљР– в„– 25 |
дом каменный жилой двухэтажный, № 25; |
|
РІРѕРґРѕРїСЂРѕРІРѕРґ; |
Æ |
диаметр газопровода; |
|
стык поворотный; |
l |
длина участка газопровода от стыка до стыка; |
|
стык неповоротный; |
a |
привязка газопровода к сооружениям |
Примечание - Схема должна быть составлена так, чтобы местоположение каждого стыка могло быть найдено с поверхности земли. Для этого должны быть сделаны привязки к постоянным наземным объектам (зданиям, сооружениям) как самого газопровода, так и его характерных точек (концевых, поворотных и др.); должны быть нанесены расстояния между стыками, а также между стыками и характерными точками, в том числе пересекаемыми коммуникациями. Строгое соблюдение масштаба схемы необязательно.
4. Проверка глубины заложения подземного газопровода, уклонов, постели, устройства футляров, колодцев, коверов
Установлено, что глубина заложения газопровода от поверхности земли до верха трубы на всем протяжении, уклоны газопровода, постель под трубами, а также устройство футляров, колодцев, коверов соответствуют проекту.
Производитель работ_______________________________________________________ |
(должность, подпись, инициалы, фамилия) |
Представитель эксплуатационной организации_________________________________ |
(должность, подпись, инициалы, фамилия) |
5. Проверка качества защитного покрытия газопровода (газового ввода)
1. Перед укладкой в траншею проверено защитное покрытие стальных труб и сварных стыков: на отсутствие механических повреждений и трещин - внешним осмотром; толщина - замером по ГОСТ 9.602 ______мм; адгезия к стали - по ГОСТ 9.602; сплошность - дефектоскопом.
2. Защитное покрытие стыков, изолированных в траншее, проверено внешним осмотром на отсутствие механических повреждений и трещин, по ГОСТ 9.602 (толщина, адгезия к стали, сплошность).
3. Проверка на отсутствие электрического контакта между металлом трубы и грунтом произведена после полной засыпки траншеи «____»_______________ 200 __ г.
Если траншея была засыпана при глубине промерзания грунта более 10 см, то строительно-монтажная организация должна выполнять проверку после оттаивания грунта, о чем должна быть сделана запись в акте о приемке законченного строительством объекта системы газоснабжения. При проверке качества защитного покрытия дефекты не обнаружены.
Начальник лаборатории_____________________________________________________ |
(подпись, инициалы, фамилия) |
Представитель эксплуатационной организации_________________________________ |
(должность, подпись, инициалы, фамилия) |
6. Продувка газопровода, испытание его на герметичность
1. «____»______________ 200___г. перед испытанием на герметичность произведена продувка газопровода воздухом.
2. «____»______________ 200___г. засыпанный до проектных отметок газопровод с установленной на нем арматурой и ответвлениями к объектам до отключающих запорных устройств (или подземная часть газового ввода) испытан на герметичность в течение __________ч.
До начала испытания подземный (наземный) газопровод находился под давлением воздуха в течение __________ч для выравнивания температуры воздуха в газопроводе с температурой грунта.
Замеры давления производились манометром (дифманометром) по ГОСТ ___________, класс ___________.
Данные замеров давления при испытании подземного (наземного) газопровода
Дата испытания |
Замеры давления, кПа (мм рт. ст.) |
Падение давления, кПа (мм рт. ст.) |
||||||
Месяц |
Число |
Часы |
манометрическое |
барометрическое |
допускаемое |
фактическое |
||
P1 |
Р 2 |
B1 |
B2 |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Согласно данным вышеприведенных замеров давления подземный газопровод испытание на герметичность выдержал, утечки и дефекты в доступных для проверки местах не обнаружены.
«____»_____________200___г. произведено испытание надземного газопровода (надземной части газового ввода) на герметичность давлением _________МПа с выдержкой в течение _________ч, последующим внешним осмотром и проверкой всех сварных, резьбовых и фланцевых соединений. Утечки и дефекты не обнаружены. Надземный газопровод (надземная часть газового ввода) испытание на герметичность выдержал.
Производитель работ______________________________________________________ |
(должность, подпись, инициалы, фамилия) |
Представитель газового хозяйства___________________________________________ |
(должность, подпись, инициалы, фамилия) |
7. Заключение
Газопровод (газовый ввод) построен в соответствии с проектом, разработанным_____ |
__________________________________________________________________________ |
(наименование проектной организации, дата выпуска проекта) |
с учетом согласованных изменений, внесенных в рабочие чертежи № __________ |
Строительство начато «____»_______________ 200__г. |
Строительство закончено «____»_______________ 200__г. |
Главный инженер строительно-монтажной организации_________________________ |
(подпись, инициалы, фамилия) |
Представитель эксплуатационной организации_________________________________ |
(должность, подпись, инициалы, фамилия) |
(рекомендуемое)
Смонтировано___________________________________________________________ (наименование строительно-монтажной организации и номер проекта) по адресу:_________________________________________________________________ 1. Характеристика газоиспользующего оборудования Указывается для внутридомового газоиспользующего оборудования: число квартир, тип и число установленных газовых приборов, общая протяженность газопровода и число запорных устройств на них; для внутрицехового оборудования - общая протяженность газопровода, тип и число установленного газоиспользующего 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, завод-изготовитель, дату выпуска, результаты испытаний). 3. Данные о сварке стыков газопровода
__________________________________________________________________________ (должность, РїРѕРґРїРёСЃСЊ, инициалы, фамилия производителя работ) 4. Рспытания газопровода РЅР° герметичность В«____В»______________ 200___Рі. газопровод испытан РЅР° герметичность давлением _________РњРїР° РІ течение __________С‡, СЃ подключенным газоиспользующим оборудованием. Фактическое падение давления __________РњРџР° установлено РїСЂРё помощи манометра класса точности __________. Утечки Рё дефекты РїСЂРё внешнем осмотре Рё проверке всех соединений РЅРµ обнаружены. Газопровод испытание РЅР° герметичность выдержал. |
||||||||||||||||||||||
Производитель работ_______________________________________________________ |
||||||||||||||||||||||
__________________________________________________________________________ |
||||||||||||||||||||||
(должность, подпись, инициалы, фамилия) |
||||||||||||||||||||||
Представитель эксплуатационной организации_________________________________ |
||||||||||||||||||||||
__________________________________________________________________________ |
||||||||||||||||||||||
(должность, подпись, инициалы, фамилия) |
||||||||||||||||||||||
5. Заключение Внутридомовое (внутрицеховое) газоиспользующее оборудование (включая газопровод) смонтировано в соответствии с проектом, разработанным |
||||||||||||||||||||||
__________________________________________________________________________ |
||||||||||||||||||||||
(наименование проектной организации и дата выпуска проекта) |
||||||||||||||||||||||
с учетом согласованных изменений, внесенных в рабочие чертежи № _________ |
||||||||||||||||||||||
Строительство начато «____»_______________ 200__г. |
||||||||||||||||||||||
Строительство закончено «____»_______________ 200__г. |
||||||||||||||||||||||
Главный инженер монтажной организации_____________________________________ |
||||||||||||||||||||||
(подпись, инициалы, фамилия) |
||||||||||||||||||||||
Представитель эксплуатационной организации_________________________________ |
||||||||||||||||||||||
(должность, подпись, инициалы, фамилия) |
(рекомендуемое)
Построен_______________________________________________________________ (наименование строительно-монтажной организации, номер проекта) по адресу:_______________________________________________________________ 1. Характеристика ГРП Указываются давление газа (на входе и на выходе), тип и размеры установленного оборудования, число и площадь помещений, система отопления и вентиляции, данные об освещении, связи, телеуправлении__________________________________________ __________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________ 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, марку (тип), ГОСТ (ТУ), размеры, номер партии, завод-изготовитель, дату выпуска, результаты испытаний). 3*. Данные о сварке стыков газопровода * Данная форма может быть использована для строительных паспортов испарительной и групповой баллонных установок СУГ, если они размещаются в отдельном здании (помещении).
|
||||||||||||
__________________________________________________________________________ (должность, РїРѕРґРїРёСЃСЊ, инициалы, фамилия производителя работ) 4. Рспытание газопровода Рё оборудования ГРП РЅР° герметичность В«____В»______________200___Рі. произведено испытание газопровода Рё оборудования ГРП РЅР° герметичность давлением ___________РњРџР° РІ течение 12 С‡ РїСЂРё помощи манометра класса точности ___________. Падение давления ___________РњРџР° РїСЂРё допускаемом падении давления ________РњРџР°. Утечки Рё дефекты РїСЂРё внешнем осмотре Рё проверке всех соединений РЅРµ обнаружены. Газопровод Рё оборудование ГРП испытание РЅР° герметичность выдержали. Производитель работ_______________________________________________________ (должность, РїРѕРґРїРёСЃСЊ, инициалы, фамилия) Представитель эксплутационной организации__________________________________ (должность, РїРѕРґРїРёСЃСЊ, инициалы, фамилия) Примечание - Если испытание газопроводов Рё оборудования ГРП РЅР° герметичность производится раздельно для высокой Рё РЅРёР·РєРѕР№ сторон давления, то РІ данном разделе паспорта следует сделать РґРІРµ записи - РѕРґРЅСѓ РїРѕ испытанию РЅР° высокой стороне, РґСЂСѓРіСѓСЋ - РЅР° РЅРёР·РєРѕР№. 5. Заключение ГРП построен РІ соответствии СЃ проектом, разработанным______________________ __________________________________________________________________________ (наименование проектной организации Рё дата выпуска проекта) СЃ учетом согласованных изменений проекта, внесенных РІ рабочие чертежи в„– ____ Строительство ГРП начато В«____В»______________ 200___Рі. Строительство ГРП закончено В«____В»______________ 200___Рі. Главный инженер строительно-монтажной организации_________________________ (РїРѕРґРїРёСЃСЊ, инициалы, фамилия) Представитель эксплуатационной организации_________________________________ (должность, РїРѕРґРїРёСЃСЊ, инициалы, фамилия) |
(рекомендуемое)
Построена и смонтирована________________________________________________ (наименование строительно-монтажной организации, номер проекта) по адресу:_________________________________________________________________ 1. Характеристика установки Указываются тип, число, заводы-изготовители и заводские номера резервуаров, испарителей и арматурных головок; регистрационные номера и тип защитного покрытия резервуаров и испарителей, вместимость каждого резервуара, производительность каждого испарителя, тип и число регуляторов давления арматурных головок________________________________________________________ __________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________ 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, марку (тип), ГОСТ (ТУ), размеры, номер партии, завод-изготовитель, дату выпуска, результаты испытаний). 3*. Данные о сварке стыков труб обвязки резервуаров * Данная форма может быть использована для строительных паспортов испарительной и групповой баллонных установок СУГ, если они размещаются в отдельном здании (помещении).
|
||||||||||||
__________________________________________________________________________ (должность, РїРѕРґРїРёСЃСЊ, инициалы, фамилия производителя работ) 4. Приемка скрытых работ РїСЂРё монтаже резервуарной установки Фундаменты заложены___________________________________________________ (РІ соответствии СЃ проектом, СЃ отступлениями __________________________________________________________________________ РѕС‚ проекта, указать отступления Рё РёС… обоснование) Основание Рё фундаменты резервуаров Рё испарителей соответствуют требованиям проекта. Производитель работ_______________________________________________________ (должность, РїРѕРґРїРёСЃСЊ, инициалы, фамилия) Представитель эксплуатационной организации_________________________________ (должность, РїРѕРґРїРёСЃСЊ, инициалы, фамилия) 5. Проверка качества защитного покрытия резервуаров, испарителей Рё газопроводов РѕР±РІСЏР·РєРё 1. Перед опусканием резервуара РЎРЈР“ РІ котлован проверено качество защитного покрытия: отсутствие механических повреждений Рё трещин - внешним осмотром; толщина - замером РїРѕ ГОСТ 9.602 _________РјРј; адгезии Рє стали - РїРѕ ГОСТ 9.602; сплошность - дефектоскопом. 2. Стыки РѕР±РІСЏР·РєРё, изолированные РІ траншее, проверены внешним осмотром РЅР° отсутствие механических повреждений Рё трещин Рё РїРѕ ГОСТ 9.602 (толщина, адгезия Рє стали, сплошность). Начальник лаборатории_____________________________________________________ (РїРѕРґРїРёСЃСЊ, инициалы, фамилия) Представитель эксплуатационной организации_________________________________ (должность, РїРѕРґРїРёСЃСЊ, инициалы, фамилия) 6. Проверка контура заземления резервуаров Контур заземления резервуаров Рё испарителей соответствует проекту. Сопротивление РїСЂРё проверке равно _________РћРј. Проверку произвел представитель лаборатории_______________________________ __________________________________________________________________________ (наименование организации, должность, РїРѕРґРїРёСЃСЊ, инициалы, фамилия) В«_____В» ___________________ 200__ Рі . 7. Рспытание резервуарной установки РЅР° герметичность В«____В»_______________200__Рі. резервуарная установка, состоящая РёР· резервуаров, испарителей СЃ установленной аппаратурой Рё трубопроводов РѕР±РІСЏР·РєРё, была подвергнута испытанию РЅР° герметичность давлением _________РњРџР° РїСЂРё помощи манометра класса точности __________. Фланцевые, сварные Рё резьбовые соединения, Р° также арматура головок емкостей, испарители РЎРЈР“, отключающие устройства Рё трубопроводы РѕР±РІСЏР·РєРё проверены. РџСЂРё проверке утечки Рё дефекты РЅРµ обнаружены. Резервуарная установка испытание РЅР° герметичность выдержала. Производитель работ_______________________________________________________ __________________________________________________________________________ (РїРѕРґРїРёСЃСЊ, инициалы, фамилия) Представитель эксплуатирующей организации__________________________________ (должность, РїРѕРґРїРёСЃСЊ, инициалы, фамилия) Примечание - Если испытание РЅР° герметичность резервуаров Рё испарителей СЃ установленной аппаратурой Рё трубопроводов РёС… РѕР±РІСЏР·РєРё производится раздельно для высокой Рё РЅРёР·РєРѕР№ сторон давления, то РІ данном разделе паспорта следует сделать РґРІРµ записи - РѕРґРЅСѓ РїРѕ испытанию РЅР° высокой стороне, РґСЂСѓРіСѓСЋ - РЅР° РЅРёР·РєРѕР№. 8. Заключение Резервуарная установка РЎРЈР“ смонтирована РІ соответствии СЃ проектом, разработанным_____________________________________________________________ __________________________________________________________________________ (наименование организации) СЃ учетом согласованных изменений проекта, внесенных РІ рабочие чертежи в„–_______ Строительство начато В«____В»_______________ 200__Рі. Строительство закончено В«____В» ______________ 200__Рі. Главный инженер строительно-монтажной организации_________________________ (РїРѕРґРїРёСЃСЊ, инициалы, фамилия) Представитель эксплуатационной организации_________________________________ (должность, РїРѕРґРїРёСЃСЊ, инициалы, фамилия) |
(рекомендуемое)
Лаборатория_______________________________ (наименование строительно- __________________________________________ монтажной организации) РџР РћРўРћРљРћР› ПРОВЕРКРСВАРНЫХ СТЫКОВ ГАЗОПРОВОДА Р РђР”РОГРАФРЧЕСКРРњ МЕТОДОМ№ __________ В«____В» ______________ 200_ Рі. Произведена проверка сварных стыков газопровода ________давления, строящегося РїРѕ адресу__________________________________________________________________ (улица, РїСЂРёРІСЏР·РєРё начального Рё конечного пикетов) Газопровод сварен ____________сваркой РёР· труб наружным диаметром ________РјРј, (РІРёРґ сварки) толщиной стенки ______РјРј. Результаты проверки
|
||||||||||||||||
Начальник лаборатории_____________________________________________________ (подпись, инициалы, фамилия) Дефектоскопист___________________________________________________________ (подпись, инициалы, фамилия) |
(рекомендуемое)
Лаборатория_______________________________ (наименование строительно- __________________________________________ монтажной организации) РџР РћРўРћРљРћР› МЕХАНРЧЕСКРРҐ РСПЫТАНРР™ СВАРНЫХ СТЫКОВ СТАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА№ ________В«____В»_______________ 200_ Рі. Произведены испытания стыков стального газопровода, сваренного_____________ (РІРёРґ сварки) РёР· труб РїРѕ ГОСТ (РўРЈ) _________________, марки стали ________________________, наружным диаметром ______________РјРј, толщиной стенки _________________РјРј, сварщиком _____________________________________________________, имеющим (фамилия, РёРјСЏ, отчество) номер (клеймо)_______________, РїРѕ адресу:___________________________________ __________________________________________________________________________ (улица РїСЂРёРІСЏР·РєРё начального Рё конечного пикетов) РІ период СЃ В«____В»______________ 200___Рі. РїРѕ В«____В»_____________ 200___Рі. Результаты механических испытаний сварных стыков стального газопровода
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Начальник лаборатории_____________________________________________________ (РїРѕРґРїРёСЃСЊ, инициалы, фамилия) Рспытания РїСЂРѕРІРѕРґРёР»________________________________________________________ (должность, инициалы, фамилия) |
Примечание - Протокол испытаний следует составлять на каждого сварщика отдельно и копию представлять в составе исполнительной документации на все объекты, на которых в течение календарного месяца работал этот сварщик.
(рекомендуемое)
Лаборатория_______________________________ (наименование строительно- __________________________________________ монтажной организации) РџР РћРўРћРљРћР› МЕХАНРЧЕСКРРҐ РСПЫТАНРР™ СВАРНЫХ СТЫКОВ РџРћР›РРРўРЛЕНОВОГО ГАЗОПРОВОДА№ ________В«____В»_______________200 _ Рі. Произведены испытания сварных соединений полиэтиленового газопровода, выполненных______________________________________________________________ (РІРёРґ сварки) РР· труб_________________________________________________________________ (маркировка) Сварщик________________________________________________________________ (фамилия РёРјСЏ отчество) РўРёРї сварочной машины (аппарата):_________________________________________ Метод испытаний __________________________________________________________________________ РўРёРї испытательной машины:______________________________________________ Газопровод построен (строится) РїРѕ адресу:__________________________________ __________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________ Период строительства: СЃ В«____В»_________200___Рі. РїРѕ В«____В»_________200___Рі. Результаты механических испытаний сварных соединений приведены РІ таблице. Форма таблицы РїСЂРё испытании РЅР° осевое растяжение РїРѕ ГОСТ 11262
Форма таблицы при испытании деталей с закладными нагревателями на сплющивание или отрыв
|
||||||||||||||||||||||||||
Заключение:____________________________________________________________ __________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________ Начальник лаборатории___________________________________________________ (РїРѕРґРїРёСЃСЊ, фамилия) Рспытания РїСЂРѕРІРѕРґРёР»_____________________________________________________ (должность, РїРѕРґРїРёСЃСЊ, фамилия) Примечание. Протокол испытаний следует составлять РЅР° каждого сварщика Рё РєРѕРїРёСЋ представлять РІ составе исполнительной документации РЅР° РІСЃРµ объекты, РЅР° которых сварщик работал. |
(рекомендуемое)
Лаборатория_______________________________ (наименование строительно- __________________________________________ монтажной организации) ПРОТОКОЛ ПРОВЕРКРСВАРНЫХ СТЫКОВ ГАЗОПРОВОДА УЛЬТРАЗВУКОВЫМ МЕТОДОМ№ ________«____»_______________200__г. Произведена проверка сварных соединений газопровода_______________________ давления, строящегося по адресу______________________________________________ (улица привязки начального и _____________________ . Газопровод сварен встык из труб_______________________ конечного пикетов)                                                                                  (маркировка) Контроль качества сварных соединений выполнен ультразвуковым дефектоскопом типа ____________, рабочая частота ___________МГц. Условия проведения испытаний____________________________________________ (полевые, лабораторные) Температура испытаний__________________________________________________ Заказчик________________________________________________________________ Результаты проверки
|
||||||||||||||||||||||||
Начальник лаборатории_____________________________________________________ (подпись, инициалы, фамилия) Дефектоскопист___________________________________________________________ (подпись, инициалы, фамилия) |
(рекомендуемое)
Лаборатория_______________________________ (наименование строительно- __________________________________________ монтажной организации) РџР РћРўРћРљРћР› ПРОВЕРКРПАРАМЕТРОВ РљРћРќРўРђРљРўРќРћР™ РЎР’РђР РљР (ПАЙКР) ГАЗОПРОВОДОВ№ _________ В«____В»________________ 200_ Рі. Адрес объекта___________________________________________________________ (улица РїСЂРёРІСЏР·РєРё начального Рё конечного пикетов) __________________________________________________________________________ Газопровод сварен (спаян) РёР· стальных труб ГОСТ (РўРЈ)_______________________ наружным диаметром __________РјРј, толщиной стенки трубы __________РјРј. Результаты проверки
|
||||||||||||||
Начальник лаборатории_____________________________________________________ (РїРѕРґРїРёСЃСЊ, инициалы, фамилия) Рспытания РїСЂРѕРІРѕРґРёР»________________________________________________________ (РїРѕРґРїРёСЃСЊ, инициалы, фамилия) |
(рекомендуемое)
Схема сварных стыков подземного газопровода-ввода
Сведения о сварке стыков
Фамилия, имя, отчество сварщика |
Номер (клеймо) сварщика |
Сварено стыков |
Дата проведения сварочных работ |
Проверка качества |
||
Диаметр труб, мм |
Количество, шт. |
номер протокола и дата проведения |
номер протокола и дата контроля радиографированием или УЗК* |
|||
Наружный газопровод - ввод |
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Внутренний газопровод - ввод |
||||||
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
* Для газопроводов из полиэтиленовых труб, соединенных стыковым способом. Качество сварных стыков проверено в соответствии с требованиями СНиП 42-01. |
Начальник лаборатории___________________          ____________________
(РїРѕРґРїРёСЃСЊ)В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (С„. Рё. Рѕ.)
Производитель работ _____________________ ____________________
(РїРѕРґРїРёСЃСЊ)В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (С„. Рё. Рѕ.)
Сведения о защите от коррозии подземного газопровода - ввода
Рзоляционное покрытие подземного стального газопровода выполнено РІ соответствии СЃ проектом. Качество изоляции проверено РІ соответствии СЃ требованиями РЎРќРёРџ 42-01.
Производитель работ_______________________________________________________
(должность, подпись, инициалы, фамилия)
Представитель эксплуатационной организации_________________________________
(должность, подпись, инициалы, фамилия)
Сведения об испытании газопроводов на герметичность
Наружный и внутренний газопроводы испытаны на герметичность в соответствии с требованиями СНиП 42-01 при помощи манометра класса точности __________.
Газопровод |
Дата проведения испытаний на герметичность |
Наружный |
|
Внутренний |
|
Рспытания РЅР° герметичность газопроводы выдержали.
Обнаружены дефекты и утечки________________________
(нет, устранены)
Производитель работ________________________ ________________________
(РїРѕРґРїРёСЃСЊ)В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (С„. Рё. Рѕ.)
Представитель эксплуатационной организации___________ ________________
(РїРѕРґРїРёСЃСЊ)В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В В (С„. Рё. Рѕ.)
Сведения о материалах и оборудовании
Материалы и оборудование |
Завод-изготовитель |
ГОСТ, ТУ, нормаль |
Марка, тип |
Номер сертификата |
Дата выпуска |
Количество, шт. |
РўСЂСѓР±Р°, d |
|
|
|
|
|
|
РўСЂСѓР±Р°, d |
|
|
|
|
|
|
РўСЂСѓР±Р°, d |
|
|
|
|
|
|
Рзоляционное покрытие стальных труб |
|
|
|
|
|
|
Плита газовая 2-горел. |
|
|
|
|
|
|
Плита газовая 4-горел. |
|
|
|
|
|
|
Водонагреватель проточный |
|
|
|
|
|
|
Водонагреватель емкостной (котел) |
|
|
|
|
|
|
Горелка |
|
|
|
|
|
|
Счетчик |
|
|
|
|
|
|
Сигнализатор загазованности |
|
|
|
|
|
|
Рзолирующий фланец |
|
|
|
|
|
|
Битум (мастика) |
|
|
|
|
|
|
Полимерные ленты |
|
|
|
|
|
|
Рлектроды |
|
|
|
|
|
|
Сварочная проволока |
|
|
|
|
|
|
Соединительные полиэтиленовые детали с ЗН |
|
|
|
|
|
|
Соединение «сталь-полиэтилен» |
|
|
|
|
|
|
Опоры ____________________шт. (материал, количество) Начальник лаборатории___________________           ____________________ (подпись)                                               (ф. и. о.) Производитель работ _____________________ ____________________ (подпись)                                               (ф. и. о.) |
Ключевые слова: газораспределительные системы, определение расчетных расходов газа, наружные газопроводы, строительство и испытания, исполнительная документация