Строительные нормыреспублики беларусьсн 03. 012019Издание официальное
 Скачать 1 Mb.
|
|
7.6.4 В местах установки фланцевой запорной арматуры следует предусматривать компенсирую- щие или другие устройства, обеспечивающие возможность ее замены в процессе эксплуатации га- зопровода. Установку стальной запорной арматуры следует предусматривать как на сварке, так и на фланцах. 7.6.5 Колодцы следует предусматривать на расстоянии не менее 2 м от линии застройки и ограж- дения территории предприятий. В местах отсутствия проезда транспорта и прохода людей люки колодцев следует предусматри- вать выше уровня земли не менее 0,15 м. 7.6.6 Отключающие устройства и изолирующие соединения, предусмотренные к установке на сте- нах жилых, общественных и производственных зданий, следует размещать на расстоянии от дверных и открывающихся оконных проемов, м, не менее: 0,5 — для газопроводов низкого давления по горизонтали. Примечание — При модернизации и капитальном ремонте разрешается уменьшение расстояния до дверно- го проема до 0,25 м; 3,0 — для газопроводов среднего давления по горизонтали; 5,0 — для газопроводов высокого давления II категории по горизонтали; 1,0 — для газопроводов-вводов среднего давления в жилые дома с применением комбини- рованных (домовых) регуляторов, устанавливаемых на стене в защитном кожухе, ящике, шкафу по горизонтали. При расположении отключающей арматуры на высоте более 2,2 м следует предусматривать площадки из негорючих материалов с лестницами. Расстояние по горизонтали от крайнего провода ВЛ до ограды наземно устанавливаемого отклю- чающего устройства на подземном газопроводе в местах его пересечения с ВЛ должно быть не ме- нее высоты опоры ВЛ. Установка отключающего устройства под ВЛ электропередачи и связи не до- пускается. Отключающие устройства наземной установки следует размещать на расстоянии, м, не менее: 40 — от оси крайнего пути железных дорог общего пользования; 6 — то же промышленных предприятий; 25 — от подошвы земляного полотна автомобильных дорог I–III категории. Отключающие устройства, предусмотренные к установке на стенах жилых, общественных и произ- водственных зданий, следует располагать на высоте не менее 2,0 м от отмостки зданий. 7.6.7 Отключающие устройства, проектируемые к установке на участке закольцованных распре- делительных газопроводов, проходящих по территории промышленных и других предприятий, следует размещать вне территории этих предприятий. СН 4.03.01-2019 21 7.6.8 На вводах и выводах газопроводов из здания ГРП установку отключающих устройств сле- дует предусматривать на расстоянии не менее 5 м и не более 100 м от ГРП. Отключающие устройства газопотребляющих установок, размещаемых на покрытиях зданий, сле- дует предусматривать на стенах этих зданий на выходе газопровода из земли на высоте от 1,8 до 2 м и на покрытии здания на вводе газопровода в помещение газопотребляющего оборудования (крыш- ной котельной). Отключающие устройства ГРП, размещаемых на покрытиях производственных зда- ний, разрешается устанавливать на стенах этих зданий на выходе газопровода из земли. Отключаю- щие устройства перед и после ШРП следует предусматривать на расстоянии не более 20 м от него. 7.6.9 Отключающие устройства, предусмотренные согласно 7.6.1 к установке на переходах газо- проводов через водные преграды, следует размещать на берегах на отметках не ниже отметок ГВВ при обеспеченности 10 % и выше отметок ледохода. При этом на закольцованных газопроводах от- ключающие устройства следует предусматривать на обоих берегах, а на тупиковых одиночных газо- проводах — на одном берегу, до перехода (по ходу газа). 7.6.10 Отключающие устройства, предусмотренные к установке на переходах через железные дороги, следует размещать: — на тупиковых газопроводах — не более 1000 м до перехода (по ходу газа); — на кольцевых газопроводах — по обе стороны перехода на расстоянии не более 1000 м от пе- рехода. 7.7 Сооружения на газопроводах 7.7.1 Колодцы для размещения отключающих устройств на газопроводах следует предусматри- вать из негорючих, влаго- и биостойких материалов. Конструкцию и материал колодцев следует прини- мать из условия исключения проникания в них грунтовых вод. Наружную поверхность стенок колод- цев необходимо предусматривать гладкой и покрытой гидроизоляционными материалами. В местах прохода газопровода через стенки колодцев следует предусматривать футляры. Концы футляров должны быть уплотнены эластичным негорючим материалом и герметизированы. 7.7.2 Наземные отключающие устройства диаметром 400 мм и более следует устанавливать на фундаментные плиты, укладываемые на уплотненное основание. Шкафы и ограды следует проекти- ровать из негорючих материалов. 7.7.3 Для защиты от механических повреждений контрольных трубок, контактных выводов кон- трольно-измерительных пунктов, водоотводящих трубок конденсатосборников, гидрозатворов и ар- матуры следует предусматривать коверы, которые необходимо устанавливать на бетонные, железо- бетонные или другие основания, обеспечивающие устойчивость и исключающие их просадку. 7.8 Защита от коррозии 7.8.1 Для стальных газопроводов следует предусматривать защиту от коррозии, вызываемой ок- ружающей средой и блуждающими электрическими токами. Защиту от коррозии подземных газопроводов следует проектировать в соответствии с требова- ниями настоящего подраздела, ГОСТ 9.602, других ТНПА. Материал для защитных покрытий должен соответствовать требованиям раздела 15. 7.8.2 На подземных газопроводах следует предусматривать установку контрольно-измерительных пунктов: — в пределах населенных пунктов с интервалом между ними не более 200 м; — вне территории населенных пунктов то же не более 500 м; — в местах пересечения подземных газопроводов между собой, а также с другими подземными металлическими инженерными сетями (кроме силовых электрокабелей), рельсовыми путями элек- трифицированного транспорта (при пересечении более двух рельсовых путей — по обе стороны пе- ресечения); — при переходе газопроводов через водные преграды по обе стороны от пересечения. При этом интервал между контрольно-измерительными пунктами вне территории населенных пунктов на пахотных землях, а также необходимость установки контрольно-измерительных пунктов в местах пересечения газопроводов между собой и с другими подземными сетями определяются в зависимости от коррозионных условий. Не требуется установка стационарных медносульфатных электродов на контрольно-измерительных пунктах при сопротивлении грунта св. 150 Ом, за исключением переходов через водные преграды. СН 4.03.01-2019 22 7.8.3 Конструкцию контрольно-измерительного пункта выбирают в зависимости от места его уста- новки на трассе газопровода. При этом следует предусматривать установку контрольно-измерительных пунктов с применением переносного электрода сравнения, а на первом и последнем, а также каждом втором пунктах — стационарного электрода сравнения. Для измерения защитных электропотенциалов газопроводов разрешается использовать отклю- чающие устройства, конденсатосборники и другое оборудование и сооружения на газопроводах. 7.8.4 При электрохимической защите газопроводов следует предусматривать ИФС: — на входе и выходе газопровода из земли и ГРП, на вводе газопроводов в здания, где возмо- жен электрический контакт газопровода с землей через металлические конструкции здания и инже- нерные сети, на вводе газопровода на объект, являющийся источником блуждающих токов; — для секционирования газопроводов; — для электрической изоляции отдельных участков газопровода от остального газопровода. Если сопротивление растеканию контура заземления ГРП или подземных резервуаров СУГ со- ставляет более 5 Ом, ИФС на газопроводах может не устанавливаться. При переходе подземного газопровода в надземный вместо установки ИФС могут применяться электроизолирующие прокладки на опорах надземного участка газопровода. 7.8.5 Размещение ИФС следует предусматривать на наружных газопроводах на высоте не бо- лее 2,2 м и на расстоянии от дверных и оконных проемов, принимаемом для запорной арматуры согласно 7.6.6, или в колодцах. ИФС в колодцах должны быть оборудованы устанавливаемыми вне колодца контактными устройствами для шунтирования ИФС инвентарными перемычками (на время выполнения работ в колодцах). 7.8.6 Для фланцевых соединений газопроводов в колодцах следует предусматривать постоян- ные шунтирующие электроперемычки. 7.8.7 Расстояние от установок электрохимической защиты и их контактных устройств до резер- вуаров СУГ следует принимать не менее 5 м. 7.8.8 Протекторы, применяемые для защиты стальных резервуаров СУГ от коррозии, разрешает- ся предусматривать в качестве основных заземлителей защиты от прямых ударов молнии. При этом следует руководствоваться требованиями ТКП 336. 7.8.9 Электроперемычки между трубопроводами, выполненные из полосовой стали, и стальные футляры (за исключением прокладываемых методом прокола) должны иметь изоляционное покрытие весьма усиленного типа. Для футляров, расположенных непосредственно в грунтах высокой коррозийной агрессивности или в зонах опасного действия блуждающих токов, следует предусматривать дополнительно катод- ную поляризацию. Необходимость обеспечения катодной поляризации металлических футляров газопроводов из полиэтиленовых труб определяется проектной организацией в соответствии с ГОСТ 9.602. 7.8.10 Надземные газопроводы следует защищать от атмосферной коррозии покрытием, состоя- щим из двух слоев краски, лака или эмали по огрунтованному слою, предназначенных для наружных работ при расчетной температуре наружного воздуха в районе строительства. 7.9 Газопроводы из полиэтиленовых труб 7.9.1 При проектировании газопроводов следует применять трубы и соединительные детали, имеющие одинаковое значение показателей номинальной толщины стенки (далее — SDR) и мини- мальной длительной прочности полиэтилена, использованного для изготовления труб и соедини- тельных деталей (далее — MRS). Строительство межпоселковых полиэтиленовых газопроводов с давлением св. 0,6 до 1,2 МПа следует выполнять из полиэтиленовых труб из ПЭ 100 SDR 9. Трубы из полиэтилена для газопроводов выбирают с учетом коэффициента запаса прочности С ≥ 2,0, условий эксплуатации в соответствии с СТБ ГОСТ Р 50838 (приложение А) и требований настоящих строительных норм. 7.9.2 Область применения полиэтиленовых труб для прокладки газопроводов (в зависимости от состава и давления газа) следует принимать в соответствии с таблицей 7.3. СН 4.03.01-2019 23 Таблица 7.3 Давление газа, МПа, не более, для труб Область применения полиэтиленовых труб Газы, допустимые для транспортирования ПЭ 80 ПЭ 100 0,3 0,3; 0,6 Газопроводы на территории городов и других населенных пунктов, в том числе для реконструкции подземных стальных газопроводов Природные газы по ГОСТ 5542, а также газовоздушные смеси, не содержа- щие ароматических и хлорированных углеводородов 0,3; 0,6 1,2 Газопроводы между населенными пунктами, в том числе для реконст- рукции подземных стальных газопро- водов 7.9.3 Применяемые в проектах газоснабжения полиэтиленовые трубы (в том числе профилирован- ные), соединительные детали (фитинги), арматура, устройства, приборы и оборудование для произ- водства сварочных работ должны соответствовать требованиям ТНПА. При использовании труб из полиэтилена для газопроводов должны соблюдаться следующие условия: — при размещении соединительных деталей (фитингов) на кривой радиус упругого изгиба для газопроводов диаметром до 110 мм должен быть от 100 до 125 наружных диаметров трубы; — минимальная толщина стенки полиэтиленовой трубы должна быть не менее 3 мм. 7.9.4 Толщина стенки полиэтиленовой трубы (в том числе профилированной) характеризуется стандартным размерным отношением номинального наружного диаметра к SDR, которое следует оп- ределять в зависимости от давления в газопроводе, марки полиэтилена и коэффициента запаса прочности по формуле 2 1, MRS SDR MOP C = + ⋅ (7.1) где MRS — минимальная длительная прочность полиэтилена, МПа (для ПЭ 80 и ПЭ 100 составляет 8,0 и 10,0 МПа соответственно); МОР — рабочее давление газа, МПа, соответствующее максимальному значению давления для данной категории газопровода; С — коэффициент запаса прочности; определяют в зависимости от условий работы газопро- вода по СТБ ГОСТ Р 50838 (приложение А, таблица А.1). Тип полиэтилена и SDR трубы принимают по таблице 7.4 в зависимости от максимального рабо- чего давления в новом газопроводе и газопроводе, подлежащем реконструкции, условий эксплуата- ции и принятого с их учетом расчетного значения коэффициента запаса прочности. Таблица 7.4 Максимальное рабочее давление, МПа Расчетное значение коэффициента запаса прочности С Трубы из ПЭ 80 с SDR Трубы из ПЭ 100 с SDR 17,6 17 13,6 11 9 17,6 17 13,6 11 9 0,3 3,2 3,3 4,2 5,3 6,7 4,0 4,2 5,3 6,7 8,3 0,4 2,4 2,5 3,2 4,0 5,0 3,0 3,1 4,0 5,0 6,2 0,6 — — 2,1 2,7 3,3 2,0 2,1 2,6 3,3 4,2 0,8 — — — 2,0 2,5 — — — 2,5 3,1 1,0 — — — — — — — — — 2,5 1,2 — — — — — — — — — 2,1 СН 4.03.01-2019 24 7.9.5 Гидравлический расчет полиэтиленовых газопроводов следует производить в соответствии с приложением Г. 7.9.6 Минимальные расстояния по горизонтали в свету от полиэтиленовых газопроводов до зда- ний и сооружений следует принимать как для стальных газопроводов в соответствии с требованиями ТКП 45-3.03-227. Минимальное расстояние по горизонтали в свету, м, от полиэтиленовых газопроводов давлени- ем св. 0,6 до 1,2 МПа до фундаментов зданий и сооружений следует принимать не менее: 15 — для газопроводов диаметром до 300 мм; 25 — то же св. 300 мм. 7.9.7 Минимальные расстояния по вертикали в свету между полиэтиленовыми газопроводами давлением до 0,6 МПа и другими подземными инженерными коммуникациями следует принимать как для стальных газопроводов. Минимальное расстояние по вертикали в свету между газопроводом давлением св. 0,6 до 1,2 МПа и подземными коммуникациями, кроме силовых кабелей и кабелей связи, в местах их пересечения следует принимать не менее 0,4 м. 7.9.8 Глубину прокладки полиэтиленовых газопроводов следует принимать по 7.2.5. 7.9.9 Соединения полиэтиленовых газопроводов давлением до 1,0 МПа со стальными могут быть разъемными или неразъемными, а давлением от 1,0 до 1,2 МПа — только неразъемными. Разъемные соединения выполняются на фланцах и размещаются в колодцах. Неразъемные соединения выполняются с использованием неразъемных соединительных дета- лей полиэтилен — сталь и размещаются в грунте. Присоединение ответвлений к полиэтиленовым газопроводам следует предусматривать с помощью соединительных деталей из полиэтилена или стальных вставок длиной не менее 0,8 м. При реконструкции стальных газопроводов необходимо предусматривать защиту от электрохи- мической коррозии стальных вставок, вводов и других металлических участков газопровода. 7.9.10 При реконструкции стальных газопроводов разрешается использование полиэтиленовых профилированных труб и полиэтиленовых труб из ПЭ 80 или ПЭ 100 SDR 17/17,6; SDR 11. Для присоединения ответвлений газопровода к полиэтиленовой профилированной трубе исполь- зуют седельные ответвления с гибким основанием, обеспечивающим плотное прижатие к наружной поверхности трубы. Возможно использование седельных ответвлений с жестким основанием при ус- ловии совпадения диаметров трубы и основания. 7.9.11 Полиэтиленовые газопроводы при пересечении необходимо прокладывать ниже тепловых сетей в футляре. При прокладке тепловых сетей из предварительно термоизолированных пенополиу- ретаном в полиэтиленовой оболочке труб в каналах или стальных футлярах возможна прокладка по- лиэтиленовых газопроводов в футляре над тепловыми сетями. Расстояние от тепловых сетей до газо- провода определяется из условия недопустимости нагрева полиэтиленовых труб выше температуры, устанавливаемой для используемой марки полиэтилена. 7.9.12 Повороты линейной части газопровода в горизонтальной и вертикальной плоскостях сле- дует выполнять полиэтиленовыми отводами или упругим изгибом с радиусом не менее 25 наружных диаметров трубы, включая прокладку длинномерных труб диаметром до 110 мм при условии расчета криволинейных участков газопровода на углах поворота, а диаметром св. 110 мм — отводами. Повороты линейной части газопровода из полиэтиленовых труб с SDR 9 в горизонтальной и вер- тикальной плоскостях следует выполнять полиэтиленовыми отводами или упругим изгибом с радиу- сом не менее 60 диаметров. 7.9.13 Полиэтиленовые трубы при толщине стенки трубы не менее 5 мм необходимо соединять между собой сваркой встык или деталями с ЗН, при толщине стенки менее 5 мм — только деталями с ЗН. Соединение газопроводов из полиэтиленовых труб давлением св. 0,6 МПа следует выполнять деталями с ЗН. На узлы соединения газопроводов с применением соединительных деталей (фитингов) с ЗН не распространяются требования, предъявляемые к сварному стыку (сварному соединению). 7.9.14 При пересечении газопроводом водных преград, железнодорожных и трамвайных путей, автомобильных дорог I–IV категории, магистральных улиц, а также при прокладке газопроводов на обводненных и заболоченных участках (болота I и II типа) и на местности с уклоном от 1:5 (20 %) до 1:2 (50 %) следует применять трубы с SDR 11 и SDR 9. СН 4.03.01-2019 25 7.9.15 При пересечении автомобильных дорог (кроме дорог I–II категории), улиц (кроме магист- ральных улиц общегородского значения), трамвайных путей, подъездных железных дорог промыш- ленных предприятий, каналов, коллекторов, тоннелей материал футляра следует выбирать в зависи- мости от способа прохода. При производстве работ методом продавливания или прокола необходимо применять стальные футляры, методом наклонно-направленного или горизонтального бурения — полиэтиленовые футляры, открытым способом — неметаллические футляры (асбестоцементные, железобетонные, полиэтиленовые). Рекомендуемые минимальные наружные диаметры футляров из стальных труб с учетом возможности размещения неразъемных соединений полиэтилен — сталь при- ведены в таблице 7.5, футляров из неметаллических труб — в таблице 7.6. |