Снип 42 01 2002 статус на 2017 год заменен на

Снип 42 01 2002 статус на 2017 год заменен на

Хотите получить расширенный доступ к документам и сервисам? Зарегистрируйтесь или войдите

Вы пользуетесь устаревшей версией Opera. В ней не обеспечивается достаточная защита от вирусов и не работают многие современные функции.

Чтобы работать в сервисе Контур.Норматив, обновите Opera до последней версии или воспользуйтесь другим браузером (Mozilla Firefox, Chrome).

Мы поможем с обновлением и ответим на ваши вопросы по телефону 8 800 500-01-30.

СНиП 42-01-2002 Газораспределительные системы

Действует актуализированная редакция СП 62.13330.2011 "Газораспределительные системы. Актуализированная редакция СНиП 42-01-2002".

Выпускаемый с 2013 года ротационный счетчик газа RABO активно применяется вместо счетчика газа RVG в связи с тем, что он имеет лучшие технические и метрологические характеристики

15 Марта 2018 г.

Турбинные счетчики газа TRZ уже много лет применяются для технологического и коммерческого учета газа в составе комплексов СГ-ЭК и СГ-ТК и зарекомендовали себя как надежные, точные и удобные в эксплуатации приборы.

06 Февраля 2018 г.

Несоблюдение техники безопасности при установке и обслуживании газовых приборов может представлять серьезную угрозу жизни и здоровью.

СП 62.13330.2011 (03.12.2016) ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ СИСТЕМЫ Актуализированная редакция СНиП 42-01-2002

(10 декабря 2012 г., 3 декабря 2016 г.)

Gas distribution systems

Дата введения 20 мая 2011 г.

Настоящий свод правил устанавливает требования, соответствующие целям Федерального закона от 30 декабря 2009 г. N 384-ФЗ "Технический регламент о безопасности зданий и сооружений", Технического регламента "О безопасности сетей газораспределения и газопотребления", утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 29 ноября 2010 г. N 870, Федерального закона от 22 июля 2008 г. N 123-ФЗ "Технический регламент о требованиях пожарной безопасности", а также Федерального закона от 23 ноября 2009 г. N 261-ФЗ "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации.

Основными особенностями настоящего свода правил являются:

приоритетность требований, направленных на обеспечение надежной и безопасной эксплуатации сетей газораспределения, газопотребления и объектов СУГ;

обеспечение требований безопасности, установленных техническими регламентами и нормативными правовыми документами федеральных органов исполнительной власти;

защита охраняемых законом прав и интересов потребителей строительной продукции путем регламентирования эксплуатационных характеристик сетей газораспределения, газопотребления и объектов СУГ;

расширение возможностей применения современных эффективных технологий, новых материалов, прежде всего полимерных, и оборудования для строительства новых и восстановления изношенных сетей газораспределения, газопотребления и объектов СУГ;

обеспечение энергосбережения и повышение энергоэффективности зданий и сооружений;

гармонизация с международными (ИСО) и региональными европейскими (ЕН) нормами.

Настоящий свод правил разработан ЗАО "Полимергаз9quot; (руководитель разработки - ген. директор В.Е. Удовенко, ответств. исполнитель - исполн. директор Ю.В. Коршунов, исполнитель - канд. техн. наук B.C. Тхай) при участии ОАО "Гипрониигаз9quot; (ген. директор, проф., д-р техн. наук А.Л. Шурайц, руковод. разработки - зам. ген. директора, канд. экон. наук М.С. Недлин, ответств. исполнитель - помощник зам. ген. директора Ю.Н. Вольнов, исполнители: Л.П. Суворова, А.С. Струкова, Р.П. Гордеева).

Изменение N 2 к СП 62.13330.2011 разработано авторским коллективом АО "Гипрониигаз9quot; (д-р техн. наук, проф. A.Л. Шурайц, канд. экон. наук М.С. Недлин, А.И. Кузяева, А.О. Хомутов, Ю.Н. Вольнов, А.В. Бирюков, Т.Н. Астафьева, Р.П. Гордеева, Л.П. Суворова, А.С. Струкова, В.Н Матяш, Н.А. Кострикина, М.С. Севрюк, В.Е. Станкина, Т.С. Бакумцева).

Настоящий свод правил распространяется на проектирование новых, реконструируемых и подлежащих капитальному ремонту сетей газораспределения, газопотребления и объектов сжиженных углеводородных газов (СУГ), предназначенных для обеспечения потребителей природным газом давлением до 1, 2 МПа включительно и сжиженными углеводородными газами давлением до 1, 6 МПа включительно.

Настоящий свод правил не распространяется:

на технологические газопроводы, предназначенные для транспортирования газа в пределах химических, нефтехимических и металлургических (кроме производств, где получаются расплавы и сплавы цветных металлов) предприятий, на которых природный газ используется в качестве сырья;

газопроводы СУГ, относящиеся к магистральным трубопроводам.

В настоящем своде правил использованы ссылки на нормативные документы, перечень которых приведен в приложении А.

Примечание - При пользовании настоящим сводом правил целесообразно проверить действие ссылочных стандартов и классификаторов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при использовании настоящего свода правил следует руководствоваться заменяющим (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

В настоящем своде правил применены термины по , ГОСТ Р 53865, ГОСТ 24856, а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1* исключен с 4 июня 2017 г.

3.2* исключен с 4 июня 2017 г.

3.3 газ: Природный газ, нефтяной (попутный) газ, отбензиненный сухой газ, газ из газоконденсатных месторождений, добываемый и собираемый газо- и нефтедобывающими организациями, и газ, вырабатываемый газо- и нефтеперерабатывающими организациями .

3.4 максимальное рабочее давление (МОР): Максимальное давление газа в трубопроводе, допускаемое для постоянной эксплуатации.

3.5 источник газа: Элемент системы газоснабжения, предназначенный для подачи газа (природного газа и СУГ) в газораспределительную сеть.

3.6 исключен с 4 июня 2017 г.

3.7 исключен с 4 июня 2017 г.

3.8 исключен с 4 июня 2017 г.

3.9 исключен с 4 июня 2017 г.

3.10 исключен с 4 июня 2017 г.

3.11 подводный газопровод: Наружный газопровод, проложенный ниже уровня поверхности дна пересекаемых водных преград.

3.12 стандартное размерное отношение (SDR): Отношение номинального наружного диаметра полимерной трубы к ее номинальной толщине стенки.

3.13 исключен с 4 июня 2017 г.

3.14 исключен с 4 июня 2017 г.

3.15 исключен с 4 июня 2017 г.

3.16* исключен с 4 июня 2017 г.

3.17 газонаполнительная станция (ГНС): Предприятие, предназначенное для приема, хранения и отпуска сжиженных углеводородных газов потребителям в автоцистернах и бытовых газовых баллонах, ремонта и переосвидетельствования бытовых газовых баллонов.

3.18 газонаполнительный пункт (ГНП): Предприятие, предназначенное для приема, хранения и отпуска сжиженных углеводородных газов потребителям в бытовых газовых баллонах.

3.19 стесненные условия прокладки газопровода: Условия прокладки газопровода, при которых расстояния, регламентированные нормативными документами, соблюсти не представляется возможным.

3.20* исключен с 4 июня 2017 г.

3.21* исключен с 4 июня 2017 г.

3.22 клапан безопасности (контроллер) расхода газа: Устройство, автоматически перекрывающее подачу газа в газопроводе при превышении определенного значения расхода газа.

3.23* регулятор-стабилизатор: Устройство, автоматически поддерживающее рабочее давление газа, необходимое для оптимальной работы газоиспользующего оборудования.

3.24* регулятор-монитор: Дополнительный (контрольный) регулятор, используемый в качестве защитного устройства .

3.25* исключен с 4 июня 2017 г.

3.26* исключен с 4 июня 2017 г.

3.27* исключен с 4 июня 2017 г.

3.28* исключен с 4 июня 2017 г.

3.29 контрольно-измерительные приборы (КИП): Средства измерений, средства порогового, визуального контроля, сигнализации, индикации и т.п., предназначенные для получения информации о состоянии параметров сетей газораспределения и газопотребления.

3.30 сеть газораспределения СУГ: Наружный газопровод с техническими устройствами, расположенными на нем, предназначенный для транспортирования паровой фазы СУГ от запорной арматуры, установленной на выходе из редукционной головки резервуарной установки или испарителя, до запорной арматуры включительно, расположенной на границе сети газораспределения и сети газопотребления, в том числе сети газопотребления жилых зданий.

4 Общие требования к сетям газораспределения, газопотребления и объектам СУГ

4.1* Проектирование, строительство и реконструкцию сетей газораспределения и газопотребления рекомендуется осуществлять в соответствии со схемами газоснабжения, разработанными в составе федеральной, межрегиональных и региональных программ газификации субъектов Российской Федерации в целях обеспечения предусматриваемого этими программами уровня газификации жилищно-коммунального хозяйства, промышленных и иных организаций.

Строительство, реконструкцию сетей газораспределения рекомендуется осуществлять с применением преимущественно полимерных труб и соединительных деталей (например, из полиэтилена и его модификаций, полиамидов) и других сертифицированных материалов.

В сетях газораспределения и газопотребления безопасность использования газа рекомендуется обеспечивать применением технических средств и устройств.

Присоединение вновь построенных газопроводов к действующим газопроводам рекомендуется предусматривать без отключения потребителей газа.

4.2* Газораспределительная система должна обеспечивать подачу газа потребителям в объемах и с параметрами, соответствующими проектной документации.

У потребителей газа, которые не подлежат ограничению или прекращению газоснабжения, перечень которых утверждается в установленном порядке, должна быть обеспечена бесперебойная подача газане менее чем от двух источников или должен быть предусмотрен резервный вид топлива.

Пропускная способность сетей газораспределения и газопотребления должна определяться расчетом из условия газоснабжения всех потребителей в часы максимального потребления.

Качество природного газа и СУГ должно соответствовать нормативным документам на поставку. При транспортировании газов иного происхождения должно быть подтверждено обеспечение целостности и надежной эксплуатации сетей газораспределения и газопотребления на весь период эксплуатации в соответствии с требованиями настоящего свода правил.

Выбор схем газоснабжения следует проводить в зависимости от объема, структуры и плотности газопотребления объектов административно-территориального деления, размещения жилых и производственных зон, а также источников газоснабжения (местоположение и мощность существующих и проектируемых магистральных газопроводов, ГРС и др.). Выбор той или иной схемы сетей газораспределения в проектной документации должен быть обоснован экономически и обеспечен необходимой степенью безопасности. Любое изменение существующей сети должно осуществляться с сохранением характеристик надежности и безопасности.

4.2а Качество поставляемого природного газа должно соответствовать ГОСТ 5542, СУГ - ГОСТ 20448, ГОСТ Р 52087 и ГОСТ 27578.

4.3* По рабочему давлению транспортируемого газа газопроводы подразделяют на газопроводы высокого давления категорий 1 и 2, среднего давления и низкого давления в соответствии с таблицей 1*.

Газопроводы из полиэтиленовых труб могут применяться для подземной прокладки при давлении природного газа до 0, 6 МПа включительно внутри населенных пунктов, до 1, 2 МПа включительно - по территории промышленной зоны и межпоселковые и до 0, 005 МПа включительно - для паровой фазы СУГ.

Полиэтиленовые трубы и соединительные детали могут изготовляться по ГОСТ Р 50838 и ГОСТ Р 52779 соответственно или по техническим условиям из композиций полиэтилена, отвечающих требованиям этих стандартов. Характеристики труб, изготовленных по техническим условиям, должны соответствовать или быть более жесткими, чем предусмотрено ГОСТ Р 50838-2009 (таблица 3), а для соединительных деталей - чем предусмотрено ГОСТ Р 52779-2007 (таблица 5).

Классификация газопроводов по давлению, категория

Вид транспортируемого газа

Рабочее давление в газопроводе, МПа

Св. 0, 6 до 1, 2 включ.

Природный и СУГ

Газопроводы из стальных труб и их соединительные детали могут применяться для наружной и внутренней прокладки для всех давлений для природного газа и до 1, 6 МПа включительно - для СУГ.

Газопроводы из медных труб и их соединительные детали могут применяться для наружной и внутренней прокладки при низком давлении природного газа.

Для сетей газораспределения и газопотребления при соответствующем обосновании допускается применение труб и соединительных деталей из иных материалов, применение которых разрешено в установленном порядке.

4.4* Давление газа во внутренних газопроводах не должно превышать значений, приведенных в таблице 2*. Давление газа перед газоиспользующим оборудованием должно соответствовать давлению, необходимому для устойчивой работы этого оборудования, указанному в паспортах предприятий-изготовителей.

Потребители газа, размещенные в зданиях

Давление газа во внутреннем газопроводе, МПа

2 Производственные здания, в которых величина давления газа обусловлена требованиями производства

До 1, 2 включ. (для природного газа)

До 1, 6 включ. (для СУГ)

3 Прочие производственные здания

4 Бытовые здания производственного назначения отдельно стоящие, пристроенные к производственным зданиям и встроенные в эти здания. Отдельно стоящие общественные здания производственного назначения

5 Административные и бытовые здания, не вошедшие в пункт 4 таблицы

пристроенные, встроенные и крышные производственных зданий

пристроенные, встроенные и крышные общественных, административных и бытовых зданий

пристроенные и крышные жилых зданий

7 Общественные здания (кроме зданий, установка газоиспользующего оборудования в которых не допускается) и складские помещения

4.5* Сети газораспределения и газопотребления, резервуарные и баллонные установки, газонаполнительные станции и другие объекты СУГ должны быть спроектированы и построены так, чтобы при восприятии нагрузок и воздействий, действующих на них в течение предполагаемого срока службы, были обеспечены их необходимые по условиям безопасности прочность, устойчивость и герметичность.

Выбор способа прокладки и материала труб для газопровода следует предусматривать с учетом особых природных и грунтовых условий эксплуатации.

4.6 При проектировании газопроводов следует выполнять расчеты на прочность для определения:

толщины стенок труб и соединительных деталей;

продольных напряжений, значения которых не должны превышать допустимых.

Трубы и соединительные детали для газопроводов должны соответствовать требованиям нормативных документов на продукцию.

Для наружных газопроводов из меди следует применять трубы с толщиной стенки не менее 1, 5 мм, для внутренних газопроводов - не менее 1 мм.

Для стальных газопроводов следует применять трубы и соединительные детали с толщинами стенок не менее: 3 мм - для подземных, 2 мм - для надземных и внутренних. Для импульсных газопроводов следует принимать толщину стенки трубы не менее 1, 2 мм.

При строительстве, реконструкции газопроводов не допускается использование восстановленных стальных труб (для выполнения ими рабочих функций газопровода) и других бывших в употреблении металлоконструкций.

Характеристики предельных состояний, коэффициенты надежности по ответственности, нормативные и расчетные значения нагрузок и воздействий и их сочетаний, а также нормативные и расчетные значения характеристик материалов следует принимать в расчетах с учетом требований СП 20.13330. Расчеты газопроводов на прочность должны выполняться в соответствии с действующими нормативными документами.

4.6а Стальные трубы должны применяться в соответствии с и ГОСТ Р 55474.

Медные трубы должны изготовляться в соответствии с требованиями ГОСТ Р 52318, соединительные детали из меди и медных сплавов - в соответствии с требованиями ГОСТ Р 52922, ГОСТ Р 52948 и ГОСТ Р 52949. Медные трубы и соединительные детали, выполненные по другим стандартам и техническим условиям, должны соответствовать или содержать более жесткие требования по сравнению с вышеуказанными стандартами и иметь разрешительные документы.

4.7 При проектировании сетей газораспределения и газопотребления в особых природных и грунтовых условиях (далее - особые условия) следует предусматривать специальные мероприятия, приведенные в разделе 5.6, обеспечивающие устойчивость, прочность и герметичность газопроводов.

4.8 Стальные газопроводы следует защищать от коррозии.

Подземные стальные газопроводы, подземные и обвалованные резервуары СУГ, стальные вставки полиэтиленовых газопроводов, стальные футляры на газопроводах следует защищать от коррозионной агрессивности грунтов по отношению к стали и опасного влияния блуждающих токов.

Надземные и внутренние стальные газопроводы следует защищать от атмосферной коррозии.

4.9 Сети газораспределения населенных пунктов с населением более 100 тыс. человек следует оснащать автоматизированными системами дистанционного управления технологическим процессом распределения газа и коммерческого учета потребления газа (АСУ ТП РГ) или автоматизированными системами диспетчерского контроля (АСДК). Для населенных пунктов с населением менее 100 тыс. человек решение об оснащении сетей газораспределения АСУ ТП РГ принимается заказчиком.

4.10* Для сетей газораспределения и газопотребления и объектов СУГ должны применяться материалы, изделия, газоиспользующее оборудование и технические устройства по действующим стандартам и другим нормативным документам на их изготовление, поставку, сроки службы, характеристики, свойства и назначение (области применения) которых соответствуют условиям их эксплуатации.

Пригодность новых материалов, изделий, газоиспользующего оборудования и технических устройств, в том числе зарубежного производства, для строительства сетей газораспределения и газопотребления должна быть подтверждена согласно .

4.11* Для подземных газопроводов могут применяться полиэтиленовые трубы, армированные стальным сетчатым каркасом с синтетическими нитями.

Полиэтиленовые трубы и соединительные детали для газопровода могут изготавливаться из полиэтилена одного наименования, допускается соединение деталей и труб из полиэтилена разных наименований (ПЭ 80 и ПЭ 100 или ПЭ 100/ПЭ 100-RC) сваркой деталями с закладными нагревателями (ЗН) из ПЭ 100.

Стальные бесшовные, сварные (прямошовные и спиральношовные) трубы и соединительные детали для газораспределительных систем могут быть изготовлены из стали, содержащей не более 0, 25% углерода, 0, 056% серы и 0, 046% фосфора.

Медные трубы (твердого и полутвердого состояния) и соединительные детали могут быть изготовлены из меди марок М1ф и М1р по ГОСТ 859 с содержанием меди (Сu) или сплава меди и серебра (Cu + Ag) не менее 99, 90%, фосфора - не более 0, 04%. Трубы, изготовленные из меди марки М1р, допускается применять для соединений, выполненных прессованием. Медные трубы мягкого состояния по ГОСТ 859 допускается применять для присоединения к газоиспользующему оборудованию. Соединительные детали рекомендуется изготовлять из меди и медных сплавов, соответствующих требованиям ГОСТ Р 52922 при соединении высокотемпературной капиллярной пайкой, ГОСТ Р 52948 при соединении способом прессования.

На объектах СУГ рекомендуется применять для жидкой фазы СУГ стальные бесшовные, для паровой фазы СУГ стальные бесшовные или электросварные трубы, а для газопроводов паровой фазы СУГ низкого давления от резервуарных установок допускается применение полиэтиленовых труб и соединительных деталей из ПЭ 100, многослойных полимерных труб и их соединительных деталей, а также медных труб и соединительных деталей из меди и медных сплавов, за исключением соединений, выполненных прессованием.

Материал труб, материал арматуры и соединительных деталей рекомендуется выбирать с учетом давления газа, расчетной температуры наружного воздуха в районе строительства и температуры стенки трубы при эксплуатации, грунтовых и природных условий, наличия вибрационных нагрузок и т.д.

4.12 Ударная вязкость металла стальных труб и соединительных деталей толщиной стенки 5 мм и более должна быть не ниже 30 Дж/см 2 для газопроводов, прокладываемых в районах строительства с расчетной температурой ниже минус 40°С, а также (независимо от района строительства):

для газопроводов давлением свыше 0, 6 МПа и при номинальном диаметре более 620 мм;

прокладываемых на площадках строительства сейсмичностью свыше 6 баллов;

испытывающих вибрационные нагрузки;

подземных, прокладываемых в иных особых условиях;

на переходах через естественные преграды и в местах пересечений с железными дорогами и автодорогами категорий I-III и магистральных улиц и дорог.

При этом ударная вязкость основного металла труб и соединительных деталей должна определяться при минимальной температуре эксплуатации.

4.13* Сварные соединения труб по своим физико-механическим свойствам должны соответствовать характеристикам основного материала свариваемых труб. Сварные соединения должны быть герметичными. Типы, конструктивные элементы и размеры сварных соединений должны соответствовать требованиям нормативных документов к данным соединениям:

сварных соединений стальных труб - ГОСТ 16037;

сварных соединений медных труб - ГОСТ 16038;

паяных соединений медных труб - ГОСТ 19249.

Для стальных газопроводов должны применяться стыковые, тавровые и нахлесточные соединения, для полиэтиленовых - соединения встык нагретым инструментом или при помощи деталей с ЗН, для подземных медных газопроводов - соединения, выполненные сваркой или высокотемпературной капиллярной пайкой (далее - пайкой). Соединения медных надземных газопроводов следует выполнять сваркой, высокотемпературной капиллярной пайкой или прессованием.

Для внутренних газопроводов должны применяться соединения:

выполненные пайкой и прессованием, с использованием пресс-фитингов из меди и медных сплавов;

выполненные прессованием - для полимерных многослойных труб (металлополимерных и армированных синтетическими нитями);

стыковые, тавровые, нахлесточные - для стальных труб.

На каждое сварное соединение (или рядом с ним) наружных газопроводов должно быть нанесено обозначение (номер, клеймо) сварщика, выполнившего это соединение.

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

4.13а Сварные соединения стальных труб рекомендуется выполнять в соответствии с ГОСТ 16037, ГОСТ Р 55474 и , медных труб - ГОСТ 16038, полиэтиленовых труб - ГОСТ Р 52779, ГОСТ Р 54792, ГОСТ Р 55473 и .

Паяные соединения медных труб рекомендуется выполнять в соответствии с ГОСТ 19249.

Соединения способом прессования медных труб рекомендуется выполнять в соответствии с ГОСТ Р 52948.

4.14 Конструкция арматуры должна обеспечивать стойкость к транспортируемой среде и испытательному давлению. Запорная и регулирующая арматура должна обеспечивать герметичность затворов не ниже класса В, а запорная арматура на газопроводах СУГ - не ниже класса А. Отключающая (защитная) арматура должна обеспечивать герметичность затворов не ниже класса А.

4.14а Класс герметичности затворов арматуры определяется по ГОСТ Р 54808.

4.15* Строительство, реконструкцию, капитальный ремонт сетей газораспределения и газопотребления рекомендуется осуществлять в соответствии с проектной документацией, утвержденной в установленном порядке, или рабочей документацией, а также с учетом требований законодательства Российской Федерации о градостроительной деятельности и настоящего свода правил.

Границы охранных зон сетей газораспределения и условия использования земельных участков, расположенных в их пределах, определяются в соответствии с действующим законодательством Российской Федерации.

4.16* Присоединение газопроводов без снижения давления или со снижением давления рекомендуется выполнять с использованием специального оборудования, обеспечивающего безопасность проведения работ по технологиям и производственным инструкциям, согласованным и утвержденным в установленном порядке.

Пункт 4.17 исключен.

5.1.1* Наружные газопроводы рекомендуется размещать по отношению к зданиям, сооружениям и сетям инженерно-технического обеспечения в соответствии с приложениями Б* и В*.

При подземной прокладке газопровода или в обваловании материал и габариты обвалования рекомендуется принимать исходя из теплотехнического расчета, а также обеспечения устойчивости и сохранности газопровода и обвалования.

Для подземных газопроводов, прокладываемых в стесненных условиях, расстояния, указанные в приложении В*, допускается сокращать не более чем на 50% при прокладке в обычных условиях и не более 25% - в особых природных условиях. В стесненных условиях допускается прокладывать подземные газопроводы давлением до 0, 6 МПа включительно на отдельных участках трассы, между зданиями и под арками зданий, а газопроводы давлением свыше 0, 6 МПа - при сближении их с отдельно стоящими подсобными строениями (зданиями без постоянного присутствия людей). При этом на участках сближения и на расстоянии не менее 5 м в каждую сторону от этих участков рекомендуется применять один из следующих вариантов:

для стальных газопроводов:

электросварные трубы при 100%-ном контроле физическими методами заводских сварных соединений;

электросварные трубы, не прошедшие указанного выше контроля, проложенные в защитном футляре;

для полиэтиленовых газопроводов:

длинномерные трубы без соединений;

трубы мерной длины, соединенные сваркой нагретым инструментом встык, выполненной на сварочной технике высокой степени автоматизации, или соединенные деталями с ЗН;

трубы мерной длины, сваренные сварочной техникой средней степени автоматизации, проложенные в футляре.

При прокладке газопроводов в стесненных условиях вдоль железных дорог рекомендуется руководствоваться приложением В*.

При прокладке газопроводов на расстоянии менее 50 м от железных дорог общей сети и внешних железнодорожных подъездных путей предприятий на участке сближения и на расстояние 5 м в каждую сторону глубину заложения рекомендуется принимать не менее 2, 0 м. Стыковые сварные соединения, за исключением выполненных на сварочной технике высокой степени автоматизации, или соединенные деталями с ЗН подлежат 100%-ному контролю физическими методами. При этом полиэтиленовые трубы рекомендуется применять из ПЭ 100/ПЭ 100-RC. Коэффициенты запаса прочности рекомендуется применять в соответствии с 5.2.4*. Толщину стенки стальных труб рекомендуется принимать на 2-3 мм больше расчетной.

При прокладке газопроводов по территории промышленных предприятий рекомендуется руководствоваться СП 18.13330.

5.1.2* Прокладку газопроводов допускается предусматривать подземной, подводной или надземной.

Надземную прокладку газопроводов допускается предусматривать по стенам газифицируемых зданий, внутри жилых дворов и кварталов, а также на отдельных участках трассы, в том числе на участках переходов через искусственные и естественные преграды, при пересечении сетей инженерно-технического обеспечения.

В особых грунтовых условиях газопроводы рекомендуется прокладывать как надземно, так и подземно, в том числе с обвалованием.

Высоту прокладки надземных газопроводов и глубину заложения подземных газопроводов СУГ допускается принимать как для газопроводов сетей газораспределения и газопотребления природного газа, за исключением подземных газопроводов паровой фазы СУГ, которые рекомендуется прокладывать ниже глубины промерзания грунта.

Прокладку газопроводов СУГ на территории ГНС и ГНП следует предусматривать надземной.

Не допускается прокладка газопроводов через фундаменты зданий и сооружений, через лоджии и балконы, кроме оговоренных случаев, а также под фундаментами зданий и сооружений.

При прокладке газопроводов всех категорий на расстоянии до 15 м, а на участках с особыми условиями на расстоянии до 50 м от зданий всех назначений следует предусматривать герметизацию подземных вводов и выпусков сетей инженерно-технического обеспечения.

5.1.3 Прокладка газопроводов в тоннелях, коллекторах и каналах не допускается. Исключение составляет прокладка стальных газопроводов давлением до 0, 6 МПа включительно в соответствии с требованиями СП 18.13330 на территории промышленных предприятий, а также в каналах в многолетнемерзлых грунтах под автомобильными и железными дорогами и газопроводов СУГ под автомобильными дорогами на территории АГЗС.

5.1.4* Соединения труб должны быть неразъемными. В местах установки технических устройств соединения следует предусматривать разъемными или неразъемными в зависимости от конструкции технических устройств и удобства обслуживания.

5.1.5 Газопроводы в местах входа и выхода из земли, а также вводы газопроводов в здания рекомендуется заключать в футляр. Концы футляра в местах входа и выхода газопровода из земли рекомендуется заделывать эластичным материалом, а зазор между газопроводом и футляром на вводах газопровода в здания рекомендуется заделывать на всю длину футляра. Пространство между стеной и футляром рекомендуется заделывать, например, цементным раствором, бетоном и т.п. на всю толщину пересекаемой конструкции.

Футляры на выходе и входе газопровода из земли при условии наличия на нем защитного покрытия, стойкого к внешним воздействиям, допускается не устанавливать.

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

Допускается предусматривать вводы газопроводов в кухни квартир через лоджии и балконы при условии отсутствия на газопроводах разъемных соединений и обеспечения доступа для их осмотра.

Не допускаются вводы газопроводов в помещения подвальных и цокольных этажей зданий, кроме вводов газопроводов природного газа в одноквартирные и блокированные дома и производственные здания" в которых ввод обусловлен технологией производства.

5.1.7* Запорную арматуру (отключающее устройство) на газопроводах рекомендуется предусматривать:

на границе сети газораспределения и газопотребления;

для секционирования газопроводов сети газораспределения;

перед отдельно стоящими зданиями, одноквартирными или блокированными жилыми домами;

для отключения стояков жилых зданий независимо от этажности;

перед наружным газоиспользующим оборудованием;

перед пунктами редуцирования газа (ПРГ), за исключением ПРГ предприятий, на ответвлении газопровода к которым имеется запорную арматуру на расстоянии менее 100 м от ПРГ;

на выходе из ПРГ;

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

при пересечении водных преград двумя нитками газопровода и более, а также одной ниткой при ширине водной преграды при меженном горизонте 75 м и более;

при пересечении железных дорог общей сети и автомобильных дорог категорий I-II, если отключающее устройство, обеспечивающее прекращение подачи газа на участке перехода, расположено на расстоянии более 1000 м от дорог.

На вводе газопроводов в насосно-компрессорное и наполнительное отделения (ГНС, ГНП) рекомендуется устанавливать снаружи здания запорную арматуру с электроприводом на расстоянии от здания не менее 5 и не более 30 м.

5.1.8* Запорную арматуру на надземных газопроводах, проложенных по стенам зданий и на опорах, следует размещать на расстоянии (в радиусе) от дверных и открывающихся оконных проемов не менее, м:

для газопроводов низкого давления - 0, 5;

для газопроводов среднего давления - 1;

для газопроводов высокого давления категории 2 - 3;

для газопроводов высокого давления категории 1 - 5.

Запорная арматура должна быть защищена от несанкционированного доступа к ней посторонних лиц.

На участках транзитной прокладки газопроводов по стенам зданий установка запорной арматуры не допускается.

Установка запорной арматуры под балконами и лоджиями не допускается.

5.1.9* На участках присоединения к распределительному газопроводу газопроводов-вводов к отдельным зданиям различного назначения, многоквартирным зданиям, котельным и производственным потребителям допускается устанавливать клапаны безопасности (контроллеры) расхода газа. Вопрос о необходимости установки контроллера расхода газа решается проектной организацией по согласованию с эксплуатационной организациейъ.

5.2.1 Прокладку газопроводов следует осуществлять на глубине не менее 0, 8 м до верха газопровода, футляра или балластирующего устройства, за исключением оговоренных случаев. В тех местах, где не предусматривается движение транспорта и сельскохозяйственных машин, глубина прокладки стальных газопроводов должна быть не менее 0, 6 м. При прокладке газопроводов на пахотных и орошаемых землях глубина заложения должна быть не менее 1, 2 м до верха трубы.

На оползневых и подверженных эрозии участках прокладку газопроводов следует предусматривать на глубину не менее 0, 5 м ниже зеркала скольжения и ниже границы прогнозируемого участка разрушения.

5.2.2 Расстояние по вертикали (в свету) между газопроводом (футляром) и подземными сетями инженерно-технического обеспечения и сооружениями в местах их пересечений рекомендуется принимать согласно приложению В*.

5.2.3* В местах пересечения газопроводов с подземными коммуникационными коллекторами и каналами различного назначения, теплотрассами бесканальной прокладки, а также в местах прохода газопроводов через стенки газовых колодцев газопровод рекомендуется прокладывать в футляре. При пересечении с тепловыми сетями рекомендуется предусматривать прокладку газопроводов в футлярах, стойких к температурным воздействиям среды, транспортируемой по трубопроводам тепловых сетей, и в соответствии с СП 124.13330.

Концы футляра рекомендуется выводить на расстояние не менее 2 м в обе стороны от наружных стенок пересекаемых сооружений и коммуникаций, при пересечении стенок газовых колодцев - на расстояние не менее 2 см. Концы футляра рекомендуется заделывать гидроизоляционным материалом.

На одном конце футляра в верхней точке уклона (за исключением мест пересечения стенок колодцев), а на нулевых уклонах на любом конце футляра рекомендуется предусматривать контрольную трубку, выходящую под защитное устройство.

В межтрубном пространстве футляра и газопровода разрешается прокладка эксплуатационного кабеля (связи, телемеханики и электрохимзащиты) напряжением до 60 В, предназначенного для обслуживания газораспределительных сетей.

5.2.4* При применении для строительства газопроводов полиэтиленовых труб и соединительных деталей следует применять изложенные ниже коэффициенты запаса прочности..

При прокладке полиэтиленовых газопроводов давлением до 0, 3 МПа включительно на территориях городов и сельских населенных пунктов должны использоваться трубы и соединительные детали с коэффициентом запаса прочности не менее 2, 7.

При прокладке полиэтиленовых газопроводов давлением свыше 0, 3 до 0, 6 МПа включительно на территориях городов и сельских населенных пунктов должны использоваться трубы и соединительные детали из полиэтилена ПЭ 100 с коэффициентом запаса прочности не менее 3, 2. На территории сельских населенных пунктов при применении газопроводов из полиэтилена ПЭ 80 коэффициент запаса прочности следует принимать не менее 3, 2 или из полиэтилена ПЭ 100 с коэффициентом запаса прочности не менее 2, 6 при глубине прокладки не менее 0, 9 м до верха трубы.

Для межпоселковых газопроводов при давлении газа свыше 0, 3 до 0, 6 МПа должны применяться трубы из ПЭ 80 с SDR не более SDR 11 или из ПЭ 100 с SDR не более SDR 13, 6.

Не допускается прокладка газопроводов из полиэтиленовых труб для транспортирования газов, содержащих ароматические и хлорированные углеводороды, а также газопроводов СУГ, за исключением паровой фазы низкого давления, и при температуре стенки газопроводов в условиях эксплуатации ниже минус 20°С.

При прокладке газопроводов давлением свыше 0, 6 до 1, 2 МПа включительно для межпоселковых газопроводов и в промышленной зоне населенных пунктов, а также в их незастроенной части, если это не противоречит схемам размещения объектов капитального строительства, предусмотренным генеральным планом населенного пункта, следует применять трубы ПЭ 100 с коэффициентом запаса прочности не менее 2, 0.

Глубина прокладки газопроводов должна быть не менее 1, 0 м.

5.3.1* Надземные газопроводы в зависимости от давления рекомендуется размещать на опорах из негорючих материалов или по строительным конструкциям зданий и сооружений в соответствии с таблицей 3*.

СНиП 42-01-2002 Газораспределительные системы

Госстроя России и ряда газораспределительных хозяйств России при координации ЗАО «Полимергаз»

Актуализированная редакция, действующий

Государственный комитет Российской Федерации по строительству и жилищно-коммунальному комплексу (Госстрой России)

Строительные нормы и правила

Настоящие строительные нормы и правила содержат технические требования, обязательные при проектировании и строительстве новых и реконструируемых газораспределительных систем, предназначенных для обеспечения природным и сжиженным углеводородными газами потребителей, использующих газ в качестве топлива, а также внутренних газопроводов, и устанавливают требования к их безопасности и эксплуатационным характеристикам.

В соответствии с СНиП 10-01-94 основными особенностями настоящих норм и правил являются:

приоритетность требований, направленных на обеспечение надежной и безопасной эксплуатации систем газораспределения;

защита охраняемых законом прав и интересов потребителей строительной продукции путем регламентирования эксплуатационных характеристик систем газораспределения;

расширение возможностей применения современных эффективных технологий, новых материалов и оборудования для строительства новых и восстановления изношенных систем газораспределения;

гармонизация с зарубежными нормативными документами.

Конкретные рекомендации, выполнение которых обеспечивает соблюдение требований настоящих строительных норм и правил, приводятся в сводах правил:

СП 42-101 «Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб»;

СП 42-102 «Проектирование и строительство газопроводов из металлических труб»;

СП 42-103 «Проектирование и строительство газопроводов из полиэтиленовых труб и реконструкция изношенных газопроводов».

СНиП 42-01-2002 согласован Госгортехнадзором России, ГУГПС МЧС России и другими заинтересованными организациями и представлен на утверждение в Госстрой России акционерным обществом «Полимергаз».

В разработке настоящих строительных норм и правил приняли участие:

Вольнов Ю.Н., Габелая Р.Д., Гашилов В.М., Голик В.Г., Гусева Н.Б., Зайцев К.И., Кайгородов Г.К., Линев В.П., Маевский М.А., Недлин М.С., Пальчиков С.А., Платонов О.В., Рождественский В.В., Сафронова И.П., Сессин И.В., Сорокин А.А., Удовенко В.Е., Царьков В.Н., Чирчинская Г.П., Шишов Н.А., Шурайц А.Л.

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

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

В настоящем нормативном документе применяют следующие термины и их определения.

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

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

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

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

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

Газоиспользующее оборудование - оборудование, использующее газ в качестве топлива.

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

Охранная зона газопровода - территория с особыми условиями использования, устанавливаемая вдоль трасс газопроводов и вокруг других объектов газораспределительной сети в целях обеспечения нормальных условий ее эксплуатации и исключения возможности ее повреждения.

4 Общие требования к газораспределительным системам

Проектирование и строительство новых, реконструкцию и развитие действующих

газораспределительных систем осуществляют в соответствии со схемами

газоснабжения, разработанными в составе федеральной, межрегиональных и

региональных программ газификации субъектов Российской Федерации в целях

обеспечения предусматриваемого этими программами уровня газификации

жилищно-коммунального хозяйства, промышленных и иных организаций.

Газораспределительная система должна обеспечивать подачу газа потребителям в

необходимом объеме и требуемых параметров.

Для неотключаемых потребителей газа, перечень которых

утверждается в установленном порядке, имеющих преимущественное право

пользования газом в качестве топлива и поставки газа которым не подлежат

ограничению или прекращению, должна быть обеспечена бесперебойная подача газа

путем закольцевания газопроводов или другими способами.

Внутренние диаметры газопроводов должны определяться

расчетом из условия обеспечения газоснабжения всех потребителей в часы

максимального потребления газа.

Качество природного газа должно соответствовать ГОСТ

5542, сжиженного углеводородного газа (далее - СУГ) - ГОСТ

20448 и ГОСТ 27578.

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

Таблица 1. СНиП 42-01-2002

Классификация газопроводов по давлению

Вид транспортируемого газа

Рабочее давление в газопроводе МПа

Св. 0,6 до 1,2 включительно

Св. 0,6 до 1,6 включительно

Природный и СУГ

Св. 0,3 до 0,6 включительно

Св. 0,005 до 0,3 включительно

До 0,005 включительно

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

Таблица 2. СНиП 42-01-2002

Давление газа, МПа

1. Производственные здания, в которых величина давления газа обусловлена требованиями производства

2. Производственные здания прочие

3. Бытовые здания промышленных предприятий отдельно стоящие, пристроенные к производственным зданиям и встроенные в эти здания

4. Административные здания

отдельно стоящие на территории производственных предприятий

то же, на территории поселений

пристроенные, встроенные и крышные производственных зданий

пристроенные, встроенные и крышные общественных, административных и бытовых зданий

пристроенные, встроенные и крышные жилых зданий

6. Общественные здания (кроме зданий, в которых установка газового оборудования требованиями СНиП 2.08.02-89* не допускается) и складские

4.5 Газораспределительные сети, резервуарные

и баллонные установки, газонаполнительные станции и другие объекты СУГ должны

быть запроектированы и построены так, чтобы при восприятии нагрузок и

воздействий, действующих на них в течение предполагаемого срока службы, который

может устанавливаться заданием на проектирование, были обеспечены необходимые

по условиям безопасности их прочность, устойчивость и герметичность. Не

допускаются температурные и другие деформации газопроводов (в том числе от

перемещений грунта), которые могут привести к нарушениям их целостности и герметичности.

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

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

Характеристики предельных состояний, коэффициенты надежности по ответственности, нормативные и расчетные значения нагрузок и воздействий и их сочетания, а также нормативные и расчетные значения характеристик материалов следует принимать в расчетах с учетом требований ГОСТ 27751 и СНиП 2.01.07-85*.

4.7 При строительстве в районах со сложными геологическими условиями и сейсмическими воздействиями должны учитываться специальные требования СНиП II-7-81*, СНиП 2.01.15-90, СНиП 2.01.09-91 и предусматриваться мероприятия, обеспечивающие прочность, устойчивость и герметичность газопроводов.

4.8 Стальные газопроводы должны быть защищены от коррозии.

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

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

Надземные и внутренние стальные газопроводы следует защищать от атмосферной коррозии в соответствии с требованиями СНиП 2.03.11-85.

4.9 Газораспределительные системы поселений с населением более 100 тыс. чел. должны

быть оснащены автоматизированными системами дистанционного управления технологическим

процессом распределения газа и коммерческого учета потребления газа (АСУ ТП

РГ). Для поселений с населением менее 100 тыс. чел. решение об оснащении

газораспределительных систем АСУ ТП РГ принимается эксплуатирующими

организациями или заказчиком.

Для строительства газораспределительных систем должны применяться материалы,

изделия, газоиспользующее и газовое оборудование по действующим стандартам и

другим нормативным документам на их поставку, сроки службы, характеристики,

свойства и назначение (области применения) которых, установленные этими

документами, соответствуют условиям их эксплуатации.

Пригодность для применения в строительстве систем

газораспределения новых материалов, изделий, газоиспользующего и газового

оборудования, в том числе зарубежного производства, при отсутствии нормативных

документов на них должна быть подтверждена в установленном порядке техническим

свидетельством Госстроя России.

Для подземных газопроводов следует применять полиэтиленовые и стальные трубы.

Для наземных и надземных газопроводов следует применять стальные трубы. Для

внутренних газопроводов низкого давления разрешается применять стальные и

Стальные бесшовные, сварные (прямошовные и спиральношовные)

трубы и соединительные детали для газораспределительных систем должны быть

изготовлены из стали, содержащей не более 0,25 % углерода, 0,056 % серы и 0,046

Выбор материала труб, трубопроводной запорной арматуры,

соединительных деталей, сварочных материалов, крепежных элементов и других

следует производить с учетом давления газа, диаметра и толщины стенки

газопровода, расчетной температуры наружного воздуха в районе строительства и

температуры стенки трубы при эксплуатации, грунтовых и природных условий,

наличия вибрационных нагрузок.

Величина ударной вязкости металла труб и соединительных деталей с толщиной

стенки 5 мм и более должна быть не ниже 30 Дж/см 2 для газопроводов,

прокладываемых в районах с расчетной температурой ниже минус 40 °С, а также

(независимо от района строительства) для газопроводов:

давлением свыше 0,6 МПа, диаметром свыше 620 мм;

подземных, прокладываемых в районах сейсмичностью свыше 6

испытывающих вибрационные нагрузки;

подземных, прокладываемых в особых грунтовых условиях (кроме

слабопучинистых, слабонабухающих, просадочных I типа);

на переходах через естественные преграды и в местах

пересечений с железными дорогами общей сети и автодорогами I-III категорий.

При этом величина ударной вязкости основного металла труб и

соединительных деталей должна определяться при минимальной температуре

Сварные соединения труб в газопроводах по своим физико-механическим свойствам и

герметичности должны соответствовать основному материалу свариваемых труб. Типы,

конструктивные элементы и размеры сварных соединений должны соответствовать

действующим стандартам. Для стальных подземных газопроводов должны применяться

стыковые и угловые соединения, для полиэтиленовых - соединения встык нагретым

инструментом или при помощи деталей с закладными электронагревателями (ЗН). Швы

не должны иметь трещин, прожогов, незаваренных кратеров, а также недопустимых в

соответствии с требованиями нормативных документов или проекта смещений кромок,

непровара, включений, пор, несоосности труб и других дефектов, снижающих механические свойства сварных соединений.

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

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

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

4.15 Строительство и реконструкцию газораспределительных систем следует осуществлять в соответствии с проектом, утвержденным в установленном порядке, а также с учетом СНиП 3.01.01-85*.

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

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

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

5.1 Общие положения

5.1.1 Размещение наружных газопроводов по отношению к зданиям, сооружениям и параллельным соседним инженерным сетям следует производить в соответствии с требованиями СНиП 2.07.01-89*, а на территории промышленных предприятий - СНиП II-89-80*.

При прокладке подземных газопроводов давлением до 0,6 МПа в стесненных условиях (когда расстояния, регламентированные нормативными документами, выполнить не представляется возможным), на отдельных участках трассы, между зданиями и под арками зданий, а также газопроводов давлением свыше 0,6 МПа при сближении их с отдельно стоящими подсобными строениями (зданиями без постоянного присутствия людей) разрешается сокращать до 50% расстояния, указанные в СНиП 2.07.01-89* и СНиП II-89-80*. При этом на участках сближения и на расстоянии не менее 5 м в каждую сторону от этих участков следует применять:

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

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

При прокладке газопроводов на расстояниях, соответствующих СНиП 2.07.01-89*, но менее 50 м от железных дорог общего пользования на участке сближения и по 5 м в каждую сторону глубина заложения должна быть не менее 2,0 м. Стыковые сварные соединения должны пройти 100%-ный контроль физическими методами.

При этом толщина стенки стальных труб должна быть на 2-3 мм больше расчетной, а полиэтиленовые трубы должны иметь коэффициент запаса прочности не менее 2,8.

5.1.2 Прокладку газопроводов следует предусматривать подземной и наземной.

В обоснованных случаях допускается надземная прокладка газопроводов по стенам зданий внутри жилых дворов и кварталов, а также на отдельных участках трассы, в том числе на участках переходов через искусственные и естественные преграды при пересечении подземных коммуникаций.

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

5.1.3 Прокладка газопроводов в тоннелях, коллекторах и каналах не допускается. Исключение составляет прокладка стальных газопроводов давлением до 0,6 МПа в соответствии с требованиями СНиП II-89-80* на территории промышленных предприятий, а также в каналах в многолетнемерзлых грунтах под автомобильными и железными дорогами.

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

Газопроводы в местах входа и выхода из земли, а также вводы газопроводов в

здания следует заключать в футляр. Пространство между стеной и футляром следует

заделывать на всю толщину пересекаемой конструкции. Концы футляра следует уплотнять

Вводы газопроводов в здания следует предусматривать непосредственно в

помещение, где установлено газоиспользующее оборудование, или в смежное с ним

помещение, соединенное открытым проемом.

Не допускаются вводы газопроводов в помещения подвальных и

цокольных этажей зданий, кроме вводов газопроводов природного газа в

одноквартирные и блокированные дома.

Отключающие устройства на газопроводах следует предусматривать:

перед отдельно стоящими или блокированными зданиями;

для отключения стояков жилых зданий выше пяти этажей;

перед наружным газоиспользующим оборудованием;

перед газорегуляторными пунктами, за исключением ГРП

предприятий, на ответвлении газопровода к которым имеется отключающее

устройство на расстоянии менее 100 м от ГРП;

на выходе из газорегуляторных пунктов, закольцованных

на ответвлениях от газопроводов к поселениям, отдельным

микрорайонам, кварталам, группам жилых домов, а при числе квартир более 400 и к

отдельному дому, а также на ответвлениях к производственным потребителям и

при пересечении водных преград двумя нитками и более, а

также одной ниткой при ширине водной преграды при меженном горизонте 75 м и

при пересечении железных дорог общей сети и автомобильных

дорог I-II категорий, если отключающее устройство,

обеспечивающее прекращение подачи газа на участке перехода, расположено на

расстоянии от дорог более 1000 м.

Отключающие устройства на надземных газопроводах, проложенных по стенам зданий

и на опорах, следует размещать на расстоянии (в радиусе) от дверных и

открывающихся оконных проемов не менее:

для газопроводов низкого давления - 0,5 м;

для газопроводов среднего давления - 1 м;

для газопроводов высокого давления II категории - 3 м;

для газопроводов высокого давления I категории - 5 м.

На участках транзитной прокладки газопроводов по стенам

зданий установка отключающих устройств не допускается.

5.2 Подземные газопроводы

Прокладку газопроводов следует осуществлять на глубине не менее 0,8 м до верха

газопровода или футляра. В местах, где не предусматривается движение транспорта

и сельскохозяйственных машин, глубина прокладки стальных газопроводов может

быть не менее 0,6 м.

Расстояние по вертикали (в свету) между газопроводом (футляром) и подземными инженерными

коммуникациями и сооружениями в местах их пересечений следует принимать с

учетом требований соответствующих нормативных документов, но не менее 0,2 м.

В местах пересечения газопроводов с подземными коммуникационными коллекторами и

каналами различного назначения, а также в местах прохода газопроводов через

стенки газовых колодцев газопровод следует прокладывать в футляре.

Концы футляра должны выводиться на расстояние не менее 2 м в

обе стороны от наружных стенок пересекаемых сооружений и коммуникаций, при

пересечении стенок газовых колодцев - на расстояние не менее 2 см. Концы

футляра должны быть заделаны гидроизоляционным материалом.

На одном конце футляра в верхней точке уклона (за

исключением мест пересечения стенок колодцев) следует предусматривать

контрольную трубку, выходящую под защитное устройство.

В межтрубном пространстве футляра и газопровода разрешается

прокладка эксплуатационного кабеля (связи, телемеханики и электрозащиты)

напряжением до 60 В, предназначенного для обслуживания газораспределительных

Полиэтиленовые трубы, применяемые для строительства газопроводов, должны иметь

коэффициент запаса прочности по ГОСТ Р 50838

Не допускается прокладка газопроводов из полиэтиленовых

на территории поселений при давлении свыше 0,3 МПа;

вне территории поселений при давлении свыше 0,6 МПа;

для транспортирования газов, содержащих ароматические и

хлорированные углеводороды, а также жидкой фазы СУГ;

при температуре стенки газопровода в условиях эксплуатации

ниже минус 15 °С.

При применении труб с коэффициентом запаса прочности не

менее 2,8 разрешается прокладка полиэтиленовых газопроводов давлением свыше 0,3

до 0,6 МПа на территориях поселений с преимущественно одно-двухэтажной и

коттеджной жилой застройкой. На территории малых сельских поселений разрешается

прокладка полиэтиленовых газопроводов давлением до 0,6 МПа с коэффициентом

запаса прочности не менее 2,5. При этом глубина прокладки должна быть не менее

0,8 м до верха трубы.

5.3 Надземные газопроводы

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

Таблица 3. СНиП 42-01-2002

Размещение надземных газопроводов

Давление газа в газопроводе, МПа, не более

1 На отдельно стоящих опорах, колоннах, эстакадах и этажерках

1,2 (для природного газа); 1,6 (для СУГ)

2 Котельные, производственные здания с помещениями категорий В, Г и Д и здания ГНС (ГНП), общественные и бытовые здания производственного назначения, а также встроенные, пристроенные и крышные котельные к ним:

а) по стенам и кровлям зданий I и II степеней огнестойкости класса пожарной опасности СО (по СНиП 21-01)

II степени огнестойкости класса С1 и III степени огнестойкости класса СО

б) по стенам зданий III степени огнестойкости класса С1, IV степени огнестойкости класса СО

IV степени огнестойкости классов С1 и С2

3. Жилые, административные, общественные и бытовые здания, а также встроенные, пристроенные и крышные котельные к ним

по стенам зданий всех степеней огнестойкости

в случаях размещения ШРП на наружных стенах зданий (только до ШРП)

* Давление газа в газопроводе, прокладываемом по конструкциям зданий, не должно превышать величин, указанных в таблице 2 для соответствующих потребителей

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

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

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

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

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

5.3.4 Высоту прокладки надземных газопроводов следует принимать в соответствии с требованиями СНиП II-89-80*.

5.3.5 По пешеходным и автомобильным мостам, построенным из негорючих материалов,

разрешается прокладка газопроводов давлением до 0,6 МПа из бесшовных или

электросварных труб, прошедших 100 %-ный контроль заводских сварных соединений

физическими методами. Прокладка газопроводов по пешеходным и автомобильным

мостам, построенным из горючих материалов, не допускается.

5.4 Пересечения газопроводами водных преград и оврагов

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

Таблица 4. СНиП 42-01-2002

Расстояние по горизонтали между газопроводом и мостом, не менее, м, при прокладке газопровода

от надводного газопровода диаметром, мм

от подводного газопровода диаметром, мм

от надводного газопровода

от подводного газопровода

Несудоходные для газопроводов давления:

Одно- и двухпролетные

среднего и высокого

Примечание - Расстояния указаны от выступающих конструкций моста

5.4.2 Газопроводы на подводных переходах следует

прокладывать с заглублением в дно пересекаемых водных преград. При

необходимости, по результатам расчетов на всплытие необходимо произвести

балластировку трубопровода. Отметка верха газопровода (балласта, футеровки)

должна быть не менее чем на 0,5 м, а на переходах через судоходные и сплавные

реки - на 1,0 м ниже прогнозируемого профиля дна на срок 25 лет. При

производстве работ методом наклонно-направленного бурения - не менее чем на 2,0

м ниже прогнозируемого профиля дна.

На подводных переходах следует применять:

стальные трубы с толщиной стенки на 2 мм больше расчетной,

но не менее 5 мм;

полиэтиленовые трубы, имеющие стандартное размерное

отношение наружного диаметра трубы к толщине стенки (SDR) не более 11 (по ГОСТ Р 50838)

с коэффициентом запаса прочности не менее 2,5 для переходов шириной до 25 м

(при уровне максимального подъема воды) и не менее 2,8 в остальных случаях.

При прокладке газопровода давлением до 0,6 МПа методом

наклонно-направленного бурения во всех случаях могут применяться полиэтиленовые

трубы с коэффициентом запаса прочности не менее 2,5.

5.4.4 Высоту прокладки надводного перехода газопровода от расчетного уровня подъема воды или ледохода по СНиП 2.01.14-83 (горизонт высоких вод - ГВВ или ледохода - ГВЛ) до низа трубы или пролетного строения следует принимать:

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

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

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

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

5.5 Пересечения газопроводами железнодорожных и трамвайных путей и автомобильных дорог

Расстояния по горизонтали от мест пересечения подземными газопроводами трамвайных

и железнодорожных путей и автомобильных дорог должны быть, не менее:

до мостов и тоннелей на железных дорогах общего пользования,

трамвайных путях, автомобильных дорогах I-III категорий, а также до пешеходных мостов,

тоннелей через них - 30 м, а для железных дорог необщего пользования,

автомобильных дорог IV-V категорий и труб - 15м;

до зоны стрелочного перевода (начала остряков, хвоста

крестовин, мест присоединения к рельсам отсасывающих кабелей и других

пересечений пути) - 4м для трамвайных путей и 20 м для железных дорог;

до опор контактной сети - 3 м.

Разрешается сокращение указанных расстояний по согласованию

с организациями, в ведении которых находятся пересекаемые сооружения.

Подземные газопроводы всех давлений в местах пересечений с железнодорожными и

трамвайными путями, автомобильными дорогами I-IV категорий, а также магистральными

улицами общегородского значения следует прокладывать в футлярах. В других

случаях вопрос о необходимости устройства футляров решается проектной

Футляры должны удовлетворять условиям прочности и

долговечности. На одном конце футляра следует предусматривать контрольную

трубку, выходящую под защитное устройство.

5.5.3 Концы футляров при пересечении газопроводов железных дорог общего пользования следует выводить на расстояния от них не менее установленных СНиП 32-01-95. При прокладке межпоселковых газопроводов в стесненных условиях и газопроводов на территории поселений разрешается сокращение этого расстояния до 10 м при условии установки на одном конце футляра вытяжной свечи с устройством для отбора проб, выведенной на расстояние не менее 50 м от края земляного полотна (оси крайнего рельса на нулевых отметках).

В других случаях концы футляров должны располагаться на расстоянии:

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

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

5.5.4 При пересечении газопроводами железнодорожных линий общего пользования колеи 1520 мм глубина укладки газопровода должна соответствовать СНиП 32-01-95.

В остальных случаях глубина укладки газопровода от подошвы

рельса или верха покрытия дороги, а при наличии насыпи - от ее подошвы до верха

футляра должна отвечать требованиям безопасности, но быть не менее:

при производстве работ открытым способом - 1,0 м;

при производстве работ методом продавливания или

наклонно-направленного бурения и щитовой проходки - 1,5 м;

при производстве работ методом прокола - 2,5 м.

Толщина стенок труб стального газопровода при пересечении им железных дорог

общего пользования должна быть на 2-3 мм больше расчетной, но не менее 5 мм на

расстояниях по 50 м в каждую сторону от края земляного полотна (оси крайнего

рельса на нулевых отметках).

Для полиэтиленовых газопроводов на этих участках и на

пересечениях автомобильных дорог I-III категорий должны применяться

полиэтиленовые трубы не более SDR

11 с коэффициентом запаса прочности не менее 2,8.

5.6 Дополнительные требования к газопроводам в особых природных и климатических условиях

Газоснабжение городов с населением более 1 млн. чел. при сейсмичности местности

более 6 баллов, а также городов с населением более 100 тыс. чел. при

сейсмичности местности более 7 баллов должно предусматриваться от двух

источников или более - магистральных ГРС с размещением их с противоположных

сторон города. При этом газопроводы высокого и среднего давления должны

проектироваться закольцованными с разделением их на секции отключающими

Переходы газопроводов через реки, овраги и железнодорожные пути в выемках,

прокладываемые в районах с сейсмичностью более 7 баллов, должны

предусматриваться надземными. Конструкции опор должны обеспечивать возможность

перемещений газопроводов, возникающих во время землетрясения.

При строительстве подземных газопроводов в сейсмических районах, на

подрабатываемых и закарстованных территориях, в местах пересечения с другими

подземными коммуникациями, на углах поворотов газопроводов с радиусом изгиба

менее 5 диаметров, в местах разветвления сети, перехода подземной прокладки на

надземную, расположения неразъемных соединений «полиэтилен - сталь», а также в

пределах поселений на линейных участках через 50 м должны устанавливаться

Глубина прокладки газопроводов в грунтах неодинаковой степени пучинистости, а

также в насыпных грунтах должна приниматься до верха трубы - не менее 0,9

нормативной глубины промерзания, но не менее 1,0 м.

При равномерной пучинистости грунтов глубина прокладки газопровода

до верха трубы должна быть:

не менее 0,7 нормативной глубины промерзания, но не менее

0,9 м для среднепучинистых грунтов;

не менее 0,8 нормативной глубины промерзания, но не менее

1,0 м для сильно и чрезмерно пучинистых грунтов.

Для резервуарных установок СУГ с подземными резервуарами в пучинистых (кроме

слабопучинистых), средне и сильно набухающих грунтах должна предусматриваться

надземная прокладка соединяющих резервуары газопроводов жидкой и паровой фаз.

При сейсмичности местности более 7 баллов, на подрабатываемых и закарстованных

территориях, в районах многолетнемерзлых грунтов для полиэтиленовых

газопроводов должны применяться трубы с коэффициентом запаса прочности не менее

2,8. Сварные стыковые соединения должны проходить 100 %-ный контроль

5.7 Восстановление изношенных подземных стальных газопроводов

Для восстановления (реконструкции) изношенных подземных стальных газопроводов

вне и на территории городских и сельских поселений следует применять:

при давлении до 0,3 МПа включительно протяжку в газопроводе

полиэтиленовых труб с коэффициентом запаса прочности не менее 2,5 без сварных

соединений или соединенных с помощью деталей с ЗН, или соединенных сваркой

встык с использованием сварочной техники высокой степени автоматизации;

при давлении от 0,3 до 0,6 МПа включительно протяжку в

газопроводе полиэтиленовых труб без сварных соединений или соединенных с

помощью деталей с ЗН или сваркой встык с использованием сварочной техники

высокой степени автоматизации с коэффициентом запаса прочности для газопроводов

на территории поселений не менее 2,8, и вне поселений - не менее 2,5.

Пространство между полиэтиленовой трубой и стальным изношенным газопроводом

(каркасом) по всей длине должно быть заполнено уплотняющим (герметизирующим)

материалом (цементно-песчаным раствором, пенным материалом);

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

очищенной внутренней поверхности газопроводов синтетическим тканевым шлангом на

специальном двухкомпонентном клее, при условии подтверждения в установленном

порядке их пригодности для этих целей на указанное давление или в соответствии

со стандартами (техническими условиями), область применения которых

распространяется на данное давление.

Восстановление изношенных стальных газопроводов производят без изменения

давления, с повышением или понижением давления по сравнению с действующим

При этом допускается сохранять:

пересечения восстанавливаемых участков с подземными

коммуникациями без установки дополнительных футляров;

глубину заложения восстанавливаемых газопроводов;

расстояния от восстанавливаемого газопровода до зданий,

сооружений и инженерных коммуникаций по его фактическому размещению, если не

изменяется давление восстановленного газопровода или при повышении давления

восстановленного газопровода до 0,3 МПа.

Восстановление изношенных стальных газопроводов с повышением

давления до высокого допускается, если расстояния до зданий, сооружений и

инженерных коммуникаций соответствуют требованиям, предъявляемым к газопроводу

Соотношение размеров полиэтиленовых и стальных труб при реконструкции методом

протяжки должно выбираться исходя из возможности свободного прохождения

полиэтиленовых труб и деталей внутри стальных и обеспечения целостности

полиэтиленовых труб. Концы реконструированных участков между полиэтиленовой и

стальной трубами должны быть уплотнены.

6 Газорегуляторные пункты и установки

6.1 Общие положения

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

Могут применяться блочные газорегуляторные пункты заводского изготовления в зданиях контейнерного типа (ГРПБ) и шкафные (ШРП).

6.2 Требования к ГРП и ГРПБ

6.2.1 ГРП следует размещать:

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

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

на покрытиях газифицируемых производственных зданий I и II степеней огнестойкости класса СО с негорючим утеплителем;

Таблица 5. СНиП 42-01-2002

Давление газа на вводе в ГРП, ГРПБ, ШРП, МПа

Расстояния в свету от отдельно стоящих ГРП, ГРПБ и отдельно стоящих ШРП по горизонтали, м, до

зданий и сооружений

железнодорожных и трамвайных путей (до ближайшего рельса)

автомобильных дорог (до обочины)

воздушных линий электропередачи

Не менее 1,5 высоты опоры

1 Расстояние следует принимать от наружных стен зданий ГРП, ГРПБ или ШРП, а при расположении оборудования на открытой площадке - от ограждения.

2 Требования таблицы распространяются также на узлы учета расхода газа, располагаемые в отдельно стоящих зданиях или в шкафах на отдельно стоящих опорах.

3 Расстояние от отдельно стоящего ШРП при давлении газа на вводе до 0,3 МПа до зданий и сооружений не нормируется.

вне зданий на открытых огражденных площадках под навесом на территории промышленных предприятий.

ГРПБ следует размещать отдельно стоящими.

6.2.2 Отдельно стоящие газорегуляторные пункты в поселениях должны располагаться на расстояниях от зданий и сооружений не менее указанных в таблице 5, а на территории промышленных предприятий и других предприятий производственного назначения - согласно требованиям СНиП II-89-80*.

В стесненных условиях разрешается уменьшение на 30% расстояний от зданий и сооружений до газорегуляторных пунктов пропускной способностью до 10000 м 3 /ч.

6.2.3 Отдельно стоящие здания ГРП и ГРПБ должны быть одноэтажными, бесподвальными, с совмещенной кровлей и быть не ниже II степени огнестойкости и класса СО по пожарной опасности по СНиП 21-01-97*. Разрешается размещение ГРПБ в зданиях контейнерного типа (металлический каркас с несгораемым утеплителем).

6.2.4 ГРП могут пристраиваться к зданиям не ниже II степени огнестойкости класса СО с

помещениями категорий Г и Д по нормам противопожарной безопасности .

ГРП с входным давлением газа свыше 0,6 МПа могут пристраиваться к указанным

зданиям, если использование газа такого давления необходимо по условиям

Пристройки должны примыкать к зданиям со стороны глухой противопожарной

стены, газонепроницаемой в пределах примыкания ГРП. При этом должна быть

обеспечена газонепроницаемость швов примыкания.

Расстояние от стен и покрытия пристроенных ГРП до ближайшего

проема в стене должно быть не менее 3 м.

Встроенные ГРП разрешается устраивать при входном давлении газа не более 0,6

МПа в зданиях не ниже II

степени огнестойкости класса СО с помещениями категорий Г и Д. Помещение

встроенного ГРП должно иметь противопожарные газонепроницаемые ограждающие

конструкции и самостоятельный выход наружу из здания.

6.2.6 Стены, разделяющие помещения ГРП и ГРПБ, должны быть противопожарными I типа по СНиП 21-01-97* и газонепроницаемыми. Устройство дымовых и вентиляционных каналов в разделяющих стенах, а также в стенах зданий, к которым пристраиваются ГРП (в пределах примыкания ГРП), не допускается.

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

Двери ГРП и ГРПБ следует предусматривать противопожарными и открываемыми наружу.

6.2.7 Помещения, в которых расположены узлы редуцирования с регуляторами давления отдельно стоящих, пристроенных и встроенных ГРП и ГРПБ, должны отвечать требованиям СНиП 31-03-2001 и СНиП 21-01-97*.

6.3 Требования к ШРП

ШРП размещают на отдельно стоящих опорах или на наружных стенах зданий, для

газоснабжения которых они предназначены.

Расстояния от отдельно стоящих ШРП до зданий и сооружений

должны быть не менее указанных в таблице 5. При этом для ШРП с давлением

газа на вводе до 0,3 МПа включительно расстояния до зданий и сооружений не

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

на наружных стенах жилых, общественных, административных и

бытовых зданий независимо от степени огнестойкости и класса пожарной опасности

при расходе газа до 50 м 3 /ч;

на наружных стенах жилых, общественных, административных и

бытовых зданий не ниже III

степени огнестойкости и не ниже класса С1 при расходе газа до 400 м 3 /ч.

ШРП с входным давлением газа до 0,6 МПа устанавливают на наружных стенах

производственных зданий, котельных, общественных и бытовых зданий

производственного назначения, а также на наружных стенах действующих ГРП не

степени огнестойкости класса СО.

ШРП с входным давлением газа свыше 0,6 до 1,2 МПа на наружных стенах зданий

устанавливать не разрешается.

При установке ШРП с давлением газа на вводе до 0,3 МПа на наружных стенах

зданий расстояние от стенки ШРП до окон, дверей и других проемов должно быть не

менее 1 м, а при давлении газа на вводе свыше 0,3 до 0,6 МПа - не менее 3 м.

Разрешается размещение ШРП на покрытиях с негорючим утеплителем газифицируемых

производственных зданий I,

степеней огнестойкости класса СО со стороны выхода на кровлю на расстоянии не

менее 5 м от выхода.

6.4 Требования к ГРУ

ГРУ могут размещаться в помещении, где располагается газоиспользующее

оборудование, а также непосредственно у тепловых установок для подачи газа к их

Разрешается подача газа от одной ГРУ к тепловым агрегатам,

расположенным в других помещениях одного здания, при условии, что эти агрегаты

работают в одинаковых режимах давления газа и в помещения, где находятся

агрегаты, обеспечен круглосуточный доступ персонала, ответственного за

безопасную эксплуатацию газового оборудования.

Количество ГРУ, размещаемых в одном помещении, не ограничивается. При этом

каждое ГРУ не должно иметь более двух линий регулирования.

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

При этом ГРУ размещаются:

в помещениях категорий Г и Д, в которых расположены

газоиспользующие установки, или в соединенных с ними открытыми проемами смежных

помещениях тех же категорий, имеющих вентиляцию по размещенному в них

в помещениях категорий В1-В4, если расположенные в них

газоиспользующие установки вмонтированы в технологические агрегаты

Не допускается размещать ГРУ в помещениях категорий А и Б.

6.5 Оборудование ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ

ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ должны быть оснащены фильтром, предохранительным запорным

клапаном (ПЗК), регулятором давления газа, предохранительным сбросным клапаном

(ПСК), запорной арматурой, контрольными измерительными приборами (КИП) и узлом

учета расхода газа, при необходимости, а также обводным газопроводом (байпасом)

с двумя последовательно расположенными отключающими устройствами на нем.

Разрешается не предусматривать устройство байпаса в ШРП,

предназначенном для газоснабжения одноквартирного дома.

При давлении на входе свыше 0,6 МПа ГРП или ГРУ с расходом

газа свыше 5000 м 3 /ч, а ШРП - с расходом газа свыше 100 м 3 /ч

должны оборудоваться двумя линиями редуцирования вместо байпаса.

При размещении части запорной арматуры, приборов и оборудования за пределами

здания ГРП, ГРПБ или ШРП, должны быть обеспечены условия их эксплуатации,

соответствующие указанным в паспортах заводов-изготовителей. Оборудование,

размещенное за пределами здания ГРП, ГРПБ и ШРП, должно быть ограждено.

Фильтры, устанавливаемые в ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ, должны иметь устройства для

определения перепада давления в нем, характеризующего степень засоренности

фильтрующей кассеты при максимальном расходе газа.

ПЗК и ПСК должны обеспечивать соответственно автоматическое прекращение подачи

или сброс газа в атмосферу при изменении давления в газопроводе, недопустимом

для безопасной и нормальной работы газоиспользующего и газового оборудования.

В ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ следует предусматривать систему продувочных и сбросных трубопроводов

для продувки газопроводов и сброса газа от ПСК, которые выводятся наружу в

места, где обеспечиваются безопасные условия для рассеивания газа.

6.5.6 В ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ следует

устанавливать или включать в состав АСУ ТП РГ показывающие и регистрирующие

приборы для измерения входного и выходного давления газа, а также его

В ШРП могут применяться переносные приборы.

Контрольно-измерительные приборы с электрическим выходным сигналом и

электрооборудование, размещаемые в помещении ГРП и ГРПБ с взрывоопасными

зонами, следует предусматривать во взрывозащищенном исполнении.

КИП с электрическим выходным сигналом в нормальном

исполнении должны размещаться снаружи, вне взрывоопасной зоны в закрывающемся

шкафу из негорючих материалов или в обособленном помещении, пристроенном к

противопожарной газонепроницаемой (в пределах примыкания) стене ГРП и ГРПБ.

Ввод импульсных газопроводов в это помещение для передачи к

приборам импульсов давления газа следует осуществлять таким образом, чтобы исключить

возможность попадания газа в помещение КИП.

Электрооборудование и электроосвещение ГРП и ГРПБ должны соответствовать

требованиям правил устройства электроустановок .

По надежности электроснабжения ГРП и ГРПБ поселений следует

относить к 3-й категории, а ГРП и ГРПБ промышленных предприятий - по основному

производству. Молниезащита ГРП и ГРПБ должна отвечать требованиям,

предъявляемым к объектам II категории молниезащиты.

Возможность размещения газоиспользующего оборудования в помещениях зданий

различного назначения и требования к этим помещениям устанавливаются

соответствующими строительными нормами и правилами по проектированию и

строительству зданий с учетом требований стандартов и других документов на

поставку указанного оборудования, а также данных заводских паспортов и

инструкций, определяющих область и условия его применения.

Запрещается размещение газоиспользующего оборудования

(природного газа и СУГ) в помещениях подвальных и цокольных этажей зданий

(кроме одноквартирных и блокированных жилых зданий), если возможность такого

размещения не регламентирована соответствующими строительными нормами и

Помещения зданий всех назначений (кроме жилых квартир), где устанавливается

газоиспользующее оборудование, работающее в автоматическом режиме без

постоянного присутствия обслуживающего персонала, следует оснащать системами

контроля загазованности с автоматическим отключением подачи газа и выводом

сигнала о загазованности на диспетчерский пункт или в помещение с постоянным

присутствием персонала, если другие требования не регламентированы

соответствующими строительными нормами и правилами.

Системы контроля загазованности помещений с автоматическим

отключением подачи газа в жилых зданиях следует предусматривать при установке

независимо от места установки - мощностью свыше 60 кВт;

в подвальных, цокольных этажах и в пристройке к зданию -

независимо от тепловой мощности.

Внутренние газопроводы следует выполнять из металлических труб. Присоединение к

газопроводам бытовых газовых приборов, КИП, баллонов СУГ, газогорелочных

устройств переносного и передвижного газоиспользующего оборудования разрешается

предусматривать гибкими рукавами, стойкими к транспортируемому газу при

заданных давлении и температуре.

Соединения труб должны быть неразъемными.

Разъемные соединения разрешается предусматривать в местах

присоединения газового и газоиспользующего оборудования, арматуры и КИП, а также

на газопроводах обвязки и газоиспользующего оборудования, если это

предусмотрено документацией заводов-изготовителей.

Прокладку газопроводов следует предусматривать открытой или скрытой. При

скрытой прокладке газопроводов необходимо предусматривать дополнительные меры

по их защите от коррозии и обеспечивать возможность их осмотра и ремонта

В местах пересечения строительных конструкций зданий

газопроводы следует прокладывать в футлярах.

Скрытая прокладка газопроводов СУГ не допускается.

При необходимости допускается открытая транзитная прокладка газопроводов, в том

числе через жилые помещения, помещения общественного назначения и

производственные помещения зданий всех назначений, с учетом требований таблицы 2 по

давлению газа, если на газопроводе нет разъемных соединений и обеспечивается

доступ для его осмотра.

На газопроводах производственных зданий, котельных, общественных и бытовых

зданий производственного назначения следует предусматривать продувочные

Не допускается предусматривать прокладку газопроводов: в помещениях,

относящихся по взрывной и взрывопожарной опасности к категориям А и Б; во

взрывоопасных зонах всех помещений; в подвалах; в складских зданиях

взрывоопасных и горючих материалов; в помещениях подстанций и распределительных

устройств; через вентиляционные камеры, шахты и каналы; через шахты лифтов и

лестничные клетки, помещения мусоросборников, дымоходы; через помещения, где

газопровод может быть подвержен коррозии, а также в местах возможного

воздействия агрессивных веществ и в местах, где газопроводы могут омываться

горячими продуктами сгорания или соприкасаться с нагретым или расплавленным металлом.

Установку отключающих устройств следует предусматривать:

перед газовыми счетчиками (если для отключения счетчика

нельзя использовать отключающее устройство на вводе);

перед бытовыми газовыми приборами, плитами, пищеварочными

котлами, отопительными печами, газовым оборудованием и

перед горелками и запальниками газоиспользующего

на продувочных газопроводах;

на вводе газопровода в помещение при размещении в нем ГРУ

или газового счетчика с отключающим устройством на расстоянии более 10 м от

Установка отключающих устройств на скрытых и транзитных

участках газопровода запрещается.

Каждый объект, на котором устанавливается газоиспользующее оборудование, должен

быть оснащен счетчиком расхода газа в соответствии с утвержденными в

установленном порядке правилами пользования газом.

По решению органов исполнительной власти субъектов

Российской Федерации о порядке учета расхода газа потребителями и регулировании

цен на газ в газифицируемых жилых зданиях, а также при газификации теплиц, бань

и других приусадебных строений должна предусматриваться возможность учета

расхода газа каждым абонентом путем установки на газопроводе прибора учета

расхода газа - счетчика.

8 Резервуарные и баллонные установки сжиженных углеводородных газов

8.1 Резервуарные установки

Требования настоящего подраздела распространяются на резервуарные установки

СУГ, служащие в качестве источников газоснабжения жилых, административных,

общественных, производственных и бытовых зданий.

Газораспределительные сети для транспортирования газа

потребителям от резервуарных установок должны соответствовать требованиям

настоящих строительных норм и правил.

В составе резервуарной установки следует предусматривать регуляторы давления

газа, предохранительно-запорный и предохранительно-сбросной клапаны (ПЗК и

ПСК), контрольно-измерительные приборы (КИП) для контроля давления и уровня СУГ

в резервуаре, запорную арматуру, резервуары, изготовленные в заводских условиях

в соответствии с действующими стандартами, а также трубопроводы жидкой и

При технической необходимости в составе резервуарной

установки предусматривают испарительные установки СУГ, изготовленные в

заводских условиях в соответствии с действующими стандартами.

Количество резервуаров в установке должно быть не менее двух. Разрешается

предусматривать установку одного резервуара, если по условиям технологии и

специфики режимов потребления газа допускаются перерывы в потреблении газа.

При количестве резервуаров более двух установка должна быть

разделена на группы, при этом резервуары каждой группы следует соединять между

собой трубопроводами по жидкой и паровой фазам, на которых необходимо

предусматривать установку отключающих устройств.

Для совместной работы отдельных групп резервуаров следует

соединять их между собой трубопроводами паровой фазы, на которых необходимо

предусматривать отключающие устройства.

Общую вместимость резервуарной установки и вместимость одного резервуара

следует принимать не более указанных в таблице 6.

Таблица 6. СНиП 42-01-2002

Назначение резервуарной установки

Общая вместимость резервуарной установки, м 3

Максимальная вместимость одного резервуара, м 3

Газоснабжение жилых, административных и общественных зданий

Газоснабжение производственных зданий, бытовых зданий промышленных предприятий и котельных

8.1.5 Подземные резервуары следует устанавливать

на глубине не менее 0,6 м от поверхности земли до верхней образующей резервуара

в районах с сезонным промерзанием грунта и 0,2 м - в районах без промерзания

При установке резервуаров следует предусматривать

мероприятия по обеспечению их устойчивости.

Расстояние в свету между подземными резервуарами должно быть не менее 1 м, а

между надземными резервуарами - равно диаметру большего смежного резервуара, но

Расстояния от резервуарных установок общей вместимостью до

50 м 3 , считая от крайнего резервуара, до зданий, сооружений

различного назначения и коммуникаций следует принимать не менее указанных в

Расстояния от резервуарных установок общей вместимостью свыше

50 м 3 принимаются по таблице 9.

При реконструкции существующих объектов, а также в

стесненных условиях (при новом проектировании) разрешается уменьшение указанных

расстояний до 50 % (за исключением расстояний от водопровода и других

бесканальных коммуникаций, а также железных дорог общей сети) при

соответствующем обосновании и осуществлении мероприятий, обеспечивающих

безопасность при эксплуатации. Расстояния от баллонных и испарительных

установок, указанные в таблице 7, приняты для жилых и производственных зданий IV степени огнестойкости, для зданий III степени огнестойкости допускается их уменьшать

до 10 м, для зданий I

степеней огнестойкости - до 8 м.

Расстояния до жилого здания, в котором размещены учреждения

(предприятия) общественного назначения, следует принимать как для жилых зданий.

Резервуарные установки должны иметь проветриваемое ограждение из негорючих

материалов высотой не менее 1,6 м. Расстояния от резервуаров до ограждения

следует принимать не менее 1 м, при этом расстояние от ограждения до наружной

бровки замкнутого обвалования или ограждающей стенки из негорючих материалов

(при надземной установке резервуаров) следует принимать не менее 0,7 м.

Таблица 7. СНиП 42-01-2002

Здания, сооружения и коммуникации

Расстояние от резервуаров в свету, м

Расстояние от испарительной или групповой баллонной установки в свету, м

при общей вместимости резервуаров в установке, м 3

1. Общественные здания и сооружения

3. Детские и спортивные площадки, гаражи (от ограды резервуарной установки)

4. Производственные здания (промышленных, сельскохозяйственных предприятий и предприятий бытового обслуживания производственного характера)

5. Канализация, теплотрасса (подземные)

6. Надземные сооружения и коммуникации (эстакады, теплотрасса и т.п.), не относящиеся к резервуарной установке

7. Водопровод и другие бесканальные коммуникации

8. Колодцы подземных коммуникаций

9. Железные дороги общей сети (до подошвы насыпи или бровки выемки со стороны резервуаров)

10. Подъездные пути железных дорог промышленных предприятий, трамвайные пути (до оси пути), автомобильные дороги I-III категорий (до края проезжей части)

11. Автомобильные дороги IV и V категорий (до края проезжей части) и предприятий

В соответствии с правилами устройства электроустановок

* Расстояния от резервуарной установки предприятий до зданий и сооружений, которые ею не обслуживаются.

Примечание - Расстояние от газопроводов принимается в соответствии со СНиП 2.07.01-89* и СНиП II-89-80*.

8.1.8 Испарительные установки следует

размещать на открытых площадках или в отдельно стоящих зданиях, помещениях

(пристроенных или встроенных в производственные здания), уровень пола которых расположен

выше планировочной отметки земли, на расстоянии не менее 10 м от ограждения

резервуарной установки и на расстоянии от зданий, сооружений и коммуникаций не

менее указанного в таблице 7.

Испарительные установки производительностью до 100 м 3 /ч

(200 кг/ч) разрешается устанавливать непосредственно на крышках горловин

резервуаров или на расстоянии не менее 1 м от подземных или надземных

резервуаров, а также непосредственно у агрегатов, потребляющих газ, если они

размещены в отдельных помещениях или на открытых площадках.

При групповом размещении испарителей расстояние между ними

следует принимать не менее 1 м.

8.2 Баллонные групповые и индивидуальные установки

Баллонные установки СУГ, служащие в качестве источников газоснабжения жилых,

административных, общественных, производственных и бытовых зданий,

групповые, в состав которых входит более двух баллонов;

индивидуальные, в состав которых входит не более двух

В составе групповой баллонной установки следует предусматривать баллоны для

СУГ, запорную арматуру, регулятор давления газа, ПСК, показывающий манометр и

трубопроводы высокого и низкого давления. Число баллонов в групповой установке

следует определять расчетом.

Максимальную общую вместимость групповой баллонной установки следует принимать

Таблица 8. СНиП 42-01-2002

Назначение групповой баллонной установки

Вместимость всех баллонов в групповой баллонной установке, л (м 3 ), при размещении

на расстоянии от здания

Газоснабжение жилых, административных, общественных и бытовых зданий

Газоснабжение промышленных и сельскохозяйственных предприятий бытового обслуживания

8.2.4 Размещение групповых баллонных установок

следует предусматривать на расстоянии от зданий и сооружений не менее указанных

или у стен газифицируемых зданий не ниже III степени огнестойкости класса СО на

расстоянии от оконных и дверных проемов не менее указанных в таблице 7.

Возле общественного или производственного здания не

допускается предусматривать более одной групповой установки. Возле жилого

здания допускается предусматривать не более трех баллонных установок на

расстоянии не менее 15 м одна от другой.

Индивидуальные баллонные установки следует предусматривать как снаружи, так и

внутри зданий. Разрешается размещение баллонов в квартирах жилого здания (не

более одного баллона в квартире), имеющего не более двух этажей. При этом

баллоны должны соответствовать своему назначению (области применения),

установленной стандартами и другими нормативными документами.

Индивидуальные баллонные установки снаружи следует

предусматривать на расстоянии в свету не менее 0,5 м от оконных проемов и 1,0 м

от дверных проемов первого этажа, не менее 3,0 м от дверных и оконных проемов

цокольных и подвальных этажей, а также канализационных колодцев.

Баллон СУГ следует размещать на расстоянии не менее 0,5 м от газовой плиты (за

исключением встроенных) и 1 м от отопительных приборов. При устройстве экрана

между баллоном и отопительным прибором расстояние разрешается уменьшать до 0,5

м. Экран должен быть изготовлен из негорючих материалов и обеспечивать защиту

баллона от теплового воздействия отопительного прибора. При установке баллона СУГ

вне помещения его следует защищать от повреждений транспортом и нагрева выше 45

Установку баллонов СУГ в производственных помещениях следует

предусматривать в местах, защищенных от повреждения внутрицеховым транспортом и

брызгами металла, от воздействия коррозионно-агрессивных жидкостей и газов, а

также от нагрева выше 45 °С.

Не разрешается установка баллонов СУГ:

в жилых комнатах и коридорах;

в цокольных и подвальных помещениях и чердаках;

в помещениях, расположенных под и над: обеденными и торговыми

залами предприятий общественного питания; аудиториями и учебными классами;

зрительными (актовыми) залами зданий; больничными палатами; другими

в помещениях без естественного освещения;

у аварийных выходов;

со стороны главных фасадов зданий.

9 Газонаполнительные станции (пункты) сжиженных углеводородных газов (ГНС)

9.1 Общие положения

Газонаполнительную станцию (ГНС), предназначенную для приема, хранения и

отпуска сжиженных углеводородных газов (СУГ) потребителям в автоцистернах и

бытовых баллонах, ремонта и переосвидетельствования баллонов, следует размещать

вне селитебной территории поселений, как правило, с подветренной стороны для

ветров преобладающего направления по отношению к жилым районам.

Выбор площадки для строительства ГНС необходимо предусматривать с учетом

расстояний до окружающих ГНС зданий и сооружений, а также наличия в районе

строительства железных и автомобильных дорог.

Площадку для строительства ГНС следует предусматривать с учетом обеспечения

снаружи ограждения газонаполнительной станции противопожарной полосы шириной 10

м и минимальных расстояний до лесных массивов: хвойных пород - 50 м, лиственных

пород - 20 м, смешанных пород - 30 м.

Таблица 9. СНиП 42-01-2002

Здания, сооружения и коммуникации

Расстояния от резервуаров СУГ в свету, м

Расстояние от помещений, установок, где используется СУГ, м

Расстояние, м, от склада наполненных баллонов с общей вместимостью, м 3

При общей вместимости, м 3

свыше 50 до 200

свыше 50 до 500

свыше 200 до 8000

свыше 50 до 200

свыше 50 до 500

свыше 200 до 8000

Максимальная вместимость одного резервуара, м 3

свыше 100 до 600

свыше 100 до 600

Жилые, общественные, административные, бытовые, производственные здания, здания котельных, гаражей и открытых стоянок*

Надземные сооружения и коммуникации (эстакады, теплотрассы и т.п.), подсобные постройки жилых зданий

Подземные коммуникации (кроме газопроводов на территории ГНС)

За пределами ограды в соответствии со СНиП 2.07.01-89* и СНиП II-89-80*

Линии электропередачи, трансформаторные, распределительные устройства

По правилам устройства электроустановок

Железные дороги общей сети (от подошвы насыпи), автомобильные дороги I-III категорий

Подъездные пути железных дорог, дорог предприятий, трамвайные пути, автомобильные дороги IV-V категорий

* Расстояние от жилых и общественных зданий следует принимать не менее указанных для объектов СУГ, расположенных на самостоятельной площади, а от административных, бытовых, производственных зданий, зданий котельных, гаражей - по данным, приведенным в скобках, но не менее указанных в таблице 12 для соответствующих зданий и сооружений.

** Допускается уменьшать расстояния от резервуаров ГНС общей вместимостью до 200 м 2 в надземном исполнении до 70 м, в подземном - до 35 м, а при вместимости до 300 м 3 - соответственно до 90 и 45 м.

*** Допускается уменьшать расстояния от железных и автомобильных дорог (поз. 5) до резервуаров СУГ общей вместимостью не более 200 м 3 : в надземном исполнении до 75 м и в подземном исполнении до 50 м. Расстояния от подъездных, трамвайных путей и др. (поз. 6), проходящих вне территории предприятия, до резервуаров СУГ общей вместимостью не более 100 м 3 допускается уменьшать: в надземном исполнении до 20 м и в подземном исполнении до 15 м, а при прохождении путей и дорог (поз. 6) по территории предприятия эти расстояния сокращаются до 10 м при подземном исполнении резервуаров.

1 Расстояния в скобках даны для резервуаров СУГ и складов наполненных баллонов, расположенных на территории промпредприятий.

2 Расстояния от склада наполненных баллонов до зданий промышленных и сельскохозяйственных предприятий, а также предприятий бытового обслуживания производственного характера следует принимать по данным, приведенным в скобках.

3 При установке двух резервуаров СУГ единичной вместимостью по 50 м 3 расстояние до зданий (жилых, общественных, производственных и др.), не относящихся к ГНП, разрешается уменьшать: для надземных резервуаров до 100 м, для подземных - до 50 м.

4 Расстояние от надземных резервуаров до мест, где одновременно могут находиться более 800 чел. (стадионы, рынки, парки, жилые дома и т.д.), а также до территории школьных, дошкольных и лечебно-санаторных учреждений следует увеличить в 2 раза по сравнению с указанными в таблице, независимо от числа мест.

5 Минимальное расстояние от топливозаправочного пункта ГНС следует принимать по правилам пожарной безопасности .

Таблица 10. СНиП 42-01-2002

Здания и сооружения

Расстояния между зданиями и сооружениями ГНС, м

Порядковые номера зданий и сооружений, приведенные в графе 1

Надземные резервуары и железнодорожные сливные эстакады

Помещения категории А и погрузочно-разгрузочные площадки для баллонов

Колонки для налива СУГ в автоцистерны и заправочные колонки

Котельная, ремонтная мастерская, здание техобслуживания автомобилей, гаражи без использования СУГ

Прирельсовый склад баллонов

Вспомогательные, без подвальной части здания и сооружения без применения открытого огня (в том числе категории А)

Вспомогательные здания с подвальной частью (автовесы, насосная водоснабжения и т.п.)

Автодороги, кроме местных подъездов (до края проезжей части)

Резервуары для пожаротушения (до водоразборных колодцев)

Открытая стоянка для автомашин (бензин, СУГ)

1 Знак «-» обозначает, что расстояние не нормируется.

2 Знак «·» обозначает, что расстояние принимается по СНиП II-89-80* (для надземных резервуаров от края наружной подошвы обвалования или защитной стенки).

3 Знак «· ·» обозначает, что расстояние принимается по СНиП 2.04.02-84*.

4 Расстояние от электрораспределительных устройств, размещенных непосредственно в производственных невзрывопожароопасных помещениях, следует определять по данной таблице как для вспомогательных зданий без применения открытого огня.

9.1.4 В зданиях, находящихся на территории

ГНС, не допускается предусматривать жилые помещения. Допускается

предусматривать размещение службы эксплуатации газового хозяйства с примыканием

к территории ГНС со стороны вспомогательной зоны.

Категории помещений, зданий и наружных установок ГНС по

взрывопожарной и пожарной опасности определяют в соответствии с требованиями

норм пожарной безопасности .

9.2 Размещение зданий и сооружений ГНС

9.2.1 Минимальные расстояния от резервуаров для хранения СУГ и от размещаемых на ГНС помещений для установок, где используется СУГ, до зданий и сооружений, не относящихся к ГНС, следует принимать по таблице 9. Расстояния от надземных резервуаров вместимостью до 20 м 3 , а также подземных резервуаров вместимостью до 50 м 3 принимаются по таблице 7.

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

Минимальные расстояния от склада и погрузочно-разгрузочных площадок баллонов (для сжиженных газов) до зданий и сооружений различного назначения следует принимать по таблицам 9 и 10. При этом расстояния, приведенные в позиции 1 таблицы 9, от склада баллонов до зданий садоводческих и дачных поселков допускается уменьшать не более чем в 2 раза при условии размещения на складе не более 150 баллонов по 50 л (7,5 м 3 ). Размещение складов с баллонами для сжиженных газов на территории промышленных предприятий следует предусматривать в соответствии с требованиями СНиП II-89-80*.

9.2.2 Реконструкцию объектов СУГ без увеличения общей вместимости резервуаров

допускается производить с сохранением фактических расстояний в существующей

застройке. При увеличении общей вместимости резервуаров в обоснованных случаях требуется

разработка дополнительных мер по обеспечению безопасной эксплуатации.

9.3 Резервуары для СУГ

9.3.1 Резервуары для сжиженных газов на

газонаполнительных станциях, изготовленные в заводских условиях в соответствии с

действующими стандартами, могут устанавливаться надземно и подземно.

Расстояния в свету между отдельными подземными резервуарами

должны быть равны половине диаметра большего смежного резервуара, но не менее 1 м.

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

Таблица 11. СНиП 42-01-2002

Общая вместимость резервуаров ГНС, м 3

Общая вместимость резервуаров в группе, м 3

Св. 2000 до 8000

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

Таблица 12. СНиП 42-01-2002

Общая вместимость резервуаров в группе, м 3

Расстояние в свету между внешними образующими крайних резервуаров групп, расположенных надземно, м

9.3.3 Внутри группы расстояния в свету между

надземными резервуарами должны быть не менее диаметра наибольшего из рядом

стоящих резервуаров, а при диаметре резервуаров до 2 м - не менее 2 м.

Расстояние между рядами надземных резервуаров, размещаемых в

два ряда и более, следует принимать равным длине наибольшего резервуара, но не

Для каждой группы надземных резервуаров по периметру должны предусматриваться замкнутое

обвалование или ограждающая газонепроницаемая стенка из негорючих материалов

высотой не менее 1 м, рассчитанные на 85 % вместимости резервуаров в группе.

Ширина земляного вала по верху должна быть не менее 0,5 м. Расстояния от

резервуаров до подошвы обвалования или ограждающей стенки должны быть равны

половине диаметра ближайшего резервуара, но не менее 1 м. Обвалование

(ограждающая стенка) должно быть рассчитано на прочность из условия полного

заполнения водой пространства внутри обвалования (ограждающей стенки). Отвод

воды с обвалованной территории базы хранения следует предусматривать за счет

планировки территории базы хранения с выпуском через дождеприемник с

Ширина применяемой ограждающей стенки принимается в

зависимости от материала.

Для входа на территорию резервуарного парка по обе стороны

обвалования или ограждающей стенки должны быть предусмотрены лестницы-переходы

шириной 0,7 м, не менее двух на каждую группу, расположенные с противоположных

сторон обвалования (ограждающей стенки).

9.4 Оборудование объектов СУГ

Для перемещения жидкой и паровой фаз СУГ по трубопроводам ГНС следует

предусматривать насосы, компрессоры или испарительные (теплообменные)

Разрешается использовать энергию природного газа для слива и

налива СУГ, давление насыщенных паров которых при температуре 45 °С не

превышает 1,2 МПа.

Компрессоры следует размещать в отапливаемых помещениях.

Пол помещения, где размещаются насосы и компрессоры, должен

быть не менее чем на 0,15 м выше планировочных отметок прилегающей территории.

Компрессоры, работающие с воздушным охлаждением, допускается

устанавливать на открытых площадках под навесом.

Насосы и компрессоры следует устанавливать на фундаментах, не связанных с

фундаментами другого оборудования и стенами здания.

При размещении в один ряд двух насосов и более или

компрессоров необходимо предусматривать, м, не менее (в свету):

ширину основного прохода по фронту

расстояние между насосами 0,8

расстояние между компрессорами 1,5

расстояние между насосами и компрессорами 1,0

расстояние от насосов и компрессоров до

стен помещения 1,0

Для слива газа из переполненных баллонов и неиспарившегося газа следует

предусматривать резервуары, размещаемые:

в пределах базы хранения - при общей вместимости резервуаров

на расстоянии не менее 3 м от здания наполнительного цеха

(на непроезжей территории) - при общей вместимости резервуаров до 10 м 3 .

Для наполнения СУГ автоцистерн следует предусматривать наполнительные колонки.

Для контроля степени заполнения автоцистерн следует предусматривать автовесы

или устройства для определения массы газа (степени заполнения) в автоцистернах

и железнодорожных цистернах.

При использовании подогретого газа следует контролировать

его температуру, которая не должна превышать 45 °С.

На трубопроводах жидкой и паровой фаз к колонкам следует предусматривать

отключающие устройства на расстоянии не менее 10 м от колонок.

Испарительные установки, размещаемые в помещениях, следует устанавливать в

здании наполнительного цеха или в отдельном помещении того здания, где имеются

газопотребляющие установки, или в отдельном здании, отвечающем требованиям,

установленным для зданий категории А. При этом испарительные установки,

располагаемые в помещениях ГНС без постоянного пребывания обслуживающего

персонала, должны быть оборудованы дублирующими приборами контроля

технологического процесса, размещаемыми в помещениях ГНС с обслуживающим

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

9.4.10 При проектировании систем водоснабжения, канализации, электроснабжения, отопления и вентиляции и пожаротушения ГНС следует выполнять требования: СНиП 2.04.01-85*, СНиП 2.04.02-84*, СНиП 2.04.03-85, СНиП 2.04.07-86*, СНиП 2.04.05-91*, СНиП 21-01-97*, правил пожарной безопасности , правил устройства электроустановок и настоящего раздела.

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

На ГНС следует предусматривать систему наружного пожаротушения, включающую

резервуары с противопожарным запасом воды, насосную станцию и кольцевой

водопровод высокого давления с пожарными гидрантами.

При общей вместимости резервуаров на базе хранения 200 м 3

и менее следует предусматривать для тушения пожара систему водопровода низкого

давления или пожаротушение из водоемов.

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

Таблица 13. СНиП 42-01-2002

Общая вместимость резервуаров сжиженных газов на базе хранения, м 3

Расходы воды, л/с, с резервуарами

До 200 включительно

Св. 2000, но не более 8000

9.4.14 Противопожарную насосную станцию на ГНС

с надземными резервуарами по надежности электроснабжения следует относить к I категории.

При электроснабжении ГНС от одного источника питания необходимо

предусматривать установку резервных противопожарных насосов с дизельным

На ГНС с надземными резервуарами хранения СУГ при общей вместимости резервуаров

более 200 м 3 следует предусматривать стационарную автоматическую

систему водяного охлаждения резервуаров, которая должна обеспечивать

интенсивность орошения в течение 75 мин всех боковых и торцевых поверхностей

резервуаров 0,1 л/(с×м 2 )

для торцевых стенок, имеющих арматуру.

Установки водяного охлаждения (орошения) резервуаров должны

быть оборудованы устройствами для подключения передвижной пожарной техники.

Расход воды следует принимать из расчета одновременного

орошения не менее трех резервуаров при однорядном расположении резервуаров в

группе и шести резервуаров при двухрядном расположении в одной группе и

учитывать дополнительно к расходу воды, указанному в таблице 13.

При определении общего расхода воды на наружное пожаротушение

и орошение резервуаров следует учитывать расход воды из гидрантов в количестве

25 % расхода, указанного в таблице 13.

Пожаротушение сливной эстакады необходимо предусматривать передвижными средствами

от принятой для ГНС системы противопожарного водоснабжения.

Для закрытых помещений категории А необходимо предусматривать системы

искусственной приточно-вытяжной вентиляции в соответствии с требованиями СНиП 2.04.05-91*.

Для обеспечения расчетного воздухообмена в верхних зонах помещений допускается

устройство естественной вентиляции с установкой дефлекторов. В нерабочее время

допускается предусматривать в этих помещениях естественную или смешанную

вентиляцию. В неотапливаемых производственных помещениях, в которых

обслуживающий персонал находится менее 2 ч, допускается предусматривать

естественную вентиляцию через жалюзийные решетки, размещаемые в нижней части

наружных стен. Размеры жалюзийных решеток должны определяться расчетом по СНиП 2.04.05-91*.

Вытяжку из производственных помещений категории А, в которых обращаются

сжиженные газы, следует предусматривать из нижней и верхней зон помещения, при

этом из нижней зоны необходимо забирать не менее 2/3 нормируемого объема

удаляемого воздуха с учетом количества воздуха, удаляемого местными отсосами.

Проемы систем общеобменной вытяжной вентиляции следует предусматривать на

уровне 0,3 м от пола.

Электроприводы насосов, компрессоров и другого оборудования, устанавливаемого в

производственных помещениях категории А, следует блокировать с вентиляторами вытяжных

систем таким образом, чтобы они не могли работать при отключении вентиляции.

Класс взрывоопасной зоны в помещениях и у наружных установок, в соответствии с

которым должен производиться выбор электрооборудования для ГНС и ГНП, следует

принимать в соответствии с правилами устройства электроустановок .

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

При невозможности питания пожарных насосов от двух независимых источников электроснабжения допускается предусматривать их подключение в соответствии с указаниями СНиП 2.04.01-85* или предусматривать установку резервного насоса с дизельным приводом.

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

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

Схема электроснабжения должна предусматривать в случае возникновения пожара

автоматическое отключение технологического оборудования в помещениях с

взрывоопасными зонами при опасной концентрации газа в воздухе помещения и

централизованное отключение вентиляционного оборудования в соответствии с

На территории ГНС следует предусматривать наружное и охранное освещение и

Управление наружным и охранным освещением следует

предусматривать из мест с постоянным пребыванием персонала (например, из

Запрещается прокладка воздушных линий электропередачи над территорией ГНС.

Для зданий, сооружений, наружных технологических установок и коммуникаций в

зависимости от класса взрывоопасных зон следует предусматривать молниезащиту в

соответствии с требованиями инструкции по устройству молниезащиты зданий и

10 Контроль за строительством и приемка выполненных работ

10.1 Общие положения

10.1.1 В процессе строительства объектов систем газораспределения и выполнения работ по внутренним газопроводам зданий и сооружений в соответствии с общими требованиями СНиП 3.01.01-85* и требованиями настоящих норм и правил осуществляют входной, операционный и приемочный производственный контроль, а также контроль и приемку выполненных работ и законченных строительством объектов заказчиком.

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

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

Входной контроль поступающих материалов, изделий, газовой арматуры и оборудования,

а также операционный контроль при сборке и сварке газопроводов, монтаже

газового оборудования и устройстве антикоррозионной защиты осуществляют в

соответствии с требованиями СНиП 3.01.01-85*.

Контроль выполненных работ включает в себя:

проверку соответствия трубопроводов, газоиспользующего и

газового оборудования проекту и требованиям нормативных документов внешним

осмотром и измерениями;

механические испытания стыковых сварных соединений

трубопроводов в соответствии с требованиями ГОСТ 6&96;

неразрушающий контроль сварных соединений трубопроводов

контроль качества антикоррозионных покрытий на толщину,

адгезию к стали и сплошность - по ГОСТ

9.602, а также на отсутствие участков контакта металла трубы с грунтом

испытания газопровода и газового оборудования на

Результаты контроля внешним осмотром, измерениями, испытаниями на

герметичность, данные о скрытых работах и другие отражаются в строительном

паспорте и подписываются ответственными исполнителями выполненных работ и

должностным лицом организации-исполнителя (при осуществлении производственного

контроля) или (и) представителя заказчика (газового хозяйства - пользователя

объекта строительства) в соответствии с условиями договора подряда.

Результаты проверки сварных стыков газопровода физическими

методами и механическими испытаниями оформляются протоколом, который

подписывают дефектоскопист и начальник лаборатории.

Акт приемки законченного строительством объекта

газораспределительной системы подписывают представители генерального

подрядчика, проектной организации, эксплуатационной организации и

По каждому законченному объекту организация - исполнитель

работ составляет исполнительную документацию (в том числе строительные

паспорта) объекта, которая оформляется в соответствии с действующими

10.2 Внешний осмотр и измерения

Внешним осмотром и измерениями проверяют:

глубину заложения подземного (наземного) или расположение надземного

газопровода, уклоны, устройство основания, постели или опор, длину, диаметр и

толщину стенок трубопровода, установку запорной арматуры и других элементов

газопровода. Измерения проводят по ГОСТ

тип, размеры и наличие дефектов на каждом из сварных

стыковых соединений трубопроводов;

сплошность, адгезию к стали и толщину защитных покрытий труб

и соединений, а также резервуаров СУГ.

Проверку подземных трубопроводов (резервуаров) производят до и после опускания

их в траншею (котлован). Число измерений - в соответствии с указаниями проекта

или технологической документации организации - исполнителя работ.

Обнаруженные внешним осмотром и измерениями дефекты устраняют. Недопустимые

дефекты сварных стыковых соединений должны быть удалены.

10.3 Механические испытания

Механическим испытаниям подлежат: пробные (допускные) сварные стыки,

выполняемые при квалификационных испытаниях сварщиков и проверке технологии

сварки стыков стальных и полиэтиленовых газопроводов;

сварные стыки стальных газопроводов, не подлежащие контролю

физическими методами, и стыки подземных газопроводов, сваренных газовой

сваркой. Стыки отбирают в период производства сварочных работ в количестве 0,5

% общего числа стыковых соединений, сваренных каждым сварщиком, но не менее 2

стыков диаметром 50 мм и менее и 1 стыка диаметром свыше 50 мм, сваренных им в

течение календарного месяца.

Стыки стальных газопроводов испытывают на статическое

растяжение и на изгиб или сплющивание по ГОСТ 6996.

Допускные стыки полиэтиленовых газопроводов испытывают на растяжение.

Механические свойства стыков стальных труб с условным диаметром свыше 50 мм

определяют испытаниями на растяжение и изгиб (вырезанных равномерно по

периметру каждого отобранного стыка) образцов со снятым усилением в

соответствии с ГОСТ 6996.

Результаты механических испытаний стыка считаются

среднее арифметическое предела прочности трех образцов при

испытании на растяжение менее нормативного предела прочности основного металла

среднее арифметическое угла изгиба трех образцов при

испытании на изгиб менее 120° - для дуговой сварки и менее 100° - для газовой

результат испытаний хотя бы одного из трех образцов по

одному из видов испытаний на 10 % ниже нормативного значения прочности или угла

Механические свойства сварных стыков стальных труб условным диаметром до 50 мм

включительно должны определяться испытаниями целых стыков на растяжение и

сплющивание. Для труб этих диаметров половину отобранных для контроля стыков (с

неснятым усилением) следует испытывать на растяжение и половину (со снятым

усилением) - на сплющивание.

Результаты механических испытаний сварного стыка считаются

предел прочности при испытании стыка на растяжение менее

нормативного предела прочности основного металла трубы;

просвет между сжимающими поверхностями пресса при появлении

первой трещины на сварном шве при испытании стыка на сплющивание превышает

- номинальная толщина стенки трубы.

При неудовлетворительных испытаниях хотя бы одного стыка проводят повторные

испытания удвоенного количества стыков. Проверка должна производиться по виду испытаний,

давшему неудовлетворительные результаты.

В случае получения при повторной проверке

неудовлетворительных результатов испытаний хотя бы на одном стыке все стыки,

сваренные данным сварщиком в течение календарного месяца на данном объекте

газовой сваркой, должны быть удалены, а стыки, сваренные дуговой сваркой,

проверены радиографическим методом контроля.

10.4 Контроль физическими методами

Контролю физическими методами подлежат стыки законченных сваркой участков

стальных трубопроводов в соответствии с таблицей 14 и полиэтиленовых - в

соответствии с таблицей 15.

Таблица 14. СНиП 42-01-2002

Число стыков, подлежащих контролю, % общего числа стыков, сваренных каждым сварщиком на объекте

1. Наружные и внутренние газопроводы природного газа и СУГ диаметром менее 50 мм всех давлений, надземные и внутренние газопроводы природного газа и СУГ диаметром 50 мм и более, давлением до 0,005 МПа

Не подлежат контролю

2. Газопроводы ГРП и ГРУ диаметром более 50 мм

3. Наружные и внутренние газопроводы СУГ всех давлений (за исключением указанных в поз. 1)

4. Надземные и внутренние газопроводы природного газа давлением св. 0,005 до 1,2 МПа

5, но не менее одного стыка

5. Подземные газопроводы природного газа давлением:

до 0,005 МПа (за исключением указанных в поз. 11 и 12)

10, но не менее одного стыка

св. 0,005 до 0,3 МПа (за исключением указанных в поз. 11 и 13)

50, но не менее одного стыка

св. 0,3 до 1,2 МПа (за исключением указанных в поз. 13)

6. Подземные газопроводы всех давлений, прокладываемые под проезжей частью улиц с капитальными типами дорожных одежд (цементобетонные, монолитные, железобетонные сборные, асфальтобетонные), а также на переходах через водные преграды во всех случаях прокладки газопроводов в футляре (в пределах перехода и по одному стыку в обе стороны от пересекаемого сооружения):

7. Подземные газопроводы всех давлений при пересечении с коммуникационными коллекторами, каналами, тоннелями (в пределах пересечений и по одному стыку в обе стороны от наружных стенок пересекаемых сооружений)

8. Надземные газопроводы всех давлений на участках переходов через автомобильные I-III категорий и железные дороги по мостам и путепроводам, а также в пределах переходов через естественные преграды

9. Подземные газопроводы всех давлений, прокладываемые в районах с сейсмичностью св. 7 баллов и на карстовых и подрабатываемых территориях и в других особых грунтовых условиях

10. Подземные газопроводы всех давлений, прокладываемые на расстоянии по горизонтали в свету менее 3 м от коммуникационных коллекторов и каналов (в том числе каналов тепловой сети)

11. Участки подземных газопроводов и подземные вводы на расстоянии от фундаментов зданий менее:

2 м - для газопроводов давлением до 0,005 МПа;

4 м - » » » св. 0,005 до 0,3 МПа;

7 м - » » » св. 0,3 до 0,6 МПа;

10 м - » » » св. 0,6 до 1,2 МПа

12. Подземные газопроводы природного газа давлением до 0,005 МПа, прокладываемые в пучинистых (кроме слабопучинистых) просадочных II типа, набухающих, многолетнемерзлых грунтах и в других особых условиях

25, но не менее одного стыка

13. Подземные газопроводы природного газа давлением св. 0,005 до 1,2 МПа, прокладываемые вне поселений за пределами черты их перспективной застройки

20, но не менее одного стыка

1 Для проверки следует отбирать сварные стыки, имеющие худший внешний вид.

2 Нормы контроля по поз. 4 не распространяются на газопроводы, указанные в поз. 8, по поз. 5, 12 и 13 - на указанные в поз. 6 и 7; по поз. 13 - на указанные в поз. 9.

3 Нормы контроля не распространяются на угловые соединения труб газопроводов условным диаметром до 500 мм и швы приварки к газопроводу фланцев и плоских заглушек.

4 Сварные стыки соединительных деталей стальных газопроводов, изготовленные в условиях ЦЗЗ, ЦЗМ, неповоротные и монтажные (сваренные после производства испытаний) стыки подземных стальных газопроводов всех давлений подлежат 100%-ному контролю радиографическим методом.

Таблица 15. СНиП 42-01-2002

Число стыков, подлежащих контролю, % общего числа стыков, сваренных на объекте каждым сварщиком с использованием сварочной техники

с высокой степенью автоматизации

со средней степенью автоматизации

1. Подземные газопроводы давлением:

до 0,005 МПа (за исключением указанных в поз. 2)

3, но не менее одного стыка

6, но не менее одного стыка

св. 0,005 до 0,3 МПа (за исключением указанных в поз. 3)

12, но не менее одного стыка

25, но не менее одного стыка

св. 0,3 до 0,6 МПа (за исключением указанных в поз. 3)

25, но не менее одного стыка

50, но не менее одного стыка

2. Подземные газопроводы давлением до 0,005 МПа, прокладываемые в пучинистых (кроме слабопучинистых), просадочных II типа, набухающих, многолетнемерзлых грунтах и других особых грунтовых условиях

6, но не менее одного стыка

12, но не менее одного стыка

3. Подземные газопроводы природного газа давлением св. 0,005 до 0,6 МПа, прокладываемые вне поселений за пределами черты их перспективной застройки

5, но не менее одного стыка

10, но не менее одного стыка

4. Во всех остальных случаях прокладки подземных газопроводов, предусмотренных таблицей 14

25, но не менее одного стыка

50, но не менее одного стыка

1 При протяжке полиэтиленовых газопроводов внутри стальных производится 100%-ный контроль сварных стыковых соединений.

2 Стыки, сваренные с помощью сварочной техники с ручным управлением, проверяются по нормам для стальных газопроводов, предусмотренным таблицей 14.

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

10.4.2 Ультразвуковой метод контроля сварных стыков стальных газопроводов применяется при условии проведения выборочной проверки не менее 10% стыков радиографическим методом. При получении неудовлетворительных результатов радиографического контроля хотя бы на одном стыке объем контроля следует увеличить до 50% общего числа стыков. В случае повторного выявления дефектных стыков все стыки, сваренные сварщиком на объекте в течение календарного месяца и проверенные ультразвуковым методом, должны быть подвергнуты радиографическому контролю.

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

10.4.4 Исправление дефектов шва стыков стальных трубопроводов, выполненных газовой сваркой, запрещается. Исправление дефектов шва, выполненного дуговой сваркой, допускается производить путем удаления дефектной части и заварки ее заново с последующей проверкой всего сварного стыка радиографическим методом. Превышение высоты усиления сварного шва относительно размеров, установленных ГОСТ 16037, разрешается устранять механической обработкой. Подрезы следует исправлять наплавкой ниточных валиков высотой не более 2-3 мм, при этом высота ниточного валика не должна превышать высоту шва. Исправление дефектов подчеканкой и повторный ремонт стыков запрещается.

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

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

а) с высокой степенью автоматизации - сварочный аппарат (машина), имеющий компьютерную программу основных параметров сварки, компьютерный контроль за их соблюдением в ходе технологического процесса, компьютерное управление процессом сварки и последовательностью этапов технологического процесса в заданном программой режиме (в том числе автоматическое удаление нагревательного инструмента), регистрацию результатов сварки и последующую выдачу информации в виде распечатанного протокола на каждый стык по окончании процесса сварки;

б) со средней степенью автоматизации - сварочная машина, имеющая частично компьютеризированную программу основных параметров сварки, полный компьютеризированный контроль за соблюдением режима сварки по всему циклу, а также осуществляющая регистрацию результатов сварки и их последующую выдачу в виде распечатанного протокола;

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

10.5 Испытания газопроводов

10.5.1 Законченные строительством или реконструкцией наружные и внутренние газопроводы (далее - газопроводы) следует испытывать на герметичность воздухом. Для испытания газопровод в соответствии с проектом производства работ следует разделить на отдельные участки, ограниченные заглушками или закрытые линейной арматурой и запорными устройствами перед газоиспользующим оборудованием, с учетом допускаемого перепада давления для данного типа арматуры (устройств).

Если арматура, оборудование и приборы не рассчитаны на испытательное давление, то вместо них на период испытаний следует устанавливать катушки, заглушки.

Газопроводы жилых, общественных, бытовых, административных, производственных зданий и котельных следует испытывать на участке от отключающего устройства на вводе в здание до кранов газоиспользующего оборудования.

Испытания газопроводов должна производить строительно-монтажная организация в присутствии представителя эксплуатационной организации.

Результаты испытаний следует оформлять записью в строительном паспорте.

10.5.2 Перед испытанием на герметичность внутренняя полость газопровода должна быть очищена в соответствии с проектом производства работ. Очистку полости внутренних газопроводов и газопроводов ГРП (ГРУ) следует производить перед их монтажом продувкой воздухом.

10.5.3 Для проведения испытаний газопроводов следует применять манометры класса точности 0,15. Допускается применение манометров класса точности 0,40, а также класса точности 0,6. При испытательном давлении до 0,01 МПа следует применять V-образные жидкостные манометры (с водяным заполнением).

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

Сварные стыки стальных газопроводов должны быть заизолированы.

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

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

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

Снип 42 01 2002 статус на 2017 год заменен на

1. теперь будет разрешен ПЭ на всех давлениях (до 12)

2. разрешен металлопласт для внутрянки .

3. разрешено размещение ШРП внутри стен .

4. запрещены байпасы ГРП .

5. можно не делать стальных вставок на ПЭ в местах переходов под а&2;д, ж&2;д, через реки и овраги!!

(

оценок, среднее:

из 5)

hhbc-hotel-novosibirsk.ru
СНиП 10-01-94

Система нормативных документов в строительстве. Основные положения

СНиП 2.01.07-85*

Нагрузки и воздействия

СНиП 2.01.09-91

Здания и сооружения на подрабатываемых территориях и просадочных грунтах

СНиП 2.01.14-83

Определение расчетных гидрологических характеристик

СНиП 2.01.15-90

Инженерная защита территорий, зданий и сооружений от опасных геологических процессов. Основные положения проектирования

СНиП 2.03.11-85

Защита строительных конструкций от коррозии

СНиП 2.04.01-85*

Внутренний водопровод и канализация зданий

СНиП 2.04.02-84*

Водоснабжение. Наружные сети и сооружения

СНиП 2.04.03-85*

Канализация. Наружные сети и сооружения

СНиП 2.04.05-91*

Отопление, вентиляция и кондиционирование

СНиП 2.04.07-86*

Тепловые сети

СНиП 2.07.01-89*

Градостроительство. Планировка и застройка городских и сельских поселений

СНиП 2.08.02-89*

Общественные здания и сооружения

СНиП 3.01.01-85*

Организация строительного производства

СНиП 21-01-97*

Пожарная безопасность зданий и сооружений

СНиП 31-03-2001

Производственные здания

СНиП 32-01-95

Железные дороги колеи 1520 мм

СНиП II-7-81*

Строительство в сейсмических районах

СНиП II-89-80*

Генеральные планы промышленных предприятий

ГОСТ 9.602—89

ЕСЗКС. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии

ГОСТ 5542—87

Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия

ГОСТ 6996—66

Сварные соединения. Методы определения механических свойств

ГОСТ 7512—82*

Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод

ГОСТ 9544—93

Арматура трубопроводная запорная. Нормы герметичности затворов

ГОСТ 14782—86

Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые

ГОСТ 16037—80

Соединения сварные стальных трубопроводов. Основные типы, конструктивные элементы и размеры

ГОСТ 20448—90

Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления. Технические условия

ГОСТ 23055—78

Классификация сварных соединений по результатам радиографического контроля

ГОСТ 26433.2—94

Система обеспечения точности геометрических параметров в строительстве. Правила выполнения измерений параметров зданий и сооружении

ГОСТ 27578—87

Газы углеводородные сжиженные для автомобильного транспорта. Технические условия

ГОСТ 27751—88

Надежность строительных конструкций и оснований. Основные положения по расчету

ГОСТ Р 50838—95*

Трубы из полиэтилена для газопроводов. Технические условия

ГОСТ Р 51872-2002

Документация исполнительная геодезическая. Правила выполнения

gazovik-gas.ru

Газовик — промышленное газовое оборудование

Газовик — промышленное газовое оборудование Справочник ГОСТ, СНиП, ПБ

Дата введения 20 мая 2011 года

Статус: действующий

Предисловие

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. N 184-ФЗ "О техническом регулировании", а правила разработки - Постановлением Правительства Российской Федерации от 19 ноября 2008 г. N 858 "О порядке разработки и утверждения сводов правил".

Сведения о своде правил

1. Исполнители: ЗАО "Полимергаз" при участии ОАО "Гипрониигаз".

2. Внесен Техническим комитетом по стандартизации ТК 465 "Строительство".

3. Подготовлен к утверждению Департаментом архитектуры, строительства и градостроительной политики.

4. Утвержден Приказом Министерства регионального развития Российской Федерации (Минрегион России) от 27 декабря 2010 г. N 780 и введен в действие с 20 мая 2011 г.

5. Зарегистрирован Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт). Пересмотр СП 62.13330.2010.

Информация об изменениях к настоящему своду правил публикуется в ежегодно издаваемом информационном указателе "Национальные стандарты", а текст изменений и поправок - в ежемесячно издаваемых информационных указателях "Национальные стандарты". В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего свода правил соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячно издаваемом информационном указателе "Национальные стандарты". Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования - на официальном сайте разработчика (Минрегион России) в сети Интернет.

Введение

Настоящий свод правил устанавливает требования к проектированию, строительству, реконструкции, капитальному ремонту, расширению и техническому перевооружению сетей газораспределения, газопотребления и объектов сжиженных углеводородных газов (СУГ), предназначенных для обеспечения природным и сжиженными углеводородными газами потребителей, использующих газ в качестве топлива, а также устанавливает требования к их безопасности и эксплуатационным характеристикам, которые обеспечивают выполнение требований Федерального закона от 30 декабря 2009 г. N 384-ФЗ "Технический регламент о безопасности зданий и сооружений", Федерального закона от 23 ноября 2009 г. N 261-ФЗ "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации" и Постановления Правительства Российской Федерации от 29 октября 2010 г. N 870 "Технический регламент о безопасности сетей газораспределения и газопотребления".

Основными особенностями настоящего свода правил являются:

  • приоритетность требований, направленных на обеспечение надежной и безопасной эксплуатации сетей газораспределения, газопотребления и объектов СУГ;
  • обеспечение требований безопасности, установленных техническими регламентами и нормативными правовыми документами федеральных органов исполнительной власти;
  • защита охраняемых законом прав и интересов потребителей строительной продукции путем регламентирования эксплуатационных характеристик сетей газораспределения, газопотребления и объектов СУГ;
  • расширение возможностей применения современных эффективных технологий, новых материалов, прежде всего полимерных, и оборудования для строительства новых и восстановления изношенных сетей газораспределения, газопотребления и объектов СУГ;
  • обеспечение энергосбережения и повышение энергоэффективности зданий и сооружений;
  • гармонизация с международными (ИСО) и региональными европейскими (ЕН) нормами.

Настоящий свод правил разработан ЗАО "Полимергаз" (руководитель разработки - ген. д-р В.Е. Удовенко, ответств. исполнитель - исполн. д-р Ю.В. Коршунов, исполнитель - канд. техн. наук В.С. Тхай) при участии ОАО "Гипрониигаз" (ген. д-р, проф., канд. техн. наук А.Л. Шурайц, руковод. разработки - зам. ген. д-ра М.С. Недлин, ответств. исполнитель - помощник зам. ген. д-ра Ю.Н. Вольнов, исполнители - Л.П. Суворова, А.С. Струкова, Р.П. Гордеев).

  • 1. Область применения
  • 2. Нормативные ссылки
  • 3. Термины и определения
  • 4. Общие требования к сетям газораспределения, газопотребления и объектам СУГ
  • 5. Наружные газопроводы
  • 6. Пункты редуцирования газа
  • 7. Внутренние газопроводы
  • 8. Резервуарные и баллонные установки сжиженных углеводородных газов
  • 9. Газонаполнительные станции (ГНС), газонаполнительные пункты (ГНП) сжиженных углеводородных газов
  • 10. Контроль за строительством и приемка выполнения работ
  • Приложение А (справочное). Нормативные документы
  • Приложение Б (справочное). Минимальные расстояния от надземных (наземных без обвалования) газопроводов до зданий и сооружений
  • Приложение В (справочное). Минимальные расстояния от подземных (наземных с обвалованием) газопроводов до зданий и сооружений
  • Приложение Г (справочное). Типовые решения ограничения доступа к внутренним газопроводам
  • Приложение Д (справочное). Основные активные меры для безопасной газификации зданий
  • Приложение Е (справочное). Порядок оформления и утверждения контрольных образцов внешнего вида сварных соединений
  • Приложение Ж (справочное). Акт приемки законченного строительством объекта газораспределительной системы
  • Библиография

gazovik-gas.ru

СНиП42-01-2002

СТРОИТЕЛЬНЫЕ НОРМЫИ ПРАВИЛА РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕСИСТЕМЫ

Gas distributionsystems

Датавведения 2003-07-01

ПРЕДИСЛОВИЕ

1 РАЗРАБОТАНЫколлективом ведущих специалистов ОАО"ГипроНИИгаз", ОАО "МосгазНИИпроект",ЗАО "Надежность", ОАО "Росгазификация",ОАО "Запсибгазпром", ОАО "ВНИИСТ",Госгортехнадзора России, ГосстрояРоссии и ряда газораспределительныххозяйств России при координации ЗАО"Полимергаз"

2 ВНЕСЕНЫУправлением стандартизации, техническогонормирования и сертификации ГосстрояРоссии

3 ПРИНЯТЫИ ВВЕДЕНЫ В ДЕЙСТВИЕ с 1 июля 2003 г.постановлением Госстроя России от 23декабря 2002 г.  N 163

4 ВЗАМЕНСНиП 2.04.08-87* и СНиП 3.05.02-88*

ВВЕДЕНИЕ

Настоящие строительныенормы и правила содержат техническиетребования, обязательные при проектированиии строительстве новых и реконструируемыхгазораспределительных систем,предназначенных для обеспеченияприродным и сжиженным углеводороднымигазами потребителей, использующих газв качестве топлива, а также внутреннихгазопроводов, и устанавливают требованияк их безопасности и эксплуатационнымхарактеристикам.

В соответствиис СНиП 10-01 основными особенностяминастоящих норм и правил являются:

приоритетность требований,направленных на обеспечение надежнойи безопасной эксплуатации системгазораспределения;

защита охраняемыхзаконом прав и интересов потребителейстроительной продукции путемрегламентирования эксплуатационныххарактеристик систем газораспределения;

расширение возможностейприменения современных эффективныхтехнологий, новых материалов и оборудованиядля строительства новых и восстановленияизношенных систем газораспределения;

гармонизация сзарубежными нормативными документами.

Конкретные рекомендации,выполнение которых обеспечиваетсоблюдение требований настоящихстроительных норм и правил, приводятсяв сводах правил:

СП 42-101"Общие положения по проектированиюи строительству газораспределительныхсистем из металлических и полиэтиленовыхтруб";

СП 42-102"Проектирование и строительствогазопроводов из металлических труб";

СП 42-103"Проектирование и строительствогазопроводов из полиэтиленовых труб иреконструкция изношенных газопроводов".

СНиП 42-01-2002согласован Госгортехнадзором России,ГУГПС МЧС России и другими заинтересованнымиорганизациями и представлен на утверждениев Госстрой России акционерным обществом"Полимергаз".

В разработкенастоящих строительных норм и правилприняли участие:

Вольнов Ю.Н.,Габелая Р.Д., Гашилов B.M., Голик В.Г., ГусеваН.Б., Зайцев К.И., Кайгородов Г.К., ЛиневВ.П., Маевский М.А., Недлин М.С., ПальчиковС.А., Платонов О.В., Рождественский В.В.,Сафронова И.П., Сессин И.В., Сорокин А.А.,Удовенко В.Е., Царьков В.Н., ЧирчинскаяГ.П., Шишов Н.А., Шурайц А.Л.

 1 ОБЛАСТЬПРИМЕНЕНИЯ

Настоящие нормыи правила распространяются на новые иреконструируемые газораспределительныесистемы, предназначенные для обеспеченияприродным и сжиженным углеводороднымигазами потребителей, использующих газв качестве топлива, а также внутренниегазопроводы, и устанавливают требованияк их безопасности и эксплуатационнымхарактеристикам.

2 НОРМАТИВНЫЕССЫЛКИ

В настоящихнормах и правилах использованы ссылкина нормативные документы, переченькоторых приведен в приложении А.

3 ТЕРМИНЫ ИОПРЕДЕЛЕНИЯ

В настоящемнормативном документе применяютследующие термины и их определения.

Газораспределительная система- имущественный производственныйкомплекс, состоящий из технологически,организационно и экономическивзаимосвязанных объектов, предназначенныхдля транспортировки и подачи газанепосредственно его потребителям.

Газораспределительная сеть- система наружных газопроводов отисточника до ввода газа потребителям,а также сооружения и техническиеустройства на них.

Источник газораспределения- элемент системы газоснабжения (например,газораспределительная станция - ГРС),служащий для подачи газа вгазораспределительную сеть.

Наружный газопровод- подземный, наземный и (или) надземныйгазопровод, проложенный вне зданий донаружной конструкции здания.

Внутренний газопровод- газопровод, проложенный от наружнойконструкции здания до места подключениярасположенного внутри зданийгазоиспользующего оборудования.

Газоиспользующее оборудование- оборудование, использующее газ вкачестве топлива.

Газовое оборудование- технические изделия полной заводскойготовности (компенсаторы, конденсатосборники,арматура трубопроводная запорная ит.д.), используемые в качестве составныхэлементов газопроводов.

Охранная зонагазопровода - территория с особымиусловиями использования, устанавливаемаявдоль трасс газопроводов и вокруг другихобъектов газораспределительной сетив целях обеспечения нормальных условийее эксплуатации и исключения возможностиее повреждения.

4 ОБЩИЕТРЕБОВАНИЯ К ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫМСИСТЕМАМ

4.1 Проектированиеи строительство новых, реконструкциюи развитие действующих газораспределительныхсистем осуществляют в соответствии сосхемами газоснабжения, разработаннымив составе федеральной, межрегиональныхи региональных программ газификациисубъектов Российской Федерации в целяхобеспечения предусматриваемого этимипрограммами уровня газификациижилищно-коммунального хозяйства,промышленных и иных организаций.

4.2 Газораспределительнаясистема должна обеспечивать подачугаза потребителям в необходимом объемеи требуемых параметров.

Для неотключаемыхпотребителей газа, перечень которыхутверждается в установленном порядке,имеющих преимущественное правопользования газом в качестве топливаи поставки газа которым не подлежатограничению или прекращению, должнабыть обеспечена бесперебойная подачагаза путем закольцевания газопроводовили другими способами.

Внутренние диаметрыгазопроводов должны определятьсярасчетом из условия обеспечениягазоснабжения всех потребителей в часымаксимального потребления газа.

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

4.3 Порабочему давлению транспортируемогогаза газопроводы подразделяются нагазопроводы высокого давления I и IIкатегорий, среднего давления и низкогодавления в соответствии с таблицей 1.

Таблица1

Классификация газопроводов по давлению

Вид транспортируемого газа

Рабочее давление в газопроводе, МПа

Высокого

I категории

Природный

Св. 0,6 до 1,2 включительно

СУГ

Св. 0,6 до 1,6 включительно

II категории

Природный и СУГ

Св. 0,3 до 0,6 включительно

Среднего

То же

Св. 0,005 до 0,3 включительно

Низкого

     "

До 0,005 включительно

4.4 Давлениегаза во внутренних газопроводах и передгазоиспользующими установками должносоответствовать давлению, необходимомудля устойчивой работы этих установок,указанному в технических паспортахзаводов-изготовителей, но не должнопревышать значений, приведенных втаблице 2.

Таблица2

Потребители газа

Давление газа, МПа

1. Производственные здания, в которых величина давления газа обусловлена требованиями производства

2. Производственные здания прочие

3. Бытовые здания промышленных предприятий отдельно стоящие, пристроенные к производственным зданиям и встроенные в эти здания

4. Административные здания

5. Котельные:

отдельно стоящие на территории производственных предприятий

то же, на территории поселений

пристроенные, встроенные и крышные производственных зданий

пристроенные, встроенные и крышные общественных, административных и бытовых зданий

пристроенные, встроенные и крышные жилых зданий

6. Общественные здания (кроме зданий, в которых установка газового оборудования требованиями СНиП 2.08.02 не допускается) и складские

7. Жилые здания

4.5 Газораспределительныесети, резервуарные и баллонные установки,газонаполнительные станции и другиеобъекты СУГ должны быть запроектированыи построены так, чтобы при восприятиинагрузок и воздействий, действующих наних в течение предполагаемого срокаслужбы, который может устанавливатьсязаданием на проектирование, былиобеспечены необходимые по условиямбезопасности их прочность, устойчивостьи герметичность. Не допускаютсятемпературные и другие деформациигазопроводов (в том числе от перемещенийгрунта), которые могут привести кнарушениям их целостности и герметичности.

Выбор способапрокладки и материала труб для газопроводана выходе из ГРС следует предусматриватьс учетом пучинистости грунта и другихгидрогеологических условий, а также сучетом температуры газа, подаваемогоиз ГРС.

4.6 Расчетгазопроводов на прочность долженвключать определение толщины стеноктруб и соединительных деталей и напряженийв них. При этом для подземных и наземныхстальных газопроводов следует применятьтрубы и соединительные детали с толщинойстенки не менее 3 мм, для надземных ивнутренних газопроводов - не менее 2 мм.

Характеристики предельныхсостояний, коэффициенты надежности поответственности, нормативные и расчетныезначения нагрузок и воздействий и ихсочетания, а также нормативные и расчетныезначения характеристик материаловследует принимать в расчетах с учетомтребований ГОСТ 27751 и СНиП 2.01.07.

4.7 Пристроительстве в районах со сложнымигеологическими условиями и сейсмическимивоздействиями должны учитыватьсяспециальные требования СНиП II-7, СНиП2.01.15, СНиП 2.01.09 и предусматриватьсямероприятия, обеспечивающие прочность,устойчивость и герметичность газопроводов.

4.8 Стальныегазопроводы должны быть защищены откоррозии.

Подземные иназемные с обвалованием стальныегазопроводы, резервуары СУГ, стальныевставки полиэтиленовых газопроводови стальные футляры на газопроводах(далее - газопроводы) следует защищатьот почвенной коррозии и коррозииблуждающими токами в соответствии стребованиями ГОСТ 9.602*.

________________

* Натерритории Российской Федерациидействует ГОСТ 9.602-2005. Здесь и далее потексту. - Примечание изготовителя базыданных.

Стальные футлярыгазопроводов под автомобильнымидорогами, железнодорожными и трамвайнымипутями при бестраншейной прокладке(прокол, продавливание и другие технологии,разрешенные к применению) должны быть,как правило, защищены средствамиэлектрохимической защиты (ЭХЗ), припрокладке открытым способом - изоляционнымипокрытиями и ЭХЗ.

Надземные ивнутренние стальные газопроводы следуетзащищать от атмосферной коррозии всоответствии с требованиями СНиП2.03.11.

4.9 Газораспределительныесистемы поселений с населением более100 тыс.чел. должны быть оснащеныавтоматизированными системамидистанционного управления технологическимпроцессом распределения газа икоммерческого учета потребления газа(АСУ ТП РГ). Для поселений с населениемменее 100 тыс.чел.  решение об оснащениигазораспределительных систем АСУ ТПРГ принимается эксплуатирующимиорганизациями или заказчиком.

4.10. Длястроительства газораспределительныхсистем должны применяться материалы,изделия, газоиспользующее и газовоеоборудование по действующим стандартами другим нормативным документам на ихпоставку, сроки службы, характеристики,свойства и назначение (области применения)которых, установленные этими документами,соответствуют условиям их эксплуатации.

Пригодность дляприменения в строительстве системгазораспределения новых материалов,изделий, газоиспользующего и газовогооборудования, в том числе зарубежногопроизводства, при отсутствии нормативныхдокументов на них должна быть подтвержденав установленном порядке техническимсвидетельством Госстроя России.

4.11 Дляподземных газопроводов следует применятьполиэтиленовые и стальные трубы. Дляназемных и надземных газопроводовследует применять стальные трубы. Длявнутренних газопроводов низкого давленияразрешается применять стальные и медныетрубы.

Стальные бесшовные,сварные (прямошовные и спиральношовные)трубы и соединительные детали длягазораспределительных систем должныбыть изготовлены из стали, содержащейне более 0,25% углерода, 0,056% серы и 0,046%фосфора.

Выбор материалатруб, трубопроводной запорной арматуры,соединительных деталей, сварочныхматериалов, крепежных элементов и другихследует производить с учетом давлениягаза, диаметра и толщины стенкигазопровода, расчетной температурынаружного воздуха в районе строительстваи температуры стенки трубы приэксплуатации, грунтовых и природныхусловий, наличия вибрационных нагрузок.

4.12 Величинаударной вязкости металла труб исоединительных деталей с толщинойстенки 5 мм и более должна быть не ниже30 Дж/смдлягазопроводов, прокладываемых в районахс расчетной температурой ниже минус 40°С, а также (независимо от районастроительства) для газопроводов:

давлением свыше0,6 МПа, диаметром свыше 620 мм;

подземных, прокладываемыхв районах сейсмичностью свыше 6 баллов;

испытывающих вибрационныенагрузки;

подземных, прокладываемыхв особых грунтовых условиях (кромеслабопучинистых, слабонабухающих,просадочных I типа);

на переходахчерез естественные преграды и в местахпересечений с железными дорогами общейсети и автодорогами I-III категорий.

При этомвеличина ударной вязкости основногометалла труб и соединительных деталейдолжна определяться при минимальнойтемпературе эксплуатации.

4.13 Сварныесоединения труб в газопроводах по своимфизико-механическим свойствам игерметичности должны соответствоватьосновному материалу свариваемых труб.Типы, конструктивные элементы и размерысварных соединений должны соответствоватьдействующим стандартам. Для стальныхподземных газопроводов должны применятьсястыковые и угловые соединения, дляполиэтиленовых - соединения встыкнагретым инструментом или при помощидеталей с закладными электронагревателями(ЗН). Швы не должны иметь трещин, прожогов,незаваренных кратеров, а также недопустимыхв соответствии с требованиями нормативныхдокументов или проекта смещений кромок,непровара, включений, пор, несоосноститруб и других дефектов, снижающихмеханические свойства сварных соединений.

У каждогосварного соединения наружных газопроводовдолжно быть нанесено обозначение (номер,клеймо) сварщика, выполнившего этосоединение.

Размещение сварныхсоединений в стенах, перекрытиях и вдругих конструкциях зданий и сооруженийне допускается.

4.14 Герметичностьтрубопроводной запорной и регулирующейарматуры (затворов кранов и задвижек)с условным проходом до 80 мм, устанавливаемойна газопроводах с природным газом,должна быть не ниже класса В, свыше 80 мм- не ниже класса С, а герметичностьарматуры, устанавливаемой на газопроводахжидкой фазы СУГ, должна быть не нижекласса А по ГОСТ 9544.

4.15 Строительствои реконструкцию газораспределительныхсистем следует осуществлять в соответствиис проектом, утвержденным в установленномпорядке, а также с учетом СНиП 3.01.01.

При проектированиии строительстве газораспределительныхсистем следует предусматриватьмероприятия по охране окружающей средыв соответствии с действующимзаконодательством.

Границы охранныхзон газораспределительных сетей иусловия использования земельныхучастков, расположенных в их пределах,должны соответствовать Правилам охраныгазораспределительных сетей, утвержденнымПравительством Российской Федерации.

4.16 Работоспособностьи безопасность эксплуатациигазораспределительных систем должныподдерживаться и сохраняться путемпроведения технического обслуживанияи ремонта в соответствии с эксплуатационнойдокументацией, техническими регламентами,Правилами безопасности в газовомхозяйстве, утвержденными ГосгортехнадзоромРоссии, и другими документами.

5 НАРУЖНЫЕГАЗОПРОВОДЫ

5.1 ОБЩИЕПОЛОЖЕНИЯ

5.1.1 Размещениенаружных газопроводов по отношению кзданиям, сооружениям и параллельнымсоседним инженерным сетям следуетпроизводить в соответствии с требованиямиСНиП 2.07.01, а на территории промышленныхпредприятий - СНиП II-89.

При прокладкеподземных газопроводов давлением до0,6 МПа в стесненных условиях (когдарасстояния, регламентированныенормативными документами, выполнитьне представляется возможным), на отдельныхучастках трассы, между зданиями и подарками зданий, а также газопроводовдавлением свыше 0,6 МПа при сближении ихс отдельно стоящими подсобными строениями(зданиями без постоянного присутствиялюдей) разрешается сокращать до 50%расстояния, указанные в СНиП 2.07.01 и СНиПII-89. При этом на участках сближения и нарасстоянии не менее 5 м в каждую сторонуот этих участков следует применять:

бесшовные илиэлектросварные стальные трубы, проложенныев защитном футляре, при 100%-ном контролефизическими методами заводских сварныхсоединений;

полиэтиленовые трубы,проложенные в защитном футляре, безсварных соединений или соединенныедеталями с закладными нагревателями(ЗН), или соединенные сваркой встык при100%-ном контроле стыков физическимиметодами.

При прокладкегазопроводов на расстояниях, соответствующихСНиП 2.07.01, но менее 50 м от железных дорогобщего пользования на участке сближенияи по 5 м в каждую сторону глубина заложениядолжна быть не менее 2,0 м. Стыковыесварные соединения должны пройти100%-ный контроль физическими методами.

При этомтолщина стенки стальных труб должнабыть на 2-3 мм больше расчетной, аполиэтиленовые трубы должны иметькоэффициент запаса прочности не менее2,8.

5.1.2 Прокладкугазопроводов следует предусматриватьподземной и наземной.

В обоснованныхслучаях допускается надземная прокладкагазопроводов по стенам зданий внутрижилых дворов и кварталов, а также наотдельных участках трассы, в том числена участках переходов через искусственныеи естественные преграды при пересеченииподземных коммуникаций.

Надземные иназемные газопроводы с обвалованиеммогут прокладываться в скальных,многолетнемерзлых грунтах, на заболоченныхучастках и при других сложных грунтовыхусловиях. Материал и габариты обвалованияследует принимать исходя из теплотехническогорасчета, а также обеспечения устойчивостигазопровода и обвалования.

5.1.3 Прокладкагазопроводов в тоннелях, коллекторахи каналах не допускается. Исключениесоставляет прокладка стальных газопроводовдавлением до 0,6 МПа в соответствии стребованиями СНиП II-89 на территориипромышленных предприятий, а также вканалах в многолетнемерзлых грунтахпод автомобильными и железными дорогами.

5.1.4 Соединениятруб следует предусматривать неразъемными.Разъемными могут быть соединениястальных труб с полиэтиленовыми и вместах установки арматуры, оборудованияи контрольно-измерительных приборов(КИП). Разъемные соединения полиэтиленовыхтруб со стальными в грунте могутпредусматриваться только при условииустройства футляра с контрольнойтрубкой.

5.1.5 Газопроводыв местах входа и выхода из земли, а такжевводы газопроводов в здания следуетзаключать в футляр. Пространство междустеной и футляром следует заделыватьна всю толщину пересекаемой конструкции.Концы футляра следует уплотнятьэластичным материалом.

5.1.6 Вводыгазопроводов в здания следуетпредусматривать непосредственно впомещение, где установлено газоиспользующееоборудование, или в смежное с нимпомещение, соединенное открытым проемом.

Не допускаютсявводы газопроводов в помещения подвальныхи цокольных этажей зданий, кроме вводовгазопроводов природного газа водноквартирные и блокированные дома.

5.1.7 Отключающиеустройства на газопроводах следуетпредусматривать:

перед отдельностоящими или блокированными зданиями;

для отключениястояков жилых зданий выше пяти этажей;

перед наружнымгазоиспользующим оборудованием;

перед газорегуляторнымипунктами, за исключением ГРП предприятий,на ответвлении газопровода к которымимеется отключающее устройство нарасстоянии менее 100 м от ГРП;

на выходеиз газорегуляторных пунктов, закольцованныхгазопроводами;

на ответвленияхот газопроводов к поселениям, отдельныммикрорайонам, кварталам, группам жилыхдомов, а при числе квартир более 400 и котдельному дому, а также на ответвленияхк производственным потребителям икотельным;

при пересеченииводных преград двумя нитками и более,а также одной ниткой при ширине воднойпреграды при меженном горизонте 75 м иболее;

при пересечениижелезных дорог общей сети и автомобильныхдорог I-II категорий, если отключающееустройство, обеспечивающее прекращениеподачи газа на участке перехода,расположено на расстоянии от дорогболее 1000 м.

5.1.8 Отключающиеустройства на надземных газопроводах,проложенных по стенам зданий и на опорах,следует размещать на расстоянии (врадиусе) от дверных и открывающихсяоконных проемов не менее:

для газопроводовнизкого давления - 0,5 м;

для газопроводовсреднего давления - 1 м;

для газопроводоввысокого давления II категории - 3 м;

для газопроводоввысокого давления I категории - 5 м.

На участкахтранзитной прокладки газопроводов постенам зданий установка отключающихустройств не допускается.

 5.2ПОДЗЕМНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ

5.2.1 Прокладкугазопроводов следует осуществлять наглубине не менее 0,8 м до верха газопроводаили футляра. В местах, где не предусматриваетсядвижение транспорта и сельскохозяйственныхмашин, глубина прокладки стальныхгазопроводов может быть не менее 0,6 м.

5.2.2 Расстояниепо вертикали (в свету) между газопроводом(футляром) и подземными инженернымикоммуникациями и сооружениями в местахих пересечений следует принимать сучетом требований соответствующихнормативных документов, но не менее 0,2м.

5.2.3 Вместах пересечения газопроводов сподземными коммуникационными коллекторамии каналами различного назначения, атакже в местах прохода газопроводовчерез стенки газовых колодцев газопроводследует прокладывать в футляре.

Концы футлярадолжны выводиться на расстояние неменее 2 м в обе стороны от наружных стенокпересекаемых сооружений и коммуникаций,при пересечении стенок газовых колодцев- на расстояние не менее 2 см. Концыфутляра должны быть заделаныгидроизоляционным материалом.

На одномконце футляра в верхней точке уклона(за исключением мест пересечения стенокколодцев) следует предусматриватьконтрольную трубку, выходящую подзащитное устройство.

В межтрубномпространстве футляра и газопроводаразрешается прокладка эксплуатационногокабеля (связи, телемеханики и электрозащиты)напряжением до 60 В, предназначенногодля обслуживания газораспределительныхсистем.

5.2.4 Полиэтиленовыетрубы, применяемые для строительствагазопроводов, должны иметь коэффициентзапаса прочности по ГОСТ Р 50838 не менее2,5.

Не допускаетсяпрокладка газопроводов из полиэтиленовыхтруб:

на территориипоселений при давлении свыше 0,3 МПа;

вне территориипоселений при давлении свыше 0,6 МПа;

для транспортированиягазов, содержащих ароматические ихлорированные углеводороды, а такжежидкой фазы СУГ;

при температурестенки газопровода в условиях эксплуатацииниже минус 15 °С.

При применениитруб с коэффициентом запаса прочностине менее 2,8 разрешается прокладкаполиэтиленовых газопроводов давлениемсвыше 0,3 до 0,6 МПа на территориях поселенийс преимущественно одно-двухэтажной икоттеджной жилой застройкой. На территориималых сельских поселений разрешаетсяпрокладка полиэтиленовых газопроводовдавлением до 0,6 МПа с коэффициентомзапаса прочности не менее 2,5. При этомглубина прокладки должна быть не менее0,8 м до верха трубы.

5.3 НАДЗЕМНЫЕГАЗОПРОВОДЫ

5.3.1 Надземныегазопроводы в зависимости от давленияследует прокладывать на опорах изнегорючих материалов или по конструкциямзданий и сооружений в соответствии стаблицей 3.

Таблица3

Размещение надземных газопроводов

Давление газа

в газопроводе, МПа,

не более

1. На отдельно стоящих опорах, колоннах, эстакадах и этажерках

1,2 (для природного газа); 1,6 (для СУГ)

2. Котельные, производственные здания с помещениями категорий В, Г и Д и здания ГНС (ГНП), общественные и бытовые здания производственного назначения, а также встроенные, пристроенные и крышные котельные к ним:

а) по стенам и кровлям зданий

I и II степеней огнестойкости класса пожарной опасности С0 (по СНиП 21-01)

1,2*

II степени огнестойкости класса С1 и III степени огнестойкости класса С0

0,6*

б) по стенам зданий

III степени огнестойкости класса С1, IV степени огнестойкости класса С0

0,3*

IV степени огнестойкости классов С1 и С2

3. Жилые, административные, общественные и бытовые здания, а также встроенные, пристроенные и крышные котельные к ним

по стенам зданий всех степеней огнестойкости

в случаях размещения ШРП на наружных стенах зданий (только до ШРП)

* Давление газа в газопроводе, прокладываемом по конструкциям зданий, не должно превышать величин, указанных в таблице 2 для соответствующих потребителей.

5.3.2 Транзитнаяпрокладка газопроводов всех давленийпо стенам и над кровлями зданий детскихучреждений, больниц, школ, санаториев,общественных, административных и бытовыхзданий с массовым пребыванием людей недопускается.

Запрещается прокладкагазопроводов всех давлений по стенам,над и под помещениями категорий А и Б,определяемыми нормами противопожарнойбезопасности , за исключением зданийГРП.

       Вобоснованных случаях разрешаетсятранзитная прокладка газопроводов невыше среднего давления диаметром до100 мм по стенам одного жилого здания нениже III степени огнестойкости классаС0 и на расстоянии до кровли не менее0,2 м.

5.3.3 Газопроводывысокого давления следует прокладыватьпо глухим стенам и участкам стен или неменее чем на 0,5 м над оконными и двернымипроемами верхних этажей производственныхзданий и сблокированных с нимиадминистративных и бытовых зданий.Расстояние от газопровода до кровлиздания должно быть не менее 0,2 м.

Газопроводы низкогои среднего давления могут прокладыватьсятакже вдоль переплетов или импостовнеоткрывающихся окон и пересекатьоконные проемы производственных зданийи котельных, заполненные стеклоблоками.

5.3.4 Высотупрокладки надземных газопроводовследует принимать в соответствии стребованиями СНиП II-89.

5.3.5 Попешеходным и автомобильным мостам,построенным из негорючих материалов,разрешается прокладка газопроводовдавлением до 0,6 МПа из бесшовных илиэлектросварных труб, прошедших 100%-ныйконтроль заводских сварных соединенийфизическими методами. Прокладкагазопроводов по пешеходным и автомобильныммостам, построенным из горючих материалов,не допускается.

5.4 ПЕРЕСЕЧЕНИЯГАЗОПРОВОДАМИ ВОДНЫХ ПРЕГРАД И ОВРАГОВ

5.4.1 Подводныеи надводные газопроводы в местахпересечения ими водных преград следуетразмещать на расстоянии от мостов погоризонтали в соответствии с таблицей4.

Таблица4

Водные преграды

Тип моста

Расстояние по горизонтали между газопроводом и мостом, не менее, м, при прокладке газопровода

выше моста

ниже моста

от надводного газопровода диаметром, мм

от подводного газопровода диаметром, мм

от надводного газопровода

от подводного газопровода

300 и менее

свыше 300

300 и менее

свыше 300

всех диаметров

Судоходные замерзающие

Всех типов

Судоходные незамерзающие

То же

Несудоходные замерзающие

Многопролетные

Несудоходные незамерзающие

"

Несудоходные для газопроводов давления:

Одно- и двухпролетные

низкого

среднего и высокого

     Примечание - Расстояния указаны от выступающих конструкций моста.

5.4.2 Газопроводына подводных переходах следуетпрокладывать с заглублением в днопересекаемых водных преград. Принеобходимости, по результатам расчетовна всплытие необходимо произвестибалластировку трубопровода. Отметкаверха газопровода (балласта, футеровки)должна быть не менее чем на 0,5 м, а напереходах через судоходные и сплавныереки - на 1,0 м ниже прогнозируемогопрофиля дна на срок 25 лет. При производстверабот методом наклонно-направленногобурения - не менее чем на 2,0 м нижепрогнозируемого профиля дна.

5.4.3 Наподводных переходах следует применять:

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

полиэтиленовые трубы,имеющие стандартное размерное отношениенаружного диаметра трубы к толщинестенки (SDR) не более 11 (по ГОСТ Р 50838) скоэффициентом запаса прочности не менее2,5 для переходов шириной до 25 м (приуровне максимального подъема воды) ине менее 2,8 в остальных случаях.

При прокладкегазопровода давлением до 0,6 МПа методомнаклонно-направленного бурения во всехслучаях могут применяться полиэтиленовыетрубы с коэффициентом запаса прочностине менее 2,5.

5.4.4 Высотупрокладки надводного перехода газопроводаот расчетного уровня подъема воды илиледохода по СНиП 2.01.14* (горизонт высокихвод - ГВВ или ледохода - ГВЛ) до низа трубыили пролетного строения следуетпринимать:

при пересеченииоврагов и балок - не ниже  0,5 м над ГВВ5%-ной обеспеченности;

при пересечениинесудоходных и несплавных рек - не менее0,2 м над ГВВ и ГВЛ 2%-ной обеспеченности,а при наличии на реках корчехода - с егоучетом, но не менее 1 м над ГВВ 1%-нойобеспеченности;

при пересечениисудоходных и сплавных рек - не менеезначений, установленных нормамипроектирования для мостовых переходовна судоходных реках.

Запорную арматуруследует размещать на расстоянии неменее 10 м от границ перехода. За границуперехода принимают места пересечениягазопроводом горизонта высоких вод с10%-ной обеспеченностью.

5.5 ПЕРЕСЕЧЕНИЯГАЗОПРОВОДАМИ ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНЫХ

И ТРАМВАЙНЫХПУТЕЙ И АВТОМОБИЛЬНЫХ ДОРОГ

5.5.1 Расстоянияпо горизонтали от мест пересеченияподземными газопроводами трамвайныхи железнодорожных путей и автомобильныхдорог должны быть, не менее:

до мостови тоннелей на железных дорогах общегопользования, трамвайных путях,автомобильных дорогах I-III категорий, атакже до пешеходных мостов, тоннелейчерез них - 30 м, а для железных дорогнеобщего пользования, автомобильныхдорог IV-V категорий и труб - 15 м;

до зоныстрелочного перевода (начала остряков,хвоста крестовин, мест присоединенияк рельсам отсасывающих кабелей и другихпересечений пути) - 4 м для трамвайныхпутей и 20 м для железных дорог;

до опорконтактной сети - 3 м.

Разрешается сокращениеуказанных расстояний по согласованиюс организациями, в ведении которыхнаходятся пересекаемые сооружения.

5.5.2 Подземныегазопроводы всех давлений в местахпересечений с железнодорожными итрамвайными путями, автомобильнымидорогами I-IV категорий, а такжемагистральными улицами общегородскогозначения следует прокладывать в футлярах.В других случаях вопрос о необходимостиустройства футляров решается проектнойорганизацией.

Футляры должныудовлетворять условиям прочности идолговечности. На одном конце футляраследует предусматривать контрольнуютрубку, выходящую под защитное устройство.

5.5.3 Концыфутляров при пересечении газопроводовжелезных дорог общего пользованияследует выводить на расстояния от нихне менее установленных СНиП 32-01. Припрокладке межпоселковых газопроводовв стесненных условиях и газопроводовна территории поселений разрешаетсясокращение этого расстояния до 10 м приусловии установки на одном конце футляравытяжной свечи с устройством для отборапроб, выведенной на расстояние не менее50 м от края земляного полотна (осикрайнего рельса на нулевых отметках).

В другихслучаях концы футляров должны располагатьсяна расстоянии:

не менее2 м от крайнего рельса трамвайного путии железных дорог колеи 750 мм, а также открая проезжей части улиц;

не менее3 м от края водоотводного сооружениядорог (кювета, канавы, резерва) и открайнего рельса железных дорог необщегопользования, но не менее 2 м от подошвынасыпей.

5.5.4 Припересечении газопроводами железнодорожныхлиний общего пользования колеи 1520 ммглубина укладки газопровода должнасоответствовать СНиП 32-01.

В остальныхслучаях глубина укладки газопроводаот подошвы рельса или верха покрытиядороги, а при наличии насыпи - от ееподошвы до верха футляра должна отвечатьтребованиям безопасности, но быть неменее:

при производстверабот открытым способом - 1,0 м;

при производстверабот методом продавливания илинаклонно-направленного бурения и щитовойпроходки - 1,5 м;

при производстверабот методом прокола - 2,5 м.

5.5.5 Толщинастенок труб стального газопровода припересечении им железных дорог общегопользования должна быть на 2-3 мм большерасчетной, но не менее 5 мм на расстоянияхпо 50 м в каждую сторону от края земляногополотна (оси крайнего рельса на нулевыхотметках).

Для полиэтиленовыхгазопроводов на этих участках и напересечениях автомобильных дорог I-Illкатегорий должны применяться полиэтиленовыетрубы не более SDR 11 с коэффициентомзапаса прочности не менее 2,8.

5.6 ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕТРЕБОВАНИЯ К ГАЗОПРОВОДАМ

 В ОСОБЫХ ПРИРОДНЫХИ КЛИМАТИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ

5.6.1 Газоснабжениегородов с населением более 1 млн чел.при сейсмичности местности более 6баллов, а также городов с населениемболее 100 тыс.чел. при сейсмичностиместности более 7 баллов должнопредусматриваться от двух источниковили более - магистральных ГРС с размещениемих с противоположных сторон города. Приэтом газопроводы высокого и среднегодавления должны проектироватьсязакольцованными с разделением их насекции отключающими устройствами.

5.6.2 Переходыгазопроводов через реки, овраги ижелезнодорожные пути в выемках,прокладываемые в районах с сейсмичностьюболее 7 баллов, должны предусматриватьсянадземными. Конструкции опор должныобеспечивать возможность перемещенийгазопроводов, возникающих во времяземлетрясения.

5.6.3 Пристроительстве подземных газопроводовв сейсмических районах, на подрабатываемыхи закарстованных территориях, в местахпересечения с другими подземнымикоммуникациями, на углах поворотовгазопроводов с радиусом изгиба менее5 диаметров, в местах разветвления сети,перехода подземной прокладки нанадземную, расположения неразъемныхсоединений "полиэтилен-сталь", атакже в пределах поселений на линейныхучастках через 50 м должны устанавливатьсяконтрольные трубки.

5.6.4 Глубинапрокладки газопроводов в грунтахнеодинаковой степени пучинистости, атакже в насыпных грунтах должнаприниматься до верха трубы - не менее0,9 нормативной глубины промерзания, ноне менее 1,0 м.

При равномернойпучинистости грунтов глубина прокладкигазопровода до верха трубы должна быть:

не менее0,7 нормативной глубины промерзания, ноне менее 0,9 м для среднепучинистыхгрунтов;

не менее0,8 нормативной глубины промерзания, ноне менее 1,0 м для сильно и чрезмернопучинистых грунтов.

5.6.5 Длярезервуарных установок СУГ с подземнымирезервуарами в пучинистых (кромеслабопучинистых), средне и сильнонабухающих грунтах должна предусматриватьсянадземная прокладка соединяющихрезервуары газопроводов жидкой и паровойфаз.

5.6.6 Присейсмичности местности более 7 баллов,на подрабатываемых и закарстованныхтерриториях, в районах многолетнемерзлыхгрунтов для полиэтиленовых газопроводовдолжны применяться трубы с коэффициентомзапаса прочности не менее 2,8. Сварныестыковые соединения должны проходить100%-ный контроль физическими методами.

5.7 ВОССТАНОВЛЕНИЕИЗНОШЕННЫХ ПОДЗЕМНЫХ СТАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

5.7.1 Длявосстановления (реконструкции) изношенныхподземных стальных газопроводов вне ина территории городских и сельскихпоселений следует применять:

при давлениидо 0,3 МПа включительно протяжку вгазопроводе полиэтиленовых труб скоэффициентом запаса прочности не менее2,5 без сварных соединений или соединенныхс помощью деталей с ЗН, или соединенныхсваркой встык с использованием сварочнойтехники высокой степени автоматизации;

при давленииот 0,3 до 0,6 МПа включительно протяжку вгазопроводе полиэтиленовых труб безсварных соединений или соединенных спомощью деталей с ЗН или сваркой встыкс использованием сварочной техникивысокой степени автоматизации скоэффициентом запаса прочности длягазопроводов на территории поселенийне менее 2,8, и вне поселений - не менее2,5. Пространство между полиэтиленовойтрубой и стальным изношенным газопроводом(каркасом) по всей длине должно бытьзаполнено уплотняющим (герметизирующим)материалом (цементно-песчаным раствором,пенным материалом);

при давлениидо 1,2 МПа облицовку (по технологии"Феникс") очищенной внутреннейповерхности газопроводов синтетическимтканевым шлангом на специальномдвухкомпонентном клее, при условииподтверждения в установленном порядкеих пригодности для этих целей на указанноедавление или в соответствии со стандартами(техническими условиями), областьприменения которых распространяетсяна данное давление.

5.7.2 Восстановлениеизношенных стальных газопроводовпроизводят без изменения давления, сповышением или понижением давления посравнению с действующим газопроводом.

При этомдопускается сохранять:

пересечения восстанавливаемыхучастков с подземными коммуникациямибез установки дополнительных футляров;

глубину заложениявосстанавливаемых газопроводов;

расстояния отвосстанавливаемого газопровода дозданий, сооружений и инженерныхкоммуникаций по его фактическомуразмещению, если не изменяется давлениевосстановленного газопровода или приповышении давления восстановленногогазопровода до 0,3 МПа.

Восстановление изношенныхстальных газопроводов с повышениемдавления до высокого допускается, еслирасстояния до зданий, сооружений иинженерных коммуникаций соответствуюттребованиям, предъявляемым к газопроводувысокого давления.

5.7.3 Соотношениеразмеров полиэтиленовых и стальныхтруб при реконструкции методом протяжкидолжно выбираться исходя из возможностисвободного прохождения полиэтиленовыхтруб и деталей внутри стальных иобеспечения целостности полиэтиленовыхтруб. Концы реконструированных участковмежду полиэтиленовой и стальной трубамидолжны быть уплотнены.

6 ГАЗОРЕГУЛЯТОРНЫЕПУНКТЫ И УСТАНОВКИ

6.1 ОБЩИЕПОЛОЖЕНИЯ

Для сниженияи регулирования давления газа вгазораспределительной сети предусматриваютгазорегуляторные пункты (ГРП) и установки(ГРУ).

Могут применятьсяблочные газорегуляторные пунктызаводского изготовления в зданияхконтейнерного типа (ГРПБ) и шкафные(ШРП).

6.2 ТРЕБОВАНИЯК ГРП И ГРПБ

6.2.1 ГРПследует размещать:

отдельно стоящими;

пристроенными кгазифицируемым производственнымзданиям, котельным и общественнымзданиям с помещениями производственногохарактера;

встроенными водноэтажные газифицируемые производственныездания и котельные (кроме помещений,расположенных в подвальных и цокольныхэтажах);

на покрытияхгазифицируемых производственных зданийI и II степеней огнестойкости класса С0с негорючим утеплителем;

вне зданийна открытых огражденных площадках поднавесом на территории промышленныхпредприятий.

ГРПБ следуетразмещать отдельно стоящими.

6.2.2 Отдельностоящие газорегуляторные пункты впоселениях должны располагаться нарасстояниях от зданий и сооружений неменее указанных в таблице 5, а на территориипромышленных предприятий и другихпредприятий производственного назначения- согласно требованиям СНиП II-89.

Таблица 5

Давление газа на вводе в ГРП, ГРПБ, ШРП, МПа

Расстояния в свету от отдельно стоящих ГРП, ГРПБ и отдельно стоящих ШРП по горизонтали, м, до

зданий

и сооружений

железнодорожных и трамвайных путей (до ближайшего рельса)

автомобильных дорог

(до обочины)

воздушных линий электропередачи

До 0,6

Не менее 1,5 высоты опоры

Св. 0,6 до 1,2

Примечания

1 Расстояние следует принимать от наружных стен зданий ГРП, ГРПБ или ШРП, а при расположении оборудования на открытой площадке - от ограждения.

2 Требования таблицы распространяются также на узлы учета расхода газа, располагаемые в отдельно стоящих зданиях или в шкафах на отдельно стоящих опорах.

3 Расстояние от отдельно стоящего ШРП при давлении газа на вводе до 0,3 МПа до зданий и сооружений не нормируется.

В стесненныхусловиях разрешается уменьшение на 30%расстояний от зданий и сооружений догазорегуляторных пунктов пропускнойспособностью до 10000 м/ч.

6.2.3 Отдельностоящие здания ГРП и ГРПБ должны бытьодноэтажными, бесподвальными, ссовмещенной кровлей и быть не ниже IIстепени огнестойкости и класса С0 попожарной опасности по СНиП 21-01. Разрешаетсяразмещение ГРПБ в зданиях контейнерноготипа (металлический каркас с несгораемымутеплителем).

6.2.4 ГРПмогут пристраиваться к зданиям не нижеII степени огнестойкости класса С0 спомещениями категорий Г и Д по нормампротивопожарной безопасности . ГРП свходным давлением газа свыше 0,6 МПамогут пристраиваться к указаннымзданиям, если использование газа такогодавления необходимо по условиямтехнологии.

Пристройки должныпримыкать к зданиям со стороны глухойпротивопожарной стены, газонепроницаемойв пределах примыкания ГРП. При этомдолжна быть обеспечена газонепроницаемостьшвов примыкания.

Расстояние отстен и покрытия пристроенных ГРП доближайшего проема в стене должно бытьне менее 3 м.

6.2.5 ВстроенныеГРП разрешается устраивать при входномдавлении газа не более 0,6 МПа в зданияхне ниже II степени огнестойкости классаС0 с помещениями категорий Г и Д. Помещениевстроенного ГРП должно иметь противопожарныегазонепроницаемые ограждающие конструкциии самостоятельный выход наружу изздания.

6.2.6 Стены,разделяющие помещения ГРП и ГРПБ, должныбыть противопожарными I типа по СНиП21-01 и газонепроницаемыми. Устройстводымовых и вентиляционных каналов вразделяющих стенах, а также в стенахзданий, к которым пристраиваются ГРП(в пределах примыкания ГРП), не допускается.

Вспомогательные помещениядолжны иметь самостоятельный выходнаружу из здания, не связанный стехнологическим помещением.

Двери ГРПи ГРПБ следует предусматриватьпротивопожарными и открываемыми наружу.

6.2.7 Помещения,в которых расположены узлы редуцированияс регуляторами давления отдельностоящих, пристроенных и встроенных ГРПи ГРПБ, должны отвечать требованиямСНиП 31-03 и СНиП 21-01.

6.3 ТРЕБОВАНИЯК ШРП

6.3.1 ШРПразмещают на отдельно стоящих опорахили на наружных стенах зданий, длягазоснабжения которых они предназначены.

Расстояния ототдельно стоящих ШРП до зданий исооружений должны быть не менее указанныхв таблице 5. При этом для ШРП с давлениемгаза на вводе до 0,3 МПа включительнорасстояния до зданий и сооружений ненормируются.

6.3.2 ШРПс входным давлением газа до 0,3 МПаустанавливают:

на наружныхстенах жилых, общественных, административныхи бытовых зданий независимо от степениогнестойкости и класса пожарной опасностипри расходе газа до 50 м/ч;

на наружныхстенах жилых, общественных, административныхи бытовых зданий не ниже III степениогнестойкости и не ниже класса С1 прирасходе газа до 400 м/ч.

6.3.3 ШРПс входным давлением газа до 0,6 МПаустанавливают на наружных стенахпроизводственных зданий, котельных,общественных и бытовых зданийпроизводственного назначения, а такжена наружных стенах действующих ГРП нениже III степени огнестойкости классаС0.

6.3.4 ШРПс входным давлением газа свыше 0,6 до 1,2МПа на наружных стенах зданий устанавливатьне разрешается.

6.3.5 Приустановке ШРП с давлением газа на вводедо 0,3 МПа на наружных стенах зданийрасстояние от стенки ШРП до окон, дверейи других проемов должно быть не менее1 м, а при давлении газа на вводе свыше0,3 до 0,6 МПа - не менее 3 м.

6.3.6 Разрешаетсяразмещение ШРП на покрытиях с негорючимутеплителем газифицируемых производственныхзданий I, II степеней огнестойкости классаС0 со стороны выхода на кровлю нарасстоянии не менее 5 м от выхода.

6.4 ТРЕБОВАНИЯК ГРУ

6.4.1 ГРУмогут размещаться в помещении, гдерасполагается газоиспользующееоборудование, а также непосредственноу тепловых установок для подачи газа ких горелкам.

Разрешается подачагаза от одной ГРУ к тепловым агрегатам,расположенным в других помещенияходного здания, при условии, что этиагрегаты работают в одинаковых режимахдавления газа, и в помещения, где находятсяагрегаты, обеспечен круглосуточныйдоступ персонала, ответственного забезопасную эксплуатацию газовогооборудования.

6.4.2 КоличествоГРУ, размещаемых в одном помещении, неограничивается. При этом каждое ГРУ недолжно иметь более двух линий регулирования.

6.4.3 ГРУмогут устанавливаться при входномдавлении газа не более 0,6 МПа.

При этомГРУ размещаются:

в помещенияхкатегорий Г и Д, в которых расположеныгазоиспользующие установки, или всоединенных с ними открытыми проемамисмежных помещениях тех же категорий,имеющих вентиляцию по размещенному вних производству;

в помещенияхкатегорий В1-В4, если расположенные вних газоиспользующие установкивмонтированы в технологические агрегатыпроизводства.

6.4.4 Недопускается размещать ГРУ в помещенияхкатегорий А и Б.

6.5 ОБОРУДОВАНИЕГРП, ГРПБ, ШРП И ГРУ

6.5.1 ГРП,ГРПБ, ШРП и ГРУ должны быть оснащеныфильтром, предохранительным запорнымклапаном (ПЗК), регулятором давлениягаза, предохранительным сброснымклапаном (ПСК), запорной арматурой,контрольными измерительными приборами(КИП) и узлом учета расхода газа, принеобходимости, а также обводнымгазопроводом (байпасом) с двумяпоследовательно расположеннымиотключающими устройствами на нем.

Разрешается непредусматривать устройство байпаса вШРП, предназначенном для газоснабженияодноквартирного дома.

При давлениина входе свыше 0,6 МПа ГРП или ГРУ срасходом газа свыше 5000 м/ч,а ШРП - с расходом газа свыше 100 м/чдолжны оборудоваться двумя линиямиредуцирования вместо байпаса.

6.5.2 Приразмещении части запорной арматуры,приборов и оборудования за пределамиздания ГРП, ГРПБ или ШРП, должны бытьобеспечены условия их эксплуатации,соответствующие указанным в паспортахзаводов-изготовителей. Оборудование,размещенное за пределами здания ГРП,ГРПБ и ШРП, должно быть ограждено.

6.5.3 Фильтры,устанавливаемые в ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ,должны иметь устройства для определенияперепада давления в нем, характеризующегостепень засоренности фильтрующейкассеты при максимальном расходе газа.

6.5.4 ПЗКи ПСК должны обеспечивать соответственноавтоматическое прекращение подачи илисброс газа в атмосферу при изменениидавления в газопроводе, недопустимомдля безопасной и нормальной работыгазоиспользующего и газового оборудования.

6.5.5 ВГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ следует предусматриватьсистему продувочных и сбросныхтрубопроводов для продувки газопроводови сброса газа от ПСК, которые выводятсянаружу в места, где обеспечиваютсябезопасные условия для рассеиваниягаза.

6.5.6 ВГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ следует устанавливатьили включать в состав АСУ ТП РГ показывающиеи регистрирующие приборы для измерениявходного и выходного давления газа, атакже его температуры.

В ШРПмогут применяться переносные приборы.

6.5.7 Контрольно-измерительныеприборы с электрическим выходнымсигналом и электрооборудование,размещаемые в помещении ГРП и ГРПБ свзрывоопасными зонами, следуетпредусматривать во взрывозащищенномисполнении.

КИП сэлектрическим выходным сигналом внормальном исполнении должны размещатьсяснаружи, вне взрывоопасной зоны взакрывающемся шкафу из негорючихматериалов или в обособленном помещении,пристроенном к противопожарнойгазонепроницаемой (в пределах примыкания)стене ГРП и ГРПБ.

Ввод импульсныхгазопроводов в это помещение для передачик приборам импульсов давления газаследует осуществлять таким образом,чтобы исключить возможность попаданиягаза в помещение КИП.

6.5.8 Электрооборудованиеи электроосвещение ГРП и ГРПБ должнысоответствовать требованиям правилустройства электроустановок .

По надежностиэлектроснабжения ГРП и ГРПБ поселенийследует относить к 3-й категории, а ГРПи ГРПБ промышленных предприятий - поосновному производству. МолниезащитаГРП и ГРПБ должна отвечать требованиям,предъявляемым к объектам II категориимолниезащиты.

7 ВНУТРЕННИЕГАЗОПРОВОДЫ

7.1 Возможностьразмещения газоиспользующего оборудованияв помещениях зданий различного назначенияи требования к этим помещениямустанавливаются соответствующимистроительными нормами и правилами попроектированию и строительству зданийс учетом требований стандартов и другихдокументов на поставку указанногооборудования, а также данных заводскихпаспортов и инструкций, определяющихобласть и условия его применения.

Запрещается размещениегазоиспользующего оборудования(природного газа и СУГ) в помещенияхподвальных и цокольных этажей зданий(кроме одноквартирных и блокированныхжилых зданий), если возможность такогоразмещения не регламентированасоответствующими строительными нормамии правилами.

7.2 Помещениязданий всех назначений (кроме жилыхквартир), где устанавливаетсягазоиспользующее оборудование, работающеев автоматическом режиме без постоянногоприсутствия обслуживающего персонала,следует оснащать системами контролязагазованности с автоматическимотключением подачи газа и выводомсигнала о загазованности на диспетчерскийпункт или в помещение с постояннымприсутствием персонала, если другиетребования не регламентированысоответствующими строительными нормамии правилами.

Системы контролязагазованности помещений с автоматическимотключением подачи газа в жилых зданияхследует предусматривать при установкеотопительного оборудования:

независимо отместа установки - мощностью свыше 60 кВт;

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

7.3 Внутренниегазопроводы следует выполнять изметаллических труб. Присоединение кгазопроводам бытовых газовых приборов,КИП, баллонов СУГ, газогорелочныхустройств переносного и передвижногогазоиспользующего оборудованияразрешается предусматривать гибкимирукавами, стойкими к транспортируемомугазу при заданных давлении и температуре.

7.4 Соединениятруб должны быть неразъемными.

Разъемные соединенияразрешается предусматривать в местахприсоединения газового и газоиспользующегооборудования, арматуры и КИП, а такжена газопроводах обвязки и газоиспользующегооборудования, если это предусмотренодокументацией заводов-изготовителей.

7.5 Прокладкугазопроводов следует предусматриватьоткрытой или скрытой. При скрытойпрокладке газопроводов необходимопредусматривать дополнительные мерыпо их защите от коррозии и обеспечиватьвозможность их осмотра и ремонта защитныхпокрытий.

В местахпересечения строительных конструкцийзданий газопроводы следует прокладыватьв футлярах.

Скрытая прокладкагазопроводов СУГ не допускается.

7.6 Принеобходимости допускается открытаятранзитная прокладка газопроводов, втом числе через жилые помещения, помещенияобщественного назначения и производственныепомещения зданий всех назначений, сучетом требований таблицы 2 по давлениюгаза, если на газопроводе нет разъемныхсоединений и обеспечивается доступ дляего осмотра.

7.7 Нагазопроводах производственных зданий,котельных, общественных и бытовых зданийпроизводственного назначения следуетпредусматривать продувочные трубопроводы.

7.8 Недопускается предусматривать прокладкугазопроводов: в помещениях, относящихсяпо взрывной и взрывопожарной опасностик категориям А и Б; во взрывоопасныхзонах всех помещений; в подвалах; вскладских зданиях взрывоопасных игорючих материалов; в помещенияхподстанций и распределительных устройств;через вентиляционные камеры, шахты иканалы; через шахты лифтов и лестничныеклетки, помещения мусоросборников,дымоходы; через помещения, где газопроводможет быть подвержен коррозии, а такжев местах возможного воздействияагрессивных веществ и в местах, гдегазопроводы могут омываться горячимипродуктами сгорания или соприкасатьсяс нагретым или расплавленным металлом.

7.9 Установкуотключающих устройств следуетпредусматривать:

перед газовымисчетчиками (если для отключения счетчиканельзя использовать отключающееустройство на вводе);

перед бытовымигазовыми приборами, плитами, пищеварочнымикотлами, отопительными печами, газовымоборудованием и контрольно-измерительнымиприборами;

перед горелкамии запальниками газоиспользующегооборудования;

на продувочныхгазопроводах;

на вводегазопровода в помещение при размещениив нем ГРУ или газового счетчика сотключающим устройством на расстоянииболее 10 м от места ввода.

Установка отключающихустройств на скрытых и транзитныхучастках газопровода запрещается.

7.10 Каждыйобъект, на котором устанавливаетсягазоиспользующее оборудование, долженбыть оснащен счетчиком расхода газа всоответствии с утвержденными вустановленном порядке правиламипользования газом.

По решениюорганов исполнительной власти субъектовРоссийской Федерации о порядке учетарасхода газа потребителями и регулированиицен на газ в газифицируемых жилыхзданиях, а также при газификации теплиц,бань и других приусадебных строенийдолжна предусматриваться возможностьучета расхода газа каждым абонентомпутем установки на газопроводе прибораучета расхода газа - счетчика.

8 РЕЗЕРВУАРНЫЕИ БАЛЛОННЫЕ УСТАНОВКИ СЖИЖЕННЫХ

УГЛЕВОДОРОДНЫХГАЗОВ

8.1 РЕЗЕРВУАРНЫЕУСТАНОВКИ

8.1.1 Требованиянастоящего подраздела распространяютсяна резервуарные установки СУГ, служащиев качестве источников газоснабженияжилых, административных, общественных,производственных и бытовых зданий.

Газораспределительные сетидля транспортирования газа потребителямот резервуарных установок должнысоответствовать требованиям настоящихстроительных норм и правил.

8.1.2 Всоставе резервуарной установки следуетпредусматривать регуляторы давлениягаза, предохранительно-запорный ипредохранительно-сбросной клапаны (ПЗКи ПСК), контрольно-измерительные приборы(КИП) для контроля давления и уровня СУГв резервуаре, запорную арматуру,резервуары, изготовленные в заводскихусловиях в соответствии с действующимистандартами, а также трубопроводы жидкойи паровой фаз.

При техническойнеобходимости в составе резервуарнойустановки предусматривают испарительныеустановки СУГ, изготовленные в заводскихусловиях в соответствии с действующимистандартами.

8.1.3 Количестворезервуаров в установке должно быть неменее двух. Разрешается предусматриватьустановку одного резервуара, если поусловиям технологии и специфики режимовпотребления газа допускаются перерывыв потреблении газа.

При количестверезервуаров более двух установка должнабыть разделена на группы, при этомрезервуары каждой группы следуетсоединять между собой трубопроводамипо жидкой и паровой фазам, на которыхнеобходимо предусматривать установкуотключающих устройств.

Для совместнойработы отдельных групп резервуаровследует соединять их между собойтрубопроводами паровой фазы, на которыхнеобходимо предусматривать отключающиеустройства.

8.1.4 Общуювместимость резервуарной установки ивместимость одного резервуара следуетпринимать не более указанных в таблице6.

Таблица6

Назначение резервуарной установки

Общая вместимость

 резервуарной установки, м

Максимальная

вместимость

одного резервуара, м

надземной

подземной

надземного

подземного

Газоснабжение жилых, административных и общественных зданий

Газоснабжение производственных зданий, бытовых зданий промышленных предприятий и котельных

8.1.5 Подземныерезервуары следует устанавливать наглубине не менее 0,6 м от поверхностиземли до верхней образующей резервуарав районах с сезонным промерзанием грунтаи 0,2 м - в районах без промерзания грунта.

При установкерезервуаров следует предусматриватьмероприятия по обеспечению их устойчивости.

8.1.6 Расстояниев свету между подземными резервуарамидолжно быть не менее 1 м, а между надземнымирезервуарами - равно диаметру большегосмежного резервуара, но не менее 1 м.

Расстояния отрезервуарных установок общей вместимостьюдо 50 м,считая от крайнего резервуара, до зданий,сооружений различного назначения икоммуникаций следует принимать не менееуказанных в таблице 7.

Таблица7

Здания, сооружения

и коммуникации

Расстояние от резервуаров в свету, м

Расстояние от испари- тельной или групповой баллонной установки

в свету, м

надземных

подземных

при общей вместимости резервуаров

в установке, м

до 5

св. 5

до 10

св. 10 до 20

до 10

св. 10 до 20

св. 20 до 50

1. Общественные здания и сооружения

50*

60*

2. Жилые здания

30*

40*

3. Детские и спортивные площадки, гаражи (от ограды резервуарной установки)

4. Производственные здания (промышленных, сельскохозяйственных предприятий и предприятий бытового обслуживания производственного характера)

5. Канализация, теплотрасса (подземные)

6. Надземные сооружения и коммуникации (эстакады, теплотрасса и т.п.), не относящиеся к резервуарной установке

7. Водопровод и другие бесканальные коммуникации

8. Колодцы подземных коммуникаций

9. Железные дороги общей сети (до подошвы насыпи или бровки выемки со стороны резервуаров)

10. Подъездные пути железных дорог промышленных предприятий, трамвайные пути (до оси пути), автомобильные дороги I-III категорий (до края проезжей части)

11. Автомобильные дороги IV и V категорий (до края проезжей части) и предприятий

12. ЛЭП, ТП, РП

В соответствии с правилами устройства электроустановок

* Расстояния от резервуарной установки предприятий до зданий и сооружений, которые ею не обслуживаются.

Примечание - Расстояние от газопроводов принимается в соответствии со СНиП 2.07.01 и СНиП II-89.

Расстояния отрезервуарных установок общей вместимостьюсвыше 50 мпринимаются по таблице 9.

При реконструкциисуществующих объектов, а также встесненных условиях (при новомпроектировании) разрешается уменьшениеуказанных в таблице 7 расстояний до 50%(за исключением расстояний от водопроводаи других бесканальных коммуникаций, атакже железных дорог общей сети) присоответствующем обосновании иосуществлении мероприятий, обеспечивающихбезопасность при эксплуатации. Расстоянияот баллонных и испарительных установок,указанные в таблице 7, приняты для жилыхи производственных зданий IV степениогнестойкости, для зданий III степениогнестойкости допускается их уменьшатьдо 10 м, для зданий I и II степенейогнестойкости - до 8 м.

Расстояния дожилого здания, в котором размещеныучреждения (предприятия) общественногоназначения, следует принимать как дляжилых зданий.

8.1.7 Резервуарныеустановки должны иметь проветриваемоеограждение из негорючих материаловвысотой не менее 1,6 м. Расстояния отрезервуаров до ограждения следуетпринимать не менее 1 м, при этом расстояниеот ограждения до наружной бровкизамкнутого обвалования или ограждающейстенки из негорючих материалов (принадземной установке резервуаров) следуетпринимать не менее 0,7 м.

       8.1.8Испарительные установки следуетразмещать на открытых площадках или вотдельно стоящих зданиях, помещениях(пристроенных или встроенных впроизводственные здания), уровень полакоторых расположен выше планировочнойотметки земли, на расстоянии не менее10 м от ограждения резервуарной установкии на расстоянии от зданий, сооруженийи коммуникаций не менее указанного втаблице 7.

Испарительные установкипроизводительностью до 100 м/ч(200 кг/ч) разрешается устанавливатьнепосредственно на крышках горловинрезервуаров или на расстоянии не менее1 м от подземных или надземных резервуаров,а также непосредственно у агрегатов,потребляющих газ, если они размещены вотдельных помещениях или на открытыхплощадках.

При групповомразмещении испарителей расстояниемежду ними следует принимать не менее1 м.

 8.2БАЛЛОННЫЕ ГРУППОВЫЕ И ИНДИВИДУАЛЬНЫЕУСТАНОВКИ

8.2.1 Баллонныеустановки СУГ, служащие в качествеисточников газоснабжения жилых,административных, общественных,производственных и бытовых зданий,подразделяются на:

групповые, всостав которых входит более двухбаллонов;

индивидуальные, всостав которых входит не более двухбаллонов.

8.2.2 Всоставе групповой баллонной установкиследует предусматривать баллоны дляСУГ, запорную арматуру, регулятордавления газа, ПСК, показывающий манометри трубопроводы высокого и низкогодавления. Число баллонов в групповойустановке следует определять расчетом.

8.2.3 Максимальнуюобщую вместимость групповой баллоннойустановки следует принимать по таблице8.

Таблица8

Назначение групповой баллонной установки

Вместимость всех баллонов в групповой баллонной установке, л (м),

при размещении

у стен здания

на расстоянии от здания

Газоснабжение жилых, административных, общественных и бытовых зданий

600 (0,6)

1000 (1)

Газоснабжение промышленных и сельскохозяйственных предприятий, а также предприятий бытового обслуживания

1000 (1)

1500 (1,5)

8.2.4 Размещениегрупповых баллонных установок следуетпредусматривать на расстоянии от зданийи сооружений не менее указанных в таблице7 или у стен газифицируемых зданий нениже III степени огнестойкости классаС0 на расстоянии от оконных и дверныхпроемов не менее указанных в таблице7.

Возле общественногоили производственного здания недопускается предусматривать болееодной групповой установки. Возле жилогоздания допускается предусматривать неболее трех баллонных установок нарасстоянии не менее 15 м одна от другой.

8.2.5 Индивидуальныебаллонные установки следует предусматриватькак снаружи, так и внутри зданий.Разрешается размещение баллонов вквартирах жилого здания (не более одногобаллона в квартире), имеющего не болеедвух этажей. При этом баллоны должнысоответствовать своему назначению(области применения), установленнойстандартами и другими нормативнымидокументами.

Индивидуальные баллонныеустановки снаружи следует предусматриватьна расстоянии в свету не менее 0,5 м отоконных проемов и 1,0 м от дверных проемовпервого этажа, не менее 3,0 м от дверныхи оконных проемов цокольных и подвальныхэтажей, а также канализационных колодцев.

8.2.6 БаллонСУГ следует размещать на расстоянии неменее 0,5 м от газовой плиты (за исключениемвстроенных) и 1 м от отопительных приборов.При устройстве экрана между баллономи отопительным прибором расстояниеразрешается уменьшать до 0,5 м. Экрандолжен быть изготовлен из негорючихматериалов и обеспечивать защиту баллонаот теплового воздействия отопительногоприбора. При установке баллона СУГ внепомещения его следует защищать отповреждений транспортом и нагрева выше45 °С.

Установку баллоновСУГ в производственных помещенияхследует предусматривать в местах,защищенных от повреждения внутрицеховымтранспортом и брызгами металла, отвоздействия коррозионно-агрессивныхжидкостей и газов, а также от нагревавыше 45 °С.

8.2.7 Неразрешается установка баллонов СУГ:

в жилыхкомнатах и коридорах;

в цокольныхи подвальных помещениях и чердаках;

в помещениях,расположенных под и над: обеденными иторговыми залами предприятий общественногопитания; аудиториями и учебными классами;зрительными (актовыми) залами зданий;больничными палатами; другими аналогичнымипомещениями;

в помещенияхбез естественного освещения;

у аварийныхвыходов;

со стороныглавных фасадов зданий.

9ГАЗОНАПОЛНИТЕЛЬНЫЕ СТАНЦИИ (ПУНКТЫ)

СЖИЖЕННЫХУГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ (ГНС)

9.1 ОБЩИЕПОЛОЖЕНИЯ

9.1.1 Газонаполнительнуюстанцию (ГНС), предназначенную дляприема, хранения и отпуска сжиженныхуглеводородных газов (СУГ) потребителямв автоцистернах и бытовых баллонах,ремонта и переосвидетельствованиябаллонов, следует размещать вне селитебнойтерритории поселений, как правило, сподветренной стороны для ветровпреобладающего направления по отношениюк жилым районам.

9.1.2 Выборплощадки для строительства ГНС необходимопредусматривать с учетом расстоянийдо окружающих ГНС зданий и сооружений,а также наличия в районе строительстважелезных и автомобильных дорог.

9.1.3 Площадкудля строительства ГНС следуетпредусматривать с учетом обеспеченияснаружи ограждения газонаполнительнойстанции противопожарной полосы шириной10 м и минимальных расстояний до лесныхмассивов: хвойных пород - 50 м, лиственныхпород - 20 м, смешанных пород - 30 м.

9.1.4 Взданиях, находящихся на территории ГНС,не допускается предусматривать жилыепомещения. Допускается предусматриватьразмещение службы эксплуатации газовогохозяйства с примыканием к территорииГНС со стороны вспомогательной зоны.

Категории помещений,зданий и наружных установок ГНС повзрывопожарной и пожарной опасностиопределяют в соответствии с требованияминорм пожарной безопасности .

9.2 РАЗМЕЩЕНИЕЗДАНИЙ И СООРУЖЕНИЙ ГНС

9.2.1 Минимальныерасстояния от резервуаров для храненияСУГ и от размещаемых на ГНС помещенийдля установок, где используется СУГ, дозданий и сооружений, не относящихся кГНС, следует принимать по таблице 9.Расстояния от надземных резервуароввместимостью до 20 м,а также подземных резервуаров вместимостьюдо 50 мпринимаются по таблице 7.

Таблица 9

N  п.п.

Здания,сооружения и коммуникации

Расстояния от резервуаров СУГ в свету, м

Рассто- яние от поме- щений, уста- новок, где ис- поль- зуется СУГ, м

Расстоя-

ние, м,

от склада напол- ненных баллонов с общей вмести- мостью, м

Надземные резервуары

Подземные резервуары

При общей вместимости, м

свыше 20 до 50

свыше 50 до 200

свыше 50 до 500

свыше 200 до 8000

свыше 50 до 200

свыше 50 до 500

свыше 200 до 8000

Максимальная вместимость одного резервуара, м

менее 25

свы- ше 100 до 600

свы- ше 100 до 600

до 20

свы- ше 20

Жилые, общественные, административные, бытовые, производственные здания, здания котельных, гаражей и открытых стоянок*

70 (30)

80 (50)

150 (110)**

40 (25)

75 (55)**

50 (20)

100 (30)

Надземные сооружения и коммуникации (эстакады, теплотрассы и т.п.), подсобные постройки жилых зданий

30 (15)

30 (20)

(30)

40 (30)

40 (30)

20 (15)

25 (15)

25 (15)

25 (15)

20 (15)

20 (20)

Подземные коммуникации (кроме газопроводов на территории ГНС)

За пределами ограды в соответствии со СНиП 2.07.01 и СНиП II-89

Линии электропередачи, трансформаторные, распределительные устройства

По правилам устройства электроустановок

Железные дороги общей сети (от подошвы насыпи), автомобильные дороги I-III категорий

100***

75***

Подъездные пути железных дорог, дорог предприятий, трамвайные пути, автомобильные дороги IV-V категорий

30 (20)

30*** (20)

40*** (30)

40 (30)

40 (30)

20*** (15)***

25*** (15)***

25 (15)

25 (15)

20 (20)

20 (20)

* Расстояние от жилых и общественных зданий следует принимать не менее указанных для объектов СУГ, расположенных на самостоятельной площади, а от административных, бытовых, производственных зданий, зданий котельных, гаражей - по данным, приведенным в скобках, но не менее указанных в таблице 10 для соответствующих зданий и сооружений.

** Допускается уменьшать расстояния от резервуаров ГНС общей вместимостью до 200 м в надземном исполнении до 70 м, в подземном - до 35 м, а при вместимости до 300 м- соответственно до 90 и 45 м.

*** Допускается уменьшать расстояния от железных и автомобильных дорог (поз.5) до резервуаров СУГ общей вместимостью не более 200 м: в надземном исполнении до 75 м и в подземном исполнении до 50 м. Расстояния от подъездных, трамвайных путей и др. (поз.6), проходящих вне территории предприятия, до резервуаров СУГ общей вместимостью не более 100 м допускается уменьшать: в надземном исполнении до 20 м и в подземном исполнении до 15 м, а при прохождении путей и дорог (поз.6) по территории предприятия эти расстояния сокращаются до 10 м при подземном исполнении резервуаров.

Примечания

1 Расстояния в скобках даны для резервуаров СУГ и складов наполненных баллонов, расположенных на территории промпредприятий.

2 Расстояния от склада наполненных баллонов до зданий промышленных и сельскохозяйственных предприятий, а также предприятий бытового обслуживания производственного характера следует принимать по данным, приведенным в скобках.

3 При установке двух резервуаров СУГ единичной вместимостью по 50 м расстояние до зданий (жилых, общественных, производственных и др.), не относящихся к ГНП, разрешается уменьшать: для надземных резервуаров до 100 м, для подземных - до 50 м.

4 Расстояние от надземных резервуаров до мест, где одновременно могут находиться более 800 чел. (стадионы, рынки, парки, жилые дома и т.д.), а также до территории школьных, дошкольных и лечебно-санаторных учреждений следует увеличить в 2 раза по сравнению с указанными в таблице, независимо от числа мест.

5 Минимальное расстояние от топливозаправочного пункта ГНС следует принимать по правилам пожарной безопасности .

Минимальные расстоянияот резервуаров СУГ до зданий и сооруженийна территории ГНС или на территориипромышленных предприятий, где размещенаГНС, следует принимать по таблице 10.

Таблица10

N  п.п.

Здания

и сооружения

Расстояния между зданиями и сооружениями ГНС, м

Порядковые номера зданий и сооружений, приведенные в графе 1

Надземные резервуары и железнодорожные сливные эстакады

Табл.12, п.9.3.3

Подземные резервуары

п.9.3.1

Помещения категории А и погрузочно-разгру-

зочные площадки для баллонов

Колонки для налива СУГ в автоцистерны и заправочные колонки

Котельная, ремон- тная мастерская, здание техобслу- живания авто- мобилей, гаражи без использования СУГ

Табл.9

Прирельсовый склад баллонов

Табл.9

-

Табл.9

Табл. 9

Вспомогательные, без подвальной части здания и сооружения без применения откры- тог

stroy.expert

1 Звезда2 Звезды3 Звезды4 Звезды5 Звезд (Пока оценок нет)
Загрузка...
Понравилась статья? Поделиться с друзьями:
Добавить комментарий

+ 70 = 78

;-) :| :x :twisted: :smile: :shock: :sad: :roll: :razz: :oops: :o :mrgreen: :lol: :idea: :grin: :evil: :cry: :cool: :arrow: :???: :?: :!: