СНиП 2.05.06-85 : Подземная прокладка трубопроводов
Общие положения
Классификация и категории магистральных трубопроводов
Основные требования к трассе трубопроводов
Конструктивные требования к трубопроводам
5.1. Заглубление трубопроводов до верха трубы надлежит принимать, м, не менее:
при условном диаметре менее 1000 мм………………………………………………………….. 0,8
” “””1000 мм и более (до 1400 мм)………………………………. 1,0
на болотах или торфяных грунтах, подлежащих осушению …………………………….. 1,1
в песчаных барханах, считая от нижних отметок межбарханных оснований …….. 1,0
в скальных грунтах, болотистой местности при отсутствии проезда
автотранспорта исельскохозяйственных машин…………………………………………… 0,6
на пахотных и орошаемых землях …………………………………………………………………. 1,0
при пересечении оросительных и осушительных (мелиоративных) каналов……….. 1,1(от дна
канала)
Заглубление нефтепроводов и нефтепродуктопроводов в дополнение к указанным требованиям должно определяться также с учетом оптимального режима перекачки и свойств перекачиваемых продуктов в соответствии с указаниями, изложенными в нормах технологического проектирования.
Примечание. Заглубление трубопровода с балластом определяется как расстояние от поверхности земли до верха балластирующей конструкции.
5.2. Заглубление трубопроводов, транспортирующих горячие продукты при положительном перепаде температур в металле труб, должно быть дополнительно проверено расчетом на продольную устойчивость трубопроводов под воздействием сжимающих температурных напряжений в соответствии с указаниями разд. 8.
5.3. Ширину траншеи по низу следует назначать не менее:
D + 300 мм — для трубопроводов диаметром до 700 мм;
1,5 D— для трубопроводов диаметром 700 мм и более. При диаметрах трубопроводов 1200 и 1400 мм и при траншеях с откосом свыше 1:0,5 ширину траншеи понизу допускается уменьшать до величины D+500 мм, где D — условный диаметр трубопровода.
При балластировке трубопроводов грузами ширину траншеи следует назначать из условия обеспечения расстояния между грузом и стенкой траншеи не менее 0,2 м.
5.4. На участке трассы с резко пересеченным рельефом местности, а также в заболоченных местах допускается укладка трубопроводов в специально возводимые земляные насыпи, выполняемые с тщательным послойным уплотнением и поверхностным закреплением грунта. При пересечении водотоков в теле насыпей должны быть предусмотрены водопропускные отверстия.
5.5. При взаимном пересечении трубопроводов расстояние между ними в свету должно приниматься не менее 350 мм, а пересечение выполняться под углом не менее 60°.
Пересечения между трубопроводами и другими инженерными сетями (водопровод, канализация, кабели и др.) должны проектироваться в соответствии с требованиями СНиП II-89-80*.
5.6. Для трубопроводов диаметром 1000 мм и более в зависимости от рельефа местности должна предусматриваться предварительная планировка трассы. При планировке строительной полосы в районе подвижных барханов последние следует срезать до уровня межгрядовых (межбарханных) оснований, не затрагивая естественно уплотненный грунт. После засыпки уложенного трубопровода полоса барханных песков над ним и на расстоянии не менее 10 м от оси трубопровода в обе стороны должна быть укреплена связующими веществами (нейрозин, отходы крекинг-битума и т.д.)
При проектировании трубопроводов диаметром 700 мм и более на продольном профиле должны быть указаны как отметки земли, так и проектные отметки трубопровода.
5.7. При прокладке трубопроводов в скальных, гравийно-галечниковых и щебенистых грунтах и засыпке этими грунтами следует предусматривать устройство подсыпки из мягких грунтов толщиной не менее 10 см. Изоляционные покрытия в этих условиях должны быть защищены от повреждения путем присыпки трубопровода мягким грунтом на толщину 20 см или при засыпке с применением специальных устройств.
5.8. Проектирование подземных трубопроводов для районов распространения грунтов II типа просадочности необходимо осуществлять с учетом требований СНиП 2.02.01-83*.
Для грунтов I типа просадочности проектирование трубопроводов ведется как для условий непросадочных грунтов.
Примечание. Тип просадочности и величину возможной просадки грунтов следует определять в соответствии с требованиями СНиП 2.02.01-83*.
5.9. При прокладке трубопроводов по направлению уклона местности свыше 20 % следует предусматривать устройство противоэрозионных экранов и перемычек как из естественного грунта (например, глинистого), так и из искусственных материалов.
5.10. При проектировании трубопроводов, укладываемых на косогорах, необходимо предусматривать устройство нагорных канав для отвода поверхностных вод от трубопровода.
5.11. При невозможности избежать возникновения просадки основания под трубопроводами при расчете трубопровода на прочность и устойчивость следует учитывать дополнительные напряжения от изгиба, вызванные просадкой основания.
5.12. При наличии вблизи трассы действующих оврагов и провалов, которые могут повлиять на безопасную эксплуатацию трубопроводов, следует предусматривать мероприятия по их укреплению.
5.13. На трассе трубопроводов следует предусматривать установку постоянных реперов на расстоянии не более 5 км друг от друга.
или по водораздельным участкам, избегая неустойчивые и крутые склоны, а также районы селевых потоков.
5.15. В оползневых районах при малой толщине сползающего слоя грунта следует предусматривать подземную прокладку с заглублением трубопровода ниже плоскости скольжения.
Оползневые участки большой протяженности следует обходить выше оползневого склона.
5.16*. При пересечении селей следует применять, как правило, надземную прокладку.
При подземной прокладке через селевой поток или конус выноса укладку трубопровода следует предусматривать на 0,5 м (считая от верха трубы) ниже возможного размыва русла при 5%-ной обеспеченности. При пересечении конусов выноса укладка трубопровода предусматривается по кривой, огибающей внешнюю поверхность конуса на глубине ниже возможного размыва в пределах блуждания русел.
Выбор типа прокладки трубопроводов и проектных решений по их защите при пересечении селевых потоков следует осуществлять с учетом обеспечения надежности трубопроводов и технико-экономических расчетов.
Для защиты трубопроводов при прокладке их в указанных районах могут предусматриваться уполаживание склонов, водозащитные устройства, дренирование подземных вод, сооружение подпорных стен, контрфорсов.
5.17. При проектировании трубопроводов, укладка которых должна производиться на косогорах с поперечным уклоном 8—11°, необходимо предусматривать срезку и подсыпку грунта с целью устройства рабочей полосы (полки) .
Устройство полки в этом случае должно обеспечиваться за счет отсыпки насыпи непосредственно на косогоре.
5.18.При поперечном уклоне косогора 12—18° необходимо предусматривать с учетомсвойств грунта уступы для предотвращения сползания грунта по косогору.
На косогорах споперечным уклоном свыше 18° полки предусматриваются только за счет срезкигрунта.
Во всехслучаях насыпной грунт должен быть использован для устройства проезда на периодпроизводства строительно-монтажных работ и последующей эксплуатациитрубопровода при соблюдении следующего условия:
(3)
| где | — | угол наклона косогора, град; |
— | угол внутреннего трения грунтанасыпи, град; | |
— | коэффициент запаса устойчивостинасыпи против сползания, принимаемый равным 1,4. |
Длятрубопроводов, укладываемых по косогорам с поперечным уклоном свыше 35°,следует предусматривать устройство подпорных стен.
5.19. Траншея для укладки трубопровода должна предусматриваться в материковом грунте вблизи подошвы откоса на расстоянии, обеспечивающем нормальную работу землеройных машин. Для отвода поверхностных вод у подошвы откоса, как правило, следует предусматривать кювет с продольным уклоном не менее 0,2 %. В этом случае полке откоса придается уклон 2 % в обе стороны от оси траншеи. При отсутствии кювета полка должна иметь уклон не менее 2 % в сторону откоса.
Ширина полки должна назначаться из условия производства работ,возможностиустройства траншеи и механизированной прокладки кабеля связи с нагорной стороны трубопровода, а также с учетом местных условий.
5.20. При прокладке в горной местности двух параллельных ниток трубопроводов и более следует предусматривать раздельные полки или укладку ниток на одной полке. Расстояние между осями газопроводов, укладываемых по полкам, определяется проектом по согласованию с соответствующими органами Государственного надзора.
При укладке на одной полке двух нефтепроводов и более или нефтепродуктопроводов расстояние между нитками может быть уменьшено при соответствующем обосновании до 3 м. При этом все трубопроводы должны быть отнесены ко II категории.
Допускается прокладка двух нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) IV класса в одной траншее.
5.21. При проектировании трубопроводов по узким гребням водоразделов следует предусматривать срезку грунта на ширине 8—12 м с обеспечением уклона 2 % в одну или в обе стороны.
При прокладке вдоль трубопроводов кабельной линии связи ширину срезки грунта допускается увеличивать до 15 м.
5.22. В особо стесненных районах горной местности допускается предусматривать прокладку трубопроводов в специально построенных тоннелях. Экономическая целесообразность этого способа прокладки должна быть обоснована в проекте.
Вентиляция тоннелей должна предусматриваться естественной. Искусственная вентиляция допускается только при специальном обосновании в проекте.
5.23. Проектирование трубопроводов, предназначенных для строительства на территориях, где проводится или планируется проведение горных выработок, следует осуществлять в соответствии с требованиями СНиП 2.01.09-91 и настоящих норм.
Воздействие деформации земной поверхности на трубопроводы должно учитываться при расчете трубопроводов на прочность в соответствии с требованиями, изложенными в разд. 8.
5.24. Строительство трубопроводов допускается осуществлять в любых горно-геологических условиях, имеющих место на подрабатываемых территориях.
Трасса трубопроводов на подрабатываемых территориях должна быть увязана с планами производства горных работ и предусматриваться преимущественно по территориям, на которых уже закончились процессы деформации поверхности, а также по территориям, подработка которых намечается на более позднее время.
5.25. Пересечение шахтных полей трубопроводами следует предусматривать:
на пологопадающих пластах — вкрест простирания;
на крутопадающих пластах — по простиранию пласта.
5.26. Конструктивные мероприятия по защите подземных трубопроводов от воздействия горных выработок должны назначаться по результатам расчета трубопроводов на прочность и осуществляться путем увеличения деформативной способности трубопроводов в продольном направлении за счет применения компенсаторов, устанавливаемых в специальных нишах, предохраняющих компенсаторы от защемления грунтом. Расстояния между компенсаторами устанавливаются расчетом в соответствии с указаниями разд. 8.
5.27. Подземные трубопроводы, пересекающие растянутую зону мульды сдвижения, должны проектироваться как участки I категории.
5.28. Надземную прокладку трубопроводов с учетом требований разд. 7 следует предусматривать, если по данным расчета напряжения в подземных трубопроводах не удовлетворяют требованиям разд. 8, а увеличение деформативности трубопроводов путем устройства подземных компенсаторов связано со значительными затратами.
Надземную прокладку следует предусматривать также на участках трассы, где по данным горно-геологического обоснования возможно образование на земной поверхности провалов, на переходах через водные преграды, овраги, железные и автомобильные дороги, проложенные в выемках.
5.29. На трубопроводах на участках пересечения их с местами выхода тектонических нарушений, у границ шахтного поля или границ оставляемых целиков, у которых по условиям ведения горных работ ожидается прекращение всех выработок, следует предусматривать установку компенсаторов независимо от срока проведения горных работ.
5.30. Крепление к трубопроводу элементов электрохимической защиты должно быть податливым, обеспечивающим их сохранность в процессе деформации земной поверхности.
5.31. Проектирование линейной части трубопроводов и ответвлений от них, предназначенных для прокладки в районах с сейсмичностью свыше 6 баллов для надземных и свыше 8 баллов для подземных трубопроводов, необходимо производить с учетом сейсмических воздействий.
5.32. Сейсмостойкость трубопроводов должна обеспечиваться:
выбором благоприятных в сейсмическом отношении участков трасс и площадок строительства;
применениемрациональных конструктивных решений и антисейсмических мероприятий;
дополнительным запасом прочности, принимаемым при расчете прочности и устойчивости трубопроводов.
5.33. При выборе трассы трубопроводов в сейсмических районах необходимо избегать косогорные участки, участки с неустойчивыми и просадочными грунтами, территории горных выработок и активных тектонических разломов, а также участки, сейсмичность которых превышает 9 баллов.
Прокладка трубопроводов в перечисленных условиях может быть осуществлена в случае особой необходимости при соответствующем технико-экономическом обосновании и согласовании с соответствующими органами Государственного надзора. При этом в проекте должны быть предусмотрены дополнительныемероприятия,обеспечивающие надежность трубопровода.
5.34. Все монтажные сварные соединения трубопроводов, прокладываемых в районах с сейсмичностью согласно п. 5.31, должны подвергаться радиографическому контролю вне зависимости от категории трубопровода или его участка.
5.35. Не допускается жесткое соединение трубопроводов к стенам зданий и сооружений и оборудованию.
В случае необходимости таких соединений следует предусматривать устройство криволинейных вставок или компенсирующие устройства, размеры и компенсационная способность которых должны у танавливаться расчетом.
Ввод трубопровода в здания (в компрессорные, насосные и т.д.) следует осуществлять через проем, размеры которого должны превышать диаметр трубопровода не менее чем на 200 мм.
5.36. При пересечении трубопроводом участков трассы с грунтами, резко отличающимися друг от друга сейсмическими свойствами, необходимо предусматривать возможность свободного перемещения и деформирования трубопровода.
При подземной прокладке трубопровода на таких участках рекомендуется устройство траншеи с пологими откосами и засыпка трубопровода крупнозернистым песком, торфом и т.д.
5.37. На участках пересечения трассой трубопровода активных тектонических разломов необходимо применять надземную прокладку.
5.38. При подземной прокладке трубопровода грунтовое основание трубопровода должно быть уплотнено.
5.39. Конструкцииопорнадземных трубопроводов должны обеспечивать возможность перемещений трубопроводов, возникающих во время землетрясения.
5.40. Для гашения колебаний надземных трубопроводов следует предусмотреть в каждом пролете установку демпферов, которые не препятствовали бы перемещениям трубопровода при изменении температуры трубы и давления транспортируемого продукта.
5.41. На наиболее опасных в сейсмическом отношении участках трассы следует предусматривать автоматическую систему контроля и отключения аварийных участков трубопровода.
5.42. Для трубопроводов диаметром свыше 1000 мм, а также в районах переходов трубопроводов через реки и другие препятствия необходимо предусматривать установку инженерно-сейсмометрических станций для записи колебаний трубопровода и окружающего грунтового массива при землетрясениях.
5.43. Проектирование трубопроводов, предназначенных для прокладки в районах вечномерзлых грунтов, следует осуществлять в соответствии с требованиями СНиП 2.02.04-88, специальных ведомственных нормативных документов, утвержденных Миннефтегазстроем, Мингазпромом и Миннефтепромом по согласованию с Минстроем РФ, и дополнительными указаниями настоящих норм.
5.44. Для трассы трубопровода должны выбираться наиболее благоприятные в мерзлотном и инженерно-геологическом отношении участки по материалам опережающего инженерно-геокриологического изучения территории.
5.45. Выбор трассы для трубопровода и площадок для его объектов должен производиться на основе:
мерзлотно-инженерно-геологических карт и карт ландшафтного микрорайонирования оценки благоприятности освоения территории масштаба не более 1:100 000;
схематической прогнозной карты восстановления растительного покрова;
карт относительной осадки грунтов при оттаивании;
карт коэффициентов удорожания относительной стоимости освоения.
5.46. На участках трассы, где возможно развитие криогенных процессов, должны проводиться предварительные инженерные изыскания для прогноза этих процессов в соответствии с требованиями СНиП 1.02.07-87.
5.47. Принцип использования вечномерзлых грунтов в качестве основания трубопровода должен приниматься в соответствии с требованиями СНиП 2.02.04-88 в зависимости от способа прокладки трубопровода, режима его эксплуатации, инженерно-геокриологических условий и возможности изменения свойств грунтов основания.
5.48. При выборе трассы трубопровода на вечномерзлых грунтах следует учитывать требования п.3.12.
5.49. Регулирование теплового взаимодействия газопровода с вечномерзлыми и талыми грунтами должно производиться за счет охлаждения газа в пределах, определяемых теплотехническим расчетом.
5.50. Температура транспортируемого продукта при прокладке трубопровода на вечномерзлых грунтах должна назначаться в зависимости от способа прокладки и физических свойств вечномерзлых грунтов (просадочности, сопротивления сдвигу и др.).
5.51. На отдельных участках трассы трубопровода допускается:
оттаивание в процессе эксплуатации малольдистых вечномерзлых грунтов, если оно не сопровождается карстовыми процессами и потерей несущей способности трубопровода;
промерзание талых непучинистых грунтов при транспортировании газа с отрицательной температурой.
5.52. На участках просадочных грунтов небольшой протяженности должны предусматриваться мероприятия, снижающие тепловое воздействие трубопровода на грунты и обеспечивающие восстановление вечной мерзлоты в зимний период.
Пункт 5.53 исключить.
5.54. Глубина прокладки подземного трубопровода определяется принятым конструктивным решением, обеспечивающим надежность работы трубопровода с учетом требований охраны окружающей среды.
5.55. Высоту прокладки надземного трубопровода от поверхности земли необходимо принимать в зависимости от рельефа и грунтовых условий местности, теплового воздействия трубопровода, но не менее 0,5 м.
Участки надземных трубопроводов, на которых происходит компенсация деформаций за счет перемещения трубы поперек оси, должны прокладываться выше максимального уровня снегового покрова не менее, чем на 0,1 м.
5.56. При прокладке трубопроводов в насыпях должно быть предусмотрено устройство водопропускных сооружений.
Переходы трубопроводов через естественные и искусственные препятствия
Надземная прокладка трубопроводов
Расчет трубопроводов на прочность и устойчивость
Охрана окружающей среды
Защита трубопроводов от коррозии
Линии технологической связи трубопроводов
Проектирование трубопроводов сжиженных углеводородных газов
Материалы и изделия
Приложение. Рекомендуемое
icaplast.ru
Расстояния от газопровода до других инженерных коммуникаций общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб- сп 42-101-2003 (утв- протоколом от 08-07-2003 32) (приложения а – к) (2019). Актуально в 2019 году
размер шрифта
ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ И СТРОИТЕЛЬСТВУ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ ИЗ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ И ПОЛИЭТИЛЕНОВЫХ ТРУБ- СП… Актуально в 2018 году
(извлечение из проекта СНиП “Градостроительство”)
Таблица В.1
| Здания, сооружения и коммуникации | Расстояния по вертикали (в свету), м, при пересечении | Расстояния по горизонтали (в свету), м, при давлении газопровода, МПа | ||||
| до 0,005 | св. 0,005 до 0,3 | св. 0,3 до 0,6 | св. 0,6 до 1,2 | |||
| 1. Водопровод | 0,2 | 1,0 | 1,0 | 1,5 | 2,0 | |
| 2. Канализация бытовая | 0,2 | 1,0 | 1,5 | 2,0 | 5,0 | |
| 3. Водосток, дренаж, дождевая канализация | 0,2 | 1,0 | 1,5 | 2,0 | 5,0 | |
| 4. Тепловые сети: | ||||||
| от наружной стенки канала, тоннеля | 0,2 | 0,2 | 2,0 | 2,0 | 4,0 | |
| от оболочки бесканальной прокладки | 0,2 | 1,0 | 1,0 | 1,5 | 2,0 | |
| 5. Газопроводы давлением до 1,2 МПа | 0,2 | 0,5 | 0,5 | 0,5 | 0,5 | |
| 6. Кабели силовые напряжением: | ||||||
| до 35 кВ | 0,5 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 2,0 | |
| 110-220 кВ | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 2,0 | |
| Кабели связи | 0,5 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | |
| 7. Каналы, тоннели | 0,2 | 2,0 | 2,0 | 2,0 | 4,0 | |
| 8. Нефтепродуктопроводы на территории поселений: | ||||||
| для стальных газопроводов | 0,35 | 2,5 | 2,5 | 2,5 | 2,5 | |
| для полиэтиленовых газопроводов | 0,35* | 20,0 | 20,0 | 20,0 | 20,0 | |
| Магистральные трубопроводы | 0,35* | По СНиП 2.05.06 | ||||
| 9. Фундаменты зданий и сооружений до газопроводов условным диаметром: | ||||||
| до 300 мм | – | 2,0 | 4,0 | 7,0 | 10,0 | |
| св. 300 мм | – | 2,0 | 4,0 | 7,0 | 20,0 | |
| 10. Здания и сооружения без фундамента | – | Из условий возможности и безопасности производства работ при строительстве и эксплуатации газопровода | ||||
| 11. Фундаменты ограждений, предприятий, эстакад, опор контактной сети и связи, железных дорог | – | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | |
| 12. Железные дороги общего пользования колеи 1520 мм: | ||||||
| межпоселковые газопроводы: | ||||||
| подошва насыпи или бровка откоса выемки (крайний рельс на нулевых отметках) железных дорог общей сети колеи 1520 мм | По СНиП 42-01 в зависимости от способа производства работ | 50 | 50 | 50 | 50 | |
| газопроводы на территории поселений и межпоселковые газопроводы в стесненных условиях: | ||||||
| ось крайнего рельса, но не менее глубины траншеи до подошвы насыпи и бровки выемки | 3,8 | 4,8 | 7,8 | 10,8 | ||
| 13. Ось крайнего пути железных дорог колеи 750 мм и трамвая | По СНиП 42-01 в зависимости от способа производства работ | 2,8 | 2,8 | 3,8 | 3,8 | |
| 14. Бортовой камень улицы, дороги (кромки проезжей части, укрепленной полосы, обочины) | То же | 1,5 | 1,5 | 2,5 | 2,5 | |
| 15. Наружная бровка кювета или подошва насыпи дороги | ” | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 2,0 | |
| 16. Фундаменты опор воздушных линий электропередачи напряжением: | ||||||
| до 1,0 кВ | – | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | |
| св. 1 кВ до35 кВ | – | 5,0 | 5,0 | 5,0 | 5,0 | |
| » 35 кВ | – | 10,0 | 10,0 | 10,0 | 10,0 | |
| 17. Ось ствола дерева с диаметром кроны до 5 м | – | 1,5 | 1,5 | 1,5 | 1,5 | |
| 18. Автозаправочные станции | – | 20 | 20 | 20 | 20 | |
| 19. Кладбища | – | 15 | 15 | 15 | 15 | |
| 20. Здания закрытых складов категорий А, Б (вне территории промпредприятий) до газопровода условным диаметром: | ||||||
| до 300 мм | – | 9,0 | 9,0 | 9,0 | 10,0 | |
| св. 300 мм | – | 9,0 | 9,0 | 9,0 | 20,0 | |
| То же, категорий В, Г и Д до газопровода условным диаметром: | ||||||
| до 300 мм | – | 2,0 | 4,0 | 7,0 | 10,0 | |
| св. 300 мм | – | 2,0 | 4,0 | 7,0 | 20,0 | |
| 21. Бровка оросительного канала (при непросадочных грунтах) | В соответствии со СНиП 42-01 | 1,0 | 1,0 | 2,0 | 2,0 | |
Примечания: 1. Вышеуказанные расстояния следует принимать от границ, отведенных предприятиям территорий с учетом их развития, для отдельно стоящих зданий и сооружений – от ближайших выступающих их частей, для всех мостов – от подошвы конусов.
2. Допускается уменьшение до 0,25 м расстояния по вертикали между газопроводом и электрокабелем всех напряжений или кабелем связи при условии прокладки кабеля в футляре. Концы футляра должны выходить на 2 м в обе стороны от стенок пересекаемого газопровода.
3. Знак ” – ” обозначает, что прокладка газопроводов в данных случаях запрещена.
4. При прокладке полиэтиленовых газопроводов вдоль трубопроводов, складов, резервуаров и т.д., содержащих агрессивные по отношению к полиэтилену вещества (среды), расстояния от них принимаются не менее 20 м.
5. Знак “*” обозначает, что полиэтиленовые газопроводы следует заключать в футляр, выходящий на 10 м в обе стороны от места пересечения.
Расстояние от газопровода до опор воздушной линии связи, контактной сети трамвая, троллейбуса и электрифицированных железных дорог следует принимать как до опор воздушной линии электропередачи соответствующего напряжения.
Минимальные расстояния от газопроводов до тепловой сети бесканальной прокладки с продольным дренажем следует принимать аналогично канальной прокладке тепловых сетей.
Минимальные расстояния в свету от газопровода до ближайшей трубы тепловой сети бесканальной прокладки без дренажа следует принимать как до водопровода.
Расстояние от анкерных опор, выходящих за габариты труб тепловой сети, следует принимать с учетом их сохранности.
Минимальное расстояние по горизонтали от газопровода до напорной канализации допускается принимать как до водопровода.
Минимальное расстояние от мостов железных и автомобильных дорог длиной не более 20 м следует принимать как от соответствующих дорог.
ПРИЛОЖЕНИЕ Г
(рекомендуемое)
www.zakonprost.ru
5.2. Подземные газопроводы “СВОД ПРАВИЛ. ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ СИСТЕМЫ СНиП 42-01-2002. СП 62.13330.2011” (утв. Приказом Минрегиона РФ от 27.12.2010 N 780)
не действует Редакция от 27.12.2010 Подробная информация| Наименование документ | “СВОД ПРАВИЛ. ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ СИСТЕМЫ СНиП 42-01-2002. СП 62.13330.2011” (утв. Приказом Минрегиона РФ от 27.12.2010 N 780) |
| Вид документа | приказ, правила, сп |
| Принявший орган | минрегион рф |
| Номер документа | 780 |
| Дата принятия | 20.05.2011 |
| Дата редакции | 27.12.2010 |
| Дата регистрации в Минюсте | 01.01.1970 |
| Статус | не действует |
| Публикация |
|
| Навигатор | Примечания |
5.2. Подземные газопроводы
5.2.1. Прокладку газопроводов следует осуществлять на глубине не менее 0,8 м до верха газопровода или футляра. В тех местах, где не предусматривается движение транспорта и сельскохозяйственных машин, глубина прокладки стальных газопроводов допускается не менее 0,6 м.
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 следует 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 следует прокладывать в футляре. При пересечении с тепловыми сетями следует предусматривать прокладку газопроводов в стальных футлярах.
Футляры для полиэтиленовых газопроводов всех давлений на территории поселений должны дополнительно устанавливаться на пересечении с подземными сетями инженерно-технического обеспечения, расположенными ниже трассы газопровода.
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 сетей.
5.2.4. Для строительства газопроводов применяют полиэтиленовые трубы по ГОСТ Р 50838 и соединительные детали по ГОСТ Р 52779 с коэффициентом запаса прочности не менее 2,0.
Прокладка полиэтиленовых газопроводов давлением до 0,3 МПа включительно на территориях поселений (сельских и городских) и городских округов должны осуществляться с применением труб и соединительных деталей из полиэтилена ПЭ 80 и ПЭ 100 с коэффициентом запаса прочности не менее 2,6.
При прокладке полиэтиленовых газопроводов давлением свыше 0,3 до 0,6 МПа включительно на территориях поселений и городских округов должны использоваться трубы и соединительные детали из полиэтилена ПЭ 100 с коэффициентом запаса прочности не менее 3,2. На территории сельских поселений допускается прокладка полиэтиленовых газопроводов с применением труб и соединительных деталей из полиэтилена ПЭ 80 с коэффициентом запаса прочности 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.
Коэффициент запаса прочности полиэтиленовых труб и соединительных деталей из полиэтилена ПЭ 80, применяемых для строительства газопроводов вне поселений и городских округов (межпоселковых), должен быть не менее 2,5.
При прокладке межпоселковых полиэтиленовых газопроводов давлением до 0,6 МПа включительно допускается применять трубы и соединительные детали из полиэтилена ПЭ 80 и ПЭ 100. Прокладка полиэтиленовых газопроводов с рабочим давлением свыше 0,3 МПа с применением труб из ПЭ 80 разрешается при условии прокладки на глубине не менее 0,9 м до верха трубы.
При прокладке межпоселковых полиэтиленовых газопроводов давлением свыше 0,6 до 1,2 МПа включительно должны применяться трубы и соединительные детали из полиэтилена ПЭ 100. При этом глубина прокладки газопроводов должна быть не менее 1,0 м, а при прокладке газопроводов на пахотных и орошаемых землях глубина прокладки должна быть не менее 1,2 м до верха трубы. Прокладка полиэтиленовых газопроводов с давлением свыше 0,6 МПа с применением труб из ПЭ 80 разрешается при условии увеличения глубины прокладки не менее чем на 0,1 м.
Для строительства газопроводов давлением свыше 0,6 МПа могут применяться армированные полиэтиленовые трубы и соединительные детали. При этом глубина прокладки должна быть не менее 1,0 м до верха трубы, а при прокладке газопроводов на пахотных и орошаемых землях глубина заложения должна быть не менее 1,2 м до верха трубы.
Допускается прокладка полиэтиленовых газопроводов из ПЭ 100 давлением свыше 0,6 до 1,2 МПа включительно в поселении при входе в промузел (промзону), а также в незастроенной части поселения, если это не противоречит схемам размещения объектов капитального строительства, предусмотренным генеральным планом поселения.
Для строительства полиэтиленовых газопроводов допускается использование соединительных деталей – неразъемных соединений (полиэтилен-сталь), при условии подтверждения их пригодности для применения в строительстве в установленном порядке.
Не допускается прокладка газопроводов из полиэтиленовых труб для транспортирования газов, содержащих ароматические и хлорированные углеводороды, а также паровой фазы СУГ среднего и высокого давления и при температуре стенки газопроводов в условиях эксплуатации ниже минус 20 °C.
Применение медных и армированных полиэтиленовых труб для транспортирования жидкой фазы СУГ не допускается.
zakonbase.ru
Надземные газопроводы. Прокладка газопроводов по опорам и по стенам здания. Крепление газопроводов.
⇐ ПредыдущаяСтр 2 из 4Следующая ⇒
Надземные газопроводы следует прокладывать на отдельно стоящих опорах, этажерках и колоннах из негорючих материалов или по стенам зданий. При этом разрешается прокладка:
– на отдельностоящих опорах, колоннах, естакадах и этажерках – газопроводов всех давлений;
– по стенам производственных зданий с помещениями относящимися по пожарной опасности к категориям Г и Д – газопроводов давлением до 0,6 МПа;
– по стенам общественных и жилых зданий не ниже 3 степени огнестойкости – газопроводов давленим до 0,3 МПа;
– по стенам общественных зданий и жилых зданий 4-5 степени огнестойкости – газопроводов низкого давления с условным диаметром труб, не более 50 мм. Высоту прокладки газопроводов по стенам жилых и общественных зданий следует принимать по согласованию с эксплуатирующей организацией.
Запрещается прокладка транзитних газопроводов:
– по стенам зданий детских учереждений, больниц, санаториев, культурно-зрелищных, досуговых и культовых учереждений –газопроводов всех давлений;
– по стенам жилых зданий – газопроводов среднего и высокого давления.
Соединение подземных стальних газопроводов-вводов со стояком надземного (цокольного ) ввода должно быть сварным с применением гнутых или круто изогнутых отводов. Сварные стыковые соединения на участках подземных газопроводов-вводов должны быть проверены неразрушающими методами контроля.
Газопроводы высокого давления до 0,6 МПа разрешается прокладывать по стенам, над окнами и дверными проемами одноэтажных и над окнами верхних этажей производственных зданий с помещениями, относящимися по пожарной опасности к категориям Г и Д, а также зданий отдельно стоящих котельных.
Не допускается предусматривать разъемные соединения и запорную арматуру на газопроводах под балконами и под оконными проемами жилых и общественных зданий.
На свободной территории вне проезда транспорта и прохода людей допускается прокладка газопроводов на низких опорах на высоте не менее 0,5м при условии прокладки одной или несколько труб на опоре. Газопроводы в местах выхода из земли следует заключать в футляры, надземная часть которых должна быть не менее 0,5м. Конец надземних частей футляров должен быть уплотнен битумом, для предотвращения попадання атмосферних осадков в междутрубное пространство.
Расстояние до зданий и сооружений см.таблицу
В местах прохода людей высота газопровода на опорах 2,2м.
При прокладке газопровода на опорах ближе 2 м до края проезжей части необходимо предусматривать защитное ограждение.Минимальное расстояние защитного газопровода до зданий должно быть не менее 2 м. Крепление газопроводов к опорам производится с помощью хомутов.
Допустимые пролеты между опорами:
Труба d- 20мм – 3 м
25мм – 3,5м
32мм- 4м
40мм- 4,5м
50мм- 5м
Прокладка газопровода по стенам осуществляется по кронштейнам по серии 5.905-8 (Крепление газопровода по стенам здания). Расстояние между газопроводами и стенами должно обеспечить легкий доступ для осмотра и ремонта .
Для борьбы с коррозией применяется окраска металлоконструкций и труб в 2 раза с предварительным нанесеним ґрунтовки.
Изолирующие фланцы. Назначение и место установки.
Изолирующее фланцевое соединение (ИФС). Защита газопроводов с помощью ИФС и вставок заключается в том, что газопровод разбивают на отдельные участки, за счет чего уменьшается проводимость трубы, а вместе с этим уменьшается сила тока протекающего по газопроводу и упрощается решение вопроса по их защите.
Установка ЭИФ на вводах предусматривает невозможность электрического контакта дома с газопроводом. Установка ЭИФ на газопроводах – вводов в дом не выше 2,2 м (обычно 1,6-1,8 м от поверхности земли для удобства обслуживания).
Фланцевые соединения при установке задвижек, компенсаторов должны быть зашунтированы постоянными перемычками.
Размещение отключающих устройств на газопроводе.
Отключающие устройства на газопроводах следует предусматривать:
– на вводах жилые, общественные, производственные здания, перед наружными газопотребляющими установками (передвижные котельные, битумно-варочные котлы,печи для сушки песка и обжига стройматериалов и т.д.)
– на вводах в ГРП, на выводах из ГРП при закольцованных газопроводах в системах с двумя и более ГРП;
– на ответвлениях межпоселковых газопроводов к населенным пунктам или предприятиям;
– на ответвлениях от распределительных газопроводов к отдельным микрорайонам, кварталам и отдельным группам жилых зданий;
– для секционирования распределительных газопроводов среднего и высокого давлений для возможности выполнения аварийных и ремонтных работ;
– при пересечении газопроводами водных преград, а также одной ниткой при ширине водной преграды при меженном горизонте 75м и более;
– при пересечении газопроводами железных дорог общей сети и автомобильных дорог 1 и 2 категории отключающие устройства следует размещать:
а) на тупикових газопроводах – не далее 1000 м до перехода (по ходу газа)
– перед территориями промышленных, коммунально-бытовых или других предприятий.
Отключающие устройства на наружных газопроводах следует размещать в колодцах, наземних несгораемых шкафах или оградах, а также на стенах зданий. Допускается бесколодезная подземная установка отключающих устройств, присоединяемых сваркой, предназначенных для безколодязной установки и не требующих технического обслуживания.
Отключающие устройства, предусмотренные к установке на стенах зданий, следует размещать на расстояниях от дверных проемов и открывающихся оконных промов не менее, м:
– для газопроводов низкого давления – 0,5 м;
– для газопроводов среднего давления по горизонтали – 1,0 м;
– для газопроводов высокого давления до 0,6 МПа по горизонтали -3,0 м.
Расстояния от размещаемых на стенах зданий отключающих устройств на газопроводе до приемных устройств приточной вентиляции должен быть не менее 5 м по горизонтали. При расположении отключающих устройств на высоте более 2,2м
следует предусматривать площадки из негорючих материалов с лестницами.
Назначение, устройство запорно-регулирующей арматуры?
Промышленно-трубопроводная арматура бывает:
1. запорная
2.регулирующая
3.предохранительная
4.контрольная
Запорная арматура предназначена для включения и отключения отдельных участков трубопроводов в процессе эксплуатации. К ней относят краны, вентили, задвижки.
Регулирующая арматура предназначена для изменения давления или температуры, или расхода транспортируемой среды.
Предохранительная арматура предназначена для защиты трубопроводов, газового оборудования, емкостей от излишне
высокого давления, а также для поддержания необходимого давления в трубопроводе.
Запорная арматура должна быть герметична по отношению к внешней среде. Вентили, краны, задвижки и затворы поворотные, предусматриваемые для систем газоснабжения в качестве запорной арматуры (отключающих устройств), должны быть предназначены для углеводородных газов. Герметичность затворов должна соответствовать 1 классу по ГОСТ 9544.
Краны и поворотные затворы должны иметь ограничители поворота и указатели положения «открыто-закрыто.»
Запорная арматура изготавливается из серого чугуна, ковкого чугуна, углеродистой стали, сплавы на основе меди.
Запорная арматура в соответствии с ГОСТ 4666 должна иметь маркировку на корпусе и отличительную окраску. Маркировка должная содержать товарный знак завода-изготовителя, условное или рабочее давление, условный проход и указатель направления потока, если это необходимо.
КПО на подземных газопроводах. Сроки обследования газопроводов. Оформление документации.
Подземные газопроводы (из металлических и полиэтиленовых труб), находящиеся в эксплуатации, должны подвергаться техническому обследованию, в т.ч. и комплексному приборному обследовании. КПО, с помощью приборов по специально разработанной инструкции, а при необходимости проводится также шурфование. При техническом обследовании
газопроводов должно производиться определение фактического местонахождения газопроводов, состояния сооружений и оборудования на них, герметичности, состояния защитного покрытия и электрохимзащиты.
При выполнении КПО проверяются:
местоположение и при необходимости – глубина заложения газопровода;
герметичность газопровода;
сплошность и состояние защитного покрытия.
Техническое обследование подземных стальных газопроводов проводится:
при продолжительности эксплуатации до 25 лет – не реже 1 раза в 5 лет. Первое через год после ввода в эксплуатацию;
при эксплуатации свыше 25 лет и до истечения амортизационного срока эксплуатации – не реже 1 раза в 3 года;
при включении их в план капитального ремонта или замены, а также при защитном покрытии ниже типа «весьма усиленное» – не реже 1 раза в год.
Внеочередные КПО газопроводов необходимо проводить :
– в случае,если срок эксплуатации превышает для стальных газопроводов – 40 лет, для п/эт – 50 лет;
– при обнаружении неплотности или разрывов сварных стыков, сквозных коррозионных повреждений;
– при снижении потенциала «газопровод-земля» до значений ниже минимально допустимых, при условии перерыва в работе электрозащитных установок свыше 1 месяца – в зонах влияния блуждающих токов и свыше 6 месяцев – в других случаях, предусмотренных ДСТУ Б В.2.5-29:2006 «Инженерное оборудование домов и сооружений. Внешние сети и сооружения. Системы газоснабжения . Газопроводы подземные стальные. Общие требования к защите от коррозии» .
На газопроводах, имеющих защитное покрытие ниже типа «весьма усиленное» в дополнение к КПО, должно проводиться контрольное шурфование для определения состояния труб и качества сварных стыков . Техническое обследование состояния полиэтиленовых газопроводов, проводится в сроки,установленные для стальных газопроводов.
На КПО составляется рабочий лист 2 экз., один отдается мастеру участка сетей.
Шурфование на газопроводе. Назначение шурфования. Порядок выполнения работы. Оформления документации.
Осмотр подземных стальных газопроводов с целью определения состояния защитного покрытия, где использование приборов затруднено индустриальными помехами, выполняется путем вскрытия на газопроводах контрольных шурфов длиной не менее 1,5м через каждые 500м.
Места вскрытия контрольных шурфов, их количество в зонах индустриальных помех определяются газовым предприятием или предприятием, эксплуатирующим газовое хозяйство своими силами.
Для визуального обследования выбираются участки, подверженные наибольшей коррозионной опасности,места пересечения газопроводов с другими подземными коммуникациями, конденсатосборники. При этом должно вскрываться не менее одного шурфа на каждый километр распределительных газопроводов и на каждые 200 м – дворового или внутриквартального газопровода, но не менее одного шурфа на проезд, двор или квартал.
Проверка герметичности и обнаружение мест утечек газа из подземных газопроводов в период промерзания грунта, а также на участках расположенных под усовершенствованным дорожным покрытиями, должны производится бурением скважин (или шпилькованием) с последующим взятием из них проб воздуха.
На распределительных газопроводах и вводах скважины бурятся у стыков. При отсутствии расположения стыков скважины должны буриться через каждые 2 м.
Глубина бурения их в зимнее время должна быть не менее глубины промерзания грунта, в теплое время года – соответствовать глубине укладки трубы. Скважины закладываются на расстоянии не менее 0,5м от стенки газопровода.
При использовании высокочувствительных газоискателей допускается уменьшать глубину скважин и размещать их по оси газопровода при условии, что расстоние между верхом трубы и дном скважины не менее 40 см.
Применение открытого огня для определения наличия газа в скважинах не допускается.
Шурфовой осмотр полиэтиленовых газопроводов производится только в местах установки стальных вставок.
На 1 км распределительных газопроводов и на каждой квартальной разводке проверяется не менее 1 вставки. Для возможности осмотра стыков соединений полиэтиленового газопровода со стальной вставкой длина шурфа должна быть 1,5-2 м. Вскрытие шурфов производится с помощью механизмов или вручную. Проверку изоляции и металла стальных вставок необходимо проводить не реже одного раза в 5 лет.
По результатам технического обследования стальных и полиэтиленовых газопроводов должен составляться протокол, в котором с учетом, выявленных дефектов и оценки технического состояния, следует дать заключение о возможности дальнейшей эксплуатации газопровода, необходимости в сроках его ремонта и замены. Информация о выполненных работах и результатах обследования заносится в паспорт газопровода.
Рекомендуемые страницы:
lektsia.com