Высота прокладки газопровода на опорах

Надземные газопроводы. Прокладка газопроводов по опорам и по стенам здания. Крепление газопроводов.

⇐ ПредыдущаяСтр 2 из 4

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.

⇐ Предыдущая1234

Рекомендуемые страницы:

СНиП 42-01-2002 : Наружные газопроводы

Область применения
Термины и определения
Общие требования к газораспределительным системам

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, а на территории промышленных предприятий – СНиП II-89.

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 подарками 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 и СНиП II-89. 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, 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 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.

5.1.5 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 эластичным материалом.

5.1.6 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.

5.1.7 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 газопроводами;

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 котельным;

при пересечении водных преград двумя нитками 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 I–II категорий, если отключающее устройство, обеспечивающее прекращение подачи газа на участке перехода, расположено на расстоянии от дорог более 1000 м.

5.1.8 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.

5.2.1 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.

5.2.2 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.

5.2.3 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 систем.

5.2.4 Полиэтиленовые трубы, применяемые для строительства газопроводов, должны иметь коэффициент запаса прочности по ГОСТ Р 50838 не менее 2,5.

Не допускается прокладка газопроводов из полиэтиленовых труб:

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.

5.3.1 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

Размещение надземных газопроводов	Давление газа в газопроводе, МПа, не более
1. На отдельно стоящих опорах, колоннах, эстакадах иэтажерках	1,2 (для природного газа); 1,6 (для СУГ)
2. Котельные, производственные здания спомещениями категорий В, Г и Д и здания ГНС (ГНП), общественные и бытовыездания производственного назначения, а также встроенные, пристроенные икрышные котельные к ним:
а) по стенам и кровлям зданий I и II степеней огнестойкостикласса пожарной опасности СО (поСНиП 21-01)	1,2*
II степени огнестойкости класса С1 и III степениогнестойкости класса СО	0,6*
б) по стенам зданий Ill степени огнестойкости класса С1, IVстепени огнестойкости класса СО	0,3*
IV степени огнестойкости классов С1 и С2	0,005
3. Жилые, административные, общественные ибытовые здания, а также встроенные, пристроенные и крышные котельные кним
по стенам зданий всех степеней огнестойкости	0,005
в случаях размещения ШРП на наружных стенах зданий (толькодо ШРП)	0,3
* Давление газа в газопроводе, прокладываемом поконструкциям зданий, не должно превышать величин, указанных в таблице 2для 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 11-89.

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.

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

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.

5.4.3 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 (горизонт высоких вод – ГВВ или ледохода – ГВЛ) до низа трубы или пролетного строения следует принимать:

при пересечении оврагов и балок – не ниже

Таблица 4

Водные преграды	Тип моста	Расстояние по горизонтали между газопроводом имостом, 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: низкого среднего и высокого	Одно- и двухпролетные	2 5	2 5	20 20	20 20	2 5	10 20
Примечание – Расстояния указаны от выступающихконструкций моста.

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.

5.5.1 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 – 3м.

Разрешается сокращение указанных расстояний по согласованию с организациями, в ведении которых находятся пересекаемые сооружения.

5.5.2 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 организацией.

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. При прокладке межпоселковых газопроводов в стесненных условиях и газопроводов на территории поселений разрешается сокращение этого расстояния до 10м 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.

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 –1,5м;

при производстве работ методом прокола – 2,5м.

5.5.5 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–Ill категорий должны применяться полиэтиленовые трубы не более SDR 11с коэффициентом запаса прочности не менее 2,8.

5.6.1 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 устройствами.

5.6.2 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.

5.6.3 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 контрольные трубки.

5.6.4 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 фунтов 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 1,0м для сильно и чрезмерно пучинистых грунтов.

5.6.5 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.

5.6.6 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 физическими методами.

5.7.1 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.

5.7.2 Восстановление изношенных стальных газопроводов производят без изменения давления, с повышением или понижением давления по сравнению с действующим газопроводом.

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 высокого давления.

5.7.3 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.

Газорегуляторные пункты и установки
Внутренние газопроводы
Резервуарные и баллонные установки сжиженных углеводородных газов
Газонаполнительные станции (пункты) сжиженных углеводородных газов (ГНС)
Контроль за строительством и приемка выполненных работ
Приложение Б Акт приемки законченного строительством объекта газораспределительной системы
Приложение В Библиография

Прокладка газопровода по фасаду здания снип. Охранные зоны газопроводов высокого, среднего и низкого давления

Для подачи газа от групповых установок служат стальные газопроводы, укладываемые подземно и рассчитанные на давление чистого газа 3–5 кПа, а газовоздушных смесей — 1,5–3 кПа.

Подземные газопроводы. Трассировка газопроводов по территории населенных пунктов, внутри кварталов или дворов должна обеспечивать наименьшую протяженность газопроводов и ответвлений от них к жилым зданиям, а также максимальное удаление от надземных строений (в особенности имеющих подвалы) и ненапорных подземных коммуникаций (канализационных труб, каналов для теплопроводов и других емкостей, по которым может распространиться газ). Трассировка газопроводов по незастроенным территориям должна производиться с учетом планировки будущей их застройки.
В соответствии с требованиями действующих «Правил безопасности в газовом хозяйстве» Госгортехнадзора РФ расстояния по горизонтали между газопроводами низкого давления (до 5 кПа) и другими сооружениями должны быть в свету, м, не менее:

• до фундамента зданий и сооружений, путепроводов и тоннелей — 2;
• опор наружного освещения, контактной сети и связи — 1;
• оси крайнего пути железнодорожной колеи 1520 мм — 3,8;
• оси крайнего пути трамвая — 2,8;
• бортового камня улицы, дороги — 1,5;
• наружной бровки кювета или до подошвы насыпи улицы, дороги — 1;
• фундаментов опор воздушных линий электропередачи напряжением до 1 кВ и наружного освещения — 1, свыше 1 до 35 кВ — 5, и выше — 6;
• стволов деревьев — 1,5;
• кустарников — не нормируется.

При прокладке газопроводов между зданиями и под арками зданий, а также на отдельных участках трассы, где приведенные расстояния не могут быть выдержаны, допускается их уменьшать до значений, обеспечивающих сохранность всех подземных сооружений при строительстве и ремонте каждого из них. При необходимости уменьшения расстояния применяются длинномерные бесшовные трубы с увеличенной толщиной стенок; используются гнутые отводы; сварные стыки проверяются физическими методами контроля; трубы защищаются от коррозии весьма усиленной изоляцией.

Минимальные расстояния в плане между инженерными подземными сетями по горизонтали в свету должны быть, м, не менее:

• до водопровода — 1;
• бытовой канализации — 1;
• дренажной и дождевой канализации — 1;
• газопроводов низкого, среднего, высокого давления — 0,5;
• силовых кабелей до 100 кВ и кабелей связи — 1;
• тепловых сетей и общих коллекторов – 2.

Укладка двух и более газопроводов в одной траншее допускается на одном или разных уровнях (ступенями). Расстояния между газопроводами должны быть достаточными для проведения монтажа и ремонта трубопроводов, но не менее 0,4 м для труб диаметром до 300 мм.

Расстояния по вертикали в свету при пересечении подземных газопроводов всех давлений с другими подземными сооружениями и коммуникациями должны быть, м, не менее:

• водопровод, канализация, водосток, телефонная канализация и т.д. — 0,15;
• канал теплосети — 0,2;
• электрокабель, телефонный бронированный кабель — 0,5;
• электрокабель маслонаполненный (110–220 кВ) — 1.

Рис. 5.2. Схема газоснабжения промышленного предприятия от городских газопроводов среднего давления. 1 – городской распределительный газопровод среднего (или высокого) давления; 2 – ввод газопровода; 3 – задвижка с компенсатором в глубоком колодце; 4 – подземные межцеховые газопроводы среднего или высокого давления; 5 – ГРП и центральный пункт измерения расхода газа; 6 – подземные межцеховые газопроводы среднего давления; 7 – кран; 8 – надземные газопроводы, прокладываемые по стене здания; 9 – шкафная ГРУ (ШРУ); 10 – задвижка с компенсатором в глубоком колодце (отключающее устройство цеха); 11 – штуцер с краном и пробкой для взятия пробы; 12 – продувочный газопровод; 13 – отключающее устройство (задвижка) на вводе в цех; 14 – кран в мелком колодце; 15 – надземные межцеховые газопроводы, прокладываемые по колоннам; 16 – П-образный компенсатор; 17 – задвижка на надземном газопроводе с площадкой и лестницей для его обслуживания; 18 – внутрицеховая ГРУ.

Уменьшение расстояния между газопроводом и электрокабелем или бронированным кабелем связи возможно при условии прокладки их в футлярах, при этом расстояние в свету между газопроводом и стенкой футляра должно быть, м, не менее: при прокладке электрокабеля — 0,25; бронированного кабеля связи — 0,15, а концы футляра должны выходить на 1 м в обе стороны от стенок пересекаемого газопровода.

Надземные газопроводы. Эти газопроводы в большей степени доступны надзору обслуживающего персонала, меньше подвержены деформациям, позволяют быстро устранять возможные неполадки и выполнять ­ремонтные работы без отключения потребителей. Газопроводы низкого и среднего давления допускается прокладывать по наружным стенам жилых и общественных зданий не ниже IV степени огнестойкости и отдельно стоящим несгораемым опорам, а газопроводы низкого давления с условным диаметром труб до 50 мм — по стенам жилых домов.

Надземные газопроводы следует проектировать с учетом компенсации продольных деформаций и при необходимости, когда не обеспечивается самокомпенсация, предусматривать установку компенсаторов (не сальниковых). Высота прокладки газопровода должна выбираться с учетом обеспечения его осмотра и ремонта. Под оконными проемами и балконами зданий не следует предусматривать фланцевые или резьбовые соединения на газопроводах. Газопроводы, прокладываемые по наружным стенам зданий, эстакадам, опорам, а также стояки на выходе из земли при необходимости должны быть защищены от механических повреждений. Газопроводы должны иметь уклон не менее 0.003, в низших точках необходимо устанавливать устройства для удаления конденсата. Для указанных газопроводов должна предусматриваться теплоизоляция.
Минимальные расстояния по горизонтали в свету от надземных газопроводов, проложенных на опорах, до жилых и общественных зданий должны быть не менее 2 м. Расстояния в свету между совместно проложенными и пересекающимися надземными газопроводами и трубопроводами другого назначения должны приниматься при диаметре газопровода до 300 мм не менее диаметра газопровода, но не менее 100 мм. Расстояния между опорами надземных газопроводов следует определять в соответствии с требованиями действующих «Указаний по расчету стальных трубопроводов различного назначения».
Отключающие устройства. На газопроводах предусматривается установка отключающих устройств на вводах газопроводов в отдельные здания или их группы (два смежных здания и более), а также перед наружными (открытыми) газопотребляющими установками. На подземных газопроводах их следует устанавливать в колодцах мелкого заложения с компенсаторами. На газопроводах с условным проходом менее 100 мм следует применять преимущественно П-образные компенсаторы. При стальной арматуре, присоединяемой к газопроводам с помощью сварки, компенсаторы не устанавливаются.

Установка отключающих устройств на вводах газопроводов низкого давления должна предусматриваться, как правило, снаружи здания. Для арматуры, расположенной на высоте более 2,2 м, следует предусматривать площадки из негорючих материалов с лестницами или дистанционный привод. Для обслуживания арматуры, используемой редко, допускается предусматривать применение переносной лестницы.

При прокладке в одной траншее двух и более газопровод устанавливаемая запорная арматура должна быть смещена относительно друг друга на расстояние, обеспечивающее удобство обслуживания и ремонта.

Газопроводы внутри помещений. Внутри помещений газопроводы прокладываются открыто по стенам, параллельно полу (потолку). Протяженность газопроводов СУГ от стояков до газовых приборов минимальна. Не допускаются пересечения трубами жилых комнат, а при проходе через стены — дымовых и вентиляционных каналов. При креплении газопроводов к стенам необходимо соблюдать расстояния, обеспечивающие возможность осмотра и ремонта газопроводов и установленной на них запорной арматуры. Установка кранов упорной гайкой в сторону стены недопустима.

Взаимное расположение газопроводов и электропроводки внутри зданий должно удовлетворять следующим требованиям:

• от проложенного открыто электрического провода (электропровод) до стенки газопровода должно быть выдержано расстояние не менее 10 см (оно может быть уменьшено до 5 см при прокладке электропроводов в трубках);
• в месте пересечения газопровода с открытопроложенным электропроводом последний должен быть заключен в резиновую или эбонитовую трубку, выступающую на 10 см с каждой стороны газопровода;
• при скрыто проложенном электропроводе от стенки газопровода должно быть выдержано расстояние не менее 5 см, считая до края заделанной борозды.

В местах пересечения газопровода с другими трубопроводами (водопровод, канализация) их трубы не должны соприкасаться. Для отключения газа кроме крана на каждом стояке устанавливают краны на вводе в квартиру, в лестничной клетке (при лестничном стояке), на ответвлении от стояка к приборам в кухне и перед каждым прибором. При расположении стояка в кухне и установке в квартире только одного газового прибора (плиты без счетчика) отключающий кран на отводе от стояка можно не устанавливать. Газопроводы, прокладываемые внутри помещений, должны быть выполнены из стальных труб. Соединение труб следует ­предусматривать, как правило, на сварке. Резьбовые и фланцевые соединения допускаются только в местах установки запорной арматуры и газовых приборов. ­Разъемные соединения газопроводов должны быть доступны для осмотра и ремонта.
Прокладку газопроводов внутри зданий и сооружений следует предусматривать открытой. В помещениях предприятий бытового обслуживания, общественного питания и лабораторий допускается прокладывать подводящие газопроводы к отдельным агрегатам, газовым приборам в бетонном полу с последующей заделкой труб цементным раствором. При этом для труб должна предусматриваться противокоррозионная изоляция. В местах входа газопровода в пол и выхода из него должны предусматриваться футляры, выступающие над ними не менее чем на 3 см.

Принципиально устройство газопроводов для снабжения промышленных и коммунально-бытовых предприятий с повышенным расходом газа отличается возможностью использования среднего давления. По «Правилам безопасности в газовом хозяйстве» и СНиП 42-01-02 межцеховые газопроводы на промышленных предприятиях могут быть как подземными, так и надземными. Выбор способа прокладки межцеховых газопроводов зависит от степени насыщенности территории подземными коммуникациями, типа грунтов и покрытий, характера строительных сооружений и зданий, расположения цехов, потребляющих газ, и технико-экономических соображений. Как правило, на предприятиях предпочтение отдается надземной прокладке межцеховых газопроводов.

Рис. 5.1. Схема газоснабжения предприятия от городского газопровода низкого давления. 1 – городской распределительный газопровод низкого давления; 2 – ввод газопровода; 3 – задвижка с компенсатором в глубоком колодце; 4 – гидравлический затвор; 5 – продувочный газопровод; 6 – штуцер с краном и пробкой для взятия пробы; 7 – подземные межцеховые (дворовые) газопроводы низкого давления; 8 – кран в мелком колодце.

Схемы газоснабжения предприятий, как и способы прокладки газопроводов, разнообразны. При выборе схемы необходимо руководствоваться техническими и экономическими требованиями, а также требованиями надежности и безопасности: обеспечение необходимых параметров горючего газа (давление и расход) перед газовыми горелками тепло­агрегатов; минимальные капитало- и металловложения (минимальные диаметры и длины газопроводов, число ГРП и ГРУ); обеспечение надежных и безопасных строительно-монтажных и пусконаладочных работ, эксплуатации.

В зависимости от расхода и давления газа, режима работы теплоагрегатов, территориального расположения потребителей газа на предприятии и технико-экономических показателей и с учетом практики проектирования и эксплуатации различают несколько типовых схем газо­снабжения промышленных и коммунально-бытовых предприятий.

Коммунально-бытовые предприятия со сравнительно небольшим расходом газа и теплоагрегатами, работающими на газе низкого давления (фабрики-кухни, столовые, встроенные отопительные котельные с секционными котлами и др.), как правило, присоединяются к городским газопроводам низкого давления или резервуарным паркам (для комплексов автономного газоснабжения пропан-бутановыми смесями) (рис. 5.1).

Схема газоснабжения состоит из ввода газопровода с общим отключающим устройством, межцеховых газопроводов с отключающими устройствами перед каждым цехом, продувочных газопроводов и таких элементов, как контрольные трубки, контрольные проводники, конденсатосборники (для влажных газов), компенсаторы и др.

Общее отключающее устройство (задвижку) устанавливают на вводе газопровода. Оно предназначено для отключения подачи газа при ремонте или аварии системы газоснабжения. Продувочные газопроводы предназначены для удаления воздуха и газовоздушной смеси и заполнения системы чистым газом во время первоначального и последующих (после ремонтов межцеховых газопроводов или длительном отключении системы) пусков. Для определения качества продувки на продувочном газопроводе устанавливают штуцер с краном для отбора пробы среды, состав которой может быть определен на газоанализаторе.

В рассматриваемой схеме газоснабжения условно принята подземная прокладка газопроводов. На схеме не показаны конденсатосборники: для централизованного газоснабжения применяется осушенный природный газ, а при использовании влажных горючих газов газопроводы прокладываются с уклоном и в низких точках системы устанавливаются конденсатосборники.

Средние и крупные промышленные предприятия присоединяются к городским распределительным газопроводам среднего или высокого ­давления (рис. 5.2). В качестве примера принято, что в цехах 2 и 3 теплоагрегаты работают на газе среднего давления (давление газа перед горелками агрегатов принято равным), а в цехах 1 и 4 — на газе низкого давления. После общего отключающего устройства на межцеховом газопроводе начального давления газа установлен газорегуляторный пункт (ГРП), предназначенный для снижения давления газа с высокого или среднего до среднего давления, необходимого для теплоагрегатов цехов 2 и 3 с учетом потерь давления. В здании ГРП смонтирован центральный пункт измерения расхода газа, предназначенный для хозяйственных расчетов предприятия с поставщиком. В цехах 1 и 4 для использования газа низкого давления дополнительно установлены газорегуляторная установка (ГРУ).

Для межцеховых газопроводов принята смешанная схема прокладки — подземная и надземная. Надземные газопроводы могут прокладываться по наружным стенам и несгораемым покрытиям промышленных зданий с производствами, отнесенными по пожарной опасности к категориям В, Г и Д, а также по отдельно стоящим колоннам (опорам) и эстакадам из ­несгораемых материалов. Важное замечание: газопроводы высокого давления могут прокладываться по стенам производственных зданий только над окнами верхних этажей или по глухим стенам.

Диаметры газопроводов определяются гидравлическим расчетом при максимальном расходе газа с учетом перспективного роста потребления, связанного с развитием предприятия, и допустимых потерь давления. Все подземные стальные газопроводы защищаются от коррозии, вызываемой грунтом и блуждающими электрическими токами. Для этого применяются меры как пассивной, так и активной защиты.

К особенностям автономных систем газоснабжения, использующих низкие и средние давления, относится преимущественное использование горелок с принудительной подачей воздуха, оптимизированных для работы на газе низкого давления. В этом случае отпадает необходимость в редуцировании давления, как это необходимо делать при снабжении от централизованных магистралей природного газа (снижение давления в регуляторах достигает 0,1–0,2 МПа).

Таблица 5.5. Давление газа в подающих магистралях для разных потребителей

Потребители газа	Давление газа, МПа
Производственные здания, в которых величина давления газа обусловлена требованиями производства	1,2
Прочие производственные здания	0,6
Бытовые здания промышленных предприятий отдельно стоящие, пристроенные к производственным зданиям и встроенные в эти здания	0,3
Административные здания	0,005
Котельные
отдельно стоящие на территории производственных предприятий	1,2
отдельно стоящие на территории поселений	0,6
пристроенные, встроенные и крышные производственных зданий	0,6
пристроенные, встроенные и крышные общественных, административных и бытовых зданий	0,3
пристроенные, встроенные и крышные жилых зданий	0,005
Общественные здания (кроме зданий, в которых установка газового оборудования требованиями СНиП 2.08.02 не допускается) и складские	0,005
Жилые здания	0,003

Таблица 5.6. Давление газа в надземных газопроводах в зависимости от класса потребителей и особенностей размещения

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	0,005
3. Жилые, административные, общественные и бытовые здания, а также встроенные, пристроенные и крышные котельные к ним
по стенам зданий всех степеней огнестойкости	0,005
в случаях размещения ШРП на наружных стенах зданий (только до ШРП)	0,3

* — Давление газа в газопроводе, прокладываемом по конструкциям зданий, не должно превышать величин, указанных в таблице 7.3. для соответствующих потребителей.

Любой современный мегаполис и даже самое маленькое поселение никак не обходятся без использования газопроводов: и жилые дома, и промышленные предприятия обязательно используют газ — для отопления и других хозяйственных нужд. Проблема в том, что такие инженерные сооружения крайне опасны, даже самое мелкое их повреждение чревато большой аварией и даже катастрофой. Именно поэтому существуют охранные зоны газопроводов.

Определение

Сначала нужно дать определение самому понятию «газопровод». Это инженерное сооружение, состоящее из труб и опор, на которых они крепятся, а также из разнообразного сопутствующего оборудования, помогающего в доставке газа потребителю.

Топливо подаётся под определённым давлением, и его транспортировка сильно зависит от географических параметров участка. Газопроводы используются двух типов: распределительные и магистральные — в зависимости от силы давления. Охранные зоны газопроводов тоже зависят от этих параметров целиком и полностью.

Виды и типы

Первый тип магистральных газопроводов имеет давление до десяти МПа, а второй — до двух с половиной МПа. Распределительные трубы бывают трёх видов: низкого давления — до пяти тысячных МПа, среднего давления — до трёх десятых МПа, и высокого давления — до шести десятых МПа. Трубы прокладывают подземным, надземным и подводным способами, соответственно, отсюда и название по данной классификации. Охранные зоны газопроводов тоже различаются в зависимости от давления и способа прокладки.

Главной функцией охранных зон является запрет на строительство в данном районе. Охранные зоны газопроводов определяются специальными документами, содержащими характеристики труб, способ прокладки трубопровода и допустимое давление внутри.

Ширина зоны охраны зависит от этих характеристик. Благодаря ей обеспечивается бесперебойное функционирование объекта, сохранность, целостность и возможность обслуживания. Работа в охранной зоне газопровода проводится согласованно с организацией, которая эксплуатирует данный объект.

Запрещено

В охранной зоне нельзя строить компостные ямы, возводить подвалы, работать со сваркой, устанавливать заграждения, мешающие доступу к трубам, создавать свалки и своевольно подключаться к газопроводу.

Охранная зона газопровода среднего давления обычно снабжена специальными столбиками с табличками, на которых дана следующая информация: название и географическая привязка объекта, расстояние до оси трубопровода, размер охранной зоны, контактные данные организации, которая обслуживает объект. Такие таблички могут располагаться на опорах электропередач, на вышках сотовой связи.

Размеры

Правила охраны трубопроводов предусматривают обустройство защитных территорий. Охранная зона газопровода высокого давления распределительного газопровода составляет десять метров по обе стороны от него. Магистральные имеют пятьдесят метров охранной территории. Если по трубам идёт доставка сжиженного газа, зона охраны — не менее ста метров. Обычный трубопровод среднего давления требует четыре метра такой территории, а охранная территория газопровода низкого давления составляет всего два метра.

Проектная и техническая документация в обязательном порядке содержит всю перечисленную выше информацию и хранится в проектром бюро, которое чаще всего и является организацией обслуживания этого инженерного сооружения. Акт, выданный органами местного самоуправления или исполнительной власти, и фиксация охранной зоны на генеральном плане являются документами для создания особой территории вокруг газопровода.

Эксплуатация

Основными мероприятиями, которые проводятся в охранных зонах эксплуатирующей организацией, являются следующие: дважды в год проводится инструктаж с собственниками земли, где находится охранная зона магистрального газопровода и любого другого, по технике безопасности; один раз в год — корректировка трассы с внесением всех изменений в документацию проекта, и если трансформация действительно необходима, изменяется и сама охранная зона газопровода. СНиП (строительные нормы и правила), регламентирующие все нормативы технического, правового и экономического характера, а также инженерные изыскания, должны быть соблюдены.

В связи с изменениями, обнаруженными в течение года, необходимо изменить и саму разметку специальными столбиками, располагающимися на расстоянии не больше пятисот метров друг от друга. Таким образом обозначаются все изгибы труб, которые должна повторить и охранная зона газопровода. Сколько метров от одного изгиба до другого — неважно, их всё равно нужно в обязательном порядке фиксировать. Также все пересечения с другими объектами, принадлежащими инфраструктуре (мосты, дороги и тому подобное), должны быть обозначены табличками. Предупреждение о том, что здесь проходит охранная зона газопровода (магистрального или распределительного), — обязательное условие.

Информация на табличках

Обязателен знак запрещения стоянки и даже остановки транспорта, не относящегося к эксплуатирующей газопровод организации. Наряду с информацией о глубине залегания (если он подземный) газопровода даётся обозначение его направления. Первая табличка стоит вертикально, последующие — с обозначением пройденного километража — ставятся под углом 30 градусов для наглядного контроля с воздушного судна.

Необходимо соблюдать все меры безопасности на такой важной территории как охранная зона газопровода (низкого давления в том числе). Благодаря этому минимизируется риск и ущерб последствий аварий. Несанкционируемые работы в непосредственной близости недопустимы, поскольку может случиться не только пожар, но и взрыв. Информация об ответственности указывается на табличках. Риск повреждения газопровода тоже должен быть минимизирован.

Возможные трагические случайности

От нанесения вреда газопроводам и другим опасным объектам мало кто застрахован. Повредить изоляцию или даже саму трубу может каждый собственник территории, на которой находится охранная зона, если без согласования затеет большую стройку или прокладку, например, водопровода на участке. Повреждение труб является большим административным нарушением и предусматривает штраф от пяти тысяч рублей в зависимости от причинённого ущерба.

Если охранные зоны газопроводов хорошо обозначены на местности, а профилактические работы проводятся своевременно и внимательно, то внештатные ситуации, которые связаны с этим видом инженерных сооружений, не случатся, что поможет сохранению материальных средств, здоровья и даже жизни людей.

Система газоснабжения

Это очень сложный комплекс, в котором сооружения предназначены не просто для транспортировки, но и для обработки, и для распределения газа среди потребителей. Система состоит из самих газовых сетей, то есть газопроводов трёх видов — низкого, высокого и среднего давления, а также из газораспределительных станций, газорегуляторных пунктов и установок, служб и вспомогательных сооружений. Всё это предназначено для нормальной и бесперебойной работы всей системы газоснабжения. Она должна быть безопасной в эксплуатации, простой и удобной в обслуживании, иметь возможность отключения отдельных участков для ремонтных работ или в случае аварии.

Охранная зона газопровода — главное условие безопасной работы всей этой системы. Даже подводные переходы газопровода включают особую территорию независимо от категории труб. Она будет равняться ста метрам в каждую сторону от трубы.

Правила РФ для охранных зон

Газораспределительтные сети должны иметь охранные зоны следующего порядка:

• вдоль трассы наружного газопровода — по два метра с каждой стороны;
• вдоль трассы подземного газопровода (полиэтиленовые трубы и медный провод, обозначающий трассу) — три метра со стороны провода и два — с другой стороны;
• вдоль трассы наружного газопровода на вечной мерзлоте (независимо от материала) — по десять метров с каждой стороны;
• окружающие отдельностоящий газорегуляторный пункт — десять метров от границы объекта;
• вдоль трассы межпоселкового газопровода, проходящего по лесу или кустарникам — просека в три метра шириной с каждой стороны.

Газопровод низкого давления служит для бытовых потребителей, небольших котельных, предприятий общественного питания и других подобных целей. Трубопроводы с газом среднего или высокого давления предназначены для подведения к городским распределительным сетям через ГРП — газораспределительные пункты. Кроме того, они нужны для подачи газа к промышленным предприятиям и коммунальным хозяйствам с помощью ГРУ (газорегуляторные установки).

Расшифровка указателей

Таблички-указатели, установленные в охранных зонах, бывают зелёного и жёлтого цвета, обозначающего материал, из которого сделана труба: жёлтая — полиэтилен, а зелёная — сталь. На жёлтой табличке верхняя строка — давление данного газопровода и материал трубы. Например, ПЭ 0,6. Это значит, что труба выполнена из полиэтилена, и давление в ней — 0,6 МПа. Если газопровод низкого давления, то об этом скажут буквы «н.д.» вместо цифр.

Во второй строке обозначены транспортируемая среда и диаметр самой трубы. Например, ГАЗ 50. Это значит, что по трубе диаметром пятьдесят миллиметров транспортируется газ. Вариантность тут может быть только с цифрами, поскольку диаметр труб разнообразный.

Если есть третья строка, то на ней обозначено сооружение подземного газопровода. Например, УП 20. Это значит, что в данном месте угол поворота — двадцать градусов.

Четвёртая строка самая важная, на ней стрелки и цифры, указывающие направление от оси таблицы. Например, стрелка направо, под которой цифра 3, и стрелка вниз, под которой цифра 7. Это значит, что газопровод развёрнут на три метра вправо и на семь метров вперёд.

Прокладка газопроводов: Подземная и надземная

Компания ООО «ЭКФОСТРОЙ» предлагает свои услуги по прокладке газопроводов. Наша компания осуществляет как подземную прокладку газопровода в траншее или методом ГНБ, так и надземную прокладку газопровода на опорах или по стенам зданий и строений.
Прокладка газопровода — процесс сложный и трудоемкий. Проводится монтаж газопровода в несколько этапов.

Укладка стального газопровода в траншею

Проектирование будущего газопровода. При проектировании учитываются характеристики участка, где будет проходить газопровод: ландшафт, грунтовые и климатические особенности, архитектурные условия, перспектива развития местности. Выбор типа газопровода — надземный или подземный.
Подбор оборудования. Оборудование подбирается в соответствии с проектом газопровода и с учетом характеристик местности.

Прокладка стального газопровода

Укладка газопровода. Самый длительный и трудный процесс. Во время монтажа газопровода проходит подготовка грунта, при подземной прокладке трассы вырывается траншея. При необходимости устраивается водоотлив. После очистки траншеи роются приямки в местах сварки труб и изоляции стыков. Далее устраивается естественное или искусственное основание под газопровод. Трубы опускаются в траншею на основание; сваривают трубы, производя монтаж фасонных частей и установку арматуры. Затем газопровод подбивают и присыпают грунтом (кроме стыков). После всех этих работ возводятся стенки и перекрытия колодцев и камер.
Пуско-наладка. Газопровод продувается воздухом и предварительно испытывается на прочность, проверяется качество сварных швов и фланцевых соединений. Потом изолируются стыки и засыпают трубопровод.

Испытание газопровода. Окончательное испытание газопровода проводится после завершения строительно-монтажных работ.
Техническое обслуживание. Техническое сопровождение технических средств.

Полиэтиленовый подземный газопровод. Прокладка

Прокладывать газопровод допускается подземным или надземным методом. Надземная технология является наиболее экономичной по цене. Способ прокладки под землей в цене более дорогой, но в то же время более безопасен.
При наличии возможности газопроводы обычно прокладывают по населенным пунктам под землей, материал труб при этом рекомендуется выбирать ПЭ (полиэтиленовый). Некоторые участки сети в крупных населенных пунктах могут прокладываться и над землей, но слишком длинными они практически никогда не бывают. Надземная прокладка газопровода чаще предусматривается на территории промышленных предприятий.

Прокладка полиэтиленового газопровода

Прокладка подземного газопровода
На местности сборка газопровода выполняется с соблюдением следующих нормативов: расстояние между газопроводом и другими поземными коммуникациями не должно быть менее 0,2 м; в местах пересечения с коммуникационными коллекторами трубы протягиваются в футляре; прокладываются газовые магистрали выше других инженерных систем; футляры за пределы пересечения выводятся на расстояние не менее 2 м; концы футляров заделываются гидроизоляционными материалами.
Глубина прокладки газопровода должна составлять по нормативам не менее 0,8 м. Но как правило, траншеи под такие системы выкапывают на один и более метров. В любом случае глубина прокладки должна быть такой, чтобы температура стенки трубы не опускалась ниже 15 градусов.

Прокладка подземного газопровода
Технология прокладки подземных газопроводов

Подземный газопровод прокладывается в следующей последовательности:

• производится разметка строительной полосы и геодезическая разбивка горизонтальных и вертикальных углов поворотов;
• одноковшовым экскаватором с обратной лопатой производятся земляные работы;
• выполняется ручная доработка траншеи;
• выравнивается дно траншеи;
• непосредственно перед укладкой на участок доставляются трубы;
• трубы подвергаются осмотру с целью обнаружения дефектов;
• плети укладываются в траншею;
• выполняются сварные и соединительные работы;
• производятся испытания газопровода;
• выполняются работы по засыпке траншеи.

Две нитки прокладки газопровода

Прокладка надземного газопровода

Требования прокладки газопроводов этого типа предусмотрены следующие:

над землей газопровод должен располагаться не ниже 2,2м в местах прохода людей, 5м — над автодорогами, 7,1м — над трамвайными путями, 7,3м — в тех местах, где ездят троллейбусы;
расстояние между неподвижными опорами магистрального газопровода должно быть равно максимум 100м при диаметре трубы до 300 мм, с увеличением диаметра газопровода расстояние между опорами увеличивается и определяется расчетными формулами;
трубы стальные газопроводные, предназначенные для прокладки над землей, должны иметь толщину стенки не менее 2 мм.
распределительные газопроводы в населенных пунктах также могут прокладываться по опорам.
расстояние между опорами напрямую зависит от диаметра труб. Расстояние между опорами распределительного газопровода Ду-50 должно быть не более 3,5м, и в любом случае определяется расчетными формулами.

Надземная прокладка газопровода из полиэтиленовых труб не допускается.

ТТК АГНКС N 56. Монтаж опор надземной прокладки газопровода на территории АГНКС

ТИПОВАЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ КАРТА (ТТК)

МОНТАЖ ОПОР ДЛЯ НАДЗЕМНОЙ ПРОКЛАДКИ ГАЗОПРОВОДА НА ТЕРРИТОРИИ АГНКС

Список техдокументации

I. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

I. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

1.1. Типовая технологическая карта (именуемая далее по тексту ТТК) — комплексный организационно-технологический документ, разработанный на основе методов научной организации труда для выполнения технологического процесса и определяющий состав производственных операций с применением наиболее современных средств механизации и способов выполнения работ по определённо заданной технологии. ТТК предназначена для использования при разработке Проектов производства работ (ППР), Проектов организации строительства (ПОС) и другой организационно-технологической документации строительными подразделениями. ТТК является составной частью Проектов производства работ (далее по тексту — ППР) и используется в составе ППР согласно МДС 12-81.2007.
1.2. В настоящей ТТК приведены указания по организации и технологии производства работ по монтажу опор для надземной прокладки газопровода на территории АГНКС.
Определён состав производственных операций, требования к контролю качества и приемке работ, плановая трудоемкость работ, трудовые, производственные и материальные ресурсы, мероприятия по промышленной безопасности и охране труда.
1.3. Нормативной базой для разработки технологической карты являются:
— типовые чертежи;
— строительные нормы и правила (СНиП, СН, СП);
— заводские инструкции и технические условия (ТУ);
— нормы и расценки на строительно-монтажные работы (ГЭСН-2001 ЕНиР);
— производственные нормы расхода материалов (НПРМ);
— местные прогрессивные нормы и расценки, нормы затрат труда, нормы расхода материально-технических ресурсов.
1.4. Цель создания ТТК — дать рекомендуемую нормативными документами схему технологического процесса при производстве строительно-монтажных работ по монтажу опор для надземной прокладки газопровода на территории АГНКС, с целью обеспечения их высокого качества, а также:
— снижение себестоимости работ;
— сокращение продолжительности строительства;
— обеспечение безопасности выполняемых работ;
— организации ритмичной работы;
— рациональное использование трудовых ресурсов и машин;
— унификации технологических решений.
1.5. На базе ТТК разрабатываются Рабочие технологические карты (РТК) на выполнение отдельных видов работ (СНиП 3.01.01-85* «Организация строительного производства») по монтажу опор для надземной прокладки газопровода на территории АГНКС.
Конструктивные особенности их выполнения решаются в каждом конкретном случае Рабочим проектом. Состав и степень детализации материалов, разрабатываемых в РТК, устанавливаются соответствующей подрядной строительной организацией, исходя из специфики и объема выполняемых работ.
РТК рассматриваются и утверждаются в составе ППР руководителем Генеральной подрядной строительной организации.
1.6. ТТК можно привязать к конкретному объекту и условиям строительства. Этот процесс состоит в уточнении объемов работ, средств механизации, потребности в трудовых и материально-технических ресурсах.
Порядок привязки ТТК к местным условиям:
— рассмотрение материалов карты и выбор искомого варианта;
— проверка соответствия исходных данных (объемов работ, норм времени, марок и типов механизмов, применяемых строительных материалов, состава звена рабочих) принятому варианту;
— корректировка объемов работ в соответствии с избранным вариантом производства работ и конкретным проектным решением;
— пересчёт калькуляции, технико-экономических показателей, потребности в машинах, механизмах, инструментах и материально-технических ресурсах применительно к избранному варианту;
— оформление графической части с конкретной привязкой механизмов, оборудования и приспособлений в соответствии с их фактическими габаритами.
1.7. Типовая технологическая карта разработана для инженерно-технических работников (производителей работ, мастеров, бригадиров) и рабочих, выполняющих работы в III-й температурной зоне, с целью ознакомления (обучения) их с правилами производства работ по монтажу опор для надземной прокладки газопровода на территории АГНКС, с применением наиболее современных средств механизации, прогрессивных конструкций и способов выполнения работ.
Технологическая карта разработана на общий объём монтажных работ — 1,343 т, в том числе:

— подвижные опоры	— 15 шт.;
— неподвижные опоры	— 3 шт.

II. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

2.1. Технологическая карта разработана на комплекс работ по монтажу опор для надземной прокладки газопровода на территории АГНКС.
2.2. Работы по монтажу опор для надземной прокладки газопровода на территории АГНКС, выполняются механизированным отрядом в одну смену, продолжительность рабочего времени в течение смены составляет:

час.

2.3. В состав работ, последовательно выполняемых при монтаже опор для надземной прокладки газопровода на территории АГНКС, входят следующие технологические операции:
— подготовка мест опирания опор;
— подготовку металлоконструкций опор к монтажу;
— монтаж металлоконструкций опор.
2.4. Технологической картой предусмотрено выполнение работ комплексным механизированным звеном в составе: автомобильный стреловой кран КС-45717 (грузоподъемность Q=25,0 т); седельный тягач КамАЗ-54115-15 с бортовым полуприцепом СЗАП-93271 (грузоподъемность Q=25,0 т); бурильно-сваебойная машина БМ-811 (трубчатый дизельмолот СП-75А с весом бойка Р=1,25 т, максимальная длина забиваемых свай =12 метров, вес Р=3,0 т); передвижная бензиновая электростанция Honda ET12000 (3-фазная 380/220 В, N=11 кВт, m=150 кг); сварочный генератор (Honda) EVROPOWER ЕР-200Х2 (однопостовый, бензиновый, Р=200 А, Н=230 В, вес m=90 кг); окрасочный аппарат безвоздушного распыления DP-6555 (P — 227 Бар, напряжение 220 В/50 Гц, N — 1800 Вт, m=66 кг); промышленный пылесос А-230/КБ (N=2,4 кВт); электрическая шлифовальная машинка PWS 750-125 фирмы Bosch (Р=1,9 кг; N=750 Вт); ручная инжекторная газовая горелка Р2А-01; ручной глубинный вибратор ИВ-47Б.

Рис.1. Грузовые характеристики автомобильного стрелового крана КС-45717

Рис.2. Бурильно-сваебойная машина БМ-811

Рис.3. Седельный тягач КамАЗ-54115-15 + полуприцеп СЗАП-93271

Рис.4. Окрасочный аппарат DP-6555

Рис.5. Промышленный пылесос А-230/КБ

Рис.6. Электростанция

Рис.7. Сварочный генератор

Рис.8. Электрошлифмашинка

Рис.9. Инжекторная газовая горелка Р2А-01
а — горелка; б — инжекторное устройство; 1 — мундштук; 2 — ниппель мундштука; 3 — наконечник; 4 — трубчатый мундштук; 5 — смесительная камера; 6 — резиновое кольцо; 7 — инжектор; 8 — накидная гайка; 9 — ацетиленовый вентиль; 10 — штуцер; 11 — накидная гайка; 12 — шланговый ниппель; 13 — трубка; 14 — рукоять; 15 — сальниковая набивка; 16 — кислородный вентиль

Рис.10. Автобетоносмеситель CБ-159А

Рис.11. Глубинный вибратор

2.5. Для монтажа опор для надземной прокладки газопровода применяют следующие строительные материалы: бетон класса по прочности на сжатие В 15, W6, F100, отвечающий требованиям ГОСТ 7473-2010; бетон класса по прочности на сжатие В7,5, W4, F50, отвечающий требованиям ГОСТ 7374-2010; электроды 4,0 мм Э-42 по ГОСТ 9466-75; эмаль ПФ-1331 по ГОСТ 926-82*; грунтовка ГФ-021 по ГОСТ 25129-82; кислород технический газообразный, отвечающий требованиям ГОСТ 5583-78; ацетилен растворенный технический, отвечающий требованиям ГОСТ 5457-60; круг шлифовальный, зачистной «Vertex» размером 230х6,0х22,0 мм, отвечающий требованиям ТУ 3982-002-00221758-2009; трубы стальные, электросварные, прямошовные 89х4 мм, 108х4 мм по ГОСТ 10704-91, марка стали Вст3 пс2 по ГОСТ 1050-88*.
2.6. Работы по монтажу опор для надземной прокладки газопровода на территории АГНКС следует выполнять, руководствуясь требованиями следующих нормативных документов:
— СП 48.13330.2011. «Организация строительства. Актуализированная редакция СНиП 12-01-2004»;
— СП 126.13330.2012. Геодезические работы в строительстве. Актуализированная редакция СНиП 3.01.03-84;
— Пособие к СНиП 3.01.03-84. Производство геодезических работ в строительстве;
— СНиП 3.02.01-87. «Земляные сооружения. Основания и фундаменты»;
— Пособие к СНиП 3.02.01-83*. «Пособие по производству работ при устройстве оснований и фундаментов»;
— П2-2000 к СНиП 3.03.01-87. Производство бетонных работ на стройплощадке;
— СП 63.13330.2012. «Бетонные и железобетонные конструкции. Основные положения. Актуализированная редакция СНиП 52-01-2003»;
— СП 50-101-2004. «Проектирование и устройство оснований и фундаментов зданий и сооружений»;
— СП 52-101-2003. «Бетонные и железобетонные конструкции без предварительного напряжения арматуры»;
— СНиП 3.03.01-87. Несущие и ограждающие конструкции;
— СП 16.13330.2011. «Стальные конструкции. Актуализированная редакция СНиП II-23-81* и СП 53-102-2004»;
— СНиП III-18-75. Металлические конструкции;
— Пособие к СНиП III-18-75. «Методы контроля сварных соединений металлических конструкций и трубопроводов, выполняемых в строительстве»;
— СТО НОСТРОЙ 2.10.64-2012. Сварочные работы. Правила и контроль монтажа, требования к результатам работ;
— СНиП 3.04.03-85. «Защита строительных конструкций и сооружений от коррозии»;
— ГОСТ 10704-91. «Трубы стальные, электросварные, прямошовные»;
— СТО НОСТРОЙ 2.33.14-2011. Организация строительного производства. Общие положения;
— СТО НОСТРОЙ 2.33.51-2011. Организация строительного производства. Подготовка и производство строительно-монтажных работ;
— СНиП 12-03-2001. Безопасность труда в строительстве. Часть 1. Общие требования;
— СНиП 12-04-2002. Безопасность труда в строительстве. Часть 2. Строительное производство;
— ПБ 10-14-92. Правила устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов;
— ПБ-10-382-00. Правила устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов Госгортехнадзора России;
— ВСН 274-88. Правила техники безопасности при эксплуатации стреловых самоходных кранов;
— ГОСТ 12.3.009-76*. ССБТ. Работы погрузочно-разгрузочные. Общие требования безопасности;
— ГОСТ 12.3.020-80*. ССБТ. Процессы перемещения грузов на предприятиях. Общие требования безопасности;
— ПОТ РМ-007-98. Межотраслевые правила по охране труда при погрузочно-разгрузочных работах и размещении грузов;
— РД 11-02-2006. Требования к составу и порядку ведения исполнительной документации при строительстве, реконструкции, капитальном ремонте объектов капитального строительства и требования, предъявляемые к актам освидетельствования работ, конструкций, участков сетей инженерно-технического обеспечения;
— РД 11-05-2007. Порядок ведения общего и (или) специального журнала учета выполнения работ при строительстве, реконструкции, капитальном ремонте объектов капитального строительства;
— МДС 12-29.2006. «Методические рекомендации по разработке и оформлению технологической карты».

III. ОРГАНИЗАЦИЯ И ТЕХНОЛОГИЯ ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТ

3.1. В соответствии с СП 48.13330.2001 «Организация строительства. Актуализированная редакция СНиП 12-01-2004» до начала выполнения строительно-монтажных работ на объекте Подрядчик обязан в установленном порядке получить у Заказчика проектную документацию и разрешение (ордер) на выполнение строительно-монтажных работ. Выполнение работ без разрешения (ордера) запрещается.
3.2. До начала производства работ по монтажу опор для надземной прокладки газопровода на территории АГНКС необходимо провести комплекс организационно-технических мероприятий, в том числе:
— разработать ППР на строительство АГНКС и согласовать его Генеральным подрядчиком и техническим надзором Заказчика;
— решить основные вопросы, связанные с материально-техническим обеспечением строительства;
— назначить лиц, ответственных за безопасное производство работ, а также их контроль и качество выполнения;
— обеспечить участок утвержденной к производству работ рабочей документацией;
— укомплектовать бригады монтажников стальных конструкций, ознакомить их с проектом и технологией производства работ;
— провести инструктаж членов бригады по технике безопасности;
— установить временные инвентарные бытовые помещения для хранения строительных материалов, инструмента, инвентаря, обогрева рабочих, приёма пищи, сушки и хранения рабочей одежды, санузлов и т.п.;
— подготовить к производству работ машины, механизмы и оборудования и доставить их на объект;
— обеспечить рабочих ручными машинами, инструментами и средствами индивидуальной защиты;
— обеспечить строительную площадку противопожарным инвентарем и средствами сигнализации;
— оградить строительную площадку и выставить предупредительные знаки, освещенные в ночное время;
— обеспечить связь для оперативно-диспетчерского управления производством работ;
— доставить в зону работ необходимые материалы, приспособления, инвентарь;
— установить, смонтировать и опробовать строительные машины, средства механизации работ и оборудование по номенклатуре, предусмотренные РТК или ППР;
— составить акт готовности объекта к производству работ;
— получить у технического надзора Заказчика разрешение на начало производства работ.
3.3. Общие положения
3.3.1. Монтаж опор для надземной прокладки газопровода осуществляют в соответствии с требованиями СНиП, Рабочего проекта, утвержденного Проекта производства работ и инструкций заводов-изготовителей. Замена предусмотренных проектом металлоконструкций допускается только по согласованию с проектной организацией и заказчиком.
3.3.2. Опоры подвижные и неподвижные изготавливают в условиях строительного участка из стальных, электросварных, прямошовных труб 108 и 89 мм.
3.3.3. Под нижний конец опоры, в пробуренной скважине устраивают подушку из тощего бетона кл.В7,5. В скважину опускным методом, устанавливается опора и пазухи скважины заливаются бетоном класса В15 с уплотнением.
3.3.4. Сварные монтажные соединения производить по ГОСТ 5264-80* электродами Э42А по ГОСТ 9467-75*. Высоту сварных швов, не обозначенных на чертежах, принять по наименьшей из толщин свариваемых элементов. Минимальные толщины угловых швов принимать по таблице 38 СП 16.13330.2011.
3.3.5. Все сварные швы, необходимо предъявить представителю технического надзора Заказчика для осмотра и подписания Акта освидетельствования скрытых работ, в соответствии с Приложением 3, РД 11-02-2006.
3.3.6. После окончания сварочных работ, боковую поверхность опоры, находящуюся в земле до монтажа, покрывают лаком БТ N 577. Лак БТ N 577 предназначен для создания покрытия, не требующего предварительного нанесения грунта и обеспечивающего долговременную защиту от коррозии стальных, бетонных и железобетонных конструкций, эксплуатирующихся в условиях открытой промышленной атмосферы умеренного и холодного климата, а также в условиях погружения в пресную/морскую воду или грунт. Срок службы двухслойного покрытия толщиной 180 мкм в условиях открытой атмосферы умеренного или холодного климата составляет не менее 15 лет. Покрытие рекомендуется для защиты надземной и подземной части стальных опор, в том числе эксплуатируемых в сезонно талом (сезонно мерзлом) слое, многолетнемерзлых грунтах. Покрытие обладает противопучинистыми свойствами, т.к. обеспечивает снижение на 27-34% сил смерзания стальной сваи с песчаными, глинистыми мерзлыми или промерзающими грунтами, а также цементно-песчаной смесью.
3.3.7. Надземную часть опоры окрашивают двумя слоями эмали ПФ-1331 по слою грунтовки ГФ-021 общей толщиной не менее 80 мкм. Внешний вид лакокрасочного покрытия должен соответствовать показателям V класса по ГОСТ 9.032-74*.
Грунтовка ГФ-021 предназначается для грунтования поверхностей черных металлов с целью защиты их от коррозии и преждевременного старения. Нанесение грунтовки ГФ-021 обеспечивает долговечность и противокоррозионную стойкость системы лакокрасочного покрытия. Грунтовка ГФ-021 стойка к действию нитроэмалей, минерального масла, растворам соли.
Эмаль ПФ-1331 — специальный лакокрасочный материал, относящийся к группе пентафталиевых алкидных эмалей, представляет собой суспензию пигментов в водной эмульсии алкидного лака с добавлением сиккатива и растворителя. Предназначается для окрашивания загрунтованных металлических поверхностей, эксплуатируемых в атмосферных условиях. Эмаль обладает прекрасными эксплуатационными характеристиками, стойка к воздействию влаги, солнечного нагрева, резких перепадов температур. Созданное ЛКМ покрытие практически не выгорает и сохраняет свои декоративные свойства в течение длительного периода.
3.4. Подготовительные работы
3.4.1. До начала монтажа опор для надземной прокладки газопровода должны быть полностью закончены предусмотренные ТТК подготовительные работы, в т.ч.:
— выполнена геодезическая разбивка местоположения опор;
— на промышленной площадке строительной организации изготовлены опоры;
— устроены временные подъездные дороги для автотранспорта и подготовлены площадки для складирования конструкций и работы крана;
— готовые опоры перевезены и соскладированы на приобъектном складе;
— в зону монтажа опор доставлены необходимые монтажные средства, приспособления и инструменты.
3.4.2. Геодезическую разбивку мест устройства опор производят от точки врезки в существующий стальной газопровод (расположение опор см. рис.12).
Разбивку котлованов под опоры начинают с нахождения и закрепления центра первой опоры, выполняя следующие действия:
— от точки врезки в направлении существующего газопровода откладывают расстояние =1,4 м, в полученной точке забивают стальной гвоздь 1 длиной 200 мм и из полученной точки (УП 1, a=90°) восстанавливают перпендикуляр;
— по перпендикуляру откладывают расстояния =0,6 м и в полученной точке забивают колышек — это будет центр первой опоры ПО-1;

Рис.12. План расположения опор

— центрируют над гвоздем 1 тахеометр и вдоль перпендикуляра дают направление на центры соседних опор ПО-2, ПО-3 и закрепляют их колышками обозначая центры будущих скважин под опоры;
— от опоры ПО-3 откладывают расстояние =0,6 м, в полученной точке забивают стальной гвоздь 2 длиной 200 мм и из полученной точки (УП 2, a=90°) восстанавливают перпендикуляр;
— центрируют над гвоздем 2 тахеометр и вдоль перпендикуляра дают направление на центры соседних опор ПО-4, НО-1, ПО-5 и закрепляют их колышками обозначая центры будущих скважин под опоры;
— от опоры ПО-5 откладывают расстояние =6,9 м, в полученной точке забивают стальной гвоздь 3 длиной 200 мм и из полученной точки (УП 3, a=90°) восстанавливают перпендикуляр;
— центрируют над гвоздем 3 тахеометр и вдоль перпендикуляра дают направление на центры соседних опор ПО-6, ПО-7, НО-2, ПО-8, ПО-9, ПО-10, ПО-11 и закрепляют их колышками обозначая центры будущих скважин под опоры;
— от опоры ПО-10 откладывают расстояние =1,5 м, в полученной точке забивают стальной гвоздь 4 длиной 200 мм и из полученной точки (УП 4, a=90°) восстанавливают перпендикуляр;
— центрируют над гвоздем 4 тахеометр и вдоль перпендикуляра дают направление на центры соседних опор ПО-12, ПО-13, ПО-14 и закрепляют их колышками обозначая центры будущих скважин под опоры;
— от опоры ПО-14 откладывают расстояние =3,9 м, в полученной точке забивают стальной гвоздь 5 длиной 200 мм и из полученной точки (УП 5, a=90°) восстанавливают перпендикуляр;
— центрируют над гвоздем 5 тахеометр и вдоль перпендикуляра дают направление на центры соседних опор ПО-15, НО-3 и закрепляют их колышками обозначая центры будущих скважин под опоры;

Рис.13. Схема привязки неподвижной опоры НО-3 к фундаменту Фм-8

— створы осей опор геодезист переносит на верхнюю кромку обноски и закрепляет их рисками.
По окончании разбивки опор проверяют по тахеометру положение опор в ряду и на расстоянии 3,0 м от них закрепляют их створными кольями. Точность разбивки назначается по СНиП 3.01.03-84 (табл.2) и согласовывается с проектной организацией или непосредственно ею рассчитывается и задается. Закрепительные знаки (колышки с отметками) сохраняются до сдачи опор Заказчику. Поврежденные в процессе работ разбивочные точки необходимо сразу восстановить.
Выполненные работы необходимо предъявить представителю технического надзора Заказчика для осмотра, и документального оформления путем подписания Акта разбивки осей объекта капитального строительства на местности в соответствии с Приложением 2, РД 11-02-2006 и получить разрешение на монтаж опор.
3.4.3. При изготовлении стальных опор выполняют следующие технологические операции:
— газовая резка трубы ручным газовым резаком Р2А-01. В качестве горючего газа при кислородной резке труб применяется ацетилен растворенный технический (режим резки см. табл.1). Прежде чем начать работу, необходимо проверить правильность присоединения рукавов к резаку (кислородный рукав присоединяют к штуцеру с правой резьбой, рукав ацетилена — к штуцеру с левой резьбой), инжекцию в каналах ацетилена, герметичность всех разъемных соединений. Утечку газа в резьбовых соединениях устраняют их подтягиванием;
— разметка линии резки осуществляют мелом с помощью шаблона, чтобы исключить образование «косого стыка»;
— зачистка зоны реза шириной 50-100 мм от окалины, ржавчины, пыли, масляных и жирных пятен концов трубы и сегментов при помощи электрошлифмашинки PWS 750-125;
— после остывания кромки с поверхности реза электрошлифмашинкой PWS 750-125 удаляют шлак и грат.

Режимы ручной кислородной резки с применением в качестве горючего газа ацетилена

Таблица 1

Составляющие режима резки	Параметры режимов резки при толщине стали, мм
		10
Номер внутреннего мундштука
Номер наружного
Давление кислорода, кгс/см	2,5-3	3-3,5	3,5-4	4,5-5	5,5-6			8,5-9,5
Давление ацетилена, (кгс/см)	0,1-0,5
Скорость резки, мм/мин
Расход кислорода, м/м	0,014-0,019	0,106-0,111	0,180-0,184	0,280-0,292	0,533-0,545	1,350-1,400	1,800-1,870	2,460-3,450	5,300-5,330	8,710-8,750
Расход ацетилена, м/м	0,019-0,021	0,027-0,030	0,031-0,034	0,038-0,042	0,060-0,064	0,075-0,079	0,094-0,101	0,093-0,131	0,167-0,175	0,238-0,250
Ширина реза по нижней кромке, не более, мм	3,0	3,5	3,5	4,0	5,0	5,5	6,0	7,0	8,0	10,0

— к нижнему концу опоры приваривают при помощи электродов Э-42 и сварочного генератора (Honda) EVROPOWER ЕР-200Х2 стальной лист 120х120х6 мм. Катет сварных швов принимают по наименьшей толщине свариваемых элементов, т.е. трубы;
— к верхнему концу опоры приваривают при помощи электродов Э-42 и сварочного генератора (Honda) EVROPOWER ЕР-200Х2 стальной швеллер N 8П, длиной =220 мм (ПО-1ПО-6, ПО-10) или стальной лист (остальные опоры). Катет сварных швов принимают по наименьшей толщине свариваемых элементов, т.е. трубы;

Рис.14. Схема оголовка подвижной хомутовой опоры ПО-7ПО-9, ПО-11, ПО-15
1 — хомут; 2 — подушка лист t=3 мм; 3 — гайка по ГОСТ 5916-70*; 4 — электроизолирующая прокладка

При Дн=159 мм d — М16; а=180 мм; b=100 мм; =150 мм; h=10 мм; =86 мм; D=18 мм; m=1,32 кг.

Рис.15. Схема оголовка неподвижной опоры НО-2 и НО-3

— очистка поверхности опоры металлическими щетками от ржавчины;
— очистка поверхности опоры при помощи ветоши и Уайт-спирита от масляных и жировых пятен;
— обеспыливание поверхности при помощи промышленного пылесоса А-230/КБ;
— обезжиривание поверхности сольвентом нефтяным;
— подготовка стальной поверхности опор должна быть выполнена до степени очистки Sa 2.5 (ИСО 8501-1), допускается очистка до степени St3 (ИСО 8501-1);
— окраска боковой поверхности опор, на расстоянии =2,3 м от опорной площадки (эта часть опоры будет находиться в земле) лаком БТ N 577 в два слоя толщиной 70+80 мкм при помощи окрасочного аппарата безвоздушного распыления DP-6555. Лак наносится при температуре окружающей среды от минус 25°С до плюс 35°С и высокой относительной влажности воздуха. Время высыхания до степени «3» при температуре +20°C — не более 1 часа, при температуре -25°C — 2 часа.

Подключение частного дома к газовой сети это всегда большие хлопоты и как правило большие затраты. Перво-наперво в случае с подключением газа нужно указать на то что это многоэтапный процесс, тут и установка счетчика учета газа, и оформление всех необходимых документов, и составление проекта и конечно же монтаж коммуникаций как внутренних, так и внешних.
Причем тут особо нужно указать на оборудование газопровода, а если быть точнее отвода газовой трубы от основной трубы до дома. На такой отвод требуется не мало труб, которые нужны для строительства трубопровода и для установки опор, на которых этот трубопровод будет держаться.
Кстати, если сейчас в большинстве случаев монтажом газового трубопровода занимаются специалисты, то раньше этим как правило занимались сами хозяева, а также знакомые или на крайний случай калымщики.
Само собой, в случае с газом шуток быть не может, поэтому «варкой» труб газопровода должны заниматься исключительно специалисты, а вот установкой стоек и другими прочими работами можно заняться и самостоятельно сэкономив тем самым не малую сумму.
Сделать и установить газовые стойки довольно просто.
Итак, для изготовления газовых стоек нужно использовать ту же трубу которую они будут держать. Помимо того, понадобится стальной пруток, шлифовальная машинка, рулетка и сварочный аппарат.
Сначала надо нарезать необходимое количество труб требуемого размера. Количество должно быть рассчитано заранее исходя из того что на каждые 4-6 метров трубопровода должно приходится по одной стойке, тут есть и исключения.
Что касается длины, то тут все зависит от желаемой высоты, опять же она должна быть заранее определена, важно лишь не забыть про ту часть трубы, которая в процессе установки будет замурована в землю, это примерно 50 см.
Для того чтобы сделать одну стойку надо, как уже говорилось, приготовить трубу, а также два отрезка прута, длина прутов зависит от размера трубы, чем толще труба тем длиннее должны быть прутки.
В общем вся задача заключается в том чтобы приварить прутки к одному из концов трубы сделав тем самым усики, которые будут придерживать трубу на месте. Усы нужно расположить в точках деления трубы на две равные половины.
Установка стоек не отличается особой сложностью. Для этого сначала нужно выкопать необходимое количество ямок, потом замесить бетонный раствор, а затем произвести установку, сделав так чтобы все трубы имели одну высоту и так чтобы все они имели идеально вертикальное положение.