ГОСТ Р 58778-2019 Системы газораспределительные. Сети газораспределения и газопотребления. Газопроводы высокого давления категории 1а.
ГОСТ Р 58778-2019
НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Системы газораспределительные
СЕТИ ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ И ГАЗОПОТРЕБЛЕНИЯ
Газопроводы высокого давления категории 1а
Gas distribution systems. Distribution networks and consumers gas network. Gas pipelines of high pressure category 1a
ОКС 23.040
Дата введения 2020-05-01
Предисловие
1 РАЗРАБОТАН Акционерным обществом "Головной научно-исследовательский и проектный институт по распределению и использованию газа" (АО "Гипрониигаз"), Акционерным обществом "Газпром газораспределение" (АО "Газпром газораспределение")
2 ВНЕСЕН подкомитетом ПК 4 "Газораспределение и газопотребление" Технического комитета по стандартизации ТК 23 "Нефтяная и газовая промышленность"
3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 20 декабря 2019 г. N 1427-ст
4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ
Правила применения настоящего стандарта установлены в статье 26 Федерального закона от 29 июня 2015 г. N 162-ФЗ "О стандартизации в Российской Федерации". Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе "Национальные стандарты", а официальный текст изменений и поправок - в ежемесячном указателе "Национальные стандарты". В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты". Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.gost.ru)
Введение
Настоящий стандарт разработан для обеспечения положений Технического регламента [1] при проектировании, реконструкции, строительстве и эксплуатации (включая консервацию и ликвидацию) сетей газораспределения и газопотребления 1а категории.
Настоящий стандарт принят в целях:
- установления норм проектирования, реконструкции, строительства и обеспечения условий безопасной эксплуатации сетей газораспределения и газопотребления 1а категории;
- защиты жизни и/или здоровья граждан, имущества физических и юридических лиц, государственного и муниципального имущества;
- охраны окружающей среды, жизни и/или здоровья животных и растений;
- обеспечения энергетической эффективности.
1 Область применения
1.1 Настоящий стандарт распространяется на проектирование, реконструкцию, строительство и эксплуатацию (включая консервацию и ликвидацию) газопроводов высокого давления 1а категории сетей газораспределения и сетей газопотребления (далее - газопроводов сетей газораспределения и газопотребления), транспортирующих природный газ по ГОСТ 5542 газотурбинным и парогазовым установкам (далее - ГТУ и ПГУ).
1.2 Положения настоящего стандарта распространяются на:
- газопроводы сети газораспределения, транспортирующие природный газ давлением свыше 1,2 МПа до 5,5 МПа включительно и прокладываемые вне территории населенных пунктов и по территории производственной зоны населенных пунктов исключительно до границ производственных площадок, с размещенными ГТУ и ПГУ;
- газопроводы сети газопотребления, транспортирующие природный газ давлением свыше 1,2 МПа до 2,5 МПа включительно и прокладываемые по территории производственных площадок с размещенными ГТУ и ПГУ от отключающего устройства на сети газораспределения до площадки подготовки газа;
- сооружения, технические устройства на сетях газораспределения (узлы пуска и приема ВТУ, установки электрохимической защиты от коррозии, запорная арматура (крановые узлы), электроизолирующие вставки и т.п.), пункты редуцирования газа, опознавательные и предупредительные знаки, вдольтрассовые проезды (при необходимости) и др.
1.3 Положения настоящего стандарта не распространяются на газопроводы сетей газораспределения и газопотребления, прокладываемые и эксплуатируемые в особых грунтовых и природных условиях. Перечень особых грунтовых и природных условий приведен в СП 62.13330.2011.
1.4 Настоящий стандарт предназначен для применения юридическими лицами (далее - организациями) и индивидуальными предпринимателями, осуществляющими деятельность по проектированию, строительству, реконструкции и эксплуатации (включая консервацию и ликвидацию) газопроводов высокого давления 1а категории сетей газораспределения и газопотребления, указанных в 1.1.
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие документы:
ГОСТ 9.402 Единая система защиты от коррозии и старения. Покрытия лакокрасочные. Подготовка металлических поверхностей к окрашиванию
ГОСТ 9.602-2016 Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии
ГОСТ 12.0.004 Система стандартов безопасности труда. Организация обучения безопасности труда. Общие положения
ГОСТ 5542 Газы горючие природные промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия
ГОСТ 7512 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод
ГОСТ 9238 Габариты железнодорожного подвижного состава и приближения строений
ГОСТ 9544 Арматура трубопроводная. Нормы герметичности затворов
ГОСТ 16037 Соединения сварные стальных трубопроводов. Основные типы, конструктивные элементы и размеры
ГОСТ 24297 Верификация закупленной продукции. Организация проведения и методы контроля
ГОСТ 24856 Арматура трубопроводная. Термины и определения
ГОСТ 34027 Система газоснабжения. Магистральная трубопроводная транспортировка газа. Механическая безопасность. Назначение срока безопасной эксплуатации линейной части магистрального газопровода
ГОСТ Р 12.3.047 Система стандартов безопасности труда. Пожарная безопасность технологических процессов. Общие требования. Методы контроля
ГОСТ Р 51164 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии
ГОСТ Р 53865 Системы газораспределительные. Термины и определения
ГОСТ Р 54983-2012 Системы газораспределительные. Сети газораспределения природного газа. Общие требования к эксплуатации. Эксплуатационная документация
ГОСТ Р 55436 Системы газораспределительные. Покрытия из экструдированного полиэтилена для стальных труб. Общие технические требования
ГОСТ Р 55724 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые
СП 18.13330.2011 "СНиП II-89-80 Генеральные планы промышленных предприятий"
СП 28.13330.2012 "СНиП 2.03.11-85 Защита строительных конструкций от коррозии"
СП 33.13330.2012 "СНиП 2.04.12-86 Расчет на прочность стальных трубопроводов"
СП 36.13330.2012 "СНиП 2.05.06-85 Магистральные трубопроводы"
СП 45.13330.2017 "СНиП 3.02.01-87 Земляные сооружения, основания и фундаменты"
СП 62.13330.2011 "СНиП 42-01-2002 Газораспределительные системы"
СП 86.13330.2014 "СНиП III-42-80 Магистральные трубопроводы"
СП 119.13330.2017 "СНиП 32-01-95 Железные дороги колеи 1520 мм"
СП 126.13330.2012 "СНиП 3.01.03-84 Геодезические работы в строительстве"
СП 245.1325800.2015 Защита от коррозии линейных объектов и сооружений в нефтегазовом комплексе. Правила производства и приемки работ
Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов и сводов правил в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты" за текущий год. Если заменен ссылочный документ, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого документа с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого документа с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.
3 Термины и определения
В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ Р 53865, ГОСТ 24856, а также следующие термины с соответствующими определениями:
3.1 бестраншейные технологии: Технологии прокладки газопровода закрытым способом (без вскрытия земной поверхности над ними).
Примечание - К бестраншейным технологиям (методам) относятся ГНБ, прокол, продавливание и др.
3.2 электроизолирующая вставка: Изделие, устанавливаемое на газопроводе и предназначенное для обеспечения электрического разъединения защищаемого катодной защитой объекта от незащищаемого, а также электрического секционирования трубопроводов, проходящих в зонах воздействия блуждающих токов.
3.3
|
газотурбинная установка; ГТУ: Газотурбинный двигатель и все основное оборудование, необходимое для генерирования энергии в полезной форме.
[ГОСТ Р 51852-2001, пункт 2] |
3.4 опорная часть: Несущая часть опоры, передающая нагрузку от газопровода на опору.
3.5 парогазовая установка; ПГУ: Энергетическая установка (энергоблок), в которой электроэнергия вырабатывается генератором газотурбинной установки и паротурбинным агрегатом за счет пара, в том числе полученного при утилизации теплоты уходящих газов газотурбинной установки.
3.6 пожарный риск: Мера возможности реализации пожарной опасности объекта защиты и ее последствий для людей и материальных ценностей.
Примечание - Расчет пожарного риска выполняется в соответствии с ГОСТ Р 12.3.047.
3.7 производственная зона: Зона размещения производственных объектов.
3.8 производственная площадка: Часть территории производственного объекта с размещенными зданиями и сооружениями, в т.ч. ГТУ и ПГУ.
3.9 срок безопасной эксплуатации: Календарная продолжительность эксплуатации газопровода сети газораспределения и газопотребления, устанавливаемая при проектировании, в пределах которой должны выполняться требования промышленной безопасности.
3.10 техническое устройство: Составная часть сети газораспределения либо сети газопотребления (арматура трубопроводная, компенсаторы, электроизолирующие вставки, средства электрохимической защиты от коррозии) и иные составные части сетей газораспределения и сетей газопотребления.
4 Сокращения и обозначения
В настоящем стандарте приведены следующие сокращения и обозначения:
АДС - аварийно-диспетчерская служба;
ВЛ - воздушные линии;
ВТУ - внутритрубные устройства;
ГВВ - горизонт высоких вод;
ГВЛ - горизонт высокого ледохода;
ГНБ - горизонтально-направленное бурение;
ГРО - газораспределительная организация;
ГРС - газораспределительная станция;
ГТУ - газотурбинная установка;
КИП - контрольно-измерительный пункт;
ПГУ - парогазовая установка;
ПОС - проект организации строительства;
ППР - проект производства работ;
ПУМ - поражение ударом молнии;
ТУ - технические условия;
УДЗ - установка дренажной защиты;
УКЗ - установка катодной защиты;
ЭХЗ - электрохимическая защита;
D - наружный диаметр трубы;
5 Проектирование
5.1 Общие положения
5.1.1 Газопроводы высокого давления 1а категории относят к объектам с повышенным уровнем ответственности на основании [2] и [3] (статья 4, части 7 и 8).
5.1.2 Границами газопроводов сети газораспределения является запорная арматура, расположенная на выходе из ГРС за ее территорией, и перед производственной площадкой объекта вне его территории. В соответствии с актом разграничения эксплуатационной ответственности сторон допускается размещение запорной арматуры на территории производственной площадки.
5.1.3 При подаче газа после ГРС по сетям газораспределения давлением свыше 2,5 МПа до 5,5 МПа следует предусматривать пункт редуцирования газа с блоком подогрева для понижения давления до 2,5 МПа.
Пункт редуцирования газа должен размещаться от границ территорий производственных объектов, в том числе с производственной площадкой с размещенными ГТУ и ПГУ на расстоянии 150 м при диаметре газопровода до 300 мм и 175 м при диаметре газопровода свыше 300 мм до 600 мм.
Технические решения по устройству пунктов редуцирования газа рекомендуется принимать с учетом СП 62.13330.2011 (раздел 6).
5.1.4 Минимальные расстояния от газопроводов сети газораспределения до зданий и сооружений принимают с учетом расчета пожарного риска, но не менее указанных в приложении А, а от газопроводов сети газопотребления - в приложении Б.
Указанные в приложении А расстояния до объектов, зданий и сооружений не относятся к объектам, зданиям и сооружениям магистрального трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов.
5.1.5 Диаметры газопроводов определяют в соответствии с нормами технологического проектирования. Толщина стенки трубы, допустимые радиусы свободного изгиба газопроводов в вертикальной и горизонтальной плоскостях определяют расчетами на прочность в соответствии с СП 33.13330.2012, СП 36.13330.2012. Расчеты на прочность выполняют с учетом коэффициента надежности согласно [3] (статья 16, часть 7).
Минимальный радиус изгиба газопровода из условия пропуска ВТУ принимают не менее пяти номинальных диаметров трубы.
5.1.6 Выбор трассы газопровода сети газораспределения и газопотребления осуществляют в соответствии с [2], [4], [5], а также с учетом необходимости защиты населения и территории от чрезвычайных ситуаций техногенного характера.
5.1.7 При выборе трассы газопровода учитывают:
- перспективное развитие городов и населенных пунктов, промышленных, сельскохозяйственных и других объектов, железных и автомобильных дорог, а также условия строительства и обслуживания газопровода сети газораспределения и газопотребления в период его эксплуатации;
- инженерно-геодезические, инженерно-геологические, инженерно-гидрометеорологические и инженерно-экологические условия;
- диаметр и протяженность газопровода;
- способы прокладки газопровода.
5.1.8 Прокладка газопровода сети газораспределения и газопотребления не допускается:
- в населенных пунктах, кроме территорий населенных пунктов, законодательно отнесенных к производственным зонам, исключительно к производственным площадкам и по территории производственных площадок, на которых размещены ГТУ и ПГУ;
- через тело насыпи земляного полотна железной и автомобильной дороги;
- в тоннелях автомобильных и железных дорог;
- в тоннелях совместно с электрическим кабелем и кабелями связи и трубопроводами иного назначения;
- по мостам железных и автомобильных дорог всех категорий, виадукам и пешеходным мостам;
- под мостами железных и автомобильных дорог всех категорий, под виадуками и пешеходными мостами, под и над тоннелями различного назначения;
- в одной траншее с электрическими кабелями, кабелями связи и трубопроводами иного назначения, за исключением случаев, когда кабель технологической связи данного газопровода прокладывается в одном футляре с газопроводом на переходах через железные и автомобильные дороги.
5.1.9 Запорную арматуру (крановые узлы) на газопроводах сети газораспределения предусматривают:
- в месте подключения к газопроводу на расстоянии от 5 до 20 м от ограждения ГРС;
- перед территорией производственной площадки с ГТУ и ПГУ (охранные краны) на расстоянии от 5 до 20 м от ограды. При соответствующем обосновании запорную арматуру размещают на территории производственной площадки ГТУ и ПГУ не далее 5 м от ограждения;
- на линейной части газопровода с целью секционирования на расстояниях не более 15 км;
- при пересечении с водными преградами на обоих берегах на отметках не ниже отметок 10%-ной обеспеченности ГВВ и выше расчетного уровня ледохода (ГВЛ) 2%-ной обеспеченности, а на берегах горных рек на отметках не ниже отметок 2%-ной обеспеченности ГВВ;
- при пересечении с железными дорогами общей сети и автомобильными дорогами I-III категории на расстоянии не более 1000 м от крайнего рельса и подошвы насыпи земляного полотна автомобильной дороги. Минимальное расстояние от крайнего рельса и подошвы насыпи земляного полотна автомобильной дороги до запорной арматуры принимается при проектировании с учетом рельефа местности и наличии сетей инженерно-технического обеспечения.
5.1.10 Допускается совмещение охранных кранов с кранами, входящими в состав узлов пуска и приема ВТУ.
5.1.11 Запорную арматуру на параллельно прокладываемых нитках газопроводов сети газораспределения или газопотребления смещают не менее чем на 100 м друг от друга.
5.1.12 Запорную арматуру, как правило, предусматривают в подземном исполнении с кранами бесколодезной установки.
5.1.13 Класс герметичности затвора запорной арматуры должен соответствовать классу "А" по ГОСТ 9544.
5.1.14 Запорную арматуру применяют равнопроходную с пневмо-, гидро- или пневмогидроприводом.
Равнопроходную запорную арматуру принимают во всех случаях. Выбирают привод при проектировании по согласованию с заказчиком.
5.1.15 Для управления кранами, оборудованными пневмоприводом, гидроприводом или пневмо-гидроприводом, предусматривают систему резервирования импульсного газа. Перед узлами управления на трубках отбора импульсного газа устанавливают электроизолирующие вставки.
5.1.16 Запорную арматуру оснащают автоматикой аварийного закрытия. Автоматы аварийного закрытия линейных кранов должны обеспечивать закрытие арматуры при скорости падения давления газа в газопроводе в диапазоне от 0,1 до 0,35 МПа в мин.
5.1.17 В местах установки запорной арматуры (крановых узлов) предусматривают опознавательные знаки и металлическое ограждение.
5.1.18 На крановых узлах предусматривают продувочные свечи, диаметр которых определяют расчетом из условия опорожнения газопровода между запорной арматурой в течение 1,5-2 ч.
5.1.19 Высоту продувочной свечи принимают по результатам расчета рассеивания, выполненным по сертифицированным программам, разработанным в соответствии с [6], но не менее 3 м от уровня земли.
5.1.20 Расстояние от продувочных свечей крановых узлов до мостов и виадуков принимают не менее 300 м, а до крайних неотклоненных проводов воздушной линии электропередачи в соответствии с [7].
5.1.21 Необходимость устройства вдольтрассовых дорог для обслуживания газопроводов на период эксплуатации и технологических проездов на период строительства определяют при проектировании.
5.1.22 Для проектирования вдольтрассовых дорог и дорог к крановым узлам газопровода оформляют аренду земельных участков или право ограниченного пользования чужими участками (сервитут) в соответствии с [4] (статьи 22 и 23).
5.1.23 По трассе газопровода предусматривают установку:
- опознавательных знаков на подземных участках газопровода вне поселений в пределах прямой видимости, на расстоянии не более 500 м, в пределах промышленной зоны поселений - через 200 м, а также на углах поворота газопровода, в местах пересечения с инженерными сетями. Высоту опознавательных знаков принимают не менее 1,5-2,0 м от поверхности земли;
- предупредительных и сигнальных знаков при пересечении с железными и автомобильными дорогами, на переходах с водными преградами.
Опознавательные, предупредительные и сигнальные знаки выполняют с цветографическим отображением.
5.1.24 Для очистки полости трубы и проведения внутритрубной диагностики на газопроводе предусматривают узлы пуска и приема ВТУ.
5.1.25 Газопроводы в пределах очищаемого участка (между узлами пуска и приема ВТУ) не должны иметь изменений диаметра.
5.1.26 Газопроводы и узлы приема ВТУ оборудуют сигнальными приборами, осуществляющими контроль за прохождением очистных и диагностических устройств.
5.1.27 Для централизованного управления работой газопровода и сооружениями на нем предусматривают линии технологической связи. Линии технологической связи предусматривают кабельными или радиорелейными, и прокладывают вдоль газопровода с отводами к местам расположения запорной арматуры и оборудования.
5.1.28 Для обеспечения безопасных условий эксплуатации и исключения повреждений газопроводов и сооружений на них устанавливают охранные зоны в соответствии с нормативными правовыми актами Российской Федерации.
5.1.29 Срок безопасной эксплуатации газопроводов и технических устройств назначают в проектной документации в соответствии с [1] (пункт 76), [3] (статья 33) и ГОСТ 34027.
5.2 Прокладка сетей газораспределения
5.2.1 Прокладку сетей газораспределения, как правило, предусматривают подземно.
5.2.2 Глубину прокладки подземных газопроводов принимают с учетом климатических и гидрогеологических условий, а также в зависимости от внешних воздействий на газопроводы. Глубину заложения подземного газопровода до верха трубы принимают не менее 1,0 м и не менее 1,2 м при прокладке по пахотным и орошаемым землям.
5.2.3 Для секционирования зон действия ЭХЗ различных участков газопровода (электрического отсечения подземных газопроводов от надземных, секционирования подземных) предусматривают электроизолирующие вставки.
Для обеспечения электрического разъединения защищаемого катодной защитой газопровода от незащищаемого, заземленного или имеющего собственную систему ЭХЗ сооружения, а также электрического секционирования трубопроводов, проходящих в зонах воздействия блуждающих токов, предусматривают электроизолирующие вставки.
5.2.4 Необходимость и места установки электроизолирующих вставок для повышения эффективности ЭХЗ газопроводов определяют в проектной документации.
5.2.5 При пересечении проектируемых подземных газопроводов с действующими газопроводами расстояние в свету принимают не менее 0,35 м. Пересечения газопроводов с другими сетями инженерно-технического обеспечения (водопроводом, канализацией, кабелями и др.) предусматривают в соответствии с СП 18.13330.2011.
Угол пересечения принимают равным 90°, в стесненных условиях в обоснованных случаях допускается уменьшать угол пересечения до 60°.
5.2.6 Надземная прокладка газопровода или его отдельных участков в каждом конкретном случае должна быть обоснована.
5.2.7 Надземные газопроводы проектируют, как правило, с учетом обеспечения самокомпенсации продольных деформаций.
5.2.8 При проектировании участков надземных газопроводов учитывают продольные и поперечные перемещения газопровода от температурных воздействий.
5.2.9 Величину пролетов (расстояния между неподвижными и свободноподвижными опорами) надземного газопровода определяют расчетом на прочность.
5.2.10 Опоры и опорные части под газопровод предусматривают из негорючих материалов, конструкцию которых принимают при разработке проектной документации.
5.2.12 Высоту прокладки газопровода принимают в соответствии с СП 18.13330.2011, но не менее 0,5 м в местах отсутствия проезда транспорта и прохода людей.
5.2.13 В районах массового перегона животных или местах их естественной миграции высоту прокладки надземного газопровода принимают по согласованию с заинтересованными организациями.
5.2.14 При пересечении надземным газопроводом ВЛ электропередач напряжением до 1 кВ расстояние от проводов ВЛ электропередач при их наибольшей стреле провеса до элементов газопровода принимают не менее 1 м. На ВЛ электропередач предусматривают двойное крепление проводов, опоры ВЛ, ограничивающие пролет пересечения с газопроводом - анкерного типа. Газопровод в пролете пересечения заземляют. Сопротивление заземлителя должно быть не более 10 Ом.
5.2.15 В местах пересечения надземного газопровода с ВЛ электропередач напряжением свыше 1 кВ до 110 кВ газопровод должен иметь защитное устройство, предотвращающее попадание на него электрических проводов в случае их обрыва и необорванных проводов при падении опор, ограничивающих пролет пересечения, и исключающих перетекание тока на газопровод.
5.2.16 Конструкцию защитного устройства выполняют из негорючих материалов.
5.2.17 Защитное устройство должно выступать от крайних проводов по обе стороны пересечения на расстояние, равное высоте опоры, и иметь заземление в соответствии с [7]. Величина сопротивления заземлителя должна быть не более 10 Ом.
5.2.18 Пересечение ВЛ электропередач напряжением 110 кВ и выше с надземными газопроводами не допускается.
5.2.19 Участки газопровода, прокладываемые в водонасыщенных грунтах, рассчитывают против всплытия (на устойчивость положения) и при необходимости предусматривают специальные конструкции для балластировки и закрепления газопровода.
5.3 Прокладка газопроводов сетей газопотребления
5.3.1 Прокладку газопроводов сетей газопотребления предусматривают преимущественно надземной. Подземная прокладка допускается при соответствующем обосновании.
5.3.2 Прокладку газопровода по территории производственной площадки до пункта подготовки газа предусматривают, как правило, вдоль проездов и дорог, со стороны, противоположной пешеходной дорожке.
5.3.3 Не допускается прокладка газопровода по стенам зданий.
5.3.4 Газопроводы прокладывают на высоких или низких опорах и эстакадах. Допускается прокладка газопроводов на эстакадах с другими технологическими трубопроводами и электрическими кабелями при условии соблюдения [7]. При этом газопроводы размещают в верхнем ярусе эстакады. Конструкцию опор и эстакад выполняют из негорючих материалов.
5.3.5 Высоту прокладки газопровода принимают по СП 18.13330.2011 с учетом расчетного прогиба трубы.
5.3.6 При пересечении газопроводом ВЛ электропередач предусматривают меры его защиты в соответствии с 5.2.
5.3.7 Газопровод прокладывают с уклоном, обеспечивающим сток конденсата к месту его выпуска в процессе эксплуатации и при опорожнении газопровода перед проведением ремонтных работ. Уклон принимают не менее:
- 2‰ - если направления стока жидкости и потока газа совпадают;
- 3‰ - если они не совпадают.
5.3.8 Компенсацию продольных перемещений газопровода предусматривают за счет изменения направления трассы и установки неподвижных опор. Расстояние между неподвижными опорами принимают не более:
- 100 м для газопроводов диаметром 300 мм и менее;
- 200 м для газопроводов диаметром более 300 мм.
5.3.9 Компенсацию перемещений газопровода от температурных воздействий и шаг между свободноподвижными опорами определяют расчетом на прочность.
5.3.10 В нижних точках надземных газопроводов при необходимости предусматривают штуцера для слива (дренажа) конденсата. На штуцерах последовательно устанавливают по две запорные арматуры и стальную резьбовую заглушку. Места установки устройства для дренажа определяют при проектировании.
5.3.11 При надземной и подземной прокладке газопроводов дополнительно учитывают положения 5.2.
5.3.12 Для продувки отключаемого на время ремонта участка газопровода сети газопотребления предусматривают продувочный газопровод с запорной арматурой. Конструкция и места установки газопровода для продувки определяет проектная организация применительно к конкретной схеме газоснабжения с учетом обеспечения безопасного выполнения операций по опорожнению газопровода.
5.3.13 Продувку газопроводов до и после проведения ремонтных работ предусматривают воздухом или инертным газом.
5.4 Переходы газопроводов сетей газораспределения и газопотребления через естественные и искусственные преграды
5.4.1 К искусственным и естественным преградам относятся железные и автомобильные дороги, реки, озера, ручьи, овраги и т.п.
5.4.2 Переходы газопроводов через естественные и искусственные преграды предусматривают подземными или надземными.
5.4.3 Подземные переходы предусматривают открытым (траншейным) или бестраншейным методом.
5.4.4 Прокладку газопроводов через водные преграды предусматривают с заглублением в дно пересекаемых водных преград. Величину заглубления предусматривают не менее 0,5 м от верха забалластированного газопровода с учетом возможных на период предполагаемого срока эксплуатации деформаций (размыва) дна русла, определяемого на основании инженерных изысканий (гидрометеорологических) и перспективных дноуглубительных работ.
5.4.5 Проектирование переходов по материалам изысканий, срок давности которых превышает 2 года, без производства дополнительных изысканий, не допускается.
5.4.6 При меженном горизонте водной преграды 75 м и более предусматривают прокладку резервной нитки газопровода. Минимальные расстояния между осями подводных газопроводов принимают не менее 30 м.
5.4.7 При выборе створа перехода газопровода учитывают гидролого-морфологические характеристики водотока.
5.4.8 Створы переходов газопровода через водные преграды выбирают в соответствии с СП 36.13330.2012 (пункты 10.2.2, 10.2.3).
5.4.9 За границу перехода газопроводом водной преграды принимают места пересечения горизонта высоких вод с 10%-ной обеспеченностью.
5.4.10 Высоту прокладки надводного перехода принимают от расчетного уровня подъема воды или ледохода до низа трубы или пролетного строения с учетом прогиба трубы не менее:
- 0,5 м до уровня воды при 5%-ной обеспеченности при пересечении балок и оврагов;
- 0,2 м над ГВВ и ГВЛ 1%-ной обеспеченности (с учетом нагона волны) при пересечении несудоходных и несплавных рек;
- не менее 1,0 м над ГВВ 1%-ной обеспеченности при наличии корчехода.
5.4.11 На начальном и конечном участках надземного перехода газопровода предусматривают ограждения из негорючих материалов высотой 2,2 м.
5.4.12 Способы пересечения газопроводом железных дорог общей сети, внешних подъездных железнодорожных путей производственных объектов и автомобильных дорог всех категорий определяют из условия производства работ и конструкции перехода.
5.4.13 Угол пересечения газопроводом железных и автомобильных дорог принимают, как правило, 90°, но не менее 60° при пересечении в стесненных условиях.
5.4.14 На переходах газопровода через железные дороги общей сети, внешние подъездные железнодорожные пути производственных объектов и автомобильные дороги всех категорий предусматривают защитные футляры из стальных труб, диаметр которых определяют условием производства работ и конструкцией переходов и принимают больше наружного диаметра газопровода не менее чем на 200 мм.
5.4.15 Концы футляра выводят:
а) при прокладке газопровода через железные дороги на расстояния, указанные в СП 119.13330.2012;
б) при прокладке газопровода через автомобильные дороги - от бровки земляного полотна - 25 м, но не менее 2 м от подошвы насыпи.
5.4.16 Концы футляра должны иметь герметизирующие устройства из диэлектрического материала.
5.4.17 На одном конце футляра предусматривают вытяжную свечу, высоту которой принимают не менее 5 м от уровня земли. При наличии уклона свечу располагают на более высокой стороне футляра.
5.4.18 Вытяжную трубу от футляра выводят на расстояние по горизонтали, не менее:
- 50 м от подошвы откоса насыпи или бровки откоса выемки, а при наличии водоотводных сооружений от крайнего водоотводного сооружения железных дорог;
- 25 м от подошвы земляного полотна автомобильных дорог.
5.4.19 Глубину заложения защитного футляра принимают не менее:
- на переходах под железными дорогами в соответствии с СП 119.13330.2012;
- на переходах под автомобильными дорогами всех категорий не менее 1,4 м при открытом способе прокладки.
При прокладке защитного футляра методом ГНБ глубину заложения футляра принимают не менее 3 м от подошвы рельса или верха покрытия автомобильной дороги до верха футляра и не менее 1,5 м от дна водоотводных сооружений.
При прокладке защитного футляра иными закрытыми методами глубину укладки принимают с учетом положений эксплуатационной документации на оборудование, используемое при производстве работ, и обеспечения безопасности.
5.4.20 Расстояние между параллельными газопроводами на участках переходов через железные и автомобильные дороги принимают исходя из грунтовых условий, методов производства работ, но не менее расстояний, предусмотренных в приложении А.
5.4.21 При надземной прокладке газопровода через железные дороги общей сети и внешние подъездные железнодорожные пути производственных объектов расстояния от фундамента крайней опоры газопровода в свету принимают с учетом габаритов приближения по ГОСТ 9238 и по согласованию с владельцами железной дороги, но не менее:
- 5 м от подошвы откоса насыпи;
- 3 м от бровки откоса выемки;
- 10 м от крайнего рельса.
5.4.22 При надземной прокладке газопровода через внутренние подъездные железнодорожные пути производственных объектов расстояния от крайней опоры газопровода принимают с учетом габаритов приближения по ГОСТ 9238.
5.4.23 При надземной прокладке газопровода через автомобильные дороги всех категорий расстояния от фундамента крайней опоры газопровода принимают в свету не менее:
- 5 м от подошвы откоса насыпи;
- 3 м от бровки откоса выемки и от обочины на нулевых отметках.
5.4.24 Расстояния от сооружений железной дороги (мосты, стрелочные переводы, водопропускные трубы и др.) до газопровода принимают по СП 119.13330.2012.
5.5 Материалы труб, соединительные детали и технические устройства для сетей газораспределения и газопотребления
5.5.1 Для сетей газораспределения и газопотребления применяют трубы, соединительные детали и технические устройства, соответствующие условиям их безопасной эксплуатации и изготовленные в соответствии с документами по стандартизации.
5.5.2 Трубы и соединительные детали должны соответствовать СП 36.13330.2012 (раздел 17).
5.5.3 Запорную арматуру предусматривают стальной, для подземной или надземной установки, приварной и принимают с учетом рабочего и испытательного давления в газопроводе.
5.6 Защита от коррозии подземных и надземных газопроводов
5.6.1 Проектирование защиты газопроводов от коррозии выполняют на основании отчетов по инженерно-геологическим изысканиям с учетом ГОСТ 9.602, ГОСТ Р 51164, ГОСТ Р 55436, СП 28.13330.2012, [8] и настоящего подраздела.
5.6.2 Защиту от коррозии подземных газопроводов осуществляют с помощью изоляционных покрытий усиленного типа и ЭХЗ (катодная и дренажная защита).
5.6.3 Тип, конструкцию и материал защитного покрытия, а также средства ЭХЗ газопроводов от коррозии определяют проектной (рабочей) документацией.
5.6.4 Газопроводы при надземной прокладке защищают от атмосферной коррозии атмосферостойкими лакокрасочными покрытиями согласно СП 28.13330.2012.
5.6.5 В зависимости от условий эксплуатации применяемые материалы должны обеспечивать качество и долговечность лакокрасочного покрытия надземного газопровода на открытом воздухе и соответствовать СП 28.13330.2012 (таблица Ц 7).
Выбор защитных покрытий газопроводов производят с учетом степени коррозионной агрессивности атмосферы и необходимого срока службы покрытия.
5.6.6 Противокоррозионную защиту опор (железобетонных фундаментов и металлических опор) и других металлических конструкций надземных газопроводов выполняют в соответствии с СП 28.13330.2012.
5.6.7 Стальные подземные газопроводы независимо от коррозионной агрессивности, биоагрессивности грунтов и опасного влияния блуждающих токов защищают защитными покрытиями усиленного типа и средствами ЭХЗ.
5.6.8 Конструкцию защитных покрытий усиленного типа принимают согласно ГОСТ 9.602-2016 (приложение Ж).
5.6.9 Проектирование ЭХЗ газопроводов осуществляют с учетом ЭХЗ существующих сетей инженерно-технического обеспечения и других сооружений на основании ТУ, выданных заинтересованными организациями, эксплуатирующими данные объекты, и при последующем согласовании с ними.
5.6.10 При прокладке газопровода на расстоянии до 300 м от электрифицированного рельсового транспорта от владельца получают сведения о величине потенциалов на рельсах и согласовывают места подключения дренажной защиты.
5.6.11 В проектной документации определяют:
- места размещения средств ЭХЗ;
- зону защиты установок ЭХЗ;
- рабочий ток установок ЭХЗ на начальный и конечный периоды эксплуатации анодных заземлителей;
- количество и срок службы анодных заземлителей.
5.6.12 Расчет выполняют с учетом старения изоляционного покрытия газопровода. Выбор преобразователя катодной защиты осуществляют с учетом 50%-ного запаса по выходному напряжению и току на начальный момент эксплуатации газопровода.
5.6.13 Средства ЭХЗ, как правило, включают в себя:
- УКЗ газопроводов (в том числе преобразователи катодной защиты, анодные заземлители, кабельные линии к точкам дренажа и анодным заземлителям, контактные устройства, линии электропередач и т.д.);
- УДЗ газопроводов (в том числе станции дренажной защиты, соединительные кабельные линии, контактные устройства и т.д.);
- КИП;
- средства телемеханики УКЗ, УДЗ, КИП и коррозионного мониторинга.
5.6.14 УКЗ применяют блочно-комплектного исполнения, и рекомендуется их располагать рядом с крановыми узлами газопровода.
5.6.15 Преобразователи катодной защиты при необходимости монтируют в индивидуальных блок-боксах, защищающих их от низких температур и заноса снегом.
Конструкция блок-боксов для размещения преобразователей должна быть в антивандальном исполнении (обеспечивать исключение несанкционированного доступа к оборудованию).
5.6.16 В проектируемых УКЗ тип анодных заземлителей определяют в зависимости от удельного электрического сопротивления грунта на участке их расположения и расположения защищаемого газопровода.
5.6.17 В местах подключения дренажного кабеля к анодному заземлению предусматривают установку КИП.
5.6.19 При проектировании анодных заземлителей с коксовой засыпкой грануляцию коксовой мелочи принимают не более 10 мм.
5.6.20 Необходимость дренажной защиты определяют по результатам инженерно-геологических изысканий, которые включают в себя геофизические (электрометрические) работы для определения блуждающих токов, оценки коррозионной агрессивности грунтов и проектирования защитных сооружений.
5.6.21 УДЗ проектируют на основании электрометрических измерений в местах пересечения с сооружением или сближения с источником блуждающих токов, а также в анодных и знакопеременных зонах на газопроводе.
5.6.22 При прокладке газопроводов открытым способом стальные футляры обеспечивают ЭХЗ и изоляционными покрытиями усиленного типа.
В качестве футляров рекомендуется использовать стальные трубы, как с наружными, так и с внутренними защитными покрытиями.
5.6.23 При закрытой прокладке газопроводов (способами продавливания и проколом) стальные футляры трубопроводов под автомобильными дорогами, железнодорожными и трамвайными путями обеспечивают ЭХЗ, а при прокладке газопроводов способом ГНБ - ЭХЗ и изоляционными покрытиями усиленного типа.
В качестве футляров рекомендуется использовать стальные трубы с внутренним защитным покрытием.
5.6.24 КИП предусматривают:
- для контроля эффективности ЭХЗ с возможностью измерения защитного потенциала "сооружение-земля";
- для контроля состояния переходов газопроводов под автомобильными и железными дорогами с целью определения наличия (отсутствия) контакта "труба-футляр".
5.6.25 КИП должны отвечать следующим положениям:
- подключение к газопроводу двужильным кабелем в двух разных точках, при этом каждая из жил должна иметь отдельную точку подключения к газопроводу;
- каждая жила должна иметь маркировку и отдельную клемму на клеммном щитке КИП;
- кабель для КИП должен быть гибким, иметь медные токоведущие жилы и двойную изоляцию.
5.6.26 Установку КИП предусматривают над осью газопровода со смещением от нее не более 0,2 м от точки подключения к газопроводу контрольного провода. В случае расположения газопровода на участке, где эксплуатация КИП затруднена, их установку предусматривают в удобных для эксплуатации местах, но не далее 50 м от точки подключения контрольного провода к газопроводу.
5.6.27 КИП на газопроводе, как правило, устанавливают:
- на каждом километре (не реже чем через 500 м при пересечении трубопроводом зоны действия блуждающих токов или грунтов с высокой коррозионной агрессивностью);
- в точках подключения дренажного кабеля к газопроводу;
- в местах максимального сближения газопровода с анодным заземлителем;
- в местах изменения направления (углов поворота) газопровода;
- у площадок кранов узлов запуска и приема;
- у переходов через естественные и искусственные преграды, при этом выводы предусматривают с обоих концов футляра и газопровода в нем;
- в местах пересечения газопровода с другими трубопроводами, но не далее 10 м от пересечения;
- на границах заданных зон защиты установок ЭХЗ;
- на участках пересечения газопроводов с ВЛ электропередач свыше 1 кВ.
5.6.28 Электроснабжение УКЗ газопроводов предусматривают от существующих линий электропередач напряжением 0,4 или 10 (6) кВ или проектируемых вдольтрассовых линий.
5.6.29 Вдольтрассовую ВЛ электропередач проектируют при отсутствии или низкой надежности существующих источников питания.
5.6.30 Электроснабжение УКЗ газопроводов осуществляют по ll-й категории надежности.
5.6.31 С целью обеспечения эффективности ЭХЗ газопроводов в проектной документации предусматривают установку электроизолирующих вставок.
5.6.32 На переходах через водные преграды при меженном горизонте 75 м и более на одном из берегов предусматривают установку катодной защиты, которую размещают не ниже отметок горизонта высоких вод (за границей 10%-ной обеспеченности), но на расстоянии не более 1 км от уреза воды. Необходимость размещения установок катодной защиты на обоих берегах определяют при проектировании подводного перехода.
5.6.33 Для подводных переходов шириной меженного горизонта менее 75 м дополнительные средства ЭХЗ не предусматривают.
5.6.34 Конструкцию выходов газопровода из земли определяют в проектной документации.
5.6.35 Выход газопровода из земли выполняют с установкой футляра на газопроводе или без футляра.
5.6.36 При проектировании выхода газопровода из земли без футляра на надземную и подземную части газопровода наносят изоляционное покрытие, обеспечивающее его защиту от атмосферной, подземной коррозий и устойчивости к отслаиванию при катодной защите.
5.6.37 Участки подземного и надземного газопроводов, примыкающие к выходу газопровода из земли, защищают соответствующими защитными покрытиями (надземные участки - от атмосферной коррозии, подземные участки - от почвенной коррозии и блуждающих токов) с перекрытием изоляцией вертикальной части выхода газопровода из земли не менее 200 мм.
5.6.38 При проектировании выхода газопровода из земли с использованием футляра от механических повреждений защитное покрытие надземной и подземной частей газопровода в футляре должно соответствовать защитному покрытию подземного газопровода.
5.6.39 Для исключения соприкосновения газопровода со стенками футляра нижний и верхний зазор между ними заделывают уплотняющим материалом, стойким к внешним воздействиям.
5.6.40 Футляр защищают от атмосферной коррозии нанесением на его наружную поверхность лакокрасочного покрытия в соответствии с СП 28.13330.2012, подземная часть - с изоляционным покрытием усиленного типа.
5.6.41 Зазор между концом футляра и трубой на надземной части выполняют из эластичного, водостойкого материала, устойчивого к знакопеременным температурам, грибовидной формы, обеспечивающей герметичность от попадания влаги и других посторонних предметов.
5.6.42 Длину надземной части футляра (при его наличии) и изоляции надземной части газопровода (при отсутствии футляра) принимают на 20 см выше устойчивого снежного покрова, и на всю длину подземной части футляра.
5.7 Молниезащита
5.7.1 Продувочные свечи крановых узлов, узлов пуска и приема очистных устройств, установленная надземно-запорная арматура должны быть защищены от ПУМ.
5.7.2 Уровень надежности защиты от ПУМ должен соответствовать 0,999 по [9].
6 Строительство
6.1 Общие положения
6.1.1 Строительство сетей газораспределения и газопотребления выполняют на основании:
- утвержденной заказчиком проектной (рабочей) документации;
- утвержденного ППР;
- разрешения на строительство, полученного в установленном [2] порядке.
6.1.2 Разработку ППР выполняют с учетом требований промышленной безопасности.
6.1.3 При строительстве газопроводов сетей газораспределения и газопотребления выполняют следующие работы:
- подготовительные;
- земляные;
- монтажные, изоляционные, окрасочные и укладочные;
- сварка и контроль качества сварных соединений;
- строительство и монтаж средств ЭХЗ;
- устройство линий технологической связи;
- контроль выполнения строительно-монтажных работ;
- очистка и осушка полости газопровода;
- испытание газопроводов;
- приемка газопроводов.
6.1.4 На каждом этапе строительства осуществляют контроль выполнения строительно-монтажных работ и составляют исполнительную документацию, состав и порядок ведения которой определен [10].
6.2 Подготовительные работы
6.2.1 До начала строительства сетей газораспределения и газопотребления выполняют следующие подготовительные работы:
- создание геодезической разбивочной основы;
- подготовка строительной площадки и полосы отвода;
- транспортировка, хранение стальных труб, соединительных деталей, технических устройств;
- входной контроль проектной (рабочей) документации, отчетов по инженерным изысканиям, верификация применяемых труб, технических устройств, материалов и изделий.
6.2.2 Геодезические работы при строительстве выполняют в соответствии с СП 126.13330.2012.
6.2.3 В соответствии с проектной документацией в рамках подготовки строительной площадки и полосы отвода выполняют следующие работы:
- оформляют отвод земель на время строительства газопровода;
- получают разрешения и допуски на производство работ;
- производят расчистку строительной полосы.
При необходимости выполняют устройство:
- временных дорог;
- временных переездов через подземные сети инженерно-технического обеспечения;
- временных зданий;
- площадок складирования;
- систем энергообеспечения;
- защиты территории строительной полосы в период строительства от неблагоприятных явлений и т.п.
6.2.4 Транспортировку труб и предварительно сваренных трубных секций производят в соответствии с транспортной схемой, разрабатываемой в составе ППР.
6.2.5 Перевозку стальных труб производят в соответствии с СП 86.13330.2014 (пункт 6.4.2).
6.2.6 Погрузочно-разгрузочные работы и транспортировку труб, соединительных деталей, технических устройств выполняют с использованием транспортных средств, грузоподъемного оборудования, технические параметры которого соответствуют габаритам и массе перемещаемого груза, обеспечивая его сохранность.
6.2.7 При разгрузке труб, их перемещении и укладке в штабели исключают соударение труб и протаскивание разгружаемых труб по трубам штабеля.
6.2.8 Укладку труб в штабели производят в соответствии с СП 86.13330.2014 (пункты 6.3.2-6.3.7).
6.2.9 Соединительные детали газопроводов складируют в соответствии с СП 86.13330.2014 (пункты 6.3.17-6.3.19).
6.2.10 Входной контроль включает в себя проверку:
- проектной (рабочей) документации;
- геодезической разбивочной основы;
- верификацию применяемых труб, технических устройств, материалов и изделий.
6.2.11 При входном контроле проектной документации анализируют всю представленную документацию, включая ПОС и рабочую документацию, проверяя при этом:
- ее комплектность;
- наличие согласований, положительного заключения экспертизы и утверждения заказчика.
6.2.12 При входном контроле представленную геодезическую разбивочную основу проверяют на соответствие точности построения и измерения, надежности закрепления знаков на местности согласно СП 126.13330.2012.
6.2.13 Знаки геодезической разбивочной основы для строительства, их координаты, отметки, места установки и способы закрепления принимают по СП 126.13330.2012.
6.2.14 Геодезический контроль точности геометрических параметров разбивочных работ выполняют двойными измерениями. Он заключается:
- в инструментальной проверке согласно СП 126.13330.2012;
- в исполнительной геодезической съемке.
6.2.15 При входном контроле геодезической разбивочной основы проводят рекогносцировочные работы, при которых проверяется соответствие фактического размещения существующих зданий и сооружений приведенному в отчете инженерно-геодезических изысканий. В случае выявления несоответствий, на чертежи проектной (рабочей) документации наносят выявленные уточнения в съемке и направляют застройщику (техническому заказчику) для подтверждения намеченной трассы или внесения в нее изменений. По результатам контроля составляют акт приемки геодезической разбивочной основы, форма которого приведена в СП 126.13330.2012 (приложение Д).
6.2.16 Трубы, соединительные детали, технические устройства, материалы и изделия проверяют на соответствие проектной (рабочей) документации и документам по стандартизации.
6.2.17 При верификации (входном контроле) трубы и соединительные детали проверяют 100% визуальным контролем и не менее 30% измерительным контролем по результатам визуального, включая:
- проверку комплектности сопроводительной документации, наличия сертификата предприятия-изготовителя на каждую партию труб и соединительных деталей;
- проверку комплектности, упаковки и маркировки.
6.2.18 При верификации (входном контроле) трубы и соединительные детали проверяют:
Для получения доступа к полной версии без ограничений вы можете выбрать подходящий тариф или активировать демо-доступ.