Строительство газопровода высокого давления актуальная редакция
НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
СЕТИ ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА
Gas distribution systems. Natural gas distribution networks. Part 0. General
Дата введения 2019-09-01
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 Техническим комитетом по стандартизации ТК 23 «Нефтяная и газовая промышленность», подкомитетом ПК 4 «Газораспределение и газопотребление»
Введение
Настоящий стандарт разработан для обеспечения требований Технического регламента [1] при проектировании, строительстве и эксплуатации сетей газораспределения и входит в группу стандартов «Системы газораспределительные. Требования к сетям газораспределения», состоящую из следующих частей:
— Часть 0. Общие положения;
— Часть 1. Полиэтиленовые газопроводы;
— Часть 2. Стальные газопроводы;
— Часть 3. Реконструкция;
— Часть 5. Газопроводы, санированные рукавом с полимеризующимся слоем;
— Часть 6. Газопроводы, санированные гибким рукавом;
— Часть 7. Полиэтиленовые газопроводы, проложенные в существующем трубопроводе.
Настоящий стандарт принят в целях:
— обеспечения условий безопасной эксплуатации сетей газораспределения давлением не более 1,2 МПа включительно;
— 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;
— стандартизации основных принципов построения газопроводов сетей газораспределения и общих требований к их проектированию, строительству, эксплуатации.
1 Область применения
1.1 Настоящий стандарт распространяется на проектирование, строительство, реконструкцию и эксплуатацию сетей газораспределения, транспортирующих природный газ по ГОСТ 5542.
1.2 Положения настоящего стандарта распространяются на сети газораспределения давлением не более 1,2 МПа включительно, в том числе:
— наружные газопроводы;
— технологические устройства, расположенные на наружных газопроводах;
— технические устройства и сооружения, расположенные на наружных газопроводах сетей газораспределения;
— газопроводы, проложенные в особых природных и грунтовых условиях.
2 Нормативные ссылки
3 Термины и определения
В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ 24856 и ГОСТ Р 53865, а также следующие термины с соответствующими определениями:
3.1 контролепригодность: Свойство объекта, характеризующее его пригодность к проведению диагностирования заданными средствами контроля.
3.2 минимальная температура эксплуатации газопровода: Допустимая температура, до которой может охладиться стенка трубы в процессе эксплуатации газопровода.
3.3 мульда сдвижения: Понижение земной поверхности, возникающее над подземными горными выработками.
3.4 репер: Геодезический знак, устанавливаемый на плотных, динамически устойчивых грунтах, служащих для выполнения геодезических наблюдений за деформациями сооружений и земной поверхности.
средний срок службы (mean useful life): Математическое ожидание срока службы.
[ГОСТ 27.002-2015, пункт 3.6.4.3]
3.6 соединительная деталь: Элемент газопровода, предназначенный для изменения его направления, присоединения, ответвлений, соединения участков.
3.7 электронный маркер: Электронное средство обозначения трассы подземного полиэтиленового газопровода, состоящее из корпуса, резонирующего колебательного контура, помещенного в защитный кожух, позволяющее определить его местонахождение приборным методом.
4 Сокращения
5 Система менеджмента качества и персонал организаций
5.1 Организациям, осуществляющим деятельность в области проектирования, строительства, реконструкции и эксплуатации сетей газораспределения, рекомендуется внедрить и поддерживать в рабочем состоянии систему экологического менеджмента в соответствии с ГОСТ Р ИСО 14001 и систему менеджмента безопасности труда и охраны здоровья в соответствии с ГОСТ Р 54934 /OHSAS 18001. В организациях, являющихся владельцами сетей газораспределения или отдельных сооружений или технологических устройств сетей и оказывающих услуги по техническому обслуживанию и ремонту, должна быть внедрена система управления сетями газораспределения в соответствии с ГОСТ 33979.
5.2. Руководители и специалисты организаций, осуществляющих деятельность в области проектирования, строительства и эксплуатации сетей газораспределения, должны проходить подготовку и аттестацию по вопросам безопасности в объеме, соответствующем должностным обязанностям и установленной компетенции в соответствии с [2].
5.3 Рабочие организаций, осуществляющих эксплуатацию сетей газораспределения, относящихся к ОПО, должны проходить обучение и проверку знаний по вопросам безопасности, приемам выполнения работ, инструктаж по безопасности, а также стажировку на рабочем месте перед допуском к самостоятельной работе в порядке, установленном [2] и ГОСТ 12.0.004. Рабочих организаций, осуществляющих эксплуатацию сетей газораспределения, не относящихся к ОПО, обучают безопасным методам и приемам выполнения работ, они должны проходить проверку знаний по вопросам безопасности, а также стажировку на рабочем месте перед допуском к самостоятельной работе и необходимые виды инструктажей в порядке, утвержденном руководителем эксплуатационной организации в соответствии с ГОСТ 12.0.004.
5.4 Сварочные работы на сетях газораспределения, относящихся к ОПО, выполняют в соответствии с [3]. Специалистов сварочного производства, осуществляющих руководство и контроль сварочных работ, и рабочих, выполняющих работы по сварке газопроводов сетей газораспределения, относящихся к ОПО, аттестуют в соответствии с [3].
6 Состав и качество газа
6.1. Газ природный, транспортируемый по сетям газораспределения, по составу и качеству должен соответствовать ГОСТ 5542.
6.2. Контроль интенсивности запаха газа (одоризации) проводят в соответствии с ГОСТ Р 54983-2012 (раздел 6.6).
7 Проектирование
7.1 Общие положения
7.1.1. При проектировании сети газораспределения предусматривают проектные решения и мероприятия для обеспечения:
— требуемой степени надежности, безопасности, защиты и возможности мониторинга технического состояния;
— возможности оперативного реагирования при возникновении нештатных ситуаций;
— возможности оперативного проведения ремонтно-восстановительных работ (ремонтопригодности);
— минимального негативного воздействия на окружающую среду.
7.1.2 Построение сети газораспределения выбирают в зависимости от характера планировки и плотности застройки поселения. Предпочтительными являются смешанная и кольцевая сети, обеспечивающие наиболее равномерный режим давления во всех точках отбора газа из распределительных газопроводов, а также обеспечивающие надежность сетей газораспределения. Выбор варианта построения сети газораспределения в проектной документации должен быть технико-экономически обоснован.
7.1.3 Сеть газораспределения рассчитывают на максимальный часовой расход газа с учетом перспективного развития сетей газораспределения в соответствии со схемами расположения объектов, используемых для обеспечения населения газом.
7.1.4 При проектировании сети газораспределения пропускную способность газопроводов определяют исходя из условий создания наиболее экономичной и надежной в эксплуатации сети (при максимально допустимых потерях давления), обеспечивающей устойчивость работы ПРГ, технических устройств сетей газораспределения и газопотребления, а также работы газоиспользующего оборудования потребителей с учетом:
— местоположения и мощности существующих и проектируемых источников газа;
— местоположения, количества и плотности размещения существующих и предполагаемых потребителей с учетом их категории;
— прогнозируемого типа режима газопотребления;
— природных и грунтовых условий в рассматриваемом регионе;
— сортамента труб при этом принимается ближайший больший внутренний диаметр газопровода из стандартного ряда внутренних диаметров труб;
— скорости транспортирования газа по газопроводам, исключающей недопустимые уровни шума, по ГОСТ 12.1.003.
7.1.6 При расчете пропускной способности надземных газопроводов учитывают максимально допустимый уровень шума, создаваемого движением газа, по ГОСТ 12.1.003.
Скорость движения газа рассчитывается по формуле
7.1.7 При определении объемов газопотребления поселений учитывают:
— индивидуально-бытовые нужды населения: теплоснабжение (отопление, в том числе бань и теплиц, вентиляция, горячее водоснабжение), приготовление пищи и горячей воды, а для сельских поселений, кроме того, приготовление кормов и подогрев воды для животных в домашних условиях;
— теплоснабжение жилых, общественных и административных зданий;
— теплоснабжение и нужды производственных и коммунально-бытовых потребителей.
7.1.8 Проектирование сетей газораспределения выполняют в соответствии с [1], [4], СП 62.13330.2011, СП 249.1325800.2016 и разделом 7 таким образом, чтобы обеспечить транспортирование газа и подачу его потребителям в предусмотренных объемах с заданными параметрами по давлению.
Порядок разработки, согласования, утверждения и состав проектной документации должны соответствовать [4] и [5]. Проектная документация подлежит экспертизе в соответствии с ([4], статья 49).
7.1.9 При проектировании газопроводов сетей газораспределения выполняют расчеты:
— на прочность, устойчивость:
7.1.10 Принятые проектные решения должны обеспечивать безопасную и надежную эксплуатацию сети газораспределения, в том числе мероприятия по охране окружающей среды, в пределах срока службы, указанного в проектной документации, включая возможность оперативного отключения подачи газа.
7.1.11 Проектную документацию на сети газораспределения оформляют в соответствии с [5], ГОСТ Р 21.1101, учитывают и хранят в соответствии с ГОСТ Р 21.1003. Собственник сети газораспределения должен обеспечить порядок и условия хранения проектной и исполнительной документации в течение всего срока эксплуатации (до ликвидации объекта).
7.1.12 Подключение потребителей к сети газораспределения проводят в соответствии с [6]. Технические условия на подключение, на основании которых разрабатывают проектную документацию и подключают потребителя к сети газораспределения, выдают в соответствии с [6].
7.1.14 При разработке проектов реконструкции распределительных газопроводов парогазовой фазы сжиженных углеводородных газов для их дальнейшего использования в качестве газопроводов природного газа проводят расчет пропускной способности и при необходимости оценку их технического состояния.
7.1.15 Размещение технических устройств на газопроводе, включая трубопроводную арматуру, конденсатосборники, колодцы, контрольные трубки и так далее, проводят в соответствии с документами по стандартизации, регламентирующими их установку, а также разделом 7.
Установку конденсатосборника предусматривают для случаев транспортировки неосушенного газа, в характерных низших точках трассы, ниже зоны сезонного промерзания грунта, с уклоном трассы газопровода к конденсатосборникам не менее 2‰.
7.2 Трубы и соединительные детали
7.2.1 Материалы труб и соединительных деталей, применяемых для сетей газораспределения, выбирают с учетом свойств и характеристик транспортируемого газа и условий эксплуатации, обеспечивая функционирование объекта в пределах установленного проектной документацией срока службы.
7.2.2 Выбор труб и соединительных деталей при проектировании газопроводов сетей газораспределения осуществляют в соответствии с СП 62.13330.2011.
Выбор труб и соединительных деталей при проектировании полиэтиленовых газопроводов осуществляют с учетом ГОСТ Р 55473, документов по стандартизации на полиэтиленовые трубы и соединительные детали, а также технической документации предприятий-изготовителей.
Выбор труб и соединительных деталей при проектировании стальных газопроводов осуществляют с учетом ГОСТ Р 55474, документов в области стандартизации на стальные трубы и соединительные детали, а также технической документации предприятий-изготовителей.
7.2.3 Фланцы, применяемые для присоединения технических устройств к газопроводам, должны соответствовать ГОСТ 33259. Материалы, применяемые в качестве уплотнительных и смазочных средств для обеспечения герметичности соединений, должны соответствовать ГОСТ 481, ГОСТ 5152, ГОСТ 7338, ГОСТ 8295, ГОСТ 10007, ГОСТ 15180, а также действующим нормативным документам.
7.2.4 Соединительные детали газопроводов должны соответствовать ГОСТ 17375, ГОСТ 17376, ГОСТ 17378, ГОСТ 17379, ГОСТ 17380, ГОСТ 30753, ГОСТ 8965, ГОСТ 8966, ГОСТ 8967, ГОСТ 8968, ГОСТ 8969, ГОСТ 6527, ГОСТ Р 58121.3. Соединительные детали могут быть изготовлены в мастерских строительно-монтажных организаций, оснащенных необходимым оборудованием и квалифицированным персоналом, а также при условии реализации в данных организациях порядка по разработке, подготовке и освоению производства, а также проведению испытаний и приемки продукции в соответствии с ГОСТ Р 15.301 и ГОСТ 15.309.
7.3 Рабочее и максимальное давление газа
7.3.1 Параметры настройки технических устройств при проектировании ПРГ устанавливаются проектной документацией с учетом СП 62.13330.2011 (пункт 6.5.6), но не более значений, указанных в ГОСТ Р 56019-2014 (пункт 8.3.7).
7.4 Способы соединения элементов газопроводов
7.4.1 Выбор способа соединения труб проводят в соответствии с СП 62.13330.2011.
7.4.2 Соединения элементов газопроводов предусматривают неразъемными. Допускается предусматривать фланцевые или резьбовые соединения в местах установки технических устройств, при этом для труб номинальным диаметром более 50 мм резьбовые соединения применять запрещается.
7.4.3 Резьбовые и фланцевые соединения размещают в открытых и доступных для монтажа, визуального наблюдения, обслуживания и ремонта местах.
7.4.4 Для присоединения полиэтиленового трубопровода к стальному газопроводу или арматуре используют неразъемные соединения «полиэтилен-сталь».
7.5 Виды прокладки газопровода
7.5.1 Проектирование газопроводов выполняют с учетом результатов инженерных изысканий, проводимых в соответствии с СП 47.13330.2016. Проектирование газопроводов в условиях, отнесенных к особым, осуществляют в соответствии с СП 62.13330.2011 (подраздел 5.6).
7.5.2 Выбор условий прокладки газопровода и расстояния по горизонтали и вертикали от газопровода до сетей инженерно-технического обеспечения, а также зданий, сооружений, естественных и искусственных преград предусматривают с учетом СП 62.13330.2011.
При необходимости перехода подземного газопровода в надземный нормативное расстояние от выхода газопровода из земли до зданий и сооружений принимают как нормативное расстояние для подземного газопровода соответствующего давления в соответствии с СП 62.13330.2011.
7.5.3 В местах пересечения газопроводов с дренажными трубами на последних предусматривают герметизацию отверстий и стыков на расстоянии по 2 м в обе стороны (в свету).
7.5.4 Глубину прокладки подземного газопровода принимают в соответствии с СП 62.13330.2011 (подраздел 5.2).
7.5.6 Прочность и устойчивость газопроводов, проектируемых для прокладки на подрабатываемых или закарстованных территориях, а также на границах неравномерных деформаций грунтов, обеспечивают за счет:
— увеличения подвижности газопровода в грунте;
— снижения воздействия деформирующегося грунта на газопровод.
Для обеспечения подвижности газопровода в грунте и снижения воздействия деформирующегося грунта на газопровод предусматривают: применение компенсаторов, устанавливаемых в специальных нишах, предохраняющих компенсаторы от защемления грунтом; применение малозащемляющих материалов для засыпки траншей после укладки труб.
В качестве малозащемляющих материалов для засыпки траншей газопровода рекомендуется применять крупный или среднезернистый песок и другой грунт, обладающий малым сцеплением частиц.
Протяженность зоны защиты газопровода на подрабатываемых территориях определяют длиной мульды сдвижения, увеличенной на 150 наружных диаметров в каждую сторону от границы мульды сдвижения.
7.5.7 В грунтах с несущей способностью менее 0,025 МПа (неслежавшиеся насыпные или илистые грунты и т.п.), а также в грунтах с включением строительного мусора и перегноя (содержание от 10% до 15%) дно траншеи усиливают путем прокладки бетонных, антисептированных деревянных брусьев, устройства свайного основания, втрамбовыванием щебня или гравия или другими способами.
7.5.8 При прокладке газопроводов по местности с уклоном свыше 200‰ в проектной документации предусматривают мероприятия по предотвращению размыва засыпки траншеи: устройство противоэрозионных экранов и перемычек как из естественного грунта (например, глинистого), так и из искусственных материалов (обетонирование, шпунтовое ограждение и т.п.), нагорных канав, обвалований или другие мероприятия для отвода поверхностных вод от трассы газопровода; либо предусматривают надземную прокладку.
Выбор способа защиты определяют в каждом конкретном случае исходя из природных, грунтовых условий местности.
7.5.9 Мероприятия по защите территорий и сооружений от опасных геологических процессов проводят в соответствии с СП 116.13330.2012.
7.5.10 При прокладке подземных газопроводов в районах с многолетнемерзлыми грунтами избегают участков с подземными льдами, наледями и буграми пучения, проявлениями термокарста, косогоров с льдонасыщенными, глинистыми и переувлажненными пылеватыми грунтами. Бугры пучения следует обходить с низовой стороны.
7.5.11 Высоту прокладки надземного газопровода, проложенного в районах с многолетнемерзлыми грунтами, принимают с учетом рельефа и грунтовых условий местности и теплового взаимодействия, но не менее 0,5 м от поверхности земли в местах отсутствия прохода людей.
На участках надземных газопроводов, на которых происходит компенсация деформаций за счет перемещения трубы, высота прокладки должна быть выше максимального уровня снегового покрова не менее чем на 0,1 м.
7.5.12 Переходы газопроводов через естественные и искусственные преграды выполняют преимущественно бестраншейным способом, с учетом СП 62.13330.2011 (подразделы 5.4 и 5.5).
7.5.14 Створы подводных переходов через реки, как правило, выбирают на прямолинейных устойчивых плесовых участках с пологими неразмываемыми берегами русла при минимальной ширине заливаемой поймы. Створ подводного перехода предусматривают, как правило, перпендикулярным к динамической оси потока, избегая участков, сложенных скальными грунтами. Устройство переходов на перекатах не допускается.
7.5.15 Места переходов через водные преграды выбирают в соответствии с СП 62.13330.2011 (подраздел 5.4).
7.5.16 При ширине водных преград при меженном горизонте 75 м и более подводные переходы предусматривают, как правило, в две нитки.
Вторая нитка может не предусматриваться при прокладке:
— закольцованных газопроводов, если при отключении подводного перехода обеспечивается бесперебойное снабжение газом потребителей;
— тупиковых газопроводов к потребителям, если потребители могут перейти на другой вид топлива на период ремонта подводного перехода;
— методом ГНБ или другим способом закрытой прокладки и при соответствующем обосновании принятого решения.
7.5.17 Для подводных газопроводов, предназначенных для снабжения газом потребителей, не допускающих перерывов в подаче газа, или при ширине заливаемой поймы более 500 м по уровню ГВВ 10% обеспеченности и продолжительности подтопления паводковыми водами более 20 дней, а также для горных рек и водных преград с неустойчивым дном и берегами прокладывают вторую нитку.
7.5.19 Прокладку газопроводов на подводных переходах предусматривают с заглублением в дно пересекаемых водных преград. Величину заглубления принимают в соответствии с СП 62.13330.2011 (подраздел 5.4) с учетом возможных изменений русла и перспективных дноуглубительных работ на русловых участках в течение всего срока его эксплуатации (углубление дна, расширения, срезки, переформирование русла, размыв дна и берегов и т.п.).
На подводных переходах через несудоходные и несплавные водные преграды, а также в скальных грунтах разрешается уменьшение глубины укладки газопроводов, при этом верх газопровода (балласта, футеровки) во всех случаях должен быть не ниже отметки возможного размыва дна водоема на расчетный срок эксплуатации газопровода.
На участках с высоким уровнем грунтовых вод (пойменных, заболоченных), а также участках подводных переходов трассы на основании расчета предусматривают конструкции для балластировки (предотвращения всплытия).
Для предохранения защитного покрытия стального газопровода или поверхности трубы полиэтиленового газопровода от повреждения под чугунными, железобетонными и тому подобными утяжелителями рекомендуется предусматривать защитное покрытие по ГОСТ 9.602-2016 (раздел 7), технические характеристики которого обеспечивают безопасность эксплуатации газопровода.
7.5.20 При проектировании подводных переходов и газопроводов, прокладываемых в водонасыщенных грунтах, а также других участков с возможным и постоянным обводнением, болотах различных типов, поймах и так далее, проводят расчет устойчивости положения (против всплытия) и необходимости балластировки газопровода в соответствии с СП 42-102-2004 и СП 42-103-2003.
7.5.21 При выборе способа прокладки газопровода через болота основываются на обеспечении надежности и безопасности, удобстве обслуживания и экономической обоснованности. Прокладка по болотам и заболоченным участкам должна предусматриваться, как правило, прямолинейной, с минимальным числом поворотов. В болотах I и II типов применяют подземную, наземную с обвалованием или надземную прокладку. В болотах III типа газопроводы рекомендуется прокладывать надземно. Тип болот определяют в соответствии с СП 86.13330.2014.
Наземную прокладку, как правило, предусматривают:
— в болотах, не примыкающих к затопляемым поймам рек;
— при продольном и поперечном уклоне болот, не превышающем 10%;
— в болотах, не подлежащих осушению;
— при возможности укладки газопровода в горизонтальных и вертикальных плоскостях естественным изгибом.
Обвалование наземных газопроводов выполняют песчаным грунтом с откосами не менее 1:1,25 и устройством под газопроводом двухслойной хворостяной выстилки, уплотненной слоем песчаного грунта. Высоту обвалования принимают по результатам теплотехнического расчета. Поверх песчаной присыпки допускается устраивать обвалование минеральным грунтом.
При подземной прокладке рекомендуется руководствоваться следующими положениями:
— газопровод прокладывается в горизонтальной и вертикальной плоскостях с помощью естественного изгиба;
— балластировка (закрепление) газопровода осуществляется анкерами винтового типа или утяжелителями, распределенными по длине газопровода, требующей сохранения проектного положения. При закреплении газопроводов анкерными устройствами лопасти анкеров не должны находиться в слое торфа или заторфованного грунта, не обеспечивающем надежное закрепление анкеров.
7.5.24 Пересечение газопроводами железнодорожных путей осуществляют в соответствии с СП 227.1326000.2014, СП 119.13330.2012.
7.5.25 Пересечение газопроводами ЛЭП напряжением 110 кВ и выше осуществляют в соответствии с [8].
7.5.26 Пересечения газопроводом железных и автомобильных дорог, трамвайных путей предусматривают подземно (под земляным полотном) или надземно (на опорах или эстакадах или с применением висячих, вантовых, шпренгельных переходов). При этом необходимо учитывать перспективу развития дороги, оговоренную в технических условиях предприятия, в ведении которого находится пересекаемая дорога.
Опоры, эстакады, висячие, вантовые, шпренгельные переходы газопроводов выполняют из негорючих конструкций.
7.5.27 При переходе подземного газопровода через железнодорожные пути в многолетнемерзлых грунтах предусматриваются мероприятия по предупреждению оттаивания грунта земляного полотна и основания.
7.5.28 Прокладка газопровода в теле насыпи, а также под мостами и в искусственных сооружениях (водопропускных, водоотводных, дренажных трубах и т.д.) железной дороги запрещается.
7.5.29 Определение сейсмичности площадки строительства газопровода проводят в соответствии с СП 14.13330.2014 и СП 47.13330.2016.
7.5.30 При пересечении газопроводом активных тектонических разломов применяют надземную прокладку стальных газопроводов или прокладку полиэтиленовых газопроводов, а также наземную прокладку полиэтиленовых газопроводов в защитной оболочке.
7.6 Методы реконструкции сетей газораспределения
Реконструкцию сетей газораспределения проводят в соответствии с проектной документацией с применением различных методов. Выбор методов реконструкции осуществляют в соответствии с ГОСТ Р 56290.
7.7 Обозначение и привязка наружных газопроводов
7.7.1 Обозначение трасс газопроводов на местности
7.7.1.1 Для сохранности обеспечения безопасности транспортирования природного газа и обнаружения трасс газопроводов сетей газораспределения осуществляют их маркировку в соответствии с [1].
7.7.1.2 Трассы подземных газопроводов допускается дополнительно обозначать при помощи:
— навигационных знаков;
— проводов-спутников;
— интегрированных токопроводящих элементов;
— электронных маркеров.
7.7.1.3 Опознавательными знаками в поселениях обозначают все сооружения, расположенные на подземных газопроводах (ЗА, конденсатосборники, элементы ЭХЗ, контрольные трубки и др.), и характерные точки газопровода (места поворота, пересечения с естественными и искусственными преградами и др.).
Опознавательные знаки размещают на постоянных ориентирах (наружные стены капитальных зданий и сооружений, столбы осветительных опор и др.) на расстоянии не более 30 м от привязываемой точки газопровода в местах, легких для обнаружения, как в светлое, так и в темное время суток в любое время года. При отсутствии постоянных ориентиров для нанесения опознавательных знаков используют столбики высотой не менее 1,5 м.
7.7.1.4 Опознавательными знаками вне поселений обозначают сооружения и характерные точки газопровода по 7.7.1.3, а также места пересечения газопровода с железными и автомобильными дорогами, выполненные методом ГНБ.
Вне поселений столбики опознавательных знаков устанавливают в пределах прямой видимости, но не более чем через 500 м друг от друга.
7.7.1.5 Опознавательные знаки устанавливают в соответствии с ([9], пункт 11). На опознавательных знаках указывают информацию в соответствии с [1], [9].
7.7.1.7 Рекомендуется использовать в качестве дополнительного обозначения трассы полиэтиленовых газопроводов электронные маркеры, имеющие индивидуальный идентификационный номер и устанавливаемые над газопроводом или его характерными точками на глубине не более 0,8 м (для маркеров шарового типа) или не более 2,0 м (для дискового типа) от поверхности земли. При идентификации маркеров с помощью трассопоискового оборудования осуществляют их привязку с помощью системы ГЛОНАСС или GPS.
7.7.2 Обозначение технологических и технических устройств на наружных газопроводах
7.7.2.2 На корпусе преобразователя установки ЭХЗ наносят:
— знак безопасности (в соответствии с ГОСТ 12.4.026);
— номер установки;
— наименование эксплуатационной организации;
— номер телефона эксплуатационной организации.
7.8 Устройство систем безопасности и обеспечение контролепригодности
7.8.1 Безопасность сетей газораспределения обеспечивается посредством соблюдения [1] и нормативной документации, а также применением следующих технических решений:
— транспортирование одорированного газа;
— секционирование протяженных газопроводов путем установки ЗА;
— установление охранных зон сетей газораспределения;
— соблюдение нормативных расстояний;
— автоматическое прекращение подачи газа при резком неконтролируемом повышении расхода газа, связанного с возникновением нештатных ситуаций;
— установка футляров;
— установка колодцев для ЗА;
— установка контрольных трубок для выявления утечек газа;
— установка технических устройств в ПРГ, обеспечивающих защиту от повышенного и пониженного давлений в сетях газораспределения;
— выполнение норм взрывопожаробезопасности для ГРПБ и ГРП при проектировании зданий ГРП;
— маркировка и привязка сетей газораспределения в соответствии с 7.7.
7.8.2 Газопроводы секционируют установкой ЗА для сокращения времени на локализацию возможной аварии и минимизацию потерь газа при этом, а также для проведения испытаний. Протяженность и число секций устанавливают при проектировании. ЗА устанавливают в соответствии с СП 62.13330.2011.
7.8.3 Охранные зоны сетей газораспределения устанавливают в соответствии с [9].
7.8.4 Размещение футляров и контрольных трубок на газопроводе предусматривают в соответствии с СП 62.13330.2011. Диаметр контрольной трубки принимают не менее 32 мм. Конец контрольной трубки защищают от попадания атмосферных осадков.
7.8.5 Коверы на подземных газопроводах предусматривают для защиты от механических повреждений и атмосферных осадков, выводимых на поверхность земли контрольных трубок, трубок отвода конденсата из конденсатосборников, гидрозатворов, контактных выводов контрольно-измерительных пунктов и арматуры.
Ковер устанавливают на бетонные или железобетонные подушки, располагаемые на основании, обеспечивающем их устойчивость.
7.8.7 Для отбора проб из футляров на подземных переходах газопроводов через железные дороги предусматривают вытяжную свечу, изготовленную из стальных труб, с установкой на фундамент или иную опору.
7.8.9 Предохранительные клапаны, применяемые в ПРГ, должны соответствовать ГОСТ 31294.
7.8.11 Маркировку и привязку наружных газопроводов, технических и технологических устройств, расположенных на подземных газопроводах, проводят по 7.7.
7.8.12 При проектировании объектов газораспределительных систем обеспечивают их контролепригодность или обеспечивают их безопасность в соответствии с ([7], статья 5).
7.9 Меры по ограничению нежелательных внешних воздействий
7.9.1 Проектирование сетей газораспределения проводят с учетом возможных внешних воздействий на них как природного, так и техногенного характера, в том числе предусматривают:
— защиту от коррозии наружной поверхности стальных газопроводов в соответствии с ГОСТ 9.602;
— защиту газопроводов от негативного воздействия, вызванного деформацией грунтов (просадкой, пучением, набуханием, сдвигом и прочее), в соответствии с 7.5;
— защиту подземных газопроводов в местах пересечения железных, автомобильных дорог и подземных сетей инженерно-технического обеспечения в соответствии с СП 62.13330.2011 и 7.8.8;
— защиту надземных газопроводов, в том числе на переходах газопроводов через естественные преграды в соответствии с СП 62.13330.2011 (подраздел 5.4);
— защиту надземных газопроводов от падения проводов ЛЭП в соответствии с 7.5.25;
— устройство защитного заземления и молниезащиты технических и технологических устройств в соответствии с [8], [10] и СП 62.13330.2011 по устройству молниезащиты зданий и сооружений;
— устройство системы отвода переменных токов с трубопроводов на заземлитель в местах пересечения и параллельной прокладки ЛЭП напряжением 110 кВ и выше с подземными стальными газопроводами в соответствии с [10].
7.10 Пункты редуцирования газа
7.10.1 ПРГ должны соответствовать ГОСТ 34011 и ГОСТ Р 56019.
7.10.2 Размещение ПРГ на сетях газораспределения предусматривают в соответствии с ([1], пункты 38-40, 44), СП 62.13330.2011 (подраздел 6.2), ГОСТ Р 56019-2014 (раздел 5), ГОСТ 34011-2016 (раздел 4).
7.11 Узлы измерений расхода газа
7.11.1 УИРГ предусматривают отдельно стоящими или входящими в состав ПРГ.
УИРГ должны отвечать [11].
При выборе методики измерения и средств измерений расхода газа руководствуются ГОСТ Р 8.741.
7.11.2 Установку УИРГ предусматривают в соответствии с СП 62.13330.2011 (пункт 7.10).
При установке УИРГ обеспечивают защиту от возможного вмешательства в их работу посторонних лиц, а также предусматривают устройство для защиты от атмосферных воздействий.
7.11.3 Расстояние от отдельно стоящих УИРГ до зданий и сооружений принимают как для отдельно стоящих ПРГ в соответствии с СП 62.13330.2011.
7.11.4 Здание должно соответствовать нормам [1] и СП 62.13330.2011, предъявляемым к зданиям ГРП и ГРПБ.
7.11.5 Внутренние помещения отдельно стоящих УИРГ должны соответствовать СП 62.13330.2011 и ГОСТ 34011.
7.11.6 Электроснабжение, электроосвещение, защитное заземление (зануление), молниезащиту и защиту от статического электричества ПРГ предусматривают в соответствии с ГОСТ Р 56019-2014 (подраздел 6.2).
7.11.7 Поверка средств измерений, входящих в состав УИРГ, осуществляется в соответствии с [12].
7.12 Трубопроводная арматура
7.12.1 При выборе трубопроводной арматуры для газопроводов руководствуются положениями настоящего подраздела.
7.12.2 Трубопроводная арматура должна быть сертифицирована по схеме обязательной сертификации и соответствовать ГОСТ 12.2.063.
7.12.3 Материал трубопроводной арматуры выбирают с учетом рабочего давления газа, температуры ее эксплуатации и природных условий, наличия вибрационных нагрузок и т.д.
7.12.4 Полиэтиленовые краны на подземных полиэтиленовых газопроводах применяют при любых грунтовых условиях.