Горячая линия бесплатной юридической помощи:
Москва и область:
Москва И МО:
+7 (499) 653-60-72 (бесплатно)
Санкт-Петербург и область:
СПб и Лен.область:
+7 (812) 426-14-07 (бесплатно)
Регионы (вся Россия):
8 (800) 500-27-29 (бесплатно)

СП 42-103-2003 Проектирование и строительство газопроводов из полиэтиленовых труб и реконструкция изношенных газопроводов

5 Общие положения

3.1 При выборе труб и соединительных деталей, запорной арматуры, кроме положений настоящего СП, учитывают положения и требования СП 42-101.

3.2 Организацию и порядок проведения производственного контроля качества строительно-монтажных работ предусматривают в соответствии с требованиями СНиП 3.01.01 и положениями СП 42-101, а также настоящего СП.

https://www.youtube.com/watch?v=ytabout

5.1 В состав МГ входят:- газопровод (от места выхода с промысла подготовленной к дальнему транспорту товарной продукции) с ответвлениями и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами подключения КС, ГИС, ПРГ, узлами пуска и приема ВТУ, конденсатосборниками и устройствами для ввода метанола;- система ЭХЗ;

— линии и сооружения технологической связи, средства телемеханики газопроводов;- ЛЭП, предназначенные для обслуживания газопроводов, и устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установками ЭХЗ;- противопожарные средства;- противоэрозионные и защитные сооружения газопроводов;

— системы сбора и утилизации конденсата;- здания и сооружения линейной службы эксплуатации газопроводов;- постоянные дороги и вертолетные площадки, расположенные вдоль трассы газопровода, и подъезды к ним, опознавательные и сигнальные знаки местонахождения газопроводов;- головные и промежуточные (линейные) КС;- ГИС и СОГ;- ГРС;- СПХГ;- указатели и предупредительные знаки.

5.2 МГ следует прокладывать подземно (подземная прокладка). Прокладка газопроводов по поверхности земли в насыпи (наземная прокладка) или на опорах (надземная прокладка) допускается только как исключение при соответствующем обосновании в случаях, приведенных в 11.1. При этом должны предусматриваться специальные мероприятия, обеспечивающие надежную и безопасную эксплуатацию газопроводов.

5.3 Прокладка газопроводов может осуществляться одиночно или параллельно другим действующим или проектируемым МГ — в техническом коридоре.

5.4 В отдельных случаях при технико-экономическом обосновании и условии обеспечения надежности работы трубопроводов допускается совместная прокладка в одном техническом коридоре газопроводов и нефтепроводов (нефтепродуктопроводов). В этом случае проектирование газопровода должно быть согласовано с владельцем нефтепроводов (нефтепродуктопроводов).

5.5 Перечень территорий, по которым не допускается прокладка газопроводов, приведен в 7.1.14.

5.6 Для обеспечения НУЭ и исключения возможности повреждения газопроводов и их объектов вокруг них устанавливаются охранные зоны, размеры которых и порядок производства в этих зонах сельскохозяйственных и других работ регламентируются требованиями 7.4.

5.7 Для проектирования вдольтрассовых проездов и подъездных дорог к крановым узлам газопроводов предусматривается оформление аренды необходимых земельных участков или права ограниченного пользования чужими земельными участками (сервитут) в соответствии со статьями 22 и 23 Земельного кодекса [3].

5.8 Температура газа, поступающего в газопровод, должна устанавливаться исходя из возможности транспортирования продукта и требований, предъявляемых к сохранности изоляционных покрытий, прочности, устойчивости и надежности газопровода. Необходимость и степень охлаждения транспортируемого продукта решается при проектировании.

5.9 Расчетные схемы и методы расчета газопроводов на прочность и устойчивость необходимо выбирать с учетом использования автоматизированных способов расчета.

5.10 Газопроводы и их сооружения следует проектировать с учетом максимальной индустриализации СМР за счет применения труб и сборных конструкций в блочно-комплектном исполнении из стандартных и типовых элементов и деталей с наружным защитным покрытием, изготовленных на заводах или в стационарных условиях, обеспечивающих качественное их изготовление.

https://www.youtube.com/watch?v=ytpress

5.11 При проектировании газопроводов следует использовать материалы, изделия и оборудование, прошедшие процедуру эксплуатационных испытаний и разрешенные к применению в установленном порядке.

5.12 Срок безопасной эксплуатации газопровода следует назначать в соответствии с требованиями отдельных нормативных документов.

5.13 Геодезическое позиционирование объектов МГ должно быть отражено в исполнительной документации в системе информации «как построено».

ПРИЛОЖЕНИЕ Г (справочное). СПИСОК РОССИЙСКИХ ПРЕДПРИЯТИЙ, ИЗГОТАВЛИВАЮЩИХ (ПОСТАВЛЯЮЩИХ) МЕДНЫЕ ТРУБЫ И СОЕДИНИТЕЛЬНЫЕ ДЕТАЛИ ДЛЯ СТРОИТЕЛЬСТВА ВНУТРЕННИХ ГАЗОПРОВОДОВ

4.1 Марка стали труб, требования по химическому составу и степени раскисления должны указываться в заказе на поставку.При расчете на прочность газопроводов из труб по ГОСТ 3262, металл и сварные швы которых не имеют характеристики прочности, величины временного сопротивления и предела текучести следует принимать минимальными для соответствующих марок стали.Эквивалент углерода для низколегированной стали следует определять по формуле

где , , , , , , , — содержание (% массы) в составе металла трубной стали соответственно углерода, марганца, кремния, хрома, никеля, меди, ванадия и фосфора.

Величина эквивалента углерода не должна превышать 0,46.Эквивалент углерода для углеродистой стали с повышенным содержанием марганца следует определять по формуле

при этом величина эквивалента не должна превышать 0,46.

4.2 Толщину стенок труб определяют расчетом и принимают ее номинальную величину равной значению ближайшей большей по ГОСТ (ТУ).

4.3 Марки стали труб для строительства газопроводов природного и сжиженного углеводородных газов в зависимости от местоположения, диаметра, давления газа и температуры наружного воздуха рекомендуется выбирать в соответствии с таблицей 1.Таблица 1 — Марки стали труб для строительства газопроводов природного и сжиженного углеводородных газов

N п.п.

Место-
положение газопровода

Темпе-
ратура воздуха наиболее холодной пятидневки с обеспечен-
ностью 0,92, °С

DN, мм

PN, МПа

Степень раскисления, марка стали, ГОСТ

Примечание

1

Наружные, внутренние

Не ниже минус 40

Без ограничения

Природный газ: 1,2; СУГ 1,6

СП Ст2, Ст3 ГОСТ 380; 08, 10, 15, 20* ГОСТ 1050; 08Ю ГОСТ 9045

Допускается применение СП, ПС 17ГС, 17Г1С, 09Г2С ГОСТ 19281

не ниже категории 3; СП 10Г2 ГОСТ 4543

2

Внутренние, подземные

Ниже минус 40

То же

Природный газ: 1,2; СУГ 1,6

СП Ст2, Ст3 ГОСТ 380; 08, 10, 15, 20* ГОСТ 1050; 08Ю ГОСТ 9045

Температура стенки трубы внутренних и подземных газопроводов минус 40 °С. Допускается применение СП, ПС 17ГС, 17Г1С, 09Г2С ГОСТ 19281 не ниже категории 3; СП 10Г2 ГОСТ 4543

3

Надземные

То же

DN 100 ГОСТ 380, ГОСТ 1050; DN — без ограничений ГОСТ 9045, ГОСТ 19281, ГОСТ 4543

Природный газ: 1,2; СУГ 1,6

СП Ст3 ГОСТ 380; 08, 10, 15, 20* ГОСТ 1050; 08Ю ГОСТ 9045 17ГС, 17Г1С, 09Г2С ГОСТ 19281 категории 6-8; 10Г2 ГОСТ 4543

Трубы по ГОСТ 10705, ГОСТ 10704 допускается применять только при PN 0,6 МПа

Область применения труб из полуспокойной, кипящей углеродистой стали

4

Наружные, внутренние

Не ниже минус 40

300

Природный газ: 1,2; СУГ 1,6

ПС Ст2, Ст3 ГОСТ 380; 08, 10, 15, 20* ГОСТ 1050

Толщина стенки 5 мм

5

Подземные, внутренние

Не ниже минус 30

800

Природный газ: 1,2; СУГ 1,6

ПС Ст2, Ст3 ГОСТ 380; 08, 10, 15, 20 ГОСТ 1050

Толщина стенки 8 мм. Температура стенки трубы внутренних газопроводов 10 °С

6

Надземные

Не ниже минус 20

800

Природный газ: 1,2; СУГ 1,6

То же

Толщина стенки 8 мм

7

Внутренние, подземные

Не ниже минус 30

500

Природный газ: 1,2; СУГ 1,6

КП Ст2, Ст3 ГОСТ 380; 08, 10, 15, 20 ГОСТ 1050

Толщина стенки 8 мм. Температура стенки трубы внутренних газопроводов 0 °С

8

Наружные, внутренние

Не ниже минус 40

Без ограничения

Природный газ, паровая фаза СУГ 0,005

ПС, КП Ст2, Ст3 ГОСТ 380; 08, 10, 15, 20* ГОСТ 1050

9

Надземные

Не ниже минус 10

500

Природный газ: 1,2; СУГ 1,6

КП Ст2, Ст3 ГОСТ 380; 08, 10, 15, 20 ГОСТ 1050

Толщина стенки 8 мм

10

Наружные

Не ниже минус 40

100

Природный газ: 1,2; СУГ 1,6

КП Ст2, Ст3 ГОСТ 380; 08, 10, 15, 20* ГОСТ 1050

Толщина стенки 4,5 мм

Область применения стальных труб (ГОСТ 3262)

11

Наружные, внутренние

Не ниже минус 40

100

Природный газ, паровая фаза СУГ 1,2

Черные, легкие и обыкновенные

12

Наружные, внутренние

Ниже минус 40

80

Природный газ, паровая фаза СУГ 0,005

Трубы электросварные термообработанные по всему объему: черные, легкие и обыкновенные

Примечания

1 Механические свойства углеродистой стали (ГОСТ 380, ГОСТ 1050) должны отвечать требованиям ГОСТ 16523 категории 4 и ГОСТ 14637 категорий 2-5, а стали 08Ю — ГОСТ 9045.

2 Трубы с толщиной стенки 5 мм для газопроводов, где температура стенки трубы может опуститься ниже минус 40 °С, испытывающих вибрационные нагрузки, прокладываемых в особых грунтовых условиях, на подрабатываемых территориях, на переходах через естественные и искусственные преграды, газопроводов DN{amp}gt;600 мм PN{amp}gt;0,6 МПа, в районах с сейсмичностью площадки свыше 6 баллов должны иметь гарантированную ударную вязкость KCU 30 Дж/см при температуре, до которой может опуститься температура стенки трубы.

3 Знак «*» обозначает, что для тепловых электростанций трубы из стали 20 ГОСТ 1050 допускается применять только при условии, что температура стенки трубы минус 30 °С.

4 Сварное соединение сварных труб должно быть равнопрочно основному металлу или иметь гарантированный заводом-изготовителем согласно стандарту или техническим условиям на трубы коэффициент прочности сварного соединения. Указанные требования следует вносить в заказные спецификации на трубы.

Еще по теме  У гипертоника упало давление что делать

https://www.youtube.com/watch?v=ytcreators

4.4 Применение труб из полуспокойной, кипящей углеродистой стали и труб по ГОСТ 3262 не рекомендуется в следующих случаях:- при наличии вибрационных нагрузок, на подводных переходах, переходах через автомобильные I-Ill категорий и железные дороги, трамвайные пути и прокладываемых по мостам и гидротехническим сооружениям;

— при изготовлении соединительных деталей, отводов и компенсирующих устройств для газопроводов среднего и высокого давления методом холодного гнутья;- для подземных газопроводов, прокладываемых в особых грунтовых условиях, на подрабатываемых территориях и в сейсмических районах с сейсмичностью площадки свыше 6 баллов.

4.5 Трубы для газопроводов в зависимости от температуры эксплуатации выбирают:- по таблице 2 — для подземных, наземных, надземных и внутренних газопроводов, с температурой эксплуатации не ниже минус 40 °С;- по таблице 3 — для подземных, наземных, надземных и внутренних газопроводов, с температурой эксплуатации ниже минус 40 °С.

В данных таблицах приведены минимально допустимые толщины труб, выпускаемых заводами-изготовителями. Перечень заводов-изготовителей труб, указанных в таблицах 2 и 3, приведен в приложениях А и Б.Таблица 2 — Перечень стальных труб, применяемых в газораспределительных системах в районах с температурой воздуха наиболее холодной пятидневки обеспеченностью 0,92 (температурой эксплуатации) не ниже минус 40 °С

N п.п.

Стандарт или технические условия на трубу

Марка стали, стандарт на сталь

Наружный диаметр трубы, мм

Толщина стенки трубы (минимальная), мм, при рабочем давлении газа до 1,2 МПа (природный газ), 1,6 МПа (СУГ)

Завод-
изготовитель (порядковый номер согласно приложению Б)

ТРУБЫ ЭЛЕКТРОСВАРНЫЕ ПРЯМОШОВНЫЕ

1

ГОСТ 10705
(группа В)

ГОСТ 10704

Ст2сп, Ст3сп,
ГОСТ 380
08; 10; 15; 20

ГОСТ 1050

10

1,2**

12, 17, 22

20

2

1, 2, 4, 5, 10, 12, 14, 15

22

2

1, 2, 4, 14, 17, 22

26

2

1, 2, 4, 5, 7, 10, 12, 14, 16, 18, 22

32

2

1, 2, 4, 5, 7, 10, 12, 14, 16, 18, 22

38

2

1, 4, 7, 10, 12, 14, 18, 22

45

2

1, 2, 4, 5, 7, 9, 10, 12, 14, 18, 21

57

2

1, 2, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 19, 21, 22

76

2

1, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 19, 21

89

2,5

1, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 13, 14, 15, 16, 17, 19

102

2,5

1, 4, 5, 8, 9, 10, 11, 13, 14, 15, 16, 17, 19

108

3

1, 4, 5, 6, 8, 9, 10, 11, 13, 14, 16, 17, 19, 21

114

3

1, 4, 5, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 19

159

4

1, 5, 9, 10, 11, 14, 15, 17, 19, 20

168

4,5

5, 9, 13, 14, 16, 17

219

4,5

1, 5, 17, 20

273

4,5

5, 17, 20

325

5

5, 17, 20

377

6

5, 20

426

6

5, 20

530

6

5

2

ТУ 1373-001-25955489 повышенного качества и надежности

Ст3сп
ГОСТ 380

10, 20
ГОСТ 1050

45

2

9

57

2

76

2

89

2,5

102

2,5

108

3

114

3

127

3

159

4

168

4,5

3

ТУ 1383-001-12281990 повышенного качества и надежности

Ст3сп, Ст3ПС

ГОСТ 380

10, 20
ГОСТ 1050
09Г2С,17ГС

ГОСТ 19281

22ГЮ ТУ 14-106-683

159

4

20

168

4

219

4

273

5

325

5

377

6

426

6

4

ТУ 1104-137300-357-01 (по типу ГОСТ 10705 группа В)

Ст2сп, Ст3сп,

ГОСТ 380

08, 10, 15, 20
ГОСТ 1050

20

2

7

26

2

32

2

38

2

45

2

57

2

76

2

89

2,5

5

ТУ 14-001 (по типу ГОСТ 10705 группа В повышенного качества)

Ст2сп, Ст3сп,

ГОСТ 380

08, 10, 15, 20

57

2

8

76

2

89

2

102

2,5

108

3

114

3

6

ТУ 1303-14-3Р-357-02 (по типу ГОСТ 10705, группа В повышенного качества)

ГОСТ 1050
Ст2сп, Ст3сп,

ГОСТ 380

08,10,15, 20
ГОСТ 1050
08Ю
ГОСТ 9045

57

3

10

76

3

89

3

102

3

108

3

114

3

127

3

133

3

159

4

7

ТУ 14-002 (по типу ГОСТ 10705 группа В повышенного качества)

Ст2сп, Ст3сп,

ГОСТ 380

08, 10, 15, 20
ГОСТ 1050
08Ю
ГОСТ 9045

57

2

11

76

2

89

2

102

2,5

108

3

114

3

159

4

8

ТУ 14-3Р-13 (по типу ГОСТ 10705 группа В)

Ст2сп, Ст3сп,

ГОСТ 380

10, 20
ГОСТ 1050

20

2

15

32

2

57

2

76

2

89

2,5

102

2,5

108

3

114

3

159

4

9

ТУ 14-3-943

Ст2сп, Ст3сп,

ГОСТ 380

10, 20
ГОСТ 1050
17Г1С

ГОСТ 19281

219

4,5

5

273

4,5

325

5

377

6

426

6

530

6

10

ГОСТ 20295 (тип 1 — изготовленные контактной сваркой токами высокой частоты)

Ст2сп (К 34)
Ст3сп (К 38)

ГОСТ 380

08, 10 (К 34)
15 (К 38)
20 (К 42)
ГОСТ 1050

159

4,5

1, 5, 9, 17

168

5

5, 9, 17

219

5

1, 5, 17

273

5

5

325

5

5

377

6

5

426

6

5

11

ГОСТ 20295 (тип 3 — изготовленные электродуговой сваркой)

17Г1С (К 52)
17ГС (К 52)

ГОСТ 19281

530

6

5, 22

630

7

5

720

7

5, 22

820

9

5, 22

12

ТУ 14-3-1160

17Г1С (К 52)
17ГС (К 52)

ГОСТ 19281

530

7

22

720

8

820

9

1020

10

1220

12

13

ТУ 14-3-1399

Ст3сп

ГОСТ 380

10, 20

ГОСТ 380

219

4,8

5

273

4,8

325

5

377

6

426

6

14

ГОСТ 10706 (группа В)

ГОСТ 10704

Ст2сп, Ст3сп

ГОСТ 380

17Г1С,17ГС

ГОСТ 19281

530

6

5, 22

630

7

5

720

8

5, 22

820

9

5, 22

1020

10

5, 22

1220

10

22

ТРУБЫ ЭЛЕКТРОСВАРНЫЕ СПИРАЛЬНОШОВНЫЕ

15

ГОСТ 20295 (тип 2 — изготовленные электродуговой сваркой)

Ст2сп (К 34)
Ст3сп (К 38)

ГОСТ 380

08, 10 (К 34)
15 (К 38)
20 (К 42)
ГОСТ 1050
17Г1С (К 52)
17ГС (К 52)

ГОСТ 19281

159

4,5

1

219

5

1

273

6

1

325

6

1

377

6

1

530

6

3

630

6

3

720

7

3

820

8

3

16

ГОСТ 8696 (группа В)

Ст2сп, Ст3сп

ГОСТ 380

08, 10, 20
ГОСТ 1050
17Г1С, 09Г2С

ГОСТ 19281

159

4,5

1

168

4,5

1

219

4,5

1

273

4,5

1

325

5

1, 3

377

6

1, 3

426

6

3

530

6

3

630

6

3

720

7

3

820

8

3

1020

9

3

1220

10

3

17

ТУ 14-3-808

20
ГОСТ 1050

530

8

3

630

8

720

8

820

8

1020

10

1220

11

18

ТУ 14-3-954

20
ГОСТ 1050
17Г1С, 17Г1С-У

ГОСТ 19281

530

6

3

630

6

820

8

1020

9

1220

10

ТРУБЫ БЕСШОВНЫЕ ГОРЯЧЕДЕФОРМИРОВАННЫЕ

19

ГОСТ 8731 (группы В и Г) ГОСТ 8732

Ст2сп

ГОСТ 380

10, 20
ГОСТ 1050
09Г2С, 17Г1С

ГОСТ 19281;

10Г2
ГОСТ 4543

45

3,5

14, 18

57

3,5

3, 14, 18

76

3,5

3, 14, 18

89

3,5

3, 14, 18

102

4

3, 14

108

4

3, 14, 18, 19, 22

114

4

3, 14, 18, 19, 22

127

4

3, 14, 18, 19, 22

133

4

3, 14, 18, 19*, 22

159

4,5

3, 14, 18, 19*, 22

168

5

3, 14, 18, 19*

219

6

3, 11, 17*, 19*

273

7

3, 17*, 22*

325

9

3, 14, 17*, 22*

377

9

3, 22*

426

9

3, 22*

20

ТУ 14-3-190

10, 20
ГОСТ 1050
09Г2С

ГОСТ 19281

10Г2
ГОСТ 4543

57

3,5

14, 18

76

3,5

14, 18

89

3,5

14, 18

108

4

14, 18, 22

114

4

14, 18, 22

127

4

14, 18, 22

133

4

14, 18, 22

159

4,5

14, 18

168

5

14, 18

219

6

14, 18

377

9

22

426

9

22

ТРУБЫ БЕСШОВНЫЕ ХОЛОДНОДЕФОРМИРОВАННЫЕ И ТЕПЛОДЕФОРМИРОВАННЫЕ

21

ГОСТ 8733
(группы В и Г)
ГОСТ 8734

10, 20
ГОСТ 1050
10Г2
ГОСТ 4543

10

1,2**

14, 18

20

2

14, 18

22

2

14, 18

26

2

14, 18

32

2

14, 18

38

2

14, 18

45

2

14, 18

48

3

14, 18

57

3

14, 18

60

3

14, 18

76

3

14

102

3

2

108

3

22

ТРУБЫ ВОДОГАЗОПРОВОДНЫЕ

22

ГОСТ 3262 (черные, обыкновенные и легкие)

В соответствии с ГОСТ 3262

DN15 (21,3)

2,5

1, 2, 4, 5, 8, 13, 14, 15, 16, 17, 19, 22

DN20 (26,8)

2,5

1, 2, 4, 5, 13, 14, 15, 16, 17, 19, 21, 22

DN25 (33,5)

2,8

1, 2, 4, 5, 8, 13, 14, 15, 16, 17, 19, 21

DN32 (42,3)

2,8

1, 2, 4, 5, 8, 13, 14, 15, 16, 17, 19, 22

DN40 (48,0)

3,0

1, 2, 4, 5, 8, 9, 13, 14, 15, 16, 17, 19, 21

DN50 (60,0)

3,0

2, 4, 5, 6, 8, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 19, 21

DN65 (75,5)

3,2

2, 4, 5, 6, 8, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 19, 21

DN80 (88,5)

3,5

1, 2, 4, 5, 6, 9, 12, 13, 14, 15, 17, 19, 21

DN90 (101,3)

4,0

1

DN100 (114,0)

4,0

1, 4, 6, 9, 12, 13, 14, 15, 17, 19, 21

DN125 (140,0)

4,5

1

DN150 (165,0)

4,5

1

23

ТУ 1104-137300-357-01 (по типу ГОСТ 3262)

Ст2сп, Ст3сп

ГОСТ 380

08, 10, 15, 20
ГОСТ 1050

DN15 (21,3)

2,5

7

DN 20 (26,8)

2,5

DN25 (33,5)

2,8

DN40 (48,0)

3,0

DN50 (60,0)

3,0

24

ТУ 14-001 (по типу ГОСТ 3262)

В соответствии с ГОСТ 3262

DN20 (26,8)

2,5

8

DN25 (33,5)

2,8

DN32 (42,3)

2,8

DN40 (48,0)

3,0

25

ТУ 14-3Р-13 (по типу ГОСТ 3262)

В соответствии с ГОСТ 3262

DN15 (21,3)

2,8

15

DN20 (26,8)

2,8

DN25 (33,5)

3,2

DN32 (42,3)

3,2

DN40 (48,0)

3,5

DN50 (60,0)

3,5

Примечания

1 При выборе труб из стали со степенью раскисления ПС, КП следует также руководствоваться таблицей 1.

2 Стальные трубы, изготовленные по ГОСТ или ТУ, которыми не предусматривается их деление на группы, но регламентируются требования по химическому составу и механическим свойствам (,, ) могут применяться для условий, предусматривающих применение труб групп В, Г.

3 Допускается применение стальных труб групп А и Б для газопроводов природного газа и паровой фазы СУГ с 0,005 МПа.

4 Допускается применение стальных труб по таблице 3 при соответствующем обосновании. При этом трубы из стали по ГОСТ 19281 допускается применять 3-8 категорий.

5 Герметичность стальных труб должна быть гарантирована предприятием-изготовителем методами, предусмотренными соответствующими ГОСТ или ТУ.

6 Для газопроводов жидкой фазы СУГ следует применять бесшовные трубы со 100%-ным контролем трубы основного металла физическими методами контроля. Допускается применять электросварные трубы, при этом трубы до DN 50 должны пройти 100%-ный контроль сварного шва физическими методами, а трубы DN 50 и более — также испытаниями сварного шва на растяжение.

7 Заводы-изготовители (приложение Б) труб по позиции 19, обозначенные «*», выпускают трубы данного диаметра, в том числе из слитка. Такие трубы разрешается применять только при условии 100%-ного контроля металла труб физическими методами, что должно быть указано в заказе на поставку.

8 Трубы с толщиной стенки, обозначенной «**», допускается применять только для импульсных газопроводов.

9 Допускается применение труб, наружный диаметр которых не включен в таблицу, но предусмотрен сортаментом стана соответствующего предприятия-изготовителя.

10 Трубы, выпускаемые заводами, не включенными в приложение Б, могут быть включены в таблицу только после их апробации в соответствии с требованиями ГОСТ Р 15.201 и при получении разрешения к применению в установленном порядке.

11 Гнутые участки газопроводов из труб по позициям 22-25 должны иметь радиус гиба не менее 2DN.

Еще по теме  Ипотечная сделка. Этапы ипотечной сделки, регистрация сделки

Приложение Г (обязательное). Критерии сейсмостойкого проектирования газопроводов

5.1 При выборе способа прокладки стальных газопроводов следует руководствоваться требованиями СНиП 42-01, положениями СП 42-101 и настоящего раздела.

5.2 Допустимые радиусы изгиба газопровода в горизонтальной и вертикальной плоскостях следует определять расчетом из условия прочности и местной устойчивости стенок труб в соответствии с подразделом «Расчет газопроводов на прочность и устойчивость» настоящего СП.

5.3 Наземная прокладка газопроводов возможна на участках со сложными геологическими условиями (болота II-III типов, скальные грунты, высокий УГВ и т.д.) при соответствующем технико-экономическом обосновании.

5.4 Наземную прокладку газопроводов следует предусматривать преимущественно в насыпи. Толщина насыпи должна обеспечивать ее устойчивость при деформации грунтового основания.При пересечении водотоков, а также при необходимости обеспечения поверхностного стока дождевых вод в теле насыпи должны быть предусмотрены водопропуски.

5.5 Минимальные расстояния от зданий, сооружений и инженерных коммуникаций до наземных газопроводов, проложенных в насыпи, принимают как до подземных газопроводов, для остальных наземных газопроводов — как от надземных газопроводов.

5.6 Надземная прокладка газопроводов допускается: на участках переходов через естественные и искусственные преграды; по стенам зданий внутри жилых дворов и кварталов; для межпоселковых газопроводов, расположенных в районах распространения скальных, вечномерзлых грунтов, при наличии оползней, горных выработок, карстов и т.д.

5.7 При проектировании надземного газопровода необходимо предусматривать технические решения, защищающие газопровод от наезда автотранспорта.

5.8 Газопроводы по стенам зданий рекомендуется прокладывать без нарушений архитектурных элементов фасада на высоте, обеспечивающей возможность осмотра и ремонта газопроводов и исключающей возможность их механического повреждения.

5.9 Расстояние по горизонтали (в свету) от газопроводов до дверных и оконных проемов зданий рекомендуется принимать не менее 0,5 м. Для газопроводов высокого давления следует предусматривать преимущественную прокладку по глухим стенам (или участкам стен) зданий. Допускается прокладка указанных газопроводов под проемами на расстоянии более 5 м.

Еще по теме  Лучшие дебетовые карты 2020 года — какую карту выбрать, информация по кэшбеку и бонусам

5.10 Размещение отключающих устройств на газопроводах под проемами и балконами, расположенными на расстоянии менее 3 м от газопровода, не рекомендуется.

5.11 Расстояние по горизонтали в свету от надземных газопроводов, проложенных на опорах, до зданий и сооружений следует принимать в соответствии с требованиями СНиП 2.07.01, СНиП II-89, ПУЭ (приложение Н).

5.12 При прокладке газопровода на опорах вдоль зданий, расстояние до которых не нормируется, опоры и газопровод не должны препятствовать открыванию оконных и дверных блоков.

а) в непроезжей части территории, в местах прохода людей — 2,2 м;

https://www.youtube.com/watch?v=ytpolicyandsafety

б) в местах пересечения с автодорогами (от верха покрытия проезжей части) — 5 м;

в) в местах пересечения с внутренними железнодорожными подъездными путями и путями общей сети — в соответствии с требованиями ГОСТ 9238;

г) в местах пересечения с трамвайными путями — 7,1 м от головки рельса;

д) в местах пересечения с контактной сетью троллейбуса (от верха покрытия проезжей части дороги) — 7,3 м.В местах нерегулярного проезда автотранспорта (внутренние подъезды к домовладениям и т.д.) высоту прокладки надземных газопроводов допускается сокращать, но не более чем до 3,5 м. При этом на газопроводе следует устанавливать опознавательные знаки, ограничивающие габариты транспорта.

5.14 Под арками зданий и галереями разрешается прокладка газопроводов низкого давления, а в обоснованных случаях — и среднего давления. На газопроводах в пределах арки (галереи) следует предусматривать использование бесшовных труб и проверку всех сварных стыков и по одному стыку за пределами арки (галереи) физическими методами контроля.Установка отключающих устройств в пределах арки (галереи) не рекомендуется.

5.15 Расстояние между опорами (креплениями) газопроводов следует принимать в соответствии с требованиями подраздела «Расчет газопроводов на прочность и устойчивость» настоящего СП.

5.16 С целью уменьшения перемещений и снижения напряжений в газопроводе от температурных и других воздействий по трассе следует предусматривать, кроме промежуточных опор (скользящих, гибких, маятниковых и т.д.), неподвижные опоры на газопроводе и установку между ними компенсаторов (линзовых, сильфонных), а также самокомпенсацию за счет изменения направления трассы.

5.17 Расстояния в свету между надземными газопроводами и трубопроводами инженерных коммуникаций при их совместной прокладке следует принимать исходя из условий монтажа, осмотра и возможности ремонта.Рекомендуемые минимальные расстояния приведены в таблице 6.

Таблица 6

Условный диаметр газопровода, мм

Минимальные расстояния, мм, до трубопроводов инженерных коммуникаций диаметром, мм

До 300

Св. 300 до 600

Св. 600

До 300

100

150

150

Св. 300 до 600

150

150

200

Св. 600

150

200

300

5.18 Допускается крепление газопроводов к газопроводам и трубопроводам других инженерных коммуникаций (за исключением трубопроводов, транспортирующих агрессивные жидкости) по согласованию с организациями, в ведении которых находятся данные инженерные коммуникации.

5.19 При прокладке газопроводов совместно с трубопроводами, транспортирующими агрессивные жидкости, газопровод следует прокладывать выше них на расстоянии не менее 25 см. При наличии на трубопроводах с агрессивными жидкостями разъемных соединений, арматуры, а также при прокладке с ними газопроводов на одной высоте следует предусматривать устройство защитных экранов, предотвращающих попадание агрессивных жидкостей на газопровод.

5.20 В местах пересечения с естественными и искусственными преградами прокладка газопроводов давлением до 0,6 МПа разрешается по несгораемым конструкциям автомобильных и пешеходных мостов при условии согласования принятого решения с заинтересованными организациями (разработчик проекта и владелец моста).

5.21 При прокладке надземных газопроводов вдоль воздушных линий электропередачи, а также при пересечении с ними и при совместной прокладке газопроводов с электрическими кабелями и проводами следует руководствоваться требованиями ПУЭ.

5.22 Допускается крепление к газопроводам кабелей, предназначенных для обслуживания газопроводов (силовых, для сигнализации, диспетчеризации, управления задвижками). Кабели в этом случае должны быть заключены в кожух (трубу, короб) и проложены на расстоянии (в свету) не менее 0,5 м от газопровода.

https://www.youtube.com/watch?v=ytcopyright

6.1 Проектирование газопроводов из медных труб должно отвечать требованиям СНиП 42-01 с учетом рекомендаций СП 42-101 и настоящего СП.

6.2 Соединение медных труб между собой осуществляется капиллярной пайкой твердым припоем через медные соединительные детали.

6.3 Для крепления газопровода предусматривают медные (латунные) опоры. При применении стальных опор между газопроводом и опорой необходимо устанавливать резиновую прокладку (рисунок 5).

Приложение Г(обязательное)

Г.1 Периоды повторяемости проектного и максимального расчетного землетрясений следует принять следующими:- для ПЗ — 200 лет;- для МРЗ — 1000 лет.

Г.2 Для оценки сейсмостойкости газопровода должны быть проведены расчеты, аналогичные расчетам при НУЭ с учетом сейсмических воздействий, а также выполнены проверки в соответствии с критериальными требованиями, соответствующими различным видам отказов газопровода при землетрясениях.

Г.3 Рассматриваются следующие виды предельных состояний газопровода:- разрыв газопровода;- местная потеря устойчивости стенки газопровода;- гофрообразование по телу трубы;- образование трещин в кольцевых и продольных сварных швах, ЗТВ по телу трубы;- общая потеря устойчивости газопровода.

Г.4 Разрыв газопровода связан, как правило, с действием внутреннего давления, когда происходит раскрытие стенки трубопровода под действием кольцевых напряжений.

Г.5 Для исключения разрывов необходимо ограничивать уровень кольцевых напряжений по отношению как к пределу текучести, так и к пределу прочности материала труб (указанные ограничения выполняются требованиями формулы (13.8)). Увеличивать толщину стенки трубы следует лишь в случае, если невозможны другие пути снижения напряжений до уровня допустимых.

Г.6 Местная потеря устойчивости стенки газопровода (местное смятие) происходит при общем изгибе газопровода в зоне действия сжимающих продольных напряжений.

Г.7 Для предотвращения местного смятия необходимо ограничивать уровень изгибных деформаций в сечении газопровода. Для относительных и абсолютных значений изгибных деформаций:- на стадии ПЗ должно выполняться условие

, (Г.1)

где — общая изгибная деформация; — деформация, соответствующая максимуму на диаграмме «изгибающий момент — изгибная деформация»;- на стадии МРЗ должно выполняться условие

. (Г.2)

Г.8 Гофрообразование происходит при высоких уровнях осевых деформаций сжатия.

Г.9 Для предотвращения гофрообразования необходимо нормировать уровни осевых деформаций сжатия в газопроводе при условии

, (Г.3)

где — осевая деформация сжатия; — осевая деформация сжатия, при которой начинается гофрообразование; — относительная допустимая осевая деформация сжатия, которая принимается равной:- 0,80 — для стадии ПЗ;- 1,00 — для стадии МРЗ.

Оставить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *