Огнезащитная краска     Противопожарные двери     Оросители ТРВ     Проведение испытаний
Экспертиза проектов     Огнезащитные материалы    Огнезащита      Проектирование и монтаж систем


СТРОИТЕЛЬНЫЕ НОРМЫ И ПРАВИЛА
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТРОИТЕЛЬНЫЙ КОМИТЕТ СССР

ГАЗОСНАБЖЕНИЕ

СНиП 3.05.02-88

УДК [69 + 696.2] (083.74)

СНиП 3.05.02-88. Газоснабжение/Госстрой СССР - М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1988. - 54 с.

РАЗРАБОТАНЫ институтом Гипрониигаз Минжилкомхоза РСФСР (канд. экон. наук В.Г.Голик, канд. техн. наук М. С. Куприянов; Г.П. Самойлова) с участием Мосгазниипроекта Мосгорисполкома, УкрНИИинжпроекта Минжилкомхоза УССР, Академии коммунального хозяйства им. К.Д. Памфилова и объединения Росгазспецстрой Минжилкомхоза РСФСР, треста Мособлспецстрой-3 Главмособлстроя.

ВНЕСЕНЫ Минжилкомхозом РСФСР.

ПОДГОТОВЛЕНЫ К УТВЕРЖДЕНИЮ Управлением стандартизации и технических норм в строительстве Госстроя СССР (Н.А. Шитов).

С введением в действие СНиП 3.05.02-88 „Газоснабжение" утрачивают силу СНиП III-29-76 „Газоснабжение. Внутренние устройства. Наружные сети и сооружения" и СН 493-77 „Инструкция по проектированию и строительству подземных газопроводов из неметаллических труб".

СОГЛАСОВАНЫ с Госгортехнадзором СССР (письмо от 23 ноября 1987 г., № 07-1-40/274), ГУ ПО МВД СССР (письмо от 31 октября 1987 г., № 7/6/2540), Госсанинспекцией Минздрава СССР (письмо от 28 октября 1987 г., № 122-5/597-4), Главгосгазнадзором СССР Мингазпрома СССР (письмо от 2 сентября 1987 г., № 24-5-7/384) .

При пользовании нормативным документом следует учитывать утвержденные изменения строительных норм и правил и государственных стандартов, публикуемые в журнале „Бюллетень строительной техники ".„Сборнике изменений строительных норм и правил" Госстроя СССР и информационном указателе „Государственные стандарты СССР" Госстандарта СССР.

Государственный строительный комитет СССР (Госстрой СССР) Строительные нормы и правила СНиП 3.05.02-88
Газоснабжение Взамен СНиП 111-29-76 и СН 493-77

Настоящие нормы и правила распространяются на строительство новых, расширение и реконструкцию действующих:

систем газоснабжения на территории населенных пунктов, предназначенных для обеспечения природными газами с избыточным давлением не свыше 1,2 МПа (12 кгс/см2), сжиженными углеводородными газами (СУГ) с избыточным давлением до 1,6 МПа (16 кгс/см2) включ. потребителей, использующих эти газы в качестве топлива;

межпоселковых газопроводов и внеплощадочных газопроводов промышленных предприятий, использующих газ в качестве топлива и сырья.

Настоящие нормы и правила не распространяются на строительство новых, расширение и реконструкцию действующих:

систем газоснабжения предприятий черной и цветной металлургии, нефтеперерабатывающей и других отраслей промышленности, для которых строительство систем газоснабжения осуществляется в соответствии со специальными требованиями производства и приемки работ, указанными в проектной документации;

внутриплощадочных газопроводов предприятий, использующих газ в качестве сырья; автомобильных заправочных станций природного газа;

на газооборудование передвижных средств.

В состав систем газоснабжения входят: наружные газопроводы и сооружения на них; внутренние (прокладываемые внутри зданий) газопроводы и газооборудование промышленных и сельскохозяйственных предприятий, котельных, предприятий бытового обслуживания производственного характера (бани, прачечные и т. п.) и непроизводственного характера (школы, больницы и т. п.), жилых домов и общественных зданий- газорегуляторные пункты (ГРП) и газорегуляторные установки (ГРУ); резервуарные, баллонные и испарительные установки.

Внесены Минжилкомхозом РСФСР Утверждены постановлением Государственного строительного комитета СССР от 17 марта 1988 г. №39 Срок введения в действие 1 июля 1988 г.

СОДЕРЖАНИЕ

1. Общие положения.

2. Сборка и сварка газопроводов из стальных труб.

Подготовительные работы.

Производство работ .

Сварочные материалы .

Контроль качества .

3. Защита от коррозии.

Защита изоляционными покрытиями.

Электрохимическая защита.

4. Монтаж наружных и внутренних газопроводов, оборудования и приборов.

5. Переходы газопроводов через естественные и искусственные преграды.

6. Сооружения на газовых сетях .

7. Прокладка газопроводов в особых природных и климатических условиях.

8. Особенности строительства газопроводов из полиэтиленовых труб .

9. Производство испытаний .

Приложение 1. Обязательное. Строительный паспорт подземного (надземного) газопровода, газового ввода .

Приложение 2. Обязательное. Строительный паспорт внутридомового (внутрицехового) оборудования.

Приложение 3. Обязательное. Строительный паспорт ГРП (ГРУ) .

Приложение 4. Обязательное. Строительный паспорт резервуарной установки СУГ.

Приложение 5. Обязательное. Протокол проверки сварных стыков газопровода физическими методами.

Приложение 6. Обязательное. Протокол механических испытаний сварных стыков стального (полиэтиленового) газопровода.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. При строительстве систем газоснабжения кроме требований рабочих проектов (далее – проектов) и настоящих норм и правил следует соблюдать требования СНиП 3.01.01-85, СНиП 3.01.03-84, СНиП III-4-80, СНиП 3.01.04-87, а также „Правил безопасности в газовом хозяйстве" и „Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением", утвержденных Госгортехнадзором СССР.

Монтаж и испытания временных газопроводов и газового оборудования следует выполнять в соответствии с проектом и требованиями настоящих норм и правил.

1.2. Строительство систем газоснабжения должны выполнять строительно-монтажные организации, получившие разрешение от местных органов Госгортехнадзора СССР.

К работам по строительству систем газоснабжения допускаются рабочие, обученные безопасным методам работы, и инженерно-технические работники, имеющие техническую подготовку в соответствии с требованиями „Правил безопасности в газовом хозяйстве" и СНиП III-4-80.

Сварщики должны быть аттестованы в соответствии с „Правилами аттестации сварщиков", утвержденными Госгортехнадзором СССР, и иметь специальные удостоверения на право сварки газопроводов данным способом. К сварке полиэтиленовых труб допускаются лица, закончившие обучение по специальной программе.

1.3. На трубы, фасонные части, арматуру, сварочные и изоляционные материалы, применяемые в соответствии с проектом, должны иметься сертификаты заводов-изготовителей (или их копии, заверенные владельцем сертификата), удостоверяющие их качество.

На оборудование, узлы, соединительные детали и изолирующие фланцы должны иметься технические паспорта заводов-изготовителей, центрально-заготовительных мастерских (ЦЗМ) или центрально-заготовительных заводов (ЦЗЗ) строительно-монтажных организаций.

1.4. Монтаж систем газоснабжения следует выполнять индустриальными методами с применением узлов высокой заводской готовности.

1.5. Земляные работы и работы по устройству оснований при строительстве систем газоснабжения следует выполнять в соответствии с проектом и требованиями СНиП 3.02.01-87.

1.6. На законченные строительством подземные и надземные газопроводы, газовые вводы, внутридомовое и внутрицеховое газооборудование,

ГРП и ГРУ, а также резервуарные установки СУГ следует составлять строительные паспорта по формам обязательных приложений 1–4.

2. СБОРКА И СВАРКА ГАЗОПРОВОДОВ ИЗ СТАЛЬНЫХ ТРУБ

ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ

2.1. Способы сварки, а также типы, конструктивные элементы и размеры сварных соединений газопроводов из стальных труб должны соответствовать ГОСТ 16037-80. Для подземных газопроводов следует применять только стыковые соединения.

2.2. Каждому сварщику приказом по строительно-монтажной организации должен быть присвоен номер (клеймо), который он обязан наплавить или выбить на расстоянии 30–50 мм от сваренного им стыка на подземном газопроводе со стороны, доступной для осмотра.

При сварке труб условным диаметром более 400 мм двумя сварщиками каждый из них должен поставить (наплавить или выбить) по номеру (клейму) на границах своего участка.

2.3. Применение сварочных материалов (электродов, сварочной проволоки и флюсов) допускается только при наличии сертификатов заводов-изготовителей или их копий.

Перед применением сварочные материалы следует проверить внешним осмотром на их соответствие требованиям ГОСТ 9466-75, ГОСТ 2246–70 или технических условий. При обнаружении дефектов (обсыпка защитной обмазки электродов и их увлажнение, коррозия сварочной проволоки) применение этих материалов не допускается.

2.4. Перед допуском сварщика к работе по сварке газопроводов необходимо производить сварку допускных (пробных) стыков в следующих случаях:

если сварщик впервые приступает к сварке газопровода или имел перерыв в работе по сварке более календарного месяца;

если сваривают трубы, изготовленные из новых марок стали, отличающихся от ранее свариваемых данным сварщиком своими свойствами по свариваемости и требующих изменения режима сварки;

если применяют новые для данного сварщика марки сварочных материалов (электродов, сварочной проволоки, флюсов);

если используют новое сварочное оборудование;

если изменены технология или режим сварки.

Допускные стыки следует сваривать также для проверки качества сварочных материалов: при нарушении условий хранения или по истечении паспортного срока хранения сварочных материалов; при обнаружении дефектов сварочных материалов при внешнем осмотре – увлажнении электродов, обсыпке электродов (не более чем на 10–15 % поверхности), незначительной коррозии сварочной проволоки. В этих случаях допускные стыки следует сваривать после устранения дефектов (просушки электродов, очистки проволоки).

2.5. Следует сваривать такое число допускных стыков, которое необходимо для проверки их качества механическими испытаниями по ГОСТ 6996-66.

2.6. Контроль допускного стыка следует осуществлять: внешним осмотром и измерениями в соответствии с требованиями ГОСТ 3242–79; физическими методами; механическими испытаниями по ГОСТ 6996–66.

При неудовлетворительных результатах контроля допускного стыка:

внешним осмотром и измерениями допускной стык следует браковать и дальнейшему контролю он не подлежит;

физическими методами или механическими испытаниями – проверку следует повторить на удвоенном числе стыков.

В случае получения неудовлетворительного результата хотя бы на одном стыке при проверке качества сварочных материалов следует браковать всю партию этих материалов, а при проверке квалификации сварщика – он должен пройти дополнительную практику по сварке, после чего сварить новый допускной стык, подлежащий испытаниям в соответствии с вышеприведенными требованиями.

ПРОИЗВОДСТВО РАБОТ

2.7. Перед сборкой под сварку стальных труб необходимо:

очистить их внутреннюю полость от возможных засорений (грунта, льда, снега, воды, строительного мусора, отдельных предметов и др.);

проверить геометрические размеры разделки кромок, выправить плавные вмятины на концах труб глубиной до 3,5% наружного диаметра трубы;

очистить до чистого металла кромки и прилегающие к ним внутреннюю и наружную поверхности труб на ширину не менее 10 мм.

Концы труб, имеющие трещины, надрывы, забоины, задиры фасок глубиной более 5 мм, следует обрезать.

При температуре воздуха ниже минус 5оС правка концов труб без их подогрева не допускается.

2.8. Сборку труб под сварку следует выполнять на инвентарных подкладках с применением центраторов и других приспособлений, фиксирующих требуемое положение свариваемых труб.

Для закрепления труб в зафиксированном под сварку положении следует делать прихватки, которые необходимо выполнять с применением • электродов или сварочной проволоки той же марки, что и для основного шва, и теми же сварщиками, которые будут варить основной шов

Число прихваток должно быть для труб диаметром, мм:

до 150 ................................. 2 шт.
св.150 до 300 ................................ 3 „
„ 300 ................................ через каждые 300 мм по периметру

Длина каждой прихватки для поворотных стыков должна быть 30– 40 мм, для неповоротных - 50-60 мм. Высота прихватки должна составлять 40–50 % толщины стенки трубы.

2.9. Ручную дуговую сварку неповоротных и поворотных стыков труб со скосом кромок 30° при толщине стенок до 6 мм следует выполнять не менее чем в два слоя, а при толщине стенок более 6 мм – не менее чем в три слоя. Каждый слой шва перед наложением последующего должен быть тщательно очищен от шлака и брызг металла.

Дуговая сварка без скоса кромок допускается для труб с толщиной стенок до 5 мм.

Ручная газовая сварка труб со скосом кромок допускается для труб с толщиной стенок до 5 мм, а при отсутствии скоса кромок – до 3 мм. В том и в другом случаях ручную газовую сварку следует выполнять в один слой.

Стыки газопроводов диаметром 920 мм и более, свариваемые без остающегося кольца, должны быть выполнены с подваркой корня шва внутри трубы.

2.10. Автоматическую дуговую сварку под флюсом следует выполнять по первому слою, сваренному ручной дуговой сваркой (теми же электродами, которыми прихватывались стыки), или полуавтоматической (автоматической) сваркой в среде углекислого газа.

2.11. Сборку и вварку „катушек", а также сварку стыков, соединяющих плети газопроводов в непрерывную нитку, в летний период следует производить при минимальной суточной температуре.

Длина ввариваемой в линейную часть подземного газопровода монтажной ,,катушки" должна быть не менее 200 мм.

2.12. Сборку под сварку труб с односторонним продольным или спиральным швом следует производить со смещением швов в местах стыковки труб не менее чем на, мм:

15 ... для труб диаметром до 50 мм

50 . . . „ „ „ от 50 до 100мм

100. .. „ „ „ св. 100мм

При сборке под сварку труб, у которых заводские швы (продольный или спиральный) сварены с двух сторон, допускается не производить смещение швов при условии проверки места пересечения швов физическими методами.

2.13. Приварка патрубков ответвлений в местах расположения поперечных (кольцевых) сварных швов основного газопровода не допускается. Расстояние между поперечным швом газопровода и швом приварки к нему патрубка должно быть не менее 100 мм.

На внутренних газопроводах, а также в ГРП и ГРУ при врезках ответвлений диаметром до 50 мм (в том числе импульсных линий) расстояние от швов ввариваемых штуцеров до кольцевых швов основного газопровода должно быть не менее 50 мм.

2.14. Сварочные работы на открытом воздухе во время дождя, снегопада, тумана и при ветре скоростью свыше 10 м/с можно выполнять только при обеспечении защиты места сварки от влаги и ветра.

2.15. При выполнении сварочных работ на трассе газопровода при отрицательных температурах необходимо:

очистить свариваемые концы труб от снега и льда и просушить их пламенем или другими средствами;

обеспечить замедление скорости охлаждения стыка и прилегающей зоны после окончания сварки путем укрытия асбестовым полотенцем или другим способом.

2.16. Сварку стальных труб без подогрева свариваемых стыков допускается выполнять при температуре наружного воздуха:

не ниже минус 10о С – при применении труб из углеродистой стали с содержанием углерода от 0,24 до 0,27 % включ., а также из низколегированной стали независимо от толщины стенок;

не ниже минус 20 °С - при применении труб из углеродистой стали с содержанием углерода не более 0,24 % независимо от толщины стенок труб, а также труб из низколегированной стали с толщиной стенок не более 10мм.

При температуре наружного воздуха ниже указанной сварочные работы необходимо выполнять в специальных кабинах, в которых температуру воздуха следует поддерживать не ниже указанной, или с подогревом на открытом воздухе концов свариваемых труб на длину не менее 200 мм до температуры не ниже 200 С.

Сварку труб из стали марок: Ст3, 10, 15, 20, 09Г2С и 17Г1С при температуре воздуха до минус 50 ° С допускается вести без предварительного подогрева концов свариваемых труб, при этом следует применять электроды с фтористокальциевым покрытием типов Э42А, Э46А, Э50А по ГОСТ 9467-75 или марок УОНИИ-13/45А, УОНИИ-13/45 и УОНИИ-13/55, если применение других электродов не предусмотрено проектом.

СВАРОЧНЫЕ МАТЕРИАЛЫ

2.17. Подбор типов (марок) электродов, сварочной проволоки и флюсов должен производиться в соответствии с рабочим проектом и проектом производства работ. Электроды и сварочная проволока, применяемые для сварки, должны быть той же марки, что и марка стали свариваемых труб, с учетом требований настоящего раздела.

2.18. Для ручной дуговой сварки стальных труб и изделий из них следует применять толстообмазанные электроды по ГОСТ 9467-75 в соответствии с табл.1.

Таблица 1

Марка стали свариваемых труб Временное сопротивление разрыву sв, МПа (кгс/мм2 ) Тип электродов
Ст2, Ст3, Ст4,групп А, Б, В

по ГОСТ 380-71; 10, 15, 20

по ГОСТ 1050-74

До 420(42)

 

 

Э42,Э46,

Э42А,Э46А, Э50А

 

16ГС, 17ГС, 09Г2С, 17Г1С

по ГОСТ 19282-73; 10Г2

по ГОСТ 4543-71

От 420 до 550

(от 42 до 55)

 

Э50А

 

 

2.19. Для автоматической и полуавтоматической сварки под флюсом следует применять:

сварочную проволоку по ГОСТ 2246-70 марки СВ-08А для труб из малоуглеродистых сталей и марки СВ-08ГА – для труб из низколегированных сталей;

из малоуглеродистых сталей и марки СВ-08ГА – для труб из низколегированных сталей;

сварочные флюсы по ГОСТ 9087-81 марок АН-348-А, АН-348-АМ, АН-22, ОСЦ-45М, ОСЦ-45, АН-22, ОСЦ-45.

2.20. При дуговой сварке труб в среде углекислого газа следует применять:

сварочную проволоку по ГОСТ 2246-70 марки СВ-08Г2С;

углекислый газ по ГОСТ 8050–85 чистотой не менее 99,5 %.

2.21. При газовой сварке следует применять:

сварочную проволоку по ГОСТ 2246-70 марок СВ-08А, СВ-08ГА;

кислород технический по ГОСТ 5583–78;

ацетилен в баллонах по ГОСТ 5457–75 или ацетилен, полученный на месте производства работ из карбида кальция по ГОСТ 1460–81.

КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА

2.22. Операционный контроль в процессе сборки и сварки газопроводов следует производить в соответствии с требованиями СНиП 3.01.01-85.

При операционном контроле следует проверять соответствие стандартам: подготовки труб, их очистки, правки концов; конструктивных элементов и размеров сварных швов; числа, размеров и расположения прихваток; порядка наложения отдельных слоев шва, размеров и формы слоев шва.

2.23. Швы (стыки), сваренные электродуговой и газовой сваркой, должны удовлетворять следующим требованиям:

швы и прилегающие к ним поверхности труб на расстояние не менее 20 мм (по обе стороны шва) должны быть очищены от шлака, брызг расплавленного металла, окалины и других загрязнений;

швы не должны иметь трещин, прожогов, подрезов глубиной более 5 % толщины стенки трубы (но не более 0,5 мм), незаваренных кратеров, выходящих на поверхность пор;

зазоры, смещение кромок, ширина шва и высота его усиления должны быть в пределах, установленных ГОСТ 16037–80.

Стыки, не удовлетворяющие перечисленным требованиям, должны быть исправлены или удалены.

2.24. Из общего числа сваренных стыков следует отбирать контрольные для проверки их физическими методами или механическими испытаниями.

Контрольные стыки для механических испытаний следует вырезать в период производства работ с целью исключения врезки (вварки) „катушек".

2.25. Нормы контроля сварных стыков газопроводов физическими методами (радиографическим и ультразвуковым) следует принимать в соответствии с табл. 2. Применение ультразвукового метода допускается только в сочетании с радиографическим, которым должно быть проверено не менее 20% общего числа стыков, подлежащих контролю, но не менее одного стыка, сваренного каждым сварщиком на каждом объекте.

Результаты проверки стыков физическими методами следует оформлять протоколом по форме обязательного приложения 5. Названия дефектов в протоколе должны соответствовать ГОСТ 7512–82 и ГОСТ 2601–84.

2.26. По данным проверки физическими методами контроля сварные стыки следует браковать при наличии следующих дефектов:-

трещин любых размеров и направлений;

прожогов, незаваренных кратеров, свищей;

непровара по разделке шва;

непровара в корне шва глубиной более 10% толщины стенки трубы, а также при суммарной длине непровара в корне шва более 1/4 периметра, независимо от глубины непровара;

непровара в корне шва в стыках газопроводов диаметром 920 мм и более, выполненных с внутренней подваркой;

если размеры дефектов стыков (длины пор, шлаковых и других включений, цепочек и скоплений этих дефектов) для любого участка радиограммы длиной 100 мм превышают допустимые размеры дефектов в плане, установленные для класса 6 по ГОСТ 23055–78;

Таблица 2

Газопроводы Число стыков, подлежащих контролю, от общего числа стыков, сваренных каждым сварщиком на каждом объекте, %
1. Наружные (подземные и надземные) и внутренние газопроводы природного газа и СУГ условным диаметром менее 50 мм Не подлежат контролю
2. Наружные надземные и внутренние газопроводы природного газа и СУГ (включая газопроводы ГРП и ГРУ) условным диаметром 50 мм и более с давлением до 0,005 МПа (0,05 кгс/см2) То же
3. Наружные надземные и внутренние газопроводы природного газа (включая газопроводы ГРП и ГРУ) условным диаметром 50 мм и более с давлением св. 0,005 до 1,2 МПа (св. 0,05 до 12 кгс/см2) 5, но не менее одного стыка 10, но не менее одного стыка
То же газопроводы СУГ с давлением от 0,005 до 1,6 МПа (св. 0,05 до 16 кгс/см2) 10, но не менее одного стыка
4. Подземные газопроводы природного газа условным диаметром 50 мм и более с давлением:
до 0,005 МПа (0,05 кгс/см2) (за исключением газопроводов, указанных в поз. 11) То же
св. 0,005 до 0,3 МПа (св. 0,05 до 3 кгс/см2) 50, но не менее одного стыка
св. 0,3 до 1,2 МПа (св. 3 до 12 кгс/см2) 100
То же газопроводы СУГ с давлением:
до 0,005 МПа (0,05 кгс/см2) 20, но не менее одного стыка
до 1,6 МПа (16 кгс/см2) 100
5. Подземные газопроводы всех давлений, проложенные под проезжей частью улиц и автомобильными дорогами с усовершенствованными покрытиями, а также на переходах под железнодорожными и трамвайными путями, автомобильными дорогами I, II и III категорий, водными преградами и во всех других случаях прокладки газопроводов в футлярах (в пределах перехода и на расстоянии 5 м в обе стороны от края пересекаемых сооружений) 100
6. Подземные газопроводы всех давлений при пересечении коллекторов, тоннелей, каналов различного назначения с проходом над или под пересекаемыми сооружениями (в пределах пересечения и на расстоянии 5 м в обе стороны от наружных стенок пересекаемых сооружений) 100
7. Надземные газопроводы всех давлений, подвешенные к мостам, и в пределах переходов через овраги, реки и другие преграды 100
8. Газопроводы, прокладываемые во внутриквартальных коллекторах, технических коридорах и технических подпольях 100
9. Подземные газопроводы всех давлений условным диаметром 50 мм и более, прокладываемые в районах с сейсмичностью 7 баллов и выше и на подрабатываемых территориях 100
10. Подземные газопроводы всех давлений, расположенные на расстоянии до 3 м от коллекторов и каналов (в том числе от каналов тепловой сети) 100
11. Подземные газопроводы низкого давления до 0,005 МПа (0,05 кгс/см2), прокладываемые в сильно- и среднепучинистых и просадочных грунтах, а также на расстоянии до 4 м от общественных зданий с массовым скоплением людей (зрелищных предприятий, учебных заведений, лечебных учреждений, магазинов и др.) и жилых зданий высотой более 5 этажей 25, но не менее одного стыка
12. Подземные газопроводы среднего и высокого давления условным диаметром 50мм и более, прокладываемые вне населенных пунктов за пределами черты их перспективной застройки 20, но не мен ее одного стыка
Примечания: 1. Для проверки физическими методами контроля должны выбираться сварные стыки, имеющие худший внешний Вид-2, Кроме указанных, дополнительно должны подвергаться контролю сварные стыки в местах, предусмотренных проектом. 3. В нормы контроля по поз. 3 не должны засчитываться стыки, проверяемые по нормам, указанным в поз. 7 и 8. 4. В нормы контроля по поз. 4, 11 и 12 не должны засчитываться стыки, проверяемые по нормам, указанным в поз. 5 и 6. 5. В нормы контроля не засчитываются стыки Т-образного соединения труб подземных газопроводов условным диаметром до 500 мм включ. и швы приварки к газопроводу фланцев и плоских заглушек (угловые швы), которые не подлежат контролю физическими методами. 6. Объем контроля физическими методами сварных стыков соединительных частей и деталей газопроводов, изготовленных на ЦЗЗ и ЦЗМ, должен соответствовать требованиям СНиП 2.04.08-87.

если при размере в плане пор, шлаковых и других включений менее допустимых размеров, установленных для класса 6 по ГОСТ 23055–78, имеются дефекты глубиной более 10 % толщины стенки трубы.

Проверка качества сварных соединений газопроводов должна осуществляться при радиографическом методе контроля по ГОСТ 7512–82, а при ультразвуковом – по ГОСТ 14782–76.

Если длина дефектной части шва составляет менее 25 % его общей длины, то исправление стыка, выполненного электродуговой сваркой, допускается путем удаления дефектной части и заварки ее заново с последующей проверкой физическими методами всего сварного шва. Повторный ремонт запрещается.

Исправление дефектов шва, выполненного газовой сваркой, запрещается. Исправление дефектов сварки подчеканкой запрещается. Подрезы следует исправлять наплавкой ниточных валиков высотой не более 2–3 мм, при этом высота ниточного валика не должна превышать высоту шва.

2.27. Механическим испытаниям на соответствие требованиям ГОСТ 6996-66 следует подвергать:

допускные стыки;

контрольные стыки наружных (подземных и надземных) и внутренних газопроводов всех давлений условным диаметром менее 50 мм;

контрольные стыки наружных надземных и внутренних газопроводов давлением до 0,005 МПа (0,05 кгс/см2) условным диаметром 50 мм и более;

контрольные стыки подземных газопроводов всех давлений условным диаметром 50 мм и более, сваренные газовой сваркой.

Число контрольных стыков должно составлять 1 % общего числа стыков, сваренных каждым сварщиком в течение календарного месяца. Число образцов при этом определяется по ГОСТ 6996–66.

При производстве трубных заготовок в ЦЗЗ и ЦЗМ на полуавтоматах при числе стыков, свариваемых сварщиком за месяц более 1000 шт., число контрольных стыков, вырезаемых для механических испытаний, допускается уменьшить до 0,5% общего числа стыков, выполненных сварщиком за месяц.

Результаты механических испытаний сварных стыков следует оформлять протоколом по форме обязательного приложения 6.

2.28. При неудовлетворительных результатах проверки контрольных сварных стыков физическими методами или механическими испытаниями необходимо произвести проверку удвоенного числа стыков. Если при повторной проверке физическими методами хотя бы один из проверяемых стыков окажется неудовлетворительного качества, то проверке подлежат все стыки, выполненные сварщиком на объекте, а при проверке механическими испытаниями – все стыки бракуются. В том и другом случаях

сварщик должен пройти дополнительную практику по сварке и получить положительные результаты проверки допускного стыка. Проверку удвоенного числа стыков следует производить на тех участках, которые к моменту обнаружения брака не были приняты по результатам проверки стыков физическими методами или механическими испытаниями.

3. ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ

ЗАЩИТА ИЗОЛЯЦИОННЫМИ ПОКРЫТИЯМИ

3.1. Защиту от коррозии подземных стальных газопроводов и резервуаров СУГ следует выполнять защитными покрытиями в соответствии с проектом.

3.2. Проведение изоляционных работ на трассе во время дождя, снегопада и тумана допускается только при условии защиты изолируемой поверхности от попадания влаги и при температуре воздуха не ниже минус 25° С.

3.3. Участки сварных соединений труб, линейная часть которых изолирована покрытиями весьма усиленного типа на основе горячих битумных мастик, следует изолировать этими же покрытиями или полимерными липкими лентами и другими рулонными материалами. Допускается также применение термоусаживающих полиэтиленовых муфт.

Перед изоляцией сварных стыков поверхность газопровода следует очистить и покрыть грунтовкой в соответствии с проектом. Качество очистки должно соответствовать степени 4 по ГОСТ 9.402-80. Острые выступы, заусенцы и капли металла в зоне сварки необходимо срубить и опилить специальным инструментом, не допуская механических повреждений.

3.4. При изоляции сварных стыков газопровода с битумным покрытием необходимо края покрытия линейной части трубы, примыкающие к изолируемому сварному стыку, срезать на конус на 15-20 см.

3.5. При изоляции сварных стыков газопровода полимерными липкими лентами на сварной шов по грунтовке следует нанести один слой ленты шириной 100 мм. Затем на весь неизолированный участок трубопровода и зачищенные на конус участки покрытия, прилегающие к сварному стыку, нанести с натяжением и обжатием три слоя полимерной липкой ленты с нахлестом витков не менее чем на 2 см.

Защитное покрытие должно плавно переходить с металла на зачищенное на конус покрытие линейной части трубы (с перекрытием его на 10–15 см).

3.6. Проверку качества защитных покрытий необходимо проводить поэтапно в следующем порядке:

перед опусканием газопровода в траншею (или резервуара СУГ в котлован) следует проверить всю поверхность защитного покрытия:

внешним осмотром – на сплошность, отсутствие трещин и повреждений;

по ГОСТ 9.015–74 – толщину и прилипаемость покрытия;

после опускания газопровода в траншею (или резервуара СУГ в котлован) до его присыпки защитное покрытие подлежит проверке внешним осмотром. При этом следует проверять качество покрытий монтажных стыков, изолированных в траншее;

через сутки после присыпки газопровода покрытие подлежит проверке инструментальным методом на отсутствие участков прямого электролитического контакта металла трубы с грунтом;

после засыпки траншеи защитное покрытие подлежит окончательной проверке инструментальным методом на отсутствие участков электролитического контакта металла трубы с грунтом.

Данные о качестве защитного покрытия следует оформить в строительном паспорте по форме обязательного приложения 1.

ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКАЯ ЗАЩИТА

3.7. Строительство установок электрохимической защиты следует осуществлять по проектам электрохимической защиты газопроводов.

Электромонтажные работы необходимо производить в соответствии с требованиями „Правил устройства электроустановок (ПУЭ) ", утвержденными Минэнерго СССР.

3.8. Контрольно-измерительные пункты необходимо устанавливать на газопроводе после укладки его в траншею до засыпки землей. Проверку и приемку контрольно-измерительных пунктов следует производить после засыпки траншеи.

3.9. При приемке установки электрохимической защиты необходимо:

проверить соответствие всех ее элементов проекту;

измерить поляризационный потенциал (или разность потенциалов) газопровода на всей длине защитной зоны при включенной в работу установке;

проверить соответствие фактического значения сопротивления растеканию анодного и защитного заземлений проектным значениям;

проверить наличие утечек защитного тока через вводы газопровода;

провести комплексное опробование работы установки;

проверить прибором состояние изоляционного покрытия газопроводов, пролежавших в грунте более 6 мес.

Результаты приемки строительно-монтажных работ по устройству установки электрохимической защиты следует оформить актом.

Если длина защитной зоны менее предусмотренной проектом или величины защитных потенциалов на отдельных участках газопровода по отношению к земле не соответствуют требованиям ГОСТ 9.015–74, необходимо дополнительно проверить изоляцию и устранить обнаруженные неисправности.

4. МОНТАЖ НАРУЖНЫХ И ВНУТРЕННИХ ГАЗОПРОВОДОВ, ОБОРУДОВАНИЯ И ПРИБОРОВ

4.1. Монтаж газопроводов следует производить в соответствии с рабочим проектом, проектом производства работ и требованиями настоящего раздела.

4.2. При монтаже газопроводов должны быть приняты меры по предотвращению засорения полости труб, секций, плетей.

Укладывать газопроводы в траншею следует, как правило, опуская с бермы траншеи плети (нитки).

4.3. После укладки газопровода в траншею должны быть проверены:

проектная глубина, уклон и прилегание газопровода ко дну траншеи на всем его протяжении; состояние защитного покрытия газопровода; фактические расстояния между газопроводом и стенками траншеи, пересекаемыми им сооружениями и их соответствие проектным расстояниям.

Правильность укладки газопровода следует проверять путем нивелировки всех узловых точек уложенного газопровода и мест его пересечения с подземными сооружениями.

Если после укладки газопровода будет установлено наличие неплотного его прилегания ко дну траншеи в отдельных местах, то в этих местах должна быть сделана подсыпка грунта с его послойным уплотнением и подбивкой пазух.

4.4. При вварке в газопровод фасонных частей, узлов, арматуры и прочих устройств должна быть обеспечена соосность ввариваемых элементов с газопроводом. Перекосы в горизонтальной и вертикальной плоскостях не допускаются.

4.5. При надземной прокладке подъем и укладку плетей газопровода на опоры следует производить только после контроля качества сварных стыков.

При установке опор и опорных конструкций под газопроводы отклонение их положения от проектного (в плане) не должно превышать ±10 мм, а по уклону не более 0,001, если другие допуски не предусмотрены проектом.

4.6. Монтаж внутреннего газооборудования следует производить после выполнения следующих работ:

устройства междуэтажных перекрытий, стен, перегородок, на которых будут монтироваться газопроводы, арматура, газовое оборудование и приборы;

устройства отверстий, каналов и борозд для прокладки газопроводов в фундаментах, стенах, перегородках и перекрытиях;

оштукатуривания стен в кухнях и других помещениях, в которых предусмотрена установка газового оборудования;

установки ванн, моек, раковин, умывальников или других приборов, к которым подводятся трубопроводы от газового оборудования;

проверки и очистки дымоходов.

4.7. Способ соединения труб при монтаже внутренних газопроводов должен соответствовать требованиям СНиП 2.04.08-87.

Заделка сварных и резьбовых соединений газопроводов и арматуры в стены или перекрытия не допускается.

Участки газопроводов, проложенные в футлярах, не должны иметь стыковых соединений, а проложенные в каналах со съемными перекрытиями и в бороздах стен – резьбовых и фланцевых соединений.

4.8. Отклонение стояков и прямолинейных участков газопроводов от проектного положения допускается не более 2 мм на 1 м длины газопровода, если другие нормы не обоснованы проектом.

При отсутствии в проекте данных о расстоянии между трубой и стеной, это расстояние должно быть не менее радиуса трубы.

При монтаже отключающих устройств (кранов) необходимо предусматривать после них (считая по ходу газа) установку сгонов.

Краны на горизонтальных и вертикальных газопроводах должны быть установлены так, чтобы ось пробки крана была параллельна стене; установка упорной гайки в сторону стены не допускается.

4.9. Расстояния от сварных поперечных стыков подземных газопроводов до стенок пересекаемых подземных инженерных коммуникаций и других сооружений должны быть (в плане) не менее 1 м. При прокладке газопровода в футляре расстояние от сварного шва до концов футляра должно быть не менее 300 мм.

Сварные стыки газопроводов условным диаметром до 200 мм при надземной прокладке должны находиться от края опоры на расстоянии не менее 200 мм, а стыки газопроводов условным диаметром более 200 мм – не менее 300 мм. Расстояние от фланца задвижки или компенсатора до опоры газопровода должно составлять не менее 400 мм. При прокладке газопровода через стену расстояние от сварного шва до футляра должно быть не менее 50 мм. Указанные расстояния принимаются в тех случаях, когда другие расстояния не обоснованы проектом.

4.10. При установке газового оборудования, газовых приборов, присоединении их к газовым сетям и отопительным системам, а также при установке автоматики и контрольно-измерительных приборов, прокладке импульсных газопроводов, кроме требований проекта, следует выполнять требования заводских инструкций по монтажу.

Газопровод к плите допускается прокладывать на уровне присоединительного штуцера. При этом отключающий кран следует устанавливать на расстоянии не менее 20 см сбоку от плиты. При верхней разводке отключающий кран должен быть установлен на опуске к плите на высоте 1,5–1,6 м от пола.

5. ПЕРЕХОДЫ ГАЗОПРОВОДОВ ЧЕРЕЗ ЕСТЕСТВЕННЫЕ И ИСКУССТВЕННЫЕ ПРЕГРАДЫ

5.1. Строительство переходов газопроводов через естественные и искусственные преграды (водные преграды, овраги, железные и автомобильные дороги и другие инженерные сооружения) должны выполнять специализированные организации в соответствии с рабочим проектом, проектом производства работ, с учетом требований СНиП Ш-42-80 и настоящего раздела.

5.2. Способ укладки газопроводов на дно подводной траншеи (протаски-ванием по дну; свободным погружением газопровода на дно водной преграды с подачей плети на плаву к месту укладки; опусканием с применением плавучих опор) должен быть определен проектом организации строительства и уточнен проектом производства работ.

5.3. Газопровод, прокладываемый через водную преграду, должен быть сварен, изолирован, испытан и подготовлен к спуску или протаскиванию к моменту приемки подводной траншеи. Перед укладкой газопровода в подводную траншею должны быть сделаны промеры ее глубины по проектному створу, а также составлен акт о готовности траншеи и соответствии проекту продольного профиля трассы перехода.

5.4. Перед протаскиванием изолированного газопровода по дну водной преграды, а также до установки на него балластных грузов поверх изоляции следует устраивать защитную футеровку в соответствии с проектом.

Если проектом предусмотрено сплошное бетонное балластное покрытие, то его следует наносить после испытания газопровода на прочность.

Проверку положения газопровода на дне траншеи следует проводить в течение суток после его укладки.

6. СООРУЖЕНИЯ НА ГАЗОВЫХ СЕТЯХ

6.1. Оборудование, арматуру, соединительные части и детали газопроводов, средства измерения в ГРП и ГРУ следует устанавливать в соответствии с проектом, инструкциями заводов-изготовителей по монтажу оборудования и требованиями настоящего раздела.

6.2. При устройстве перекрытий колодцев зазоры между стенами колодцев и перекрытиями не допускаются.

6.3. При строительстве колодцев из сборных элементов торцы соединяемых элементов должны быть очищены. Элементы следует соединять цементным раствором марки не ниже М 100 с затиркой .

6.4. Основание под ковер должно быть установлено утрамбованный грунт после монтажа отводящей трубки.

Отводящую трубку сооружений на газопроводе (гидрозатворов, конденсатосборников и др.) следует монтировать по центру ковера перпендикулярно плоскости его основания.

Пространство вокруг отводящей трубки по всей высоте в радиусе не менее 0,3 м необходимо засыпать песчаным грунтом и устроить отмостки радиусом 0,5–0,7 м.

Расстояние между крышкой ковера (или люка колодца) и концом выводных устройств (отводящей трубки, крана, пробки) должно быть 10-15 см.

7. ПРОКЛАДКА ГАЗОПРОВОДОВ В ОСОБЫХ ПРИРОДНЫХ И КЛИМАТИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ

7.1. При прокладке газопроводов в вечномерзлых грунтах траншеи и котлованы следует рыть при отрицательных температурах наружного воздуха и засыпать их на полную глубину до наступления теплого периода.

7.2. При монтаже газопроводов в районах с сейсмичностью 7 баллов и выше, а также в районах с просадочными и пучинистыми грунтами деформированные концы труб следует обрезать. Зазоры между торцами труб при сварке плетей должны быть устранены путем вварки „катушек" длиной не менее 200 мм.

7.3. Проверку качества сварных стыков физическими методами контроля при строительстве газопроводов в районах с особыми условиями необходимо производить в соответствии с нормами, приведенными в табл. 2.

В особых условиях прокладки газопроводов, не учтенных в табл. 2, следует руководствоваться нормами контроля, предусмотренными для газопроводов, прокладываемых в обычных условиях.

8. ОСОБЕННОСТИ СТРОИТЕЛЬСТВА ГАЗОПРОВОДОВ ИЗ ПОЛИЭТИЛЕНОВЫХ ТРУБ

8.1. До начала сварочных работ должны быть выполнены следующие работы:

раскладка труб торец в торец числом, необходимым для работы в течение одной смены;

установка сварочного оборудования;

уточнение технологических параметров на основании сварки не менее пяти допускных стыков.

8.2. Трубы следует соединять сваркой встык на сварочной установке. При сварке необходимо выполнять следующие операции:

очистку торцов труб;

установку труб в центрирующих зажимах;

торцовку и оплавление концов труб до вязкотекучего состояния;

удаление нагревательного инструмента и сближение труб;

стыковку (осадку) оплавленных торцов труб под давлением;

охлаждение сварного шва под давлением.

При сварке труб и соединительных деталей газопровода необходимо выдерживать технологические параметры сварочного процесса в соответствии с технической документацией на эксплуатацию применяемого сварочного оборудования.

8.3. Сварочные работы допускается производить при температуре воздуха от минус 15 до плюс 30 С. При более широком интервале температур сварочные работы следует выполнять в специальных помещениях.

На каждое сварное соединение сварщик должен поставить номер (клеймо) , который наносится на горячий расплав через 20–30 с после осадки.

8.4. Сваренный газопровод следует укладывать на выровненное и очищенное основание траншеи.

Газопровод следует укладывать в траншею не ранее, чем через 30 мин после сварки последнего стыка с помощью пеньковых канатов, брезентовых полотенец или других мягких чалочных приспособлений. Во избежание падения плети в траншею необходимо применять временные подкладки через траншею под укладываемый газопровод.

Сбрасывать участки газопровода с бровки в траншею, а также перемещать их вдоль траншеи волоком не допускается.

Газопровод необходимо укладывать змейкой. Засыпать газопровод следует в летний период в холодное время суток, в зимний период – в самое теплое время суток.

8.5. Соединительные детали для поворотов газопровода необходимо применять в соответствии с проектом.

8.6. Соединения полиэтиленовых труб со стальными следует выполнять разъемными или неразъемными.

Разъемные соединения на фланцах следует выполнять на газопроводах высокого давления до 0,6 МПа (6 кгс/см2) в колодцах с применением втулок под фланцы, изготовленных по ТУ 6-19-359-87, если другие требования не предусмотрены проектом.

Неразъемные соединения для газопроводов низкого и среднего давления до 0,3 МПа (3 кгс/см2) следует изготавливать раструбным способом в условиях ЦЗМ или ЦЗЗ в соответствии с технической документацией.

8.7. Сварные соединения полиэтиленовых труб необходимо проверять внешним осмотром и подвергать механическим испытаниям.

Проверке внешним осмотром подлежат 100% соединений, механическим испытаниям - 1 % соединений, но не менее пяти стыков из общего числа выполненных одним сварщиком на одном объекте. Контрольные стыки следует вырезать в период производства работ с целью исключения вварки „катушек".

8.8. Внешний вид сварного шва должен удовлетворять следующим требованиям:

валик сварного шва должен быть равномерно распределен по всей окружности трубы и иметь высоту 2-5 мм;

валик не должен иметь трещин и должен быть одного цвета с трубой;

смещение кромок труб допускается не более чем на 10% толщины стенки трубы.

Стыки, забракованные при внешнем осмотре, исправлению не подлежат и должны быть удалены.

8.9. Для механических испытаний из каждого контрольного стыка следует изготовить не менее пяти образцов II типа в соответствии с ГОСТ 11262–80. Образцы, вырезанные из стыков, должны подвергаться статическому растяжению.

Механические испытания стыков следует проводить не ранее, чем через сутки после окончания сварки в соответствии с ТУ 6-19-352-87.

Сварные стыки полиэтиленовых газопроводов считаются выдержавшими испытания, если не менее 80 % вырезанных из каждого стыкового соединения образцов имеют пластичный характер разрушения по основному материалу с пределом текучести при растяжении не менее 19,0 М Па (190 кгс/см2) и относительным удлинением не менее 350%. Остальные образцы должны иметь предел текучести при растяжении не менее 19,0 МПа (190 кгс/см2) и относительное удлинение при разрыве не менее 50% для каждого образца. Хрупкое разрушение образцов по сварному шву недопустимо.

Результаты испытаний следует оформлять протоколом по форме обязательного приложения 6.

8.10. При неудовлетворительных результатах механического испытания хотя бы одного стыка необходимо произвести повторное испытание удвоенного числа стыков, сваренных данным сварщиком. Если при повторной проверке хотя бы один из проверяемых стыков окажется неудовлетворительного качества, то все стыки, сваренные этим сварщиком на данном объекте, бракуются. После этого сварщик может быть допущен к работе только после прохождения дополнительной практики по сварке и получения положительных результатов проверки допускного стыка.

Забракованные стыки следует вырезать и на их место вваривать „катушки" длиной не менее 500 мм.

9. ПРОИЗВОДСТВО ИСПЫТАНИЙ

9.1. Перед испытанием на прочность и герметичность законченных строительством наружных газопроводов следует производить продувку с целью очистки их внутренней полости. Способ продувки должен определяться проектом производства работ. Очистку полости внутренних газопроводов и газопроводов ГРП (ГРУ) следует производить перед их монтажом.

9.2. Испытания на прочность и герметичность газопроводов должна проводить строительно-монтажная организация в присутствии представителя газового хозяйства. Допускается проведение испытания на прочность без участия представителя газового хозяйства по согласованию с ним.

Результаты испытаний следует оформлять записью в строительном паспорте.

9.3. Длина участков газопроводов, подвергаемых испытаниям на прочность и герметичность в застроенной части городов и других населенных пунктов, должна быть не более, км:

для газопроводов условным диаметром до 200 мм ………………… 6
для газопроводов условным диаметром св. 200 мм до 400 мм ………………… 4
для газопроводов условным диаметром св. 400 мм ………………… 3

В незастроенной части населенных мест, а также за их пределами длину испытываемых участков допускается принимать в два раза больше установленной для застроенной части.

Если строящийся газопровод разделен на несколько испытываемых участков, то монтажные стыки, их соединяющие (сваренные после испытаний) , должны быть проверены физическими методами.

9.4. Для проведения испытаний газопроводов на прочность и герметичность следует применять следующие манометры:

при испытательном давлении до 0,01 МПа (0,1 кгс/см2) – U-образные жидкостные манометры с водяным заполнением;

при испытательном давлении от 0,01 МПа (0,1 кгс/см2) до 0,1 МПа (1 кгс/см2) – U-образные жидкостные манометры с ртутным заполнением и образцовые манометры по ГОСТ 6521-72, а кроме того, для испытания на прочность – пружинные манометры класса точности не ниже 1,0 по ГОСТ 2405-80;

при испытательном давлении 0,1 МПа (1 кгс/см2) и выше:

для испытания на прочность – пружинные манометры класса точности не ниже 1,5 по ГОСТ 2405-80;

для испытания на герметичность – пружинные манометры образцовые по ГОСТ 6521–72, пружинные манометры класса точности не ниже 1,0ло ГОСТ 2405-80 и дифманометры типа ДП-50. Пружинные манометры, применяемые при испытании, должны иметь корпус диаметром не менее 160 мм и шкалу с верхним пределом измерений не менее 4/3 и не более 5/3 от величины измеряемого давления.

Для замера барометрического давления следует применять барометры-анероиды. Допускается данные о барометрическом давлении получать от местных метеостанций.

9.5. Испытания на прочность и герметичность наружных газопроводов, газовых вводов, ГРП и ГРУ следует производить после установки отключающей арматуры, оборудования и контрольно-измерительных приборов.

Если арматура, оборудование и приборы не рассчитаны на испытательное давление, то вместо них на период испытаний следует устанавливать катушки, заглушки, пробки.

9.6. Испытания внутренних газопроводов на прочность следует производить при отключенном оборудовании, если это оборудование не рассчитано на испытательное давление.

9.7. При пневматических испытаниях на прочность газопроводов и ГРП осмотр и проверку соединений с помощью мыльной эмульсии допускается проводить только после снижения давления до норм, установленных для испытания на герметичность.

Дефекты, обнаруженные в процессе испытаний газопроводов на прочность и герметичность, можно устранять только после снижения давления до атмосферного.

9.8. Испытательное давление и продолжительность испытания наружных газопроводов и газовых вводов, а также внутренних газопроводов промышленных и сельскохозяйственных предприятий, котельных, предприятий бытового обслуживания населения, жилых домов и общественных зданий, ГРП и ГРУ следует принимать в соответствии с табл. 3.

Результаты испытания газопровода на прочность следует считать положительными, если в период испытания давление в газопроводе остается неизменным (нет видимого падения давления по манометру) и при проверке газопровода с помощью мыльной эмульсии после снижения давления до норм, установленных для испытания на герметичность, не будут обнаружены утечки. Обнаруженные дефекты при испытании на прочность следует устранять до начала испытания газопровода на герметичность.

Результаты испытания газопровода на герметичность следует считать положительными, если в период испытания фактическое падение давления в газопроводе не превышало допускаемого падения давления, установленного в соответствии с табл. 3 и при осмотре с помощью мыльной эмульсии (доступных к проверке мест) не были обнаружены утечки.

9.9. Подземные газопроводы всех давлений, а также наземные и внутренние газопроводы низкого и среднего давления на прочность и герметичность следует испытывать воздухом. Надземные и внутренние газопроводы высокого давления на прочность и герметичность следует испытывать водой. Допускается их испытание воздухом при соблюдении специальных мер безопасности, предусмотренных проектом производства работ.

9.10. Испытание подземных газопроводов на прочность следует производить после их монтажа в траншее и присыпки на 20–25 см выше верхней образующей трубы.

Таблица 3

Сооружения Нормы испытаний Примечания
на прочность на герметичность
испыта-
тельное
давление,
МПа (кгс/см2)
продолжи-
тельность
испытания,
ч
испыта-
тельное
давление,
МПа (кгс/см2)
продолжи-
тельность
испытания,
ч
допускаемое падение давления
Подземные газопроводы
1. Газопроводы низкого давления до 0,005 МПа (0,05 кгс/см2) (кроме газопроводов, указанных в поз.2) 0,6 (6) 3 0,1(1) 24 Определяется по формуле (1) -
2. Дворовые газопроводы и вводы низкого давления до 0,005 МПа (0,05 кгс/см2) условным диаметром до 100 мм при их раздельном строительстве с уличными газопроводами 0,3 (3) 1 0,1(1) 3 То же -
3. Газопроводы среднего давления св. 0,005 до 0,3 МПа (св. 0,05 до 3 кгс/см2) 0,6 (6) 3 0,3 (3) Для газопроводов условным диаметром до 400 мм -24; св. 400 мм– 48 Определяется по формуле (1) Продолжительность испытания на герметичность при длине участка до 1 км допускается принимать равной 24 ч при любом условном диаметре газопровода
4. Газопроводы высокого давления св. 0,3 до 0,6 МПа (св. 3 до 6 кгс/см2) 0,75(7,5) 3 0,6 (6) Для газопроводов условным диаметром до 300 мм– 24; св. 300 мм– 48 Тоже То же
5. Газопроводы высокого давления: св. 0,6 до 1,2 МПа (св. 6 до 12 кгс/см2) 1,5(15) 3 1,2(12) Для газопроводов условным диаметром до 250 мм– 24; св. 250 мм-48
св. 0,6 до 1,6 МПа (св. 6 до 16 кгс/см2) для сжиженных газов 2,0(20) 3 1.6(16) То же
Надземные газопроводы
6. Газопроводы низкого давления до 0,005 МПа (0,05 кгс/см2) (кроме газопроводов, указанных в поз.7) 0,3 (3) 1 0,1(1) 0,5 Видимое падение давления по манометру не допускается -
7. Дворовые газопроводы и вводы низкого давления до 0,005 МПа (0,05 кгс/см2) условным диаметром до 100 мм при их раздельном строительстве с уличными газопроводами 0,1(1) 1 0,01 (0,1) 0,5 То же -
8. Газопроводы среднего давления св. 0,005 до 0,3 МПа (св. 0,05 до 3 кгс/см2) 0,45 (4,5) 1 0,3 (3) 0,5 Видимое падение давления по манометру не допускается
9. Газопроводы высокого давления св. 0,3 до 0,6 МПа (св. Здо 6 кгс/см2) 0,75 (7,5) 1 0,6(6) 0,5 Тоже -
10. Газопроводы высокого давления:
св. 0,6 до 1,2 МПа (св. 6 до 12 кгс/см2) 1.5(15) 1 1,2(12) 0,5
св. 0,6 до 1,6 МПа (св. 6 до 16 кгс/см2) для сжиженных газов 2,0(20) 1 1,6(16) 0,5  
Газопроводы и оборудование ГРП и ГРУ
11. Газопроводы и оборудование низкого давления до 0,005 МПа (0,05 кгс/см2) 0,3 (3) 1 0,1(1) 12 1 % испытательного давления Не распространяется на ГРП шкафного типа, так как они испытываются на заводах-изготовителях
12. Газопроводы и оборудование среднего давления св. 0,005 до 0,3 МПа (св. 0,05 до 3 кгс/см2) 0,45 (4,5) 1 0,3 (3) 12 То же То же
13.Газопроводы и оборудование высокого давления св. 0,3 до 0,6 МПа (св. 3 до 6 кгс/см2) 0,75 (7,5) 1 0,6 (6) 12 ,,
14.Газопроводы и оборудование высокого давления св. 0,6 до 1,2 МПа (св. 6 до 12 кгс/см2) 1,5(15) 1 1,2(12) 12 ,,
Внутридомовые и внутрицеховые газопроводы
15. Газопроводы низкого давления до 0,005 МПа (0,05 кгс/см2) в жилых домах и общественных зданиях, на предприятиях бытового обслуживания населения непроизводственного характера 0,1(1) 1 0,005 (0,05) 5 мин 20 даПа (20мм вод. ст.) -
16. Газопроводы промышленных и сельскохозяйственных предприятий, котельных, предприятий бытового обслуживания населения производственного характера:
низкого давления до 0,005 МПа (0,05 кгс/см2) среднего давления: 0,1(1) 1 0,01(0,1) 1 бОдаПа (60мм вод. ст.) -
св. 0,005 до 0,1 МПа (св. 0,05 до 1 кгс/см2) 0,2 (2) 1 0,1(1) 1 1,5 % испытательного давления -
св. 0,1 до 0,3 МПа (св. 1 до 3 кгс/см2) 0,45 (4,5) 1 0,3 (3) 1 Определяется по формуле (4) -
высокого давления:
св. 0,3 до 0,6 МПа (св. 3 до 6 кгс/см2) 0,75 (7,5) 1 1,25 от рабочего, но не выше 0,6 (6) 1 То же -
св. 0,6 до 1,2 МПа (св. 6 до 12 кгс/см2) 1,5(15) 1 1,25 от рабочего, но не выше 1,2(12) 1 -
св. 0,6 до 1,6 МПа (св. 6 до 16 кгс/см2) для сжиженных газов 2,0(20) 1 1,25 от рабочего, но не выше 1,6(16) 1 -

На участках газопроводов, пересекающих автомобильные дороги с интенсивным движением транспорта, по согласованию с органами Госгортехнадзора СССР допускается производить испытание на прочность после засыпки траншеи.

Дворовые подземные газопроводы и вводы низкого давления условным диаметром до 100 мм включ. следует испытывать на прочность с неизолированными и неприсыпанными стыками испытательным давлением 0,3 МПа (3 кгс/см2). При испытательном давлении 0,6 МПа (6 кгс/см2) испытание на прочность этих газопроводов допускается производить с изолированными и присыпанными стыками.

9.11. Испытание подземных газопроводов на герметичность следует производить после полной засыпки траншеи до проектных отметок.

До начала испытания на герметичность подземные газопроводы после их заполнения воздухом следует выдерживать под испытательным давлением в течение времени, необходимого для выравнивания температуры воздуха в газопроводе с температурой грунта. Минимальная продолжительность выдержки газопровода под давлением, ч, устанавливается в зависимости от условного диаметра газопровода:

до 300 мм ................ 6
св. 300 „ до 500 мм ................ 12
„ 500 ................ 24

9.12. Подземный газопровод считается выдержавшим испытание на герметичность, если фактическое падение давления в период испытания не превысит величины, определяемой по формуле

где DPadm - допускаемое падение давления, кПа;

DP'adm – то же, ммрт.ст.;

d – внутренний диаметр газопровода, мм;

Т – продолжительность испытания, ч.

Если испытываемый газопровод состоит из участков разных диаметров d1, d2, d3,…dn, то величина d определяется по формуле

где d1, d2,...dn – внутренние диаметры участков газопроводов, мм;

l1, l2,...In -длины участков газопроводов соответствующих диаметров, м.

Фактическое падение давления в газопроводах DРf, кПа (мм рт. ст.), за время их испытания на герметичность определяется по формуле

где Р1 и P2 – избыточное давление в газопроводе в начале и в конце испытания по показаниям манометра, кПа (мм рт. ст.);

B1 и B2 -то же по показаниям барометра, кПа (мм рт. ст.).

9.13. Участки газопроводов на переходах через водные преграды, а также под автомобильными дорогами I, II и III категорий, железнодорожными и трамвайными путями следует испытывать в три стадии:

на прочность - после сварки перехода или его части до укладки на место;

на герметичность - после укладки на место, полного монтажа и засыпки всего перехода;

на герметичность – при окончательном испытании на герметичность всего газопровода в целом.

Испытание на прочность и герметичность коротких однотрубных переходов, без сварных стыков, допускается производить вместе с основным газопроводом.

9.14. До начала испытания на герметичность наружные надземные газопроводы, а также внутренние газопроводы, включая газопроводы ГРП и ГРУ после их заполнения воздухом, следует выдерживать под испытательным давлением в течение времени, необходимого для выравнивания температуры воздуха внутри газопроводов с температурой окружающего воздуха.

По истечении срока испытания, не снижая давления, следует произвести внешний осмотр и проверку с помощью мыльной эмульсии герметичности всех сварных, резьбовых и фланцевых соединений и сальников.

9.15. Газопроводы низкого давления в жилых домах и общественных зданиях, предприятиях бытового обслуживания населения непроизводственного характера следует испытывать на прочность и герметичность на следующих участках:

на прочность – от отключающего устройства на вводе в здание до кранов на спусках к газовым приборам. При этом газовые приборы следует отключить, а счетчики, если они не рассчитаны на испытательное давление, заменить перемычками;

на герметичность – от отключающего устройства на вводе в здание до кранов газовых приборов.

При установке в существующих газифицированных жилых и общественных зданиях дополнительных газовых приборов, испытание новых участков газопроводов к этим приборам при их длине до 5 м допускается производить газом (рабочим давлением) после подключения новых участков к действующей сети с проверкой всех соединений газоиндикаторами или мыльной эмульсией.

Внутренние газопроводы промышленных и сельскохозяйственных предприятий, котельных, предприятий бытового обслуживания населения производственного характера следует испытывать на участке от отключающего устройства на вводе до отключающих устройств у газовых горелок газифицируемого оборудования.

Испытание газопроводов и оборудования ГРП и ГРУ следует производить или в целом (от входной до выходной задвижки) по нормам испытательного давления на стороне высокого давления, или по частям: до регулятора давления – по нормам испытательных давлений на стороне высокого давления; после регулятора давления – по нормам испытательного давления на стороне низкого давления.

9.16. При испытании на герметичность внутренних газопроводов среднего – свыше 0,1 МПа (1 кгс/см2) и высокого давлений на промышленных и сельскохозяйственных предприятиях, котельных, предприятиях бытового обслуживания населения производственного характера допускаемую величину падения давления Dadm, выраженную в процентах к начальному испытательному давлению, следует определять по формуле

где d – внутренний диаметр испытываемого газопровода, мм.

Если испытываемый газопровод состоит из участков газопроводов разных диаметров, то величину d в формуле (4) следует определять по формуле (2).

Фактическое падение давления в газопроводе, выраженное в процентах к начальному давлению, следует определять по формуле

где P1, P2, - то же, что в формуле (3) ;

B1, В2

t1 и t2 - абсолютная температура воздуха в газопроводе в начале и в конце испытания, °С.

9.17. При наличии у газифицируемых тепловых агрегатов приборов автоматики испытание газопроводов на прочность следует производить до запорного устройства, установленного на ответвлении от общего (цехового) газопровода к данному агрегату. Приборы автоматики следует испытывать только на герметичность рабочим давлением совместно с газопроводом.

9.18. Внутренние газопроводы низкого давления от индивидуальных, групповых баллонных и резервуарных установок СУГ в жилых и общественных зданиях следует испытывать на прочность и герметичность по нормам испытания газопроводов природного газа в соответствии с табл. 3.

9.19. Резервуары СУГ вместе с обвязкой по жидкой и паровой фазам следует испытывать на прочность водой и на герметичность воздухом в соответствии с требованиями „Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением" Госгортехнадзора СССР.

Испытание на герметичность следует производить по нормам, приведенным в табл. 3, с проверкой всех соединений по паровой фазе с помощью мыльной эмульсии.

Новости о МЧС и ЧС. Огнезащита. Установки пожаротушения, системы пожаротушения, автоматическое пожаротушение. Системы пожарной безопасности, система пожарной сигнализации, обслуживание сигнализации, монтаж пожарной сигнализации, охранно-пожарной сигнализации(ОПС). Противопожарные ворота, двери противопожарные. Спринклеры и дренчер. Огнезащитные материалы, обработка огнезащитная, противопожарная защита. Пожарная категория. Огнезащита металлоконструкций и конструкций. Нормы пожарной безопасности.