Требования ГОСТ Р 55473-2019 к проектированию газопроводов
Общие положения при проектировании газопроводов
4.1.1 Проектирование полиэтиленовых газопроводов выполняют в соответствии с [1], [2], СП 62.13330.2011, ГОСТ Р 55472-2019 (раздел 7); разделом 4, а также другими действующими нормативными документами по проектированию сетей газораспределения.
4.1.2 При проектировании полиэтиленовых газопроводов трассу газопровода предусматривают преимущественно вне проезжей части территории с учетом возможного вскрытия траншей.
4.1.3 Глубину прокладки полиэтиленового газопровода, расстояния по вертикали в свету и минимальные расстояния от зданий, сооружений и сетей инженерно-технического обеспечения принимают в соответствии с СП 62.13330.2011 (пункты 5.2.1, 5.2.2 и приложение В). Укладка газопровода на глубину большую установленной СП 62.13330.2011 должна быть технически обоснована.
4.1.4 Глубину заложения полиэтиленовых газопроводов при проектировании в районах с многолетнемерзлыми грунтами выбирают таким образом, чтобы температура стенки трубы была не менее минус 20°С в процессе эксплуатации. Глубину прокладки полиэтиленового газопровода при равномерной и неодинаковой пучинистости грунтов принимают по СП 62.13330.2011 (пункт 5.6.4).
4.1.5 Повороты линейной части газопровода в горизонтальной и вертикальной плоскостях выполняют полиэтиленовыми отводами или упругим изгибом с радиусом не менее 25 DN. При проектировании полиэтиленовых газопроводов высокого давления категории 1 повороты линейной части газопровода в горизонтальной и вертикальной плоскостях выполняют полиэтиленовыми отводами или упругим изгибом с радиусом не менее 35 DN.
4.1.6 В зависимости от условий прокладки полиэтиленовые газопроводы проектируют закрытым или открытым способом. Рекомендуется прокладка из длинномерных труб или труб, сваренных в плети. Минимальную величину ширины траншеи принимают в соответствии с СП 45.13330.2017 (пункт 6.1.3).
Допускается уменьшение ширины траншеи вплоть до диаметра укладываемой трубы при условии, что температура поверхности трубы в процессе строительства будет составлять менее 20°С, а также исключения возможности повреждения ее поверхности.
4.1.7 При выборе средств для балластировки полиэтиленовых газопроводов необходимо соблюдать максимальное значение овальности труб по ГОСТ Р 58181.2-2018 (пункт 6.2). Расстояние от сварного соединения газопровода до края пригруза принимают не менее 0,5 м. Размещение средства балластировки на сварных соединениях газопровода, за исключением случая балластировки грунтом обратной засыпки, закрепленным нетканым синтетическим материалом, не допускается.
4.1.8 Применение полиэтиленовых труб с защитной оболочкой ПЭ 80, ПЭ 100 или из ПЭ 100/ПЭ 100-RC предусматривают в случаях возможного повреждения поверхности трубы при прокладке газопровода, в том числе в техногенных несвязных и гравийных грунтах, а также:
— при их протяжке внутри изношенных стальных газопроводов;
— при использовании методов бестраншейной прокладки;
— в районах с сейсмичностью 6 и более баллов;
— в скальных и полускальных грунтах.
4.1.9 При проектировании переходов газопроводов через искусственные и естественные преграды предпочтительно использовать метод ГНБ. Для газопроводов с DN до 160 мм необходимо предусматривать применение длинномерных полиэтиленовых труб.
4.1.10 Футляры на полиэтиленовых газопроводах предусматривают в соответствии с ГОСТ Р 55472 и СП 62.13330.2011. Внутренний диаметр футляра выбирают из условия обеспечения свободной протяжки трубы (трубной плети) с заданным наружным диаметром. При этом учитывают высоту грата (в том числе на внутренней поверхности футляра) и размеры соединительных деталей с ЗН.
4.1.11 При проектировании полиэтиленовых газопроводов на подрабатываемых или закарстованных территориях, на площадках строительства с сейсмичностью свыше 6 баллов предусматривают контрольные трубки в соответствии с СП 62.13330.2011 (пункт 5.6.3).
4.1.12 На футлярах для установки контрольных трубок предусматривают технические решения с использованием соединительных элементов, обеспечивающих надежность конструкции.
4.1.13 Выбор типа и месторасположения запорной арматуры осуществляют в соответствии с СП 62.13330.2011 (пункты 5.1.7, 5.4.4).
4.1.14 Участки пересечения трассой полиэтиленового газопровода активных тектонических разломов предусматривают согласно ГОСТ Р 55472-2019 (пункт 7.5.29).
4.1.15 Срок (продолжительность) эксплуатации полиэтиленовых газопроводов определяют при проектировании и указывают в проектной документации.
Трубы, трубные заготовки, соединительные детали и трубопроводная арматура
4.2.1 Для проектирования, строительства и реконструкции полиэтиленовых газопроводов применяют трубы, трубные заготовки и соединительные детали по ГОСТ Р 58121.2, ГОСТ Р 58121.3, а также техническим условиям с учетом СП 62.13330.2011 (пункт 4.3). Трубы и соединительные детали должны иметь сертификат соответствия согласно [3]. Трубные заготовки изготавливают в заводских условиях, с предоставлением документов, подтверждающих их качество.
4.2.2 При использовании метода ГНБ на участках пересечений с железнодорожными и трамвайными путями, автомобильными дорогами категорий I-IV, а также с магистральными улицами и дорогами предусматривают футляры.
4.2.3 Стальные трубы, стальные соединительные детали и стальная запорная арматура, применяемые на полиэтиленовых газопроводах, должны соответствовать ГОСТ Р 55474.
4.2.4 При проектировании полиэтиленовых газопроводов в качестве запорной арматуры рекомендуется предусматривать стальные и полиэтиленовые краны в бесколодезном исполнении. Шток управления запорной арматурой (при ее бесколодезной установке) заключают в защитную конструкцию с выводом под ковер или люк.
Устройство систем безопасности
Устройство систем безопасности предусматривают в соответствии с ГОСТ Р 55472-2019 (пункт 7.8).
Максимальное рабочее давление
4.4.1 Значения MOP при проектировании полиэтиленовых газопроводов выбирают в соответствии с величиной допустимого максимального давления в них.
4.4.2 Толщину стенки полиэтиленового газопровода, в том числе в стесненных и особых условиях прокладки, при пересечении водных преград, железных и автомобильных дорог, рассчитывают в соответствии с [1], а также с учетом максимальных значений SDR, приведенных в таблице 1.
Трубы из ПЭ 100-RC применяют в соответствии с СП 62.13330.2011 (пункты 4.11, 5.1.1, 5.4.3, 5.5.5, 5.6.6, 5.6.6а, 5.7.1).
4.4.3 Проектирование газопроводов категории 1 с MOP до 1,0 МПа включительно из труб ПЭ 100 с SDR 11 допускается при наличии на источнике газа или ПРГ защитных устройств от превышения давления свыше 1,0 МПа.
Способы соединения труб
4.5.1 Соединения полиэтиленовых труб между собой и с полиэтиленовыми соединительными деталями выполняют неразъемными с использованием следующих способов:
— сваркой встык нагретым инструментом;
— сваркой при помощи соединительных деталей с ЗН.
4.5.2 Сварку встык нагретым инструментом не следует применять для соединения длинномерных труб, полиэтиленовых труб и соединительных деталей, изготовленных из ПЭ разных наименований, а также, если трубы и детали имеют:
— толщину стенки по торцам менее 5 мм;
— разную толщину стенок (SDR).
Сварку встык нагретым инструментом осуществляют в соответствии с ГОСТ Р 55276-2012 (раздел 5).
4.5.3 Сварку деталями с ЗН применяют при:
— прокладке газопроводов, преимущественно из длинномерных труб (плетей) или в стесненных условиях;
— реконструкции изношенных газопроводов методом протяжки в них полиэтиленовых труб (плетей);
— соединении труб и соединительных деталей с разной толщиной стенки (различным соотношением SDR) или при толщине стенки менее 5 мм;
— врезке газопровода в действующие газопроводы;
— вварке трубной вставки в полиэтиленовые газопроводы;
— выполнении ответвлений от действующих газопроводов из труб ПЭ 80 и ПЭ 100, находящихся под давлением;
— соединении между собой труб и деталей, изготовленных из ПЭ разных наименований, при этом наименование ПЭ соединительной детали с ЗН должно быть не ниже наименования ПЭ любой из соединяемых труб и деталей.
4.5.4 Сварку труб с помощью деталей с ЗН проводят в диапазоне значений SDR, указанном предприятием-изготовителем.
4.5.5 В случае когда одна или обе полиэтиленовые трубы были выпущены до 01.07.1996 г., их соединение необходимо выполнять при помощи муфт с ЗН.
4.5.6 Присоединение полиэтиленовой трубы к стальной трубе (или арматуре) предусматривают в соответствии с ГОСТ Р 55472-2019 (подраздел 7.4). Пригодность НСПС должна быть подтверждена в установленном порядке.
4.5.7 НСПС располагают на горизонтальном участке, при обеспечении температуры в процессе эксплуатации не ниже минус 20°С. Обеспечение допустимой температуры НСПС и полиэтиленовой трубы достигают с помощью теплоизоляции. Допускается размещение НСПС на вертикальном участке газопровода без теплоизоляции в климатических районах, в которых температура НСПС и полиэтиленовой трубы в процессе эксплуатации будет не ниже минус 20°С, при исключении возможности передачи механических нагрузок на неразъемное соединение полиэтилен-сталь.
Противокоррозионная защита
Защиту от коррозии металлических футляров и стальных вставок на полиэтиленовых газопроводах осуществляют в соответствии с ГОСТ 9.602.
Охрана окружающей среды
Выбор трассы, конструктивных, технологических и природоохранных решений, прокладку полиэтиленовых газопроводов осуществляют в соответствии с [4] и другими нормативно-правовыми актами в области охраны окружающей среды.
Обозначение трасс газопроводов
4.8.1 Обозначение трасс полиэтиленовых газопроводов, а также форму опознавательных знаков принимают по ГОСТ Р 55472-2019 (подраздел 7.7) и 4.8.
4.8.2 Для полиэтиленовых газопроводов, проложенных открытым способом, обозначение трасс наряду с опознавательными знаками проводят сигнальной лентой желтого цвета шириной не менее 0,2 м с несмываемой надписью «Огнеопасно-Газ», укладываемой на расстоянии (0,5±0,1) м от верха полиэтиленового газопровода по всей длине трассы.
Вместо опознавательных знаков допускается прокладка контрольного проводника (изолированного алюминиевого или медного провода) сечением от 2,5 до 4 ммГОСТ Р 55473-2019 Системы газораспределительные. Сети газораспределения природного газа. Часть 1. Полиэтиленовые газопроводы с выводом его концов на поверхность под ковер. Расстояние между выходами контрольного проводника определяется проектной документацией.
Для участков полиэтиленовых газопроводов, проложенных методом ГНБ без футляра, рекомендуется применять трубы с интегрированными токопроводящими элементами, подключенными к контрольному проводнику с выходом его концов на поверхность под ковер или футляр. Расстояние между выходами контрольного проводника определяется проектной документацией.
Для обозначения трассы полиэтиленового газопровода допускается применять другие средства обозначения, позволяющие определять местонахождение газопровода приборным методом.
4.8.3 На участках пересечений газопроводов, проложенных открытым способом (в том числе межпоселковых) с подземными сетями инженерно-технического обеспечения сигнальную ленту укладывают вдоль газопровода дважды: на расстоянии не менее 0,2 м между собой и на 2 м в обе стороны от пересекаемого сооружения в соответствии с проектной документацией.
4.8.4 Допускается использовать в качестве средства 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 от поверхности земли или в соответствии с рекомендациями предприятия-изготовителя. При идентификации маркеров с помощью трассопоискового оборудования необходимо осуществлять их привязку с помощью спутниковых систем навигации.
4.8.5 Срок службы средств и материалов для обозначения трассы полиэтиленовых газопроводов принимают, как правило, не менее срока службы газопровода, установленного проектной документацией.
Вернуться на Главную