Всего на сайте:
248 тыс. 773 статей

Главная | Строительство

Подбор шкафных регуляторных пунктов - ШРП 8 страница  Просмотрен 25

  1. Подбор шкафных регуляторных пунктов - ШРП 9 страница
  2. Подбор шкафных регуляторных пунктов - ШРП 10 страница
  3. Подбор шкафных регуляторных пунктов - ШРП 11 страница
  4. Подбор шкафных регуляторных пунктов - ШРП 12 страница
  5. Расчеты геометрических параметров пилотной скважины 1 страница
  6. Расчеты геометрических параметров пилотной скважины 2 страница
  7. Расчеты геометрических параметров пилотной скважины 3 страница
  8. Расчеты геометрических параметров пилотной скважины 4 страница
  9. Расчеты геометрических параметров пилотной скважины 5 страница
  10. Исходные данные, Грунт: песок средней крупности, влажный с естественной пористостью ..
  11. Расчет трассы газопровода
  12. Расчет общего усилия протаскивания при строительстве подводного перехода газопровода из полиэтиленовых труб диаметром 110 мм длиной 76 м по буровому каналу диаметром 140 мм

 

10.211 При прокладке газопровода через стену расстояние от сварного шва до футляра должно быть, как правило, не менее 50 мм.

 

10.212 Футляр, устанавливаемый в перекрытии, должен, как правило, выступать выше пола на 50 мм и быть заподлицо с потолком; заделываемый в стену - заподлицо с обеих сторон стены.

 

10.213 Участок газопровода, прокладываемый в футляре, окрашивают до его монтажа.

 

Пространство между газопроводом и футляром заполняют битумом или промасленной паклей. Футляр закрывается алебастром, гипсом или цементом. Пространство между футляром и стеной или перекрытием плотно заделывают цементом или алебастром на всю толщину стены или перекрытия.

 

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

 

10.215 Крепление открыто прокладываемых газопроводов к стенам зданий предусматривают кронштейнами, хомутами, крючьями.

 

10.216 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, как правило, не менее радиуса трубы.

 

10.217 Расстояние между кольцевым швом газопровода и швом приварки патрубка должно быть, как правило, не менее 100 мм.

 

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

 

10.218 Газопровод к плите допускается прокладывать на уровне присоединительного штуцера. При этом отключающий кран следует устанавливать на расстоянии не менее 0,2 м сбоку от плиты. При верхней разводке отключающий кран должен быть установлен на опуске к плите на высоте 1,5 - 1,6 м от пола.

 

10.219 При монтаже на внутридомовых газопроводах отключающих устройств (кранов) следует предусматривать после них (считая по ходу газа) установку стогов.

 

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

 

10.221 Для уплотнения резьбовых соединений наряду с льняной прядью по ГОСТ 10330, пропитанной свинцовым суриком по ГОСТ 19151, замешанным на олифе по ГОСТ 7931, рекомендуется применять ФУМ-ленту, фторопластовые и другие уплотнительные материалы типа "Loctite" при наличии на них паспорта или сертификата соответствия.

 

Для фланцевых соединений рекомендуется использовать прокладочные листовые материалы типа паронит марки ПМБ по ГОСТ 481, алюминий по ГОСТ 13726 или ГОСТ 21631, медь М1 или М2 по ГОСТ 495 и др. при наличии на них паспорта или сертификата соответствия.

 

10.222 Газоиспользующее оборудование устанавливают на места, предусмотренные проектом. Менять места их установки без согласования с организацией, разработавшей проект, не рекомендуется.

 

Установку газоиспользующего оборудования производят строго вертикально по уровню и ватерпасу.

 

10.223 Проточные водонагреватели крепят к стенам на подвесках - металлических планках, заделываемых в стены на цементном растворе.

 

Расстояние от пола до горелки водонагревателя рекомендуется принимать 90-120 см.

 

10.224 Монтаж внутренних газопроводов и газоиспользующего оборудования при газоснабжении СУГ от резервуарных и групповых баллонных установок производят в соответствии с требованиями настоящего раздела.

 

Индивидуальные баллонные установки, устанавливаемые внутри зданий, размещают на расстоянии не менее 1 м от газового прибора, радиатора отопления, печи. Установка баллонов против топочных дверок печей и плит не допускается.

Баллон рекомендуется прикрепить к стене скобами или ремнями.

 

10.225 Испытания внутренних газопроводов на герметичность и исправление обнаруженных дефектов производят в соответствии с требованиями СНиП 42-01.

 

При обнаружении утечек в резьбовых соединениях эти соединения следует разобрать и собрать вновь. Устранение утечек путем уплотнения льняной пряди или окраской не допускается.

 

10.226 В процессе монтажа производителю работ рекомендуется проводить пооперационный контроль проектных уклонов газопроводов, расстояний от стен и других газопроводов, вертикальность стояков, расстояний между креплениями, а также исправности действия арматуры, надежности крепления труб и газового оборудования, укомплектованности газового оборудования, качества резьбовых и сварных соединений.

 

КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА РАБОТ

 

10.227 Организацию контроля качества строительно-монтажных работ при сооружении систем газораспределения рекомендуется предусматривать в соответствии с требованиями СНиП 3.01.01, СНиП 42-01, "Правил безопасности в газовом хозяйстве" Госгортехнадзора России и положениями настоящего раздела.

 

10.228 Система контроля качества строительно-монтажных работ должна предусматривать:

 

- проведение производственного контроля качества работ;

 

- проведение ведомственного контроля за качеством работ и техникой безопасности;

 

- проведение технического надзора со стороны эксплутационной организации;

 

- контроль со стороны органов Госгортехнадзора России.

 

По решению заказчика в систему контроля качества работ могут быть включены технический надзор со стороны заказчика и авторский надзор организации, разработавшей проект газоснабжения.

 

10.229 Производственный контроль качества работ может производиться строительно-монтажной организацией на всех стадиях строительства.

 

Объемы и методы контроля выполняемых работ должны соответствовать требованиям СНиП 42-01, СП 42-102, СП 42-103 и данного СП.

 

10.230 Производственный контроль качества работ должен обеспечивать:

 

- ответственность специалистов и рабочих строительно-монтажной организации за качество выполняемых работ;

 

- выполнение работ в соответствии с проектом;

 

- соблюдение требований нормативных документов, утвержденных в установленном порядке;

 

- производство работ в соответствии с применяемыми при строительстве объекта технологиями;

 

- предупреждение брака при производстве работ;

 

- правильное и своевременное составление исполнительной документации;

 

- выполнение требований по охране труда и технике безопасности при производстве работ.

 

10.231 Производственный контроль качества должен включать:

 

- входной контроль рабочей документации, оборудования, материалов и технических изделий;

 

- операционный контроль технологических операций;

 

- приемочный контроль отдельных выполненных работ.

 

10.232 Входной контроль качества работ должен производиться лабораториями строительно-монтажных организаций, оснащенных техническими средствами, обеспечивающими достоверность и полноту контроля.

 

10.233 Операционный контроль качества должен производиться производителем работ (мастером, прорабом) в ходе выполнения технологических операций.

 

Операционный контроль качества должен производиться при выполнении земляных, сварочных, изоляционных, монтажных работ, а также работ по испытанию газопроводов на герметичность.

 

Операционный контроль рекомендуется производить по схемам, составляемым для каждого из видов контролируемых работ.

 

Пример схемы операционного контроля приведен в приложении Н настоящего СП.

 

10.234 При приемочном контроле следует производить проверку качества выполненных работ. Результаты приемочного контроля оформляются записями в строительном паспорте, актами, протоколами испытаний.

 

 

11 ПРОИЗВОДСТВО ИСПЫТАНИЙ

 

 

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

 

11.1 Законченные строительством или реконструкцией наружные и внутренние газопроводы (далее - газопроводы) и оборудование ГРП испытываются на герметичность внутренним давлением воздухом в соответствии с требованиями СНиП 42-01 и настоящего раздела.

 

11.2 Испытания производят после установки арматуры, оборудования, контрольно-измерительных приборов. Если арматура, оборудование и приборы не рассчитаны на испытательное давление, то вместо них на период испытаний следует устанавливать катушки, заглушки, пробки.

 

11.3 Надземные участки длиной до 10 м на подземных газопроводах испытываются по нормам подземных газопроводов.

 

При совместном строительстве вводов диаметром до 100 мм с распределительными газопроводами их испытывают по нормам, предусмотренным для распределительных газопроводов.

 

11.4 Испытание газопроводов и оборудования ГРП и ГРУ производят по нормам испытаний на стороне входного давления газа или по частям:

 

- до регулятора давления - по нормам испытаний на стороне входного давления газа;

 

- после регулятора давления - по нормам испытаний на стороне выходного давления газа.

 

11.5 Испытания газопроводов паровой фазы СУГ производят по нормам, предусмотренным для испытаний газопроводов природного газа.

 

11.6 Для проведения испытания газопровод разделяют на участки длиной не более указанной в таблицах 27-37, ограниченные арматурой или заглушками. Арматура может быть использована в качестве ограничительного элемента, если она рассчитана на испытательное давление и имеет герметичность не ниже класса "А" по ГОСТ 9544.

 

11.7 Если испытываемый газопровод состоит из участков с разными внутренними диаметрами, величина диаметра определяется по формуле (27)

 

, (27)

 

где , , +, - внутренние диаметры участков газопровода, мм;

 

, , +, - длины участков газопроводов соответствующих диаметров, м.

 

В таблицах 27-37 указывается номинальное - усредненное значение величины внутреннего диаметра для стальных, медных и полиэтиленовых труб.

 

11.8 Подземные газопроводы до начала испытаний после их заполнения воздухом рекомендуется выдерживать под испытательным давлением в течение времени, необходимого для выравнивания температуры воздуха в газопроводе с температурой грунта, но не менее 24 ч.

 

Надземные и внутренние газопроводы, газопроводы и оборудование ГРП и ГРУ до начала испытаний после их заполнения воздухом рекомендуется выдерживать под испытательным давлением в течение времени, необходимого для выравнивания температуры воздуха внутри газопроводов с температурой окружающего воздуха, но не менее 1 ч.

 

11.9 Газопроводы жилых, общественных и бытовых непроизводственного назначения, административных зданий испытываются на участке от отключающего устройства на вводе в здание до кранов газовых приборов и оборудования.

 

При установке дополнительных газовых приборов испытание новых участков газопроводов к этим приборам при их длине до 5 м допускается производить газом (рабочим давлением) с проверкой всех соединений газоиндикаторами или мыльной эмульсией.

 

11.10 Внутренние газопроводы котельных, общественных и бытовых зданий производственного назначения, производственных зданий следует испытывать на участке от отключающего устройства на вводе до отключающих устройств у газовых горелок.

 

11.11 Газопроводы обвязки резервуара СУГ при раздельном испытании их с резервуаром СУГ допускается испытывать в соответствии с требованиями настоящего раздела.

 

11.12 Герметичность арматуры, газопроводов и присоединительных рукавов индивидуальных баллонных установок СУГ, а также присоединительные рукава газоиспользующего оборудования и контрольно-измерительных приборов разрешается проверять рабочим давлением газа с применением газоиндикатора или мыльной эмульсии.

 

11.13 Манометры класса точности 0,15 рекомендуется применять для проведения испытаний газопроводов всех диаметров и давлений.

 

11.14 Манометры класса точности 0,4 рекомендуется применять для проведения испытаний:

 

- подземных (наземных) газопроводов:

 

низкого и среднего давления;

 

высокого давления (св. 0,3 МПа до 0,6 МПа) в поселениях - диаметром не более 700 мм;

 

высокого давления (св. 0,6 МПа до 1,2 МПа) межпоселковых - диаметром не более 600 мм;

 

- надземных и внутренних газопроводов всех диаметров и давлений.

 

11.15 Манометры класса точности 0,6 рекомендуется применять для проведения испытаний:

 

- подземных (наземных) газопроводов:

 

низкого давления, среднего давления - диаметром не более 150 мм в поселениях и не более 200 мм для межпоселковых;

 

при давлении св. 0,3 МПа до 0,6 МПа - диаметром не более 125 мм в поселениях и не более 150 мм для межпоселковых;

 

при давлении св. 0,6 МПа до 1,2 МПа - не более 80 мм для поселений и не более 100 мм для межпоселковых газопроводов;

 

- надземных и внутренних газопроводов:

 

низкого давления - диаметром не более 100 мм;

 

среднего давления - диаметром не более 50 мм;

 

при давлении св. 0,3 МПа до 0,6 МПа - не более 40 мм в поселениях и не более 25 мм для межпоселковых.

 

11.16 Рекомендуется при проведении испытаний на герметичность не ограничивать максимально допустимую длину газопровода, диаметр которого не превышает значений, указанных в таблице 27.

 

 

Таблица 27

 

Рабочее давление газа, МПа   Испытательное давление   Максимальный диаметр газопровода (мм), длину которого можно не ограничивать при проведении испытаний, в зависимости от класса точности манометра     
        0,15   0,4   0,6  
Подземные (наземные) газопроводы       
Низкое   0,3   Не ограничивается     
    0,6      
Среднее   0,6   65 в поселениях   100 в поселениях   80 в поселениях  
    1,5   150 межпоселковый   150 межпоселковый   125 межпоселковый  
Высокое   0,75   в поселениях 100 в поселениях   в поселениях  
    1,5   100 межпоселковый 80 межпоселковый 80 межпоселковый
    1,5      
Надземные и внутренние газопроводы До 0,3      
    0,45   50 межпоселковый   25 межпоселковый    
    0,75   25 межпоселковый   Длина ограничена (см. таблицы 36, 37)    

 

ИСПЫТАНИЕ ГАЗОПРОВОДОВ НИЗКОГО ДАВЛЕНИЯ

 

11.17 Максимальную длину подземных (наземных) газопроводов низкого давления в поселениях для проведения испытаний при величине испытательного давления 0,6 МПа рекомендуется принимать по таблице 28.

 

 

Таблица 28

 

  Класс точности манометра Рекомендуемая максимальная длина, км, подземного газопровода при номинальном диаметре (мм)          
                  800 и более  
0,15   13,3   9,2   6,7   5,2   3,4   2,4   1,8   1,0  
0,4   5,0   3,4   2,5   2,0   1,3   1,0   1,0   1,0  
0,6   3,3   2,3   1,7   1,3   -   -   -   -  
  Примечание. Знак "-" означает, что применение манометров класса точности 0,6 для испытания данных газопроводов не рекомендуется.           

 

 

11.18 Максимальную длину надземных и внутренних газопроводов низкого давления в поселениях для проведения испытаний рекомендуется принимать по таблице 29.

 

 

Таблица 29

 

Класс точности манометра Рекомендуемая максимальная длина, км, надземного и внутреннего газопроводов при номинальном диаметре (мм)        
              200 и более  
0,15   11,5   8,0   5,3   3,0   2,3   1,0  
0,4   4,3   3,0   2,0   1,2   -   -  
0,6   2,9   2,0   1,3   1,3   -   -  
  Примечание. Знак "-" означает, что применение манометров указанного класса точности для испытания данных газопроводов не рекомендуется.         

 

ИСПЫТАНИЯ ПОДЗЕМНЫХ (НАЗЕМНЫХ) ГАЗОПРОВОДОВ СРЕДНЕГО И ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ

 

11.19 При использовании манометров класса точности 0,15 рекомендуется принимать максимальную длину испытуемого участка для газопроводов в поселениях по таблице 30, а для межпоселковых - по таблице 31.

 

 

Таблица 30

 

Рабочее давление газа, МПа   Испытательное давление, МПа Рекомендуемая максимальная длина, км, подземного газопровода в поселении при номинальном диаметре (мм)          
             
0,005-0,3   0,6       16,8     6,4   4,8   2,6   1,6   1,1  
    1,5       15,3     5,9   4,4   2,3   1,5   1,0  
0,3-0,6   0,75   16,6   11,7   7,7   4,5   3,4   1,8   1,1   1,0  
    1,5   12,5   8,8   5,8   3,4   2,5   1,3   1,0   1,0  
0,6-1,2   1,5   6,7   4,7   3,1   1,8   1,4   1,0   1,0   1,0  
  Примечание. Для газопроводов среднего и высокого давления диаметром более 300 мм максимальная длина испытуемого участка равна 1,0 км.            

 

 

Таблица 31

 

Рабочее давление газа, МПа   Испытательное давление, МПа Рекомендуемая максимальная длина, км, подземного межпоселкового газопровода при номинальном диаметре (мм)         
            
0,005-0,3   0,6               16,4   11,4   8,4   6,5  
    1,5               15,0   10,4   7,6   5,0  
0,3-0,6   0,75           17,9   11,4   7,9   5,8   5,0  
    1,5           13,5   8,6   6,0   5,0   5,0  
0,6-1,2   1,5   17,9   13,6   7,3   5,0   5,0   5,0   5,0  
  Примечание. Для газопроводов среднего и высокого давления диаметром более 400 мм максимальная длина испытуемого участка равна 5,0 км.           

 

 

11.20 При использовании манометров класса точности 0,4 рекомендуется принимать максимальную длину испытуемого участка для газопроводов в поселениях по таблице 32, а для межпоселковых - по таблице 33.

 

 

Таблица 32

 

Рабочее давление газа, МПа   Испытательное давление, МПа   Рекомендуемая максимальная длина, км, подземного газопровода в поселении, при номинальном диаметре (мм)       
          
0,005-0,3   0,6               2,4   1,8  
    1,5               2,2   1,7  
0,3-0,6   0,75               1,7   1,3  
    1,5               1,3   1,0  
0,6-1,2   1,5   2,5   1,8   1,2   1,0   1,0  
  Примечание. Для газопроводов среднего и высокого давления диаметром более 150 мм максимальная длина испытуемого участка равна 1,0 км.         

 

 

Таблица 33

 

Рабочее давление газа, МПа   Испытательное давление, МПа Рекомендуемая максимальная длина, км, подземного межпоселкового газопровода при номинальном диаметре (мм)       
          
0,005-0,3   0,6               9,6   6,2  
    1,5               8,8   5,6  
0,3-0,6   0,75       16,7   12,6   6,7   5,0  
    1,5       12,6   9,5   5,0   5,0  
0,6-1,2   1,5   11,7   6,8   5,1   5,0   5,0  
  Примечания:   1. Для газопроводов среднего давления диаметром св. 250 мм максимальная длина испытуемого участка равна 5,0 км.   2. Для газопроводов высокого давления (св. 0,3 МПа до 0,6 МПа) диаметром св. 200 мм до 800 мм максимальная длина испытуемого участка равна 5,0 км.   3 Для газопроводов высокого давления (св. 0,6 МПа до 1,2 МПа) диаметром св. 200 мм до 400 мм максимальная длина испытуемого участка равна 5,0 км, а диаметром 500 мм и 600 мм - 4,0 км.         

 

 

11.21 При использовании манометров класса точности 0,6 рекомендуется принимать максимальную длину испытуемого участка для газопроводов в поселениях по таблице 34, а для межпоселковых - по таблице 35.

 

 

Таблица 34

 

Рабочее давление газа, МПа   Испытательное давление, МПа Рекомендуемая максимальная длина, км, подземного газопровода в поселении при номинальном диаметре (мм)       
          
0,005-0,3   0,6           2,8   1,6   1,2  
    1,5           2,5   1,5   1,1  
0,3-0,6   0,75   4,1   2,9   1,9   1,1   -  
    1,5   3,1   2,2   1,4   -   -  
0,6-1,2   1,5   1,7   1,2   -   -   -  
  Примечание. Знак "-" означает, что применение манометров класса точности 0,6 для испытания данных газопроводов не рекомендуется.         

 

Предыдущая статья:Подбор шкафных регуляторных пунктов - ШРП 7 страница Следующая статья:Подбор шкафных регуляторных пунктов - ШРП 9 страница
page speed (0.0422 sec, direct)