4.68. Колодцы для размещения отключающих устройств на газопроводах следует предусматривать из негорючих, влагостойких и биостойких материалов. Конструкцию и материал колодцев следует принимать из условия исключения проникания в них грунтовых вод.
Наружную поверхность стенок колодцев необходимо предусматривать гладкой, оштукатуренной и покрытой битумными гидроизоляционными материалами.
4.69. В местах прохода газопровода через стенки колодцев следует предусматривать футляры.
4.70. Для защиты от механических повреждений контрольных трубок, контактных выводов контрольно-измерительных пунктов, водоотводящих трубок конденсатосборников, гидрозатворов и арматуры следует предусматривать коверы, которые необходимо устанавливать на бетонные, железобетонные или другие основания, обеспечивающие устойчивость и исключающие их просадку.
4.71. Для определения местоположения сооружений на газопроводе необходимо предусматривать установку над газопроводом или вблизи от него (на стенах зданий и сооружений или на специальных ориентирных столбиках) табличек-указателей.
4.72.* Для стальных газопроводов следует предусматривать защиту от коррозии, вызываемой окружающей средой и блуждающими электрическими токами.
Защиту от коррозии подземных газопроводов следует проектировать в соответствии с требованиями ГОСТ 9.602-89, нормативно-технической документации, утвержденной в установленном порядке, и требованиями настоящего подраздела.
Материал для защитных покрытий должен соответствовать требованиям разд.11.
4.73.* На подземных газопроводах в пределах поселений следует предусматривать установку контрольно-измерительных пунктов с интервалами между ними не более 200 м, вне территории поселений - не более 500 м, на пахотных землях - устанавливается проектом. Кроме того, установку контрольно-измерительных пунктов следует предусматривать в местах пересечения газопроводов с подземными газопроводами и другими подземными металлическими инженерными сетями (кроме силовых электрокабелей), рельсовыми путями электрофицированного транспорта (при пересечении более двух рельсовых путей - по обе стороны пересечения), при переходе газопроводов через водные преграды шириной более 75 м.
При этом в местах пересечения газопроводов между собой и с другими подземными сетями необходимость установки контрольно-измерительных пунктов решается проектной организацией в зависимости от коррозионных условий.
4.74. Для измерения защитных электропотенциалов газопроводов допускается использовать отключающие устройства, конденсатосборники и другое оборудование и сооружения на газопроводах.
4.75.* При электрохимической защите газопроводов следует предусматривать изолирующие фланцевые соединения (ИФС):
на входе и выходе газопровода из земли и ГРП, на вводе газопроводов в здания, где возможен электрический контакт газопровода с землей через металлические конструкции здания и инженерные сети, на вводе газопровода на объект, являющийся источником блуждающих токов;
для секционирования газопроводов;
для электрической изоляции отдельных участков газопровода от остального газопровода.
Если сопротивление растеканию контура заземления ГРП или подземных резервуаров СУГ составляет более 50 м, ИФС на газопроводах допускается не устанавливать.
Допускается при переходе подземного газопровода в надземный вместо установки ИФС применять электрическую изоляцию газопровода от опор и конструкций изолирующими прокладками.
4.76. Размещение ИФС следует предусматривать на наружных газопроводах на высоте не более 2,2 м и на расстоянии от дверных и оконных проемов, принимаемом для запорной арматуры согласно п.4.63, или в колодцах. ИФС в колодцах должны быть оборудованы устанавливаемыми вне колодца контактными устройствами для шунтирования ИФС инвентарными перемычками (на время выполнения работ в колодцах).
4.77. Для фланцевых соединений газопроводов в колодцах следует предусматривать постоянные шунтирующие электроперемычки.
4.78. Расстояние от установок электрохимической защиты и от их контактных устройств до резервуаров СУГ следует принимать не менее 5 м.
4.79.* Протекторы, применяемые для защиты стальных резервуаров СУГ от коррозии, допускается предусматривать в качестве основных заземлителей защиты от прямых ударов молнии. При этом следует учитывать требования РД 34.21.122-87.
4.80. Электроперемычки между трубопроводами, выполненные из полосовой стали, и стальные футляры (за исключением прокладываемых методом прокола) должны иметь изоляционное покрытие весьма усиленного типа.
4.81. Надземные газопроводы следует защищать от атмосферной коррозии покрытием, состоящим из двух слоев грунтовки и двух слоев краски, лака или эмали, предназначенных для наружных работ при расчетной температуре наружного воздуха в районе строительства.
studfiles.net
4.58. Отключающие устройства на газопроводах следует предусматривать:
Отключающие устройства допускается не предусматривать:
4.59. Отключающие устройства на наружных газопроводах следует размещать в колодцах, наземных шкафах или оградах, а также на стенах зданий.На подземных газопроводах отключающие устройства следует предусматривать, как правило, в колодцах.
4.60. Размещение отключающих устройств следует предусматривать в доступном для обслуживания месте.Отключающие устройства, устанавливаемые на параллельных газопроводах, следует смещать относительно друг друга на расстояние, обеспечивающее удобство обслуживания, монтажа и демонтажа.
4.61.* В колодцах следует предусматривать компенсирующие устройства, обеспечивающие монтаж и демонтаж запорной арматуры.
* Разделы, пункты, таблицы, формулы, в которые внесены изменения, отмечены в настоящих строительных нормах и правилах звездочкой.
При установке в колодце стальной фланцевой арматуры на газопроводах высокого давления I категории допускается предусматривать вместо компенсирующего устройства косую фланцевую вставку.Установку стальной арматуры, изготовленной для присоединения на сварке, следует предусматривать без компенсирующего устройства и без косой вставки.
4.62. Колодцы следует предусматривать на расстоянии не менее 2 м от линии застройки и ограждения территории предприятий.В местах отсутствия проезда транспорта и прохода людей люки колодцев следует предусматривать выше уровня земли.
4.63.* Отключающие устройства, предусмотренные к установке на стенах зданий, следует размещать на расстоянии от дверных и открывающихся оконных проемов, м, не менее:
При расположении отключающей арматуры на высоте более 2,2 м следует предусматривать площадки из негорючих материалов с лестницами.
4.64. Отключающие устройства, проектируемые к установке на участке закольцованных распределительных газопроводов, проходящих по территории промышленных и других предприятий, следует размещать вне территории этих предприятий.
4.65. На вводах и выводах газопроводов из здания ГРП установку отключающих устройств следует предусматривать на расстоянии не менее 5 м и не более 100 м от ГРП.Отключающие устройства ГРП, размещаемые в пристройках к зданиям, и шкафных ГРП допускается предусматривать на наружных надземных газопроводах на расстоянии менее 5 м от ГРП в удобном для обслуживания месте.
4.66. Отключающие устройства, предусмотренные согласно п. 4.58 к установке на переходах газопроводов через водные преграды, следует размещать на берегах на отметках не ниже отметок ГВВ при 10%-ной обеспеченности и выше отметок ледохода и корчехода, а на горных реках — не ниже отметок ГВВ при 2 %-ной обеспеченности. При этом на закольцованных газопроводах отключающие устройства следует предусматривать на обоих берегах, а на тупиковых одиночных газопроводах — на одном берегу, до перехода (по ходу газа).
4.67. Отключающие устройства, предусмотренные к установке на переходах через железные дороги, следует размещать:
4.68. Колодцы для размещения отключающих устройств на газопроводах следует предусматривать из негорючих, влагостойких и биостойких материалов. Конструкцию и материал колодцев следует принимать из условия исключения проникания в них грунтовых вод.Наружную поверхность стенок колодцев необходимо предусматривать гладкой, оштукатуренной и покрытой битумными гидроизоляционными материалами.
4.69. В местах прохода газопровода через стенки колодцев следует предусматривать футляры.
4.70. Для защиты от механических повреждений контрольных трубок, контактных выводов контрольно-измерительных пунктов, водоотводящих трубок конденсатосборников, гидрозатворов и арматуры следует предусматривать коверы, которые необходимо устанавливать на бетонные, железобетонные или другие основания, обеспечивающие устойчивость и исключающие их просадку.
4.71. Для определения местоположения сооружений на газопроводе необходимо предусматривать установку над газопроводом или вблизи от него (на стенах зданий и сооружений или на специальных ориентирных столбиках) табличек-указателей.
4.72.* Для стальных газопроводов следует предусматривать защиту от коррозии, вызываемой окружающей средой и блуждающими электрическими токами.Защиту от коррозии подземных газопроводов следует проектировать в соответствии с требованиями ГОСТ 9.602—89, нормативно-технической документации, утвержденной в установленном порядке, и требованиями настоящего подраздела.Материал для защитных покрытий должен соответствовать требованиям разд. 11.
4.73.* На подземных газопроводах в пределах поселений следует предусматривать установку контрольно-измерительных пунктов с интервалами между ними не более 200 м, вне территории поселений — не более 500 м, на пахотных землях — устанавливается проектом. Кроме того, установку контрольно-измерительных пунктов следует предусматривать в местах пересечения газопроводов с подземными газопроводами и другими подземными металлическими инженерными сетями (кроме силовых электрокабелей), рельсовыми путями электрофицированного транспорта (при пересечении более двух рельсовых путей — по обе стороны пересечения), при переходе газопроводов через водные преграды шириной более 75 м.При этом в местах пересечения газопроводов между собой и с другими подземными сетями необходимость установки контрольно-измерительных пунктов решается проектной организацией в зависимости от коррозионных условий.
4.74. Для измерения защитных электропотенциалов газопроводов допускается использовать отключающие устройства, конденсатосборники и другое оборудование и сооружения на газопроводах.
4.75.* При электрохимической защите газопроводов следует предусматривать изолирующие фланцевые соединения (ИФС):
Если сопротивление растеканию контура заземления ГРП или подземных резервуаров СУГ составляет более 50 м, ИФС на газопроводах допускается не устанавливать. Допускается при переходе подземного газопровода в надземный вместо установки ИФС применять электрическую изоляцию газопровода от опор и конструкций изолирующими прокладками.
4.76. Размещение ИФС следует предусматривать на наружных газопроводах на высоте не более 2,2 м и на расстоянии от дверных и оконных проемов, принимаемом для запорной арматуры согласно п. 4.63, или в колодцах. ИФС в колодцах должны быть оборудованы устанавливаемыми вне колодца контактными устройствами для шунтирования ИФС инвентарными перемычками (на время выполнения работ в колодцах).4.77. Для фланцевых соединений газопроводов в колодцах следует предусматривать постоянные шунтирующие электроперемычки.
4.78. Расстояние от установок электрохимической защиты и от их контактных устройств до резервуаров СУГ следует принимать не менее 5 м.
4.79.* Протекторы, применяемые для защиты стальных резервуаров СУГ от коррозии, допускается предусматривать в качестве основных заземлителей защиты от прямых ударов молнии. При этом следует учитывать требования РД 34.21.122-87.
4.80. Электроперемычки между трубопроводами, выполненные из полосовой стали, и стальные футляры (за исключением прокладываемых методом прокола} должны иметь изоляционное покрытие весьма усиленного типа.
4.81. Надземные газопроводы следует защищать от атмосферной коррозии покрытием, состоящим из двух слоев грунтовки и двух слоев краски, лака или эмали, предназначенных для наружных работ при расчетной температуре наружного воздуха в районе строительства.
geoplus-gazoprovod.ru
Наружные газовые сети предназначены для газоснабжения жилых, общественных, производственных зданий и сооружений в городах, населенных пунктах и промышленных предприятиях.
Принципиальная схема транспортирования газа от места его добычи до газораспределительных станций ГРС, которые являются конечными сооружениями магистральных газопроводов, расположенных за пределами городов, населенных пунктов, промышленных предприятий, аэродромов, железнодорожных станций, портов и пристаней, и начальными сооружениями систем газоснабжения городов, поселков или крупных промышленных предприятий, состоит из следующего: газ из скважины поступает в сепаратор, где очищается от твердых и жидких примесей, и по промысловым газопроводам ПГ направляется в промысловые газораспределительные станции ПГРС, в которых вновь очищается и осушается.
Природные газы не имеют запаха, а в смеси с воздухом (при определенных количественных соотношениях газа и воздуха) взрывоопасны. Кроме того, горючие газы ядовиты. Для того чтобы потребитель мог своевременно выявить утечку газа, в него в ПГРС вводят одоранты — вещества с резко выраженным неприятным запахом.
После обработки (очистки, осушки, одоризации) приходный газ транспортируется по стальным магистральным трубопроводам МГ большого диаметра к городу или промышленному предприятию.
Движение газа от скважины по трубам осуществляется под действием пластового давления, однако но мере перемещения давление газа в трубопроводах уменьшается за счет расхода потенциальной энергии давления на преодоление линейных и местных сопротивлений трубопровода. Чтобы обеспечить дальнейшее транспортирование газа, строят компрессорные станции: головную, а далее, примерно через каждые 150 км, промежуточные — ПКС.
К магистральному газопроводу МГ по пути подключаются промежуточные потребители ПП: города, поселки, промышленные объекты.
После газораспределительной станции (ГРС) газ поступает в городскую сеть газоснабжения, которая имеет различные категории давления газа.
Для систем газоснабжения городов, поселков и сельских населенных пунктов установлены следующие категории давления газа в газопроводах (в кгс/см2): низкое — до 0,05 (0,005 МПа), среднее — более 0,05 до 3 (0,005— 0,3 МПа), высокое — более 3 до 12 (0,3—1,2 МПа). Для газоснабжения жилых, общественных зданий и коммунально-бытовых потребителей используют газ низкого давления, а для газоснабжения многих промышленных предприятий — газ среднего и высокого давления.
В зависимости от максимального рабочего давления газа газопроводы подразделяются на газопроводы низкого, среднего и высокого давления.
Городская наружная сеть газопроводов состоит из городских магистральных газопроводов, идущих от ГРС (или других источников, обеспечивающих подачу газа потребителям) до головных газорегуляторных пунктов ГРП, распределительных, включающих газопроводы от ГРП (или газовых заводов) до вводов в здания, и вводов в здания. В зависимости от расположения распределительных газопроводов они называются уличными, внутриквартальными, дворовыми, межцеховыми, межпоселковыми.
Газоснабжение большого города охватывает все категории давления газа. Город опоясывает кольцо газопровода высокого давления, ближе к центру расположено второе кольцо газопровода среднего давления, третье кольцо — газопровод низкого давления. Кольца соединяются газопроводами, на которых расположены газорегуляторные пункты ГРП и газорегуляторные установки ГРУ с автоматически действующими регуляторами давления. Регуляторы снижают давление газа с высокого до среднего и со среднего до низкого.
Для газоснабжения городов и других населенных пунктов используют следующие системы распределения газа (по давлению):
1) одноступенчатую с подачей газа потребителям только по газопроводам одного давления;
2) двухступенчатую с подачей газа потребителям по газопроводам двух давлений: среднего и низкого; высокого (до 6 кгс/см2) и низкого; высокого (до 6 кгс/см2) и среднего;
3) трехступенчатую с подачей газа потребителям по газопроводам трех давлений: высокого (до 6 кгс/см2), среднего и низкого;
4) многоступенчатую, при которой газ распределяется по газопроводам четырех давлений: высокого (до 12 кгс/см2), высокого (до 6 кгс/см2), среднего и низкого.
В зависимости от построения распределительные газопроводы могут быть кольцевые, тупиковые и смешанные (кольцевые и тупиковые).
Для строительства газопроводов используют преимущественно стальные трубы (бесшовные, сварные прямо-шовные и спирально-шовные), а также неметаллические: асбестоцементные, пластмассовые (полиэтиленовые) трубы.
Стальные газопроводы соединяют на сварке. Задвижки, краны и другую арматуру присоединяют к газопроводам на фланцах.
В местах установки кранов, пробок и муфт на конденсаторных сборниках и гидрозатворах при подземной прокладке и при присоединении контрольно-измерительных приборов допускается резьбовое соединение.
Газопроводы строят подземные и надземные. Подземная прокладка наружных газопроводов независимо от назначения и давления предусматривается по улицам и дорогам городов и других населенных пунктов. Надземная прокладка газопровода допускается на территории промышленных и коммунально-бытовых предприятии, а также внутри жилых кварталов и дворов.
Минимальная глубина заложения газопроводов в местах с усовершенствованным покрытием (асфальтобетонным, бетонным и др.) составляет не мерее 0,8 м, а на участках без усовершенствованного покрытия — не менее 0,9 м. Глубина заложения газопроводов может быть уменьшена до 0,6 м, если над газопроводом нет движения транспорта.
Расстояние по вертикали в свету при пересечении подземного газопровода с водопроводом, канализацией, водостоком, телефонной канализацией и т. п. должно составлять 0,15 м, при пересечении с каналом теплосети — 0,2 м, при пересечении с электрокабелем, телефонным бронированным кабелем — 0,5 м и с маслонаполненным электрокабелем напряжением 110—220 кВ — 1 м. Если на электрокабеле или бронированном телефонном кабеле установлены футляры в месте пересечения их с газопроводом, то расстояния между газопроводами и указанными подземными коммуникациями могут быть уменьшены до 0,15—0,25 м.
Если по местным условиям прокладки (или при технической необходимости) на отдельных участках трассы требуется уменьшить расстояния от газопроводов до других инженерных сооружений и коммуникаций, то предусматриваются дополнительные мероприятия по повышению надежности эксплуатации газопровода и безопасности зданий и подземных коммуникаций (установка футляров на газопровод, 100%-ная проверка сварных стыков физическими методами контроля и пр.).
Сооружения и арматура на газопроводах. Газорегуляторные пункты ГРП, газорегуляторные установки ГРУ и газораспределительные ГРС предназначены для снижения давления газа в системах газоснабжения и поддержания его на заданных уровнях с помощью регуляторов давления. В ГРП, ГРУ и ГРС кроме регуляторов давления монтируют и другое оборудование.
Газорегуляторные пункты сооружают на территории городов, населенных пунктов, промышленных, коммунальных и других предприятий. Размещают ГРП в отдельно стоящих зданиях, пристройках к зданиям, на несгораемом покрытии промышленного здания или в шкафах, устанавливаемых на несгораемой стене газифицируемого здания или на отдельно стоящей несгораемой опоре.
Газорегуляторные установки размещают в газифицируемых зданиях, в которых находятся агрегаты, потребляющие газ. Газ от ГРУ к потребителям, расположенным в других отдельно стоящих зданиях, не подается.
Газораспределительные станции отличаются от ГРП и ГРУ тем, что оборудование ГРС рассчитано на максимально возможное давление в магистральном газопроводе. ГРС более мощные сооружения, чем ГРП и ГРУ, с большой пропускной способностью газа. Кроме того, в ГРС газ очищается в фильтрах, одорируется, а в некоторых ГРС и подогревается. На ГРС устанавливают расходомеры, измеряющие количество протекающего газа.
Колодцы сооружают на подземных газопроводах в местах установки задвижек и компенсаторов. Строят колодцы из бетона, железобетона и кирпича. Форма колодцев в плане круглая или прямоугольная. Конструкция колодцев может быть сборная или монолитная, но в любом случае колодцы должны быть водонепроницаемы. Чтобы обеспечить водонепроницаемость колодцев в грунтах, используют гидроизоляцию. Для этого наружные стены оклеивают борулином или оштукатуривают водонепроницаемым цементом на высоту 0,5 м выше предельного уровня грунтовых вод.
Сборные элементы колодцев соединяют на цементном растворе с затиркой швов. При строительстве кирпичных колодцев швы кладки с внутренней стороны расшивают и затирают цементным раствором.
До укладки газопровода в траншею устраивают днища колодцев, а после укладки труб и монтажа арматуры сооружают стены и перекрытия колодцев. Если в днище колодца предусмотрен приямок для сбора воды, уклон к нему должен быть не менее 0,03. Пазухи колодцев после засыпки песчаным грунтом поливают водой и послойно уплотняют.
Конденсатосборщики, предназначенные для сбора и последующего удаления из газопровода конденсата, а также для удаления влаги, попавшей в него при строительстве, при промывках и пр., устанавливают в нижних точках газопровода (низкого, среднего и высокого давления). Вода из газопроводов попадает в конденсатосборники самотеком. Периодически вода удаляется через специальные трубки, которые используются также для продувки газопроводов и выпуска газа при ремонте сетей газоснабжения. Размеры и конструкции конденсатосборников зависят от давления газа и количества конденсирующейся влаги.
Конденсатосборники поставляют на объект покрытыми антикоррозионной изоляцией. Конденсатосборник должен иметь номер, наваренный на корпус, и сопровождаться паспортом, в котором подтверждается его соответствие нормалям и требованиям технических условии на его изготовление и испытание.
К трубке конденсатосборника, устанавливаемого в местах распространения блуждающих токов, приваривают электрод для измерения разности потенциалов между землей и трубопроводом. В грунте вблизи конденсационной трубки устанавливается электрод заземления.
Задвижки диаметром 50 мм и более используют в качестве запорной арматуры на газопроводах всех давлений. С помощью задвижек регулируют также подачу газа. Задвижки применяют чугунные и стальные. На газопроводах давлением 3 кгс/см2 устанавливают параллельные задвижки, на газопроводах других давлений — клиновые.
Задвижки на газопроводах больших диаметров оборудуют редуктором с червячной передачей, пневматическим, гидравлическим или электрическим приводом. Для выравнивания давления по обе стороны задвижки монтируют обводной трубопровод, что облегчает подъем затвора.
При монтаже задвижки в колодце необходимо учитывать, что к ней должен быть свободный доступ.
Бронзовые, чугунные, стальные краны условным диаметром от 15 до 700 мм используют на подземных и надземных газопроводах в качестве отключающих устройств. Краны могут быть муфтовые и фланцевые. Краны применяют, как правило, со смазочным материалом, что обеспечивает их герметичность, устойчивость против коррозии, а также снижает износ уплотнительных поверхностей и облегчает поворачивание пробки.
Гидравлические затворы применяют в качестве отключающих устройств на газовых сетях низкого давления. Чтобы отключить газ на вводе в здание, в гидравлический затвор подают воду через трубку. Заполнив нижнюю часть гидрозатвора, вода прерывает поступление газа через гидрозатвор и потребитель отключается. Для последующего пуска газа воду из гидрозатвора удаляют продувкой.
На заводе-изготовителе гидрозатворы испытывают на прочность и плотность, что отмечается в его паспорте. Поверхность его, включая трубку для залива воды, покрывают гидроизоляцией.
Устанавливают гидрозатвор на плотный грунт или песчаную подготовку строго вертикально по отвесу. Трубку гидрозатвора, как и электрод заземления, выводят под ковер. Гидрозатворы снабжены устройствами для измерения разности потенциалов между газопроводом и землей.
Компенсаторы служат для снятия напряжений в газопроводе при его линейных измерениях — удлинении или укорочении в результате температурных колебаний грунта или изменения температуры газа, проходящего по газопроводу. Конструкции компенсаторов различны. Линзовый компенсатор, который может быть однофланцевым или двухфланцевым, соединяется с газопроводом на сварке или на фланцах.
Возможно, Вас так же заинтересует:mse-online.ru
размер шрифта
+7 812 627 17 35
+7 499 350 44 79
8 (800) 333-45-16 доб. 100
ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ И СТРОИТЕЛЬСТВУ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ ИЗ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ И ПОЛИЭТИЛЕНОВЫХ ТРУБ- СП... Актуально в 2018 году
4.49 Колодцы для размещения отключающих устройств на газопроводах предусматривают из несгораемых материалов (бетон, железобетон, кирпич, бутовый камень и т.д.).
Для защиты конструкций колодцев от возможного проникновения поверхностных или грунтовых вод необходимо предусматривать устройство гидроизоляции.
С целью обеспечения возможности спуска обслуживающего персонала в колодце предусматриваются металлические стремянки или скобы.
В местах прохода газопровода через стенки колодцев следует предусматривать футляры, выходящие не менее чем на 2 см за стенки. Диаметр футляра принимается исходя из условий обеспечения выполнения строительно-монтажных работ, в том числе его герметизация, и с учетом возможных смещений газопровода.
4.50 Для защиты от механических повреждений контрольных трубок, контактных выводов контрольно-измерительных пунктов, водоотводящих трубок конденсатосборников, гидрозатворов и арматуры следует предусматривать коверы, которые устанавливают на бетонные железобетонные подушки, располагаемые на основании, обеспечивающем их устойчивость.
4.51 При прокладке газопровода под проезжей частью дороги с усовершенствованным дорожным покрытием отметки крышек колодца и ковера должны соответствовать отметке дорожного покрытия, в местах отсутствия проезда транспорта и прохода людей - быть не менее чем на 0,5 м выше уровня земли.
При отсутствии усовершенствованного дорожного покрытия вокруг колодцев и коверов предусматривают устройство отмостки шириной не менее 0,7 м с уклоном 50 ‰, исключающим проникновение поверхностных вод в грунт близ колодца (ковера).
Диаметр контрольной трубки должен быть не менее 32 мм.
При выведении контрольной трубки выше уровня земли ее конец должен быть изогнут на 180°.
Варианты установки контрольных трубок приведены на рисунке 1.
| а | б |
| |
а - над поверхностью земли; б - под ковер
Рисунок 1 - Установка контрольных трубок
4.52 Для отбора проб из футляров предусматривают вытяжную свечу, изготовленную из стальных труб, с установкой на фундамент или иную опору.
Вариант установки вытяжной свечи приведен на рисунке 2.
1 - оголовник; 2 - вытяжная труба, 3 - отводная труба; 4 - фундамент
Рисунок 2 - Вытяжная свеча
4.53 Футляры для газопроводов следует предусматривать для защиты газопровода от внешних нагрузок, от повреждений в местах пересечения с подземными сооружениями и коммуникациями, а также для возможности ремонта и замены, обнаружения и отвода газа в случае утечки. Соединения составных частей футляра должны обеспечивать его герметичность и прямолинейность.
Футляры изготавливаются из материалов, отвечающих условиям прочности, долговечности и надежности (сталь, асбестоцемент, полиэтилен и т.д.). При этом в местах пересечения газопровода с каналами тепловых сетей, а также на переходах через железные дороги общей сети рекомендуется предусматривать металлические футляры.
Для газопровода, прокладываемого внутри футляра, можно предусматривать опоры (для стальных газопроводов - диэлектрические), которые должны обеспечивать сохранность газопровода и его изоляции при протаскивании плети в футляре. Шаг опор должен определяться расчетом в соответствии с разделом "Расчет газопроводов на прочность и устойчивость" (СП 42-102, СП 42-103).
Допускается размещение нескольких газопроводов внутри футляра при условии обеспечения свободного перемещения их относительно друг друга и сохранности их поверхности (изоляции), т.е. газопроводы не должны соприкасаться друг с другом.
Опоры могут быть скользящими, катковыми (роликовыми).
Катковые опоры рекомендуется применять при прокладке плети газопровода в футлярах длиной более 60 м.
Вариант конструкции опор приведен на рисунке 3.
Диаметр футляра выбирается исходя из условий производства строительно-монтажных работ, а также возможных перемещений под нагрзкой и при прокладке его в особых условиях.
Концы футляра должны иметь уплотнение (манжету) (рисунок 4) из диэлектрического водонепроницаемого эластичного материала (пенополимерные материалы, пенополиуретан, битум, термоусадочные пленки, просмоленная пакля или прядь и т. д.).
1 - газопровод; 2 - опорно-направляющее кольцо; 3 - футляр; 4 - прокладочный материал
Рисунок 3 - Прокладка газопровода в футляре
1 - трубная плеть; 2 - защитный футляр; 3 - резиновая манжета; 4 - малый хомут; 5 - большой хомут
Рисунок 4 - Эластичное уплотнение на конце футляра
Конструкция уплотнений должна обеспечивать устойчивость от воздействия грунта и проникновения грунтовых вод, а также свободные перемещения газопровода в футляре от изменения давления и температуры без нарушения целостности.
Применение пенополиуретана (типа "Макрофлекс", "Пенофлекс") рекомендуется для полиэтиленовых газопроводов.
4.54 На участках с высоким уровнем грунтовых вод (пойменных, заболоченных), а также участках подводных переходов трассы следует предусматривать пригрузы для балластировки (предотвращения всплытия) газопроводов.
На русловых и морских участках подводных переходов рекомендуется применение кольцевых (чугунных, железобетонных и т.п.) пригрузов или сплошного покрытия (монолитное, армированное бетонное и т.п.), на пойменных, заболоченных участках, а также участках с высоким уровнем грунтовых вод - седловых, поясных, шарнирных, контейнерных пригрузов (чугунных, железобетонных, из нетканых синтетических материалов и т.п.), а также анкерных устройств.
Для предохранения изоляции стального газопровода или поверхности трубы полиэтиленового газопровода от повреждения под чугунными, железобетонными и т.п. пригрузами рекомендуется предусматривать защитное покрытие (футеровка деревянными рейками, резиновые, бризольные, гидроизольные и т. п. коврики и т.д.).
4.55 Опоры, эстакады, висячие, вантовые, шпренгельные переходы газопроводов должны выполняться из несгораемых конструкций.
4.56 Установку конденсатосборника рекомендуется предусматривать в характерных низших точках трассы, ниже зоны сезонного промерзания грунта с уклоном трассы газопровода к конденсатосборникам не менее 3 ‰.
Необходимость установки конденсатосборников должна оговариваться в технических условиях на проектирование газораспределительных систем.
Диаметр конденсатосборника, мм, рекомендуется определять по формуле (17)
, (17)
где Q_р - расчетный расход газа в газопроводе, м3/ч.
4.57 Компенсаторы на газопроводах устанавливают для снижения напряжений, возникающих в газопроводе в результате температурных, грунтовых и т. п. воздействий, а также удобства монтажа и демонтажа арматуры.
Установка сальниковых компенсаторов на газопроводах не допускается.
При проектировании и строительстве газопроводов следует использовать естественную самокомпенсацию труб за счет изменения направления трассы как в вертикальном, так и в горизонтальном направлении и установки в обоснованных случаях неподвижных опор.
www.zakonprost.ru
4.3.1. Подаваемые в. газопроводы горючие газы должны соответствовать требованиям ГОСТ 5542-87.
Интенсивность запаха газа должна проверяться газо-сбытовыми и газоснабжающими организациями в соответствии с требованиями ГОСТ 22387.5-77.
Пункты контроля и периодичность отбора проб устанавливаются в зависимости от систем газоснабжения и расходов газа.
Результаты проверок должны фиксироваться в журнале контроля одоризации газа в сетях, согласно форме, приведенной в Правилах технической эксплуатации.
4.3.2. Проверка наличия влаги и конденсата в газопроводах систем газоснабжения населенных пунктов, их удаление должны производиться собственником систем газоснабжения с периодичностью, исключающей возможность образования закупорок. Контроль режимов давления газа в системах газоснабжения населенного пункта должен осуществляться СПГХ путем замера его величины в контрольных точках по необходимости, но не реже двух раз в год (в зимний и летний периоды в часы максимального потребления газа).
При отклонениях от требуемого давления должны приниматься меры, обеспечивающие надежность и безопасность пользования газовым оборудованием.
4.3.3. Установленные на газопроводах запорная арматура и компенсаторы должны подвергаться ежегодному техническому обслуживанию и при необходимости - ремонту. Сведения о замене задвижек, кранов, компенсаторов, а также выполненных при капитальном ремонте работах должны заноситься в паспорт газопровода, а о техническом обслуживании - в журнал состояния запорной арматуры и обслуживания компенсаторов согласно форме, приведенной в Правилах технической эксплуатации.
4.3.4. Газопроводы, принятые в эксплуатацию, должны быть под систематическим наблюдением, подвергаться проверкам технического состояния, текущим и капитальным ремонтам.
4.3.5. Техническое состояние наружных газопроводов и сооружений должно контролироваться комплексом мероприятий (обходом, комплексным приборным обследованием, замером потенциалов и др.).
4.3.6. При обходе надземных газопроводов должны выявляться утечки газа, нарушения креплений, провисание труб, проверяться состояние отключающих устройств, изолирующих фланцевых соединений, окраска газопроводов и др.
Периодичность обхода распределительных надземных газопроводов устанавливается собственником дифференцированно в зависимости от технического состояния газопровода, но не реже 1 раза в 3 месяца.
4.3.7. При обходе подземных газопроводов (в т.ч. из полиэтиленовых труб) должно: проверяться состояние газопроводов и выявляться утечки газа по внешним признакам; проверяться с помощью приборов (газоанализатором или газоискателем) на наличие газа все колодцы и контрольные трубки, а также колодцы и камеры других подземных коммуникаций, подвалы зданий, шахты, коллекторы, подземные переходы, расположенные на расстоянии до 15 м по обе стороны от оси газопровода; проверяться состояние настенных указателей и ориентиров газовых сооружений; очищаться крышки газовых колодцев и коверов от снега, льде и загрязнений; осматриваться состояние местности по трассе газопровода с целью выявления обрушения грунта, размыва его талыми или дождевыми водами; контролироваться условия производства земляных и строительных работ, проводимых в полосе до 15 м в обе стороны от оси газопровода с целью предупреждения и исключения его повреждения; выявляться случаи строительства зданий и сооружений на расстоянии от газопровода, менее предусмотренного строительными нормами и правилами (приложение 3, 4).
Кроме того, обходчик обязан проверить внешним осмотром состояние установок ЭХЗ.
4.3.8. При обходе подземных газопроводов запрещается: опускаться в шахты, коллекторы, колодцы и другие подземные сооружения без средств индивидуальной защиты в соответствии с требованиями раздела 6; пользоваться открытым огнем и курить в подвале, у колодцев, шахт, коллекторов и других сооружений.
4.3.9. Проверка герметичности должна проводиться с помощью приборов или мыльной эмульсии.
4.3.10. При обнаружении газа на трассе газопровода рабочие, производящие обход, обязаны немедленно известить аварийно-диспетчерскую службу (АДС), руководителей газовой службы, принять меры по дополнительной проверке и вентилированию загазованных подвалов, первых этажей зданий, колодцев, камер, находящихся на расстоянии до 90 м по обе стороны от оси газопровода вдоль трассы. До прибытия аварийной службы люди, находящиеся в загазованных зданиях, должны быть предупреждены о недопустимости курения, пользования открытым огнем и электроприборами. При необходимости принимаются меры по эвакуации людей и отключению зданий от источника электроснабжения устройством, находящимся вне зоны загазованности.
При выявлении газа на границе 50-метровой зоны проверка на загазованность распространяется за границу этой зоны.
4.3.11. Периодичность обхода трасс подземных газопроводов должна устанавливаться собственником дифференцирование в зависимости от технического состояния газопроводов, опасности коррозии и эффективности работы электрозащитных установок, давления газа, наличия сигнализаторов загазованности в подвалах, пучинистых грунтах, сейсмичности, характера местности и плотности ее застройки, времени года, но не реже сроков, приведенных в таблице I.
4.3.12. Обход трасс подземных газопроводов должен производиться бригадой в составе не менее двух человек.
4.3.13. Рабочим - обходчикам подземных газопроводов должны вручаться под расписку маршрутные карты, на которых должны быть указаны схемы трасс с привязками расположения газопроводов и сооружений На них (колодцы, контрольно-измерительные пункты, контрольные трубки и др.), а также расположенные на расстоянии до 50 м от них здания и другие надземные сооружения с указанием подвалов и полуподвалов, подземных сооружений и их колодцев, камер и шахт, подлежащих проверке на загазованность. Маршрутные жарты должны постоянно уточняться и корректироваться.
Перед допуском к первому обходу рабочие должны быть ознакомлены с трассой газопровода на местности.
4.3.14. Результаты обхода газопроводов должны отражаться, в журнале обхода трасс газопровода, согласно форме, приведенной в Правилах технической эксплуатации. В случае выявления неисправностей, нарушений или самовольного ведения работ в охранной зоне газопровода обходчик немедленно информирует непосредственное руководство.
Таблица 1
Периодичность обхода трасс подземных газопроводов
| №. п/п | Газопроводы | Периодичность обхода трасс | ||
| Газопрово-ды низкого давления | Газопроводы высокого и среднего давления | |||
| в застроенной части города (населенного пункта) | В незастроенной части города (населенного пункта) | |||
| 1. | Вновь построенные и введенные в эксплуатацию | Непосредственно в день пуска газа и на следующий день | ||
| 2. | Эксплуатируемые в нормальных условиях и находящиеся в удовлетворительном техническом состоянии | 2 раза в месяц | 1 раз в неделю | 2 раза в месяц |
| 3. | Проложенные в зоне действия источников блуждающих токов и необеспеченные минимальным защитным электропотенциалом | 1 раз в неделю | 2 раза в неделю | 1 раз в неделю |
| 4. | Подлежащие ремонту после техническогообследования | Ежедневно | Ежедневно | 1 раз в неделю |
| 5. | Имеющие положительные и знакопеременные электропотенциалы | -“- | -“- | 2 раза в неделю |
| 6. | Имеющие дефекты защитных покрытий, на Которых ранее были зафиксированы сквозные коррозийные повреждения и разрывы сварных стыков | -“- | -“- | 1 раз в неделю |
| 7. | Находящиеся в неудовлетворительном техническом состоянии, подлежащие замене | То же | ||
| 8. | Находящиеся в радиусе 15 м от места производства строительных работ | Ежедневно до окончания работ в указанной зоне | ||
| 9. | Неукрепленные береговые части переходов через водные преграды и овраги в период весеннего паводка | Ежедневно до устранения угрозы повреждения |
Примечание.Газопроводы с дефектами, указанными в п. 6 таблицы I, должны быть подвергнуты техническому обследованию.
4.3.15. Вдоль трассы подземного газопровода должны быть выделены полосы шириной по 2 м с обеих сторон от оси газопровода, в пределах которых не допускается складирование материалов и оборудования, посадка деревьев, устройство стоянок автотранспорта, гаражей, киосков и других сооружений.
4.3.16. Собственник предприятия, по территории которого проложен транзитом газопровод, должен обеспечить доступ персонала организации, эксплуатирующей газопровод, для его осмотра и ремонта.
4.3.17. Собственники смежных подземных коммуникаций, проложенных на расстоянии до 50 м по обе стороны от оси газопровода, обязаны обеспечить своевременную очистку крышек колодцев и камер от загрязнения, снега и наледи для проверки их на загазованность. Крышки колодцев и камер должны иметь отверстия диаметром не менее 15 км.
4.3.18. Собственники зданий несут ответственность за исправность уплотнения вводов и выпусков подземных инженерных коммуникаций, содержание подвалов и технического подвала в состоянии» обеспечивающем возможность их постоянной вентиляции и: проверки на загазованность.
Исправность уплотнения вводов и выпусков инженерных коммуникаций должна проверяться собственником ежегодно в осенний период ж оформляться актом, в котором должно быть указано техническое состояние уплотнений вводов и выпусков.
4.3.19. Подземные газопроводы (из металлических и полиэтиленовых труб), находящиеся в эксплуатации, должны подвергаться техническому обследованию, в т.ч. и комплексному приборному обследованию (КПО), с помощью приборов по специально разработанной инструкции, а при необходимости проводится также шурфование.
4.9.20. При техническом обследовании подземных стальных газопроводов должно производиться определение фактического местонахождения газопроводов, состояния сооружений и оборудования на них, герметичности, состояния защитного покрытия и электрохимзащиты. При выполнении КПО проверяются:
местоположение и при необходимости - глубина заложения газопровода;
герметичность газопровода;
сплошность и состояние защитного покрытия.
4.3.21. Техническое обследование подземных стальных газопроводов проводится:
при продолжительности эксплуатация до 25 лет - не реже 1 раза в 5 лет. Первое - через год после ввода в эксплуатацию;
при эксплуатации свыше 25 лет и до истечения амортизационного срока эксплуатации - не реже раза в 3 года;
при включении их в план капитального ремонта или замены, а также при защитном покрытии ниже типа «весьма усиленное» - не реже 1 раза в год.
На газопроводах, имеющих защитное покрытие ниже типа «весьма усиленное» в дополнение к ПО, должно проводиться контрольное шурфование для определения состояния труб и качества сварных стыков.
Порядок обследования и назначения газопроводов на капитальный ремонт или замену определяется РДИ 204 УССР 066-88.
Техническое обследование состояния полиэтиленовых газопроводов проводится в сроки, установленные для стальных газопроводов.
4.3.22. Внеочередные технические обследования газопроводов должны проводиться, если в процессе эксплуатации обнаружены неплотности или разрывы сварных стыков, сквозные коррозионные повреждения, а также при перерывах в работе электрозащитных установок или снижении величины потенциала «газопровод — земля» до значений ниже минимально допустимых: более 1 мес. - в зонах влияния блуждающих токов, более 6 мес. - в остальных случаях, предусмотренных ГОСТ 9.602-89*.
4.3.23. Осмотр подземных стальных газопроводов с целью определения состояния защитного покрытия, где использование приборов затруднено индустриальными помехами, выполняется путем вскрытия на газопроводах контрольных шурфов длиной не менее 1,5 м.
Места вскрытия контрольных шурфов, их количество в зонах индустриальных помех определяются СПГХ или предприятием, эксплуатирующим газовое хозяйство своими силами.
Для визуального обследования выбираются участки, подверженные наибольшей коррозионной опасности, места пересечения газопроводов с другими подземными коммуникациями, конденсатосборники. При этом должно вскрываться не менее одного шурфа, на каждый километр распределительных газопроводов и на каждые 200 м - дворового или внутриквартального газопровода, но не менее одного шурфа на проезд, двор или квартал.
4.3.24. Проверка герметичности и обнаружение мест утечек газа из подземных газопроводов в период промерзания грунта, а также на участках, расположенных под усовершенствованными дорожными покрытиями, должны производиться бурением скважин (или шпилькованием) с последующим взятием из них проб воздуха.
На распределительных газопроводах и вводах скважины бурятся у стыков. При отсутствии схемы расположения стыков скважины должны буриться через каждые 2м.
Глубина бурения их в зимнее время должна быть не менее глубины промерзания грунта, в теплое время года - соответствовать глубине укладки трубы. Скважины закладываются на расстоянии не менее 0,5 м от стенки газопровода.
При использовании высокочувствительных газоискателей допускается уменьшить глубину скважин размещать их по оси газопровода при условии, что расстояние между верхом трубы и дном скважины будет не менее 40 см.
4.3.25. Применение открытого огня для определения наличия газа в скважинах не допускается.
4.3.26. Техническое состояние полиэтиленовых труб, их соединений и изоляции стальных вставок определяются шурфовым осмотром.
Шурфовый осмотр полиэтиленовых газопроводов производится только в местах установки стальных вставок.
На 1 км распределительных газопроводов и на каждой квартальной разводке проверяется не менее 1 вставки. Для возможности осмотра стыков соединений полиэтиленового газопровода со стальной вставкой длина шурфа должна быть 1,5 - 2 м.
Вскрытие шурфов может производиться с помощью механизмов или вручную. т При механизированном рытье шурфов последний слой грунта над газопроводом толщиной не менее 800 мм должен удаляться вручную с соблюдением мер предосторожности во избежание повреждения газопровода.
Проверку состояния изоляции и металла стальных вставок необходимо проводить не реже одного раза в 5 лет.
4.3.27. Проверка герметичности подземных стальных и полиэтиленовых газопроводов осуществляется приборами. При отключении газопровода от сети допускается проверка герметичности опрессовкой воздухом согласно нормам испытаний, изложенным в п. 9.8 СНиП 3.05.02-88.
4.3.28. При техническом обследовании и техническом обслуживании полиэтиленовых газопроводов эксплуатационная организация должна руководствоваться РТМ 204 УССР 173-85.
4.3.29. По результатам технического обследования стальных и полиэтиленовых газопроводе должен составляться акт, в котором с учетом выявленных дефектов и оценки технического состояния следует дать заключение о возможности дальнейшей эксплуатации газопровода, необходимости и сроках проведения его ремонта и замены.
Акт технического обследования должен утверждаться руководителем СПГХ или предприятия.
О результатах обследования должны делаться записи в паспорте газопровода.
4.3.30. Обследование подводных переходов заключается в уточнении местоположения, глубины заложения и герметичности газопроводов, а также состояния покрытия (изоляции, футеровки). Работы должны производиться не реже одного раза в 5 лет. При этом обследование переходов через судоходные водные преграды должно выполняться специализированной организацией с оформлением акта. О выполненных работах по результатам обследования делается запись в паспорте подводного перехода.
4.3.31. Утечки газа на газопроводах должны устраняться в аварийном порядке. При обнаружении опасной концентрации газа свыше 1/5 нижнего предела взрываемости (НПВ) в подвалах, подпольях зданий, коллекторах, подземных переходах, галереях газопроводы немедленно отключаются. До устранения утечек эксплуатация их запрещается.
4.3.32. Для временного (не более недели) устранения утечек газа на наружных газопроводах разрешается накладывать бандаж или хомут, обеспечивающие герметичность соединения, при условии ежедневного их осмотра.
4.3.33. При механических повреждениях стальных подземных газопроводов со смещением их относительно основного положения (оси) как по горизонтали, так и по вертикали одновременно с проведением работ по устранению утечек газа должны вскрываться и проверяться физическими методами контроля стыка на поврежденном газопроводе - ближайшему к стыку в обе стороны от места повреждения.
При обнаружении дефектов в смежных стыках скрываются и проверяют физическими методами контроля последующие стыки.
4.3.34. Поврежденные (дефектные) сварные стыки, сквозные коррозионные и -механические повреждения стальных газопроводов, каверны глубиной более 30 % толщины стенки металла трубы должны ремонтироваться путем вырезки дефектных участков и вварки катушек длиной, равной диаметру трубы, но не менее 200 мм, или путем установки муфт. Допускаются и другие методы ремонта дефектных участков газопроводов, которые получили положительную экспертную оценку специализированных организаций и согласованы с органами Госнадзорохрантруда.
Сварные стыки и сварные швы, выполненные при ремонте газопроводов, должны проверяться физическими методами контроля.
Сварные стыки и сварные швы, не удовлетворяющие требованиям раздела 2 СНиП 3.05.02-88, должны быть исправлены или удалены.
4.3.35. При нарушении стыков полиэтиленовых газопроводов, а также при механических повреждениях труб ремонт должен производиться путем вырезки дефектных участков и вварки полиэтиленовых катушек длиной не менее 500 мм.
Допускается ремонт газопровода с помощью стальной вставки на неразъемных соединениях.
При обнаружении неплотностей в неразъемных соединениях полиэтиленовых труб со стальными эти соединения вырезаются и заменяются новыми.
Качество ремонтных работ определяется наружным осмотром и проверкой герметичности приборами, мыльной эмульсией или пневматическим испытанием всей системы.
4.3.36. Перед началом ремонтных работ на подземных газопроводах, связанных с разъединением газопровода (замена задвижек, снятие и установка заглушек и прокладок, вырезка стыков), необходимо отключить электрозащиту и установить на разъединяемых участках газопровода шунтирующие перемычки из кабеля сечением не менее 25 мм2 (если нет стационарно установленных шунтирующих перемычек) с целью предотвращения искрообразования от действия блуждающих токов.
При невозможности установки шунтирующей перемычки указанные работы должны проводиться после продувки газопровода воздухом.
4.3.37. Об отключениях газопроводов, связанных с их ремонтом, а также о времени возобновления подачи газа потребители должны предупреждаться заблаговременно.
4.3.38. Предприятие-собственник должно своевременно принимать меры по ремонту защитных покрытий.
Дефекты защитных покрытий на газопроводах, расположенных в зонах действия блуждающих токов, вблизи зданий с возможным скоплением людей, должны устраняться в первую очередь, но не позднее чем через две недели после их обнаружения.
4.3.39. Производство сварочных и изоляционных работ при присоединении и ремонте стальных подземных газопроводов, контроль их качества должны выполняться в соответствии с требованиями СНиП 3.05.02-88.
4.3.40. Организация, выполняющая строительные и земляные работы, должна представить СПГХ проект производства работ» разработанный с учетом требований СНиП 3.02.01-87, СНиП Ш-4-80* и ДБН АЗ. 1-5-96.
Строительные и земляные работы на расстоянии менее 15 м от газопровода допускаются только с письменного разрешения СПГХ, в котором должны быть указаны условия и порядок их проведения. К разрешению должна прилагаться схема расположения газопровода с привязками.
4.3.41. До начала работ ударных механизмов и землеройной техники вблизи подземного газопровода организация, выполняющая земляные работы, обязана определить фактическое месторасположение газопровода путем вскрытия шурфов вручную, в присутствии представителя СПГХ.
Ударные механизмы для рыхления грунта могут применяться на расстоянии не ближе 3 м от подземного газопровода, а механизмы, способные значительно отклоняться от вертикальной оси (шар, клин-баба и т.п.),- на расстоянии не ближе 5 м. Забивку свай (шпунтов) разрешается производить на расстоянии не ближе 30 м от газопровода. При необходимости забивки свай (шпунтов) на расстояний менее 30 м от газопровода (но не ближе чем на 10 м) стыки газопровода должны быть вскрыты на всем протяжении забивки свай (шпунтов) плюс по 20 м от крайних свай. После окончания производства работ по забивке свай (шпунтов) все вскрытые сварные стыки стального газопровода должны быть проверены физическими методами контроля.
4.3.42. В случае Строительства вблизи действующего подземного газопровода каналов, коллекторов, тоннелей и пересечения газопровода указании инженерными сооружениями строительными организациями должны выполняться требования, предусмотренные ДБН АЗ. 1-5-96, СНиП 3.02.01-87. СНиП Ш-4-80*; ДБН 360-92*, СНиП 2.04.08-87 и проектом.
4.3.43. При проведении работ по расширению и капитальному ремонту оснований железных и автомобильных дорог в местах их пересечения с газопроводами последние, независимо от даты предыдущей проверки и ремонта, должны проверяться (согласно требованиям п. 4.3.20) и при необходимости ремонтироваться или заменяться.
megaobuchalka.ru
