СТО НОСТРОЙ 2.3.202-2016. Стандарт организации. Сети газораспределения. Строительство подземных сетей газораспределения давлением газа до 1,2 МПа (включительно). Общие требования к организации производства работ, проведению контроля и испытаний

Ассоциация "Общероссийская негосударственная некоммерческая организация - общероссийское отраслевое объединение работодателей "Национальное объединение саморегулируемых организаций, основанных на членстве лиц, осуществляющих строительство" · № СТО НОСТРОЙ 2.3.202-2016Действующий акт

(утв. и введен в действие Протоколом Ассоциации «Национальное объединение строителей», «НОСТРОЙ» от 24.10.2016 № 89)

Примечание

Текст документа приведен в соответствии с публикацией на сайте https://nostroy.ru по состоянию на 23.10.2023.

Утвержден и введен в действие Протоколом Совета Ассоциации «Национальное объединение строителей» от 24 октября 2016 г. № 89

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

СЕТИ ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ

СТРОИТЕЛЬСТВО ПОДЗЕМНЫХ СЕТЕЙ ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЕМ ГАЗА ДО 1,2 МПа (ВКЛЮЧИТЕЛЬНО)

ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ОРГАНИЗАЦИИ ПРОИЗВОДСТВА РАБОТ, ПРОВЕДЕНИЮ КОНТРОЛЯ И ИСПЫТАНИЙ

Construction of underground gas distribution networks at gas pressure up to 1,2 MPa (inclusive). General requirements for work organizing, control and test carrying

СТО НОСТРОЙ 2.3.202-2016

ОКС 91.040; 23.040

ОКПД 2: 42.21.22.130

Предисловие

1	РАЗРАБОТАН	Акционерным обществом «Головной научно-исследовательский и проектный институт по распределению и использованию газа „Гипрониигаз“ (АО „Гипрониигаз“)»
2	ПРЕДСТАВЛЕН НА УТВЕРЖДЕНИЕ	Комитетом по строительству объектов нефтегазового комплекса Ассоциации «Национальное объединение строителей», протокол от 25 февраля 2016 г. № 28
3	УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ	Решением Совета Ассоциации «Национальное объединение строителей», протокол от 24 октября 2016 г. № 89
4	ВВЕДЕН	ВПЕРВЫЕ

Введение

Настоящий стандарт разработан в соответствии с Программой стандартизации Национального объединения строителей и направлен на реализацию положений Федерального закона от 29.12.2004 г. № 190-ФЗ «Градостроительный кодекс Российской Федерации», Федерального закона от 27 декабря 2002 г. № 184-ФЗ «О техническом регулировании», Федерального закона от 30 декабря 2009 г. № 384-ФЗ «Технический регламент о безопасности зданий и сооружений», «Технического регламента о безопасности сетей газораспределения и газопотребления», утвержденного Постановлением Правительства Российской Федерации от 29.10.2010 № 870, Федерального закона от 01.12.2007 № 315-ФЗ «О саморегулируемых организациях» и иных законодательных и нормативных актов, действующих в области градостроительной деятельности.

Целью разработки стандарта является установление требований к выполнению строительно-монтажных работ при строительстве подземных газопроводов сетей газораспределения давлением до 1,2 МПа включительно, прокладываемых в обычных условиях.

При разработке стандарта были использованы современные методы производства строительно-монтажных работ.

Авторский коллектив: д.т.н. А.Л. Шурайц, к.э.н. М.С. Недлин, А.О. Хомутов, Ю.Н. Вольнов, А.В. Бирюков, Н.Я. Игнатьева, В.Н. Матяш, А.Д. Осокин, А.С. Струкова, Л.П. Суворова (АО «Гипрониигаз»).

1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт распространяется на строительство подземных сетей газораспределения, транспортирующие природный газ по ГОСТ 5542 давлением до 1,2 МПа включительно.

1.2 Настоящий стандарт устанавливает требования к организации производства работ, проведения контроля и испытаний подземных сетей газораспределения (далее — газопроводов).

1.3 Настоящий стандарт устанавливает общие требования к строительству газопроводов из стальных, полиэтиленовых и медных труб.

1.4 Настоящий стандарт не распространяется на строительство газопроводов в особых условиях, приведенных в СП 62.13330.2011 (раздел 5.6).

1.5 Настоящий стандарт не распространяется на строительство пунктов редуцирования газа и пунктов учета газа.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие документы:

ГОСТ 9.402-2004 Единая система защиты от коррозии и старения. Покрытия лакокрасочные. Подготовка металлических поверхностей к окрашиванию

ГОСТ 9.602-2016 Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии

ГОСТ 12.4.059-89 Система стандартов безопасности труда. Строительство. Ограждения предохранительные инвентарные. Общие технические условия

ГОСТ Р 21.1101-2013 Система проектной документации для строительства. Основные требования к проектной и рабочей документации

ГОСТ 380-2005 Сталь углеродистая обыкновенного качества. Марки

ГОСТ 427-75 Линейки измерительные металлические. Технические условия

ГОСТ 617-2006 Трубы медные и латунные круглого сечения общего назначения. Технические условия

ГОСТ 1050-2013 Металлопродукция из нелегированных конструкционных качественных и специальных сталей. Общие технические условия

ГОСТ 2246-70 Проволока стальная сварочная. Технические условия

ГОСТ 2930-62 Приборы измерительные. Шрифты и знаки

ГОСТ 3242-79 Соединения сварные. Методы контроля качества

ГОСТ 4666-2015 Арматура трубопроводная. Требования к маркировке

ГОСТ 5264-80 Ручная дуговая сварка. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры

ГОСТ 5272-68 Коррозия металлов. Термины и определения

ГОСТ 5542-2014 Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия

ГОСТ 7502-98 Рулетки измерительные металлические. Технические условия

ГОСТ 7512-82 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод

ГОСТ 7948-80 Отвесы стальные строительные. Технические условия

ГОСТ 9087-81. Флюсы сварочные плавленые. Технические условия

ГОСТ 9416-83 Уровни строительные. Технические условия

ГОСТ 9466-75 (СТ СЭВ 6568-89) Электроды покрытые металлические для ручной дуговой сварки сталей и наплавки. Классификация и общие технические условия

ГОСТ 10157-2016 Аргон газообразный и жидкий. Технические условия

ГОСТ 10528-90 Нивелиры. Общие технические условия

ГОСТ 10529-96 Теодолиты. Общие технические условия

ГОСТ 14014-91 Приборы и преобразователи измерительные цифровые напряжения, тока, сопротивления. Общие технические требования и методы испытаний

ГОСТ 15150-69 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды

ГОСТ 15180-86 Прокладки плоские эластичные. Основные параметры и размеры

ГОСТ 15763-2005 Соединения трубопроводов резьбовые и фланцевые на PN (Pу) до 63 МПа (до около 630 кгс/см2). Общие технические условия

ГОСТ 16037-80 Соединения сварные стальных трубопроводов. Основные типы, конструктивные элементы и размеры

ГОСТ 16038-80 Сварка дуговая. Соединения сварные трубопроводов из меди и медно-никелевого сплава. Основные типы, конструктивные элементы и размеры

ГОСТ 16310-80 Соединения сварные из полиэтилена, полипропилена и винипласта. Основные типы, конструктивные элементы и размеры

ГОСТ 18599-2001 Трубы напорные из полиэтилена. Технические условия

ГОСТ 19249-73 Соединения паяные. Основные типы и параметры

ГОСТ 19281-2014 Прокат повышенной прочности. Общие технические условия

ГОСТ 19596-87 Лопаты. Технические условия

ГОСТ 20426-82 Контроль неразрушающий. Методы дефектоскопии радиационные. Область применения

ГОСТ 20558-82 Изделия посудо-хозяйственные стальные оцинкованные. Общие технические условия

ГОСТ 22853-86 Здания мобильные (инвентарные). Общие технические условия

ГОСТ 23055-78 Контроль неразрушающий. Сварка металлов плавлением. Классификация сварных соединений по результатам радиографического контроля

ГОСТ 23407-78 Ограждения инвентарные строительных площадок и участков производства строительно-монтажных работ. Технические условия

ГОСТ 23949-80 Электроды вольфрамовые сварочные неплавящиеся. Технические условия

ГОСТ 24297-2013 Верификация закупленной продукции. Организация проведения и методы контроля

ГОСТ 24715-81 Соединения паяные. Методы контроля качества

ГОСТ 24856-2014 Арматура трубопроводная. Термины и определения

ГОСТ 26126-84 Контроль неразрушающий. Соединения паяные. Ультразвуковые методы контроля качества

ГОСТ 26589-94 Мастики кровельные и гидроизоляционные. Методы испытаний

ГОСТ 26887-86 Площадки и лестницы для строительно-монтажных работ. Общие технические условия

ГОСТ 27751-2014 Надежность строительных конструкций и оснований. Основные положения

ГОСТ 33259-2015 Фланцы арматуры, соединительных частей и трубопроводов на номинальное давление до PN 250. Конструкция, размеры и общие технические требования

ГОСТ 34028-2016 Прокат арматурный для железобетонных конструкций. Технические условия

ГОСТ Р ИСО 857-1-2009 Сварка и родственные процессы. Словарь. Часть 1. Процессы сварки металлов. Термины и определения

ГОСТ Р ИСО 857-2-2009 Сварка и родственные процессы. Словарь. Часть 2. Процессы пайки. Термины и определения

ГОСТ Р 50838-2009 Трубы из полиэтилена для газопроводов. Технические условия

ГОСТ Р 51164-98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии

ГОСТ Р 51872-2002 Документация исполнительная геодезическая. Правила выполнения

ГОСТ Р 52318-2005 Трубы медные круглого сечения для воды и газа. Технические условия

ГОСТ Р 52779-2007 Детали соединительные из полиэтилена для газопроводов. Общие технические условия

ГОСТ Р 52922-2008 Фитинги из меди и медных сплавов для соединения медных труб способом капиллярной пайки. Технические условия

ГОСТ Р 52948-2008 Фитинги из меди и медных сплавов для соединения медных труб способом прессования. Технические условия

ГОСТ Р 53340-2009 Приборы геодезические. Общие технические условия

ГОСТ Р 53865-2010 Сети газораспределительные. Термины и определения

ГОСТ Р 55473-2013 Системы газораспределительные. Требования к сетям газораспределения. Часть 1. Полиэтиленовые газопроводы

ГОСТ Р 55474-2013 Системы газораспределительные. Требования к сетям газораспределения. Часть 2. Стальные газопроводы

ГОСТ Р 55614-2013 Контроль неразрушающий. Толщиномеры ультразвуковые. Общие технические требования

ГОСТ Р 55724-2013 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые

ГОСТ Р 55809-2013 Контроль неразрушающий. Дефектоскопы ультразвуковые. Методы измерений основных параметров

СП 16.13330.2011 «СНиП II-23-81* Стальные конструкции»

СП 34.13330.2012 «СНиП 2.05.02-85* Автомобильные дороги»

СП 45.13330.2012 «СНиП 3.02.01-87 Земляные сооружения, основания и фундаменты»

СП 48.13330.2011 «СНиП 12-01-2004 Организация строительства»

СП 62.13330.2011 СНиП 42-01-2002 «Газораспределительные системы» (с Изменением № 1)

СП 70.13330.2012 «СНиП 3.03.01-87 Несущие и ограждающие конструкции»

СП 71.13330.2012 «СНиП 3.04.01-87 Изоляционные и отделочные покрытия»

СП 82.13330.2016 «СНиП III-10-75 Благоустройство территорий»

СП 126.13330.2012 «СНиП 3.01.03-84 Геодезические работы в строительстве»

СП 49.13330.2010 «СНиП 12-03-2001 Безопасность труда в строительстве Часть 1. Общие требования»

СНиП 12-04-2002 «Безопасность труда в строительстве. Часть 2. Строительное производство»

СТО НОСТРОЙ 2.6.54-2011 Конструкции монолитные бетонные и железобетонные. Технические требования к производству, правила и методы контроля качества (с Изменением № 1 от 19.09.2013 г.)

СТО НОСТРОЙ 2.10.64-2012 Организация строительного производства. Сварочные работы. Правила, контроль выполнения и требования к результатам работ

СТО НОСТРОЙ 2.27.17-2011 Освоение подземного пространства. Прокладка подземных инженерных коммуникаций методом горизонтального направленного бурения

СТО НОСТРОЙ 2.27.124-2013 Освоение подземного пространства. Микротоннелирование. Правила и контроль выполнения, требования к результатам работ

СТО НОСТРОЙ 2.33.51-2011 Подготовка и производство строительных и монтажных работ

СТО НОСТРОЙ 2.3.203-2016 Сети газораспределения. Строительство надземных сетей газораспределения давлением газа до 1,2 МПа (включительно). Общие требования к организации производства работ, проведению контроля и испытаний

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов и классификаторов в информационной системе общего пользования — на официальных сайтах Национального органа Российской Федерации по стандартизации и НОСТРОЙ в сети Интернет или по ежегодно издаваемым информационным указателям, опубликованным по состоянию на 1 января текущего года. Если ссылочный стандарт заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться новым (измененным) стандартом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

3.1

авторский надзор: Контроль лица, осуществившего подготовку проектной документации, за соблюдением в процессе строительства требований проектной документации. [Федеральный закон [1], статья 2]

3.2 берма: Узкая горизонтальная или слегка наклонная полоса между верхом откоса траншеи и нижней границей отвала грунта.

3.3 врезка газопроводов: Присоединение построенного газопровода к действующему газопроводу сети газораспределения.

3.4

геодезический знак: Устройство, обозначающее положение геодезического пункта на местности или на конструкциях. [СП 126.13330.2012, пункт Б.3]

3.5 геодезический контроль: Инструментальные измерения, проводимые в процессе строительства газопроводов с целью проверки соответствия геодезической разбивки проектной (рабочей) документации, а также соответствия геометрических параметров траншеи, котлована, отметок низа трубы и т.п.

3.6 государственный строительный надзор: Надзор за строительством сетей газораспределения, проводимый органом исполнительной власти субъекта РФ, с целью проверки соответствия выполнения работ и применяемых строительных материалов в процессе строительства требованиям технических регламентов, проектной (рабочей) документации и нормативной документации.

3.7

геодезическая основа: Совокупность закрепленных на местности или сооружении геодезических пунктов, положение которых определено в общей для них системе координат. [СП 126.13330.2012, пункт Б.10]

3.8 дорожная одежда: Конструктивный элемент автомобильной дороги, воспринимающий нагрузку от транспортных средств и передающий ее на земляное полотно. Многослойная конструкция в пределах проезжей части автомобильной дороги.
[СП 34.13330.2012, пункт 3.81]

3.9 запорная арматура: Арматура, предназначенная для перекрытия потока рабочей среды с определенной герметичностью. [ГОСТ 24856-2014, пункт 3.1.1]

3.10 изоляционные работы: Устройство изоляционного покрытия на газопроводе, обеспечивающее защиту его от вредного влияния агрессивных по отношению к стали грунтов и грунтовых вод, а также от блуждающих токов.

3.11 исполнительная документация: Текстовые и графические материалы, отражающие фактическое исполнение проектных решений и фактическое положение газопроводов и сооружений на них в процессе строительства по мере завершения определенных в проектной (рабочей) документации работ.

3.12 испытание: Испытание газопровода при фактическом внутреннем давлении, равном испытательному.

3.13

катодная защита: Электрохимическая защита металла, осуществляемая катодной поляризацией от внешнего источника тока или путем соединения с металлом, имеющим более отрицательный потенциал, чем у защищаемого металла.
[ГОСТ 5272-68, пункт 120]

3.14 контроль соединений: Проверка соответствия соединений требованиям, установленным проектной (рабочей) документацией и документами в области стандартизации.

3.15 монтаж: Комплекс производственных операций, обеспечивающих сборку и укладку газопроводов в проектное положение.

3.16 обычные условия: Природные и грунтовые условия, не оказывающие негативного воздействия на подземный газопровод или их воздействие незначительно.

3.17

пайка: Процесс соединения деталей, при котором используют дополнительный расплавленный материал (припой) с температурой ликвидус ниже, чем температура солидус основного(ых) материала(ов), который смачивает поверхности нагретого(ых) основного(ых) материала(ов) и заполняет узкий зазор между соединяемыми деталями.
[ГОСТ Р ИСО 857-2-2009, пункт 3.1]
Примечание — Этот процесс в основном относится к металлам, но может также относиться к неметаллическим материалам. Химический состав припоя всегда отличается от состава соединяемых деталей.

3.18 переход подземного газопровода: Газопровод, проложенный на участке пересечений с искусственной или естественной преградой.

3.19

подземный газопровод: Наружный газопровод, проложенный ниже уровня поверхности земли или в обваловании. [ГОСТ Р 53865-2010, пункт 26]

3.20 полоса отвода: Линейно-протяженная строительная площадка, в пределах которой выполняется весь комплекс строительства газопровода и сооружений на нем.

3.21 прокладка газопровода: Технологический процесс, обеспечивающий размещение газопровода в соответствии с проектной (рабочей) документацией.

3.22

сварка металлов: Технологический процесс соединения металла(ов) при таком нагреве и/или давлении, в результате которого получается непрерывность структуры соединяемого(ых) металла(ов).
[ГОСТ Р ИСО 857-1-2009, пункт 3.1]
Примечание — Может использоваться или не использоваться присадочный металл, температура плавления которого того же порядка, что и у основного металла(ов); результатом сварки является сварное соединение.

3.23

сеть газораспределения: Единый производственно-технологический комплекс, включающий в себя наружные газопроводы, сооружения, технические и технологические устройства, расположенные на наружных газопроводах, и предназначенный для транспортировки природного газа от отключающего устройства, установленного на выходе из газораспределительной станции, до отключающего устройства, расположенного на границе сети газораспределения и сети газопотребления (в том числе сети газопотребления жилых зданий).
[Технический регламент [2, пункт 7]]

3.24 сооружения на подземных газопроводах: Колодцы, коверы, контрольные трубки, конденсатосборники и опознавательные знаки.

3.25 средство временной противокоррозионной защиты: Вещество, материал или устройство, обеспечивающее временную противокоррозионную защиту.

3.26

строительство: Создание зданий, строений, сооружений (в том числе на месте сносимых объектов капитального строительства).
[Федеральный закон [3, статья 1, часть 13]]
Примечание — Данный термин в контексте настоящего стандарта используется только в отношении газопроводов и сооружений на них.

3.27 строительно-разбивочные работы: Вынос в натуру от пунктов геодезической разбивочной основы с заданной точностью осей и отметок реперов, определяющих в соответствии с проектной (рабочей) документацией положение в плане и по сети газораспределения.

3.28 строительный контроль: Контроль в процессе строительства сетей газораспределения, проводимый лицом, осуществляющим строительство, в целях проверки соответствия выполняемых работ проектной (рабочей) документации, требованиям технических регламентов, результатам инженерных изысканий, требованиям градостроительного плана земельного участка.

3.29

трасса газопровода: Положение оси газопровода на местности, определяемое двумя проекциями: горизонтальной (планом) и вертикальной (продольным профилем). [Правила [4, пункт 3]]

3.30 укладочные работы: Процесс укладки изолированных газопроводов в траншею с помощью грузоподъемных механизмов или без использования средств механизации.

3.31 условия прокладки газопровода: Факторы, влияющие на выбор способа прокладки (траншейный, бестраншейный) и условий строительства (стесненные и обычные).

3.32

электрохимическая защита: Защита металла от коррозии, осуществляемая поляризацией от внешнего источника тока или путем соединения с металлом (протектором), имеющим более отрицательный или более положительный потенциал, чем у защищаемого металла.
[ГОСТ 5272-68, пункт 118]

4 Сокращения

В настоящем стандарте применены следующие обозначения и сокращения:

ВИК	Визуальный и измерительный контроль
ЗН	Закладные нагреватели
КИП	Контрольно-измерительный пункт
НКПРП	Нижний концентрационный предел распространения пламени
ПОС	Проект организации строительства
ППР	Проект производства работ
ППГР	Проект производства геодезических работ
СКЗ	Станция катодной защиты
ЭХЗ	Электрохимическая защита

5 Общие положения

5.1 При строительстве подземных газопроводов должны выполняться (при необходимости) следующие работы:

подготовительные (см. раздел 6);
земляные (см. раздел 8);
монтажные, изоляционные и укладочные (см. раздел 9);
соединение элементов газопроводов и контроль соединений (см. разделы 12, 13);
строительство и монтаж средств ЭХЗ (см. раздел 14);
испытание газопроводов (см. раздел 15);

при необходимости:

работы в охранных зонах других линейных сооружений (см. раздел 7);
прокладка газопроводов закрытыми способами (см. раздел 10);
монтаж сооружений на газопроводах (см. раздел 11).

5.2 Контроль за выполнением работ осуществляется на каждом этапе строительства (подготовительных, земляных, монтажных и т.д. работ). Требования к проведению контроля приведены в соответствующих разделах. По каждому этапу строительства составляется исполнительная документация (см. раздел 19), оформляется строительный паспорт подземного газопровода, форма которого приведена в приложении А.

5.3 При выполнении строительно-монтажных работ должны соблюдаться правила безопасности, приведенные в разделе 18.

5.4 Перед началом работ необходимо осуществлять входной контроль всех поступающих на строительную площадку труб, соединительных деталей, технических устройств, изделий и материалов в соответствии с нормативными документами, приведенными в проектной (рабочей) документации.

5.5 В процессе строительства должны вестись:

общий журнал работ, в котором отражаются последовательность, сроки выполнения и условия выполнения работ, а также результаты государственного строительного надзора и строительного контроля;
специальные журналы работ, в которых отражается выполнение отдельных видов работ и ведется учет выполнения работ.

Формы журналов приведены в Руководящем документе [5].

5.6 При производстве работ должен проводиться операционный контроль, который заключается в проверке соответствия выполняемых работ требованиям проектной (рабочей) и нормативной документации.

Предусмотренные при производстве работ допуски, указанные в настоящем стандарте, не должны приводить к нарушению требований нормативной документации.

Приборы и инструменты (за исключением простейших щупов, шаблонов), предназначенные для контроля работ и материалов, должны быть заводского изготовления, соответствовать стандартам или техническим условиям, иметь техническую документацию предприятий-изготовителей и быть включены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений. Приборы должны быть поверены и отъюстированы.

5.7 Проведение электрических измерений должно выполняться специалистами электроизмерительной лаборатории, аттестованной и зарегистрированной в установленном законодательством РФ порядке.

5.8 Строительство сетей газораспределения должно вестись в соответствии с проектной (рабочей) и нормативной документацией, ГОСТ 27751, ППР и настоящим стандартом.

5.9 Строительство газопроводов должно вестись по принципу гибкой технологии и организации, с использованием технологического оборудования, строительной техники и оснастки применительно к разным диаметрам и назначениям газопроводов.

5.10 При строительстве сетей газораспределения должны быть предусмотрены:

технические решения, обеспечивающие безаварийное строительство;
выполнение мероприятий по охране окружающей среды;
выполнение правил охраны труда;
требования пожарной безопасности;
применение, технологий строительства, оборудования и механизмов.

5.11 Проект производства работ, а также иные документы, в которых содержатся решения по организации строительного производства и технологии строительно-монтажных работ, должны быть утверждены руководителем строительно-монтажной организации.

5.12 Проект производства работ допускается не разрабатывать при строительстве газопровода протяженностью до 200 м, прокладываемого на участках со спокойным рельефом и грунтами, не обладающими негативными свойствами.

5.13 Проект производства работ в полном объеме должен разрабатываться при строительстве на территории городских поселений. В остальных случаях (на территории сельских поселений, вне территории поселений) допускается разрабатывать ППР в неполном объеме по 5.14).

5.14 Проект производства работ в полном объеме включает в себя:

календарный план производства работ;
строительный генеральный план;
график поступления на объект строительства технических устройств, труб, изделий, материалов;
график движения рабочих кадров;
график движения основных строительных машин;
технологические карты на выполнение видов работ согласно Методическим рекомендациям [6];
схемы размещения геодезических знаков.

5.15 Проект производства работ в неполном объеме включает в себя:

строительный генеральный план;
технологические карты на выполнение отдельных видов работ;
схемы размещения геодезических знаков.

5.16 К ППР должна быть приложена пояснительная записка, содержащая решения по производству геодезических работ, решения по прокладке временных сетей водо-, тепло-, энергоснабжения и освещения строительной площадки и рабочих мест; обоснования и мероприятия по применению мобильных форм организации работ, режимы труда и отдыха; решения по производству работ, включая зимнее время; потребность в энергоресурсах; потребность и привязка городков строителей и мобильных (инвентарных) зданий; мероприятия по обеспечению сохранности материалов, изделий, конструкций и оборудования на строительной площадке; природоохранные мероприятия; мероприятия по охране труда и безопасности в строительстве; технико-экономические показатели.

5.17 Исходными материалами для разработки ППР являются:

проектная и рабочая документация (в том числе раздел ПОС);
отчеты по инженерным изысканиям;
условия поставки труб, готовых изделий, материалов и технических устройств, использования строительных машин и транспортных средств, обеспечения рабочими кадрами строителей по основным профессиям, применения бригадного подряда на выполнение работ, производственно-технологической комплектации и перевозки строительных грузов, а в необходимых случаях также условия организации.

5.18 В ППР не допускаются отступления от раздела ПОС без согласования с разработчиком проектной документации.

5.19 В случае если ППР на строительство данного объекта не разрабатывается, решения по технике безопасности оформляются в виде отдельного документа (документов) согласно Методическим рекомендациям [7, пункт 6.10].

5.20 Осуществление авторского и технического надзора не снимает ответственности со строительно-монтажных организаций за качество строительно-монтажных работ и их соответствие проектной (рабочей) документации.

6 Подготовительные работы

6.1 Общие требования

6.1.1 Подготовительные работы к производству строительно-монтажных работ должны включать:

создание геодезической разбивочной основы;
входной контроль проектной (рабочей) документации, труб и соединительных деталей, технических устройств, материалов и изделий, и по его результатам составлены документы, подтверждающие их пригодность в строительстве;
подготовку строительной полосы.

6.1.2 При подготовительных работах должно проверяться соблюдение установленных норм и правил складирования и хранения применяемых материалов и технических устройств. В случае, если в ходе проверки соблюдения правил складирования и хранения выявлены нарушения установленных норм и правил (например: хранения при более низких или более высоких температурах, предусмотренных технической документацией; отсутствие прокладок между трубами при укладке их штабелями; недопустимая высота штабеля и т.п.), применение для строительства материалов и технических устройств, хранившихся с нарушением и имеющих при этом истекший гарантийный срок эксплуатации, не допускается впредь до подтверждения соответствия показателей их качества требованиям проектной (рабочей) документации, документации в области технического регулирования и стандартизации.

6.2 Создание геодезической разбивочной сети

6.2.1 Геодезическая разбивочная сеть для строительства газопровода согласно СП 126.13330 (пункт 5.8) создается в виде линий, параллельных трассам, с расположением их в местах, где обеспечивается их долговременная сохранность, с привязкой к имеющимся в районе строительства пунктам государственных геодезических сетей, пунктам сетей, имеющих координаты и отметки в системах координат субъектов Российской Федерации или к постоянным ориентирам.

6.2.2 Плановые (осевые) знаки, определяющие ось трассы газопровода, устанавливаются:

в начале и конце трассы газопровода;
на углах поворота трассы газопровода;
на прямолинейных участках в пределах их видимости, но не реже чем через 500 м;
в местах установки отключающих устройств, средств электрохимической защиты и других сооружений;
на переходах через естественные и искусственные преграды;
в местах пересечения с существующими сетями инженерно-технического обеспечения;
в местах разработки котлованов при бестраншейной прокладке газопроводов;
в местах входа (выхода) газопровода из земли.

6.2.3 Типы и конструкции знаков закрепления осей приведены в СП 126.13330.2012 (приложение К).

6.2.4 Работы по построению геодезической разбивочной сети следует выполнять согласно разработанному проекту производства геодезических работ (ППГР) в соответствии с СП 126.13330 (раздел 5).

6.2.5 Метод построения разбивочной сети (триангуляции, полигонометрии, линейно-угловые построения, спутниковые), обеспечивающий необходимую точность построения в соответствии с СП 126.13330 (таблица 1), определяется в ППГР.

6.2.6 Геодезические работы при строительстве газопроводов следует выполнять преимущественно лазерными приборами (ГОСТ Р 53340).

6.2.7 В результате геодезических разбивочных работ должны быть оформлены разбивочные чертежи, каталоги координат и отметок исходных пунктов, каталоги проектных и фактических координат и отметок, чертежи геодезических знаков согласно СП 126.13330 (пункт 5.4).

6.2.8 Разбивочные работы в процессе строительства предусматривают вынос в натуру осей газопровода от пунктов геодезической разбивочной сети оси газопровода. Перед выполнением разбивочных работ исполнитель должен проверить неизменность положения знаков, определяющих местоположение трассы газопровода, путем повторных измерений элементов сети. Правильность выполнения разбивочных работ проверяется согласно правилам, изложенным в СП 126.13330.

6.3 Входной контроль

6.3.1 Входной контроль включает в себя:

входной контроль проектной (рабочей) документации;
входной контроль геодезической разбивочной сети;
входной контроль труб, соединительных деталей, технических устройств, изделий и материалов.

6.3.2 Входной контроль представленной проектной документации

6.3.2.1 При входном контроле представленной проектной документации проверяются:

комплектность проектной (рабочей) документации в объеме, необходимом и достаточном для производства работ;
наличие положительного заключения экспертизы, если это предусмотрено документами о градостроительной деятельности;
наличие в исходных данных пояснительной записки проектной документации копии технических условий заинтересованных организаций, проекта планировки и проекта межевания с приложенными постановлениями органов местного самоуправления о предоставлении земельного участка для строительства;
наличие утверждения проектной (рабочей) документации заказчиком;
соответствие границ стройплощадки на строительном генеральном плане, приведенном в разделе ПОС проектной документации, установленным сервитутам и договором аренды земельного/лесного участка, договором водопользования;
наличие в проектной (рабочей) документации ссылок на стандарты национальной системы стандартизации и технические условия на технические устройства и материалы;
наличие требований к фактической точности контролируемых параметров, приведенной в проектной (рабочей) документации;
наличие разрешительных документов на материалы, изделия и технические устройства;
техническая оснащенность и технологические возможности организации при выполнении работ в соответствии с проектной (рабочей) документацией;
достаточность состава перечня актов освидетельствования скрытых работ и приемки ответственных строительных конструкций.

6.3.2.2 Проектная и рабочая документация согласно СП 48.13330 (пункт 5.4) должна быть допущена к производству работ заказчиком с подписью ответственного лица путем постановки штампа на каждом листе.

6.3.3 Входной контроль представленной геодезической разбивочной сети

6.3.3.1 Представленная геодезическая разбивочная сеть проверяется на соответствие установленным требованиям к точности построения и измерения, надежности закрепления знаков на местности согласно СП 126.13330.

6.3.3.2 Знаки геодезической разбивочной сети для строительства, их координаты, отметки, места установки и способы закрепления в натуре должны соответствовать предоставленной технической документации согласно 6.2.7.

6.3.3.3 Геодезический контроль точности геометрических параметров разбивочных работ выполняется двойными измерениями и заключается:

в инструментальной проверке согласно СП 126.1330;
в исполнительной геодезической съемке по ГОСТ Р 51872.

6.3.3.4 При входном контроле геодезической разбивочной сети следует провести рекогносцировочные работы, при которых проверяется соответствие фактического размещения зданий и сооружений с приведенным в отчете по инженерным изысканиям. В случае выявления несоответствий, на чертежи проектной (рабочей) документации следует нанести выявленные уточнения в съемке и направить заказчику для подтверждения намеченной трассы или внесения в нее изменений. По результатам контроля в соответствии с СП 126.13330 составляется акт приемки геодезической разбивочной сети, форма которого приведена в СП 126.13330 (приложение Д).

6.3.4 Входной контроль труб, соединительных деталей, технических устройств, изделий и материалов

6.3.4.1 При входном контроле должна быть проведена проверка:

на соответствие проектной (рабочей) документации поставляемых на строительную площадку труб, соединительных деталей и технических устройств;
наличия сертификатов качества на трубы и соединительные детали, на технические устройства — сертификата соответствия требованиям технического регламента Таможенного союза [8] или иная форма соответствия (заключение экспертизы промышленной безопасности), согласно Федеральному закону [9], если иная форма оценки соответствия технического устройства не установлена;
соответствия труб, соединительных деталей, технических устройств условным обозначениям, указанным на них;
наружных диаметров, толщин стенок.

6.3.4.2 Лицом, осуществляющим строительство согласно СП 48.13330 (пункт 7.1) трубы при входном контроле (приемке), разбраковке и освидетельствовании проверяют:

все трубы — на соответствие сортамента стандартам национальной системы стандартизации, технических условий и проектной (рабочей) документации;
стальные — на соответствие указанных в сертификатах качества показателей химического состава и механических свойств металла стандартам национальной системы стандартизации или техническим условиям;
медные — на соответствие указанных в сертификатах качества показателей состояния материала, химического состава и механических свойств металла стандартам национальной системы стандартизации или техническим условиям;
полиэтиленовые — на соответствие указанных в паспортах качества (сертификатах) механических свойств и овализации.

Визуальным контролем проверяют:

наличие маркировки и соответствие ее имеющимся сертификатам (паспортам);
отсутствие недопустимых вмятин, задиров и других механических повреждений, металлургических дефектов и коррозии;
отсутствие на торцах забоин, вмятин, наличие разделки под сварку.

Инструментальным контролем с помощью измерительных приборов (штангенциркуль, линейка, рулетка) проверяют:

толщину стенки по торцам;
овальность по торцам;
кривизну труб;
косину реза торцов труб;
отсутствие расслоений на концевых участках труб;
размеры обнаруженных забоин, рисок, вмятин на теле и на торцах.

Трубы считаются пригодными при условии, что:

они соответствуют требованиям стандартов национальной системы стандартизации или техническим условиям на поставку и имеют заводскую маркировку и сертификаты;
отклонения наружного диаметра:

а) стальных труб на длине не менее 200 мм от торца не превышают для труб номинальным диаметром до DN 800 включительно предельных величин, регламентируемых соответствующими стандартами национальной системы стандартизации и техническими условиями, а для труб номинальным диаметром свыше DN 800 — +/- 2 мм;

б) медных и полиэтиленовых труб — соответствуют указанным в стандартах национальной системы стандартизации;

отклонения толщины стенки по торцам не превышают предельных значений, регламентируемых соответствующими стандартами национальной системы стандартизации и техническими условиями. Толщину стенки трубы измеряют микрометром с обоих концов трубы с погрешностью не более 0,01 мм в четырех равномерно распределенных по окружности точках;
овальность:

а) бесшовных стальных труб не выводит их наружный диаметр за предельные отклонения, а электросварных труб номинальным диаметром DN 426 и более не превышает 1% номинального наружного диаметра (при этом овальность определяется как отношение разности величин наибольшего и наименьшего измеренных диаметров торца обследуемой трубы к номинальному диаметру);

б) полиэтиленовых труб — соответствует указанной в проектной (рабочей) документации;

в) медных труб — соответствует указанным в стандартах национальной системы стандартизации.

Овальность труб определяют микрометром или штангенциркулем;

кривизна:

а) стальных труб не превышает 1,5 мм на 1 м длины, а общая кривизна — не более 0,2% длины трубы;

б) медных труб — соответствует указанной в стандартах национальной системы стандартизации;

косина реза торцов труб не превышает 2,0 мм;
на концевых участках труб отсутствуют расслоения любого размера, выходящие на кромку или поверхность трубы;
глубина царапин, рисок и задиров на поверхности труб (деталей, арматуры) не превышает 0,2 мм; на теле и на торцах трубы отсутствуют вмятины;
в местах, пораженных коррозией, толщина стенки трубы не выходит за пределы минусовых допусков.

6.3.4.3 Входной контроль соединительных деталей выполняется аналогично 6.3.4.2.

6.3.4.4 Контроль изолированных в заводских или базовых условиях труб производится специальной лабораторией, укомплектованной необходимыми приборами, оборудованием, методиками испытаний.

6.3.4.5 Основными контролируемыми параметрами являются:

толщина покрытия;
диэлектрическая сплошность;
адгезия покрытия к трубе;
прочность покрытия при ударе и другие параметры, предусмотренные ГОСТ 9.602.

6.3.4.6 Качество изоляционного покрытия определяют внешним осмотром, адгезию к стали контролируют приборным методом (адгезиметром), сплошность покрытия — приборным методом неразрушающего контроля (дефектоскопом), ударную прочность — с помощью ударного приспособления согласно ГОСТ Р 51164.

6.3.4.7 Контроль адгезии необходимо осуществлять на 2% труб, а также в местах, вызывающих сомнение при нанесении изоляционного покрытия в заводских или базовых условиях и всех изолируемых участков в трассовых условиях.

6.3.4.8 При входном контроле запорной арматуры необходимо проверять:

для стальной арматуры:

наличие эксплуатационной документации, подтверждающей проведение заводом-изготовителем испытаний на прочность и герметичность, а также паспорта на стальную арматуру;
соответствие климатического исполнения требованиям ГОСТ 15150 и проектной (рабочей) документации;
соответствие ГОСТ 4666 маркировки и отличительной окраски, ее назначению, материалу, а также наличие стрелки, указывающей направление движения продукта;
комплектность (наличие ответных фланцев и крепежных деталей специального назначения);
плавность и легкость хода шпинделя и запорных устройств, затяжку сальников;
наличие заглушек на проходных отверстиях и уплотнительных поверхностях фланцев и отсутствие повреждений уплотнительных поверхностей;
наличие на фланцах отверстий под болты и шпильки;
отсутствие трещин на корпусах и крышках;
дополнительно для полиэтиленовой арматуры — наличие паспорта.

6.3.4.9 Арматура, на которую истек гарантийный срок, а при отсутствии гарантийного срока по истечении года после изготовления, может быть принята в монтаж только после проведения ревизии (удаление консервирующей смазки, проверка сальниковых и прокладочных уплотнений, ход штока и т.д.), исправления дефектов, испытания, а также других работ, предусмотренных эксплуатационной документацией. Результаты проведенных работ должны быть занесены в формуляры, паспорта и другую сопроводительную документацию.

6.3.4.10 При контроле компенсаторов (линзовых, сильфонных) необходимо проверять:

комплектность — наличие стяжного устройства (если оно положено), ответных фланцев, прокладок и крепежных деталей (для фланцевых компенсаторов), инструкции, паспорта;
отсутствие механических повреждений на корпусе и стяжных устройствах;
соответствие компенсирующей способности компенсатора, приведенной в паспорте, проекту.

6.3.4.11 При контроле фланцев, прокладок, опор и болтов (шпилек) с гайками необходимо проверить их комплектность, отсутствие механических повреждений уплотнительных поверхностей фланцев и резьбы болтов и шпилек.

6.3.4.12 При контроле электродов, флюсов, проволоки проверяется:

наличие сертификатов качества и сертификатов соответствия предприятия-изготовителя;
внешний вид;
отсутствие поверхностных дефектов, следов ржавчины на поверхности проволоки и электродных стержней.

При контроле электродов дополнительно проверяется:

сохранность упаковки;
наличие этикетки или маркировки, на которой должно указываться:

а) наименование и товарный знак предприятия-изготовителя;

б) условное обозначение;

в) номер партии;

г) режимы сварочного тока в зависимости от диаметра электродов и положения сварки или наплавки;

д) особые условия выполнения сварки или наплавки;

е) допустимое содержание влаги в покрытии перед использованием электродов;

ж) режим повторного прокаливания электродов;

и) массу электродов в коробке или пачке;

покрытие электродов.

При контроле проволоки дополнительно проверяется:

наличие металлического ярлыка на каждом мотке (бухте, катушке, кассете), на котором должны быть указаны:

а) наименование и товарный знак предприятия-изготовителя;

б) условное обозначение;

в) номер партии;

г) клеймо технического контроля.

При контроле партии флюсов проверяется наличие документа о качестве, содержащего:

а) товарный знак или наименование и товарный знак предприятия-изготовителя;

б) марку флюса;

в) номер партии;

г) массу партии;

д) результаты химического анализа;

е) дату изготовления;

ж) обозначение стандарта на флюс.

Контроль качества электродов, проволоки и флюсов, а также допуски контролируемых параметров должны соответствовать требованиям ГОСТ 9466, ГОСТ 2246, ГОСТ 9087.

6.3.4.13 При контроле узлов и изделий ЭХЗ заводского изготовления и отдельных блоков следует проверять:

соответствие оборудования, изделий и материалов проектной (рабочей) документации стандартам национальной системы стандартизации и техническим условиям;
наличие на изделия заводского изготовления соответствующих сертификатов, технических паспортов, удостоверяющих качество оборудования, изделий и материалов;
отсутствие дефектов на оборудовании, материалах и т.п.

6.3.4.14 Изоляционные материалы (грунтовки, битумные мастики, рулонные изоляционные, армирующие и защитные материалы) должны проходить входной контроль на соответствие требованиям соответствующих стандартов национальной системы стандартизации и технических условий.

6.3.4.15 При входном визуальном контроле сборных бетонных и железобетонных изделий (сборные железобетонные конструкции колодцев) проверяется:

наличие накладной, соответствие данных накладной фактическому обозначению изделий;
отсутствие дефектов изделий (трещин, сколов, раковин);
соответствие конструкций проектной (рабочей) документации;
соответствие класса бетона по плотности, морозостойкости, водонепроницаемости и другим показателям, указанным в проектной (рабочей) документации.

6.3.4.16 По результатам входного контроля составляется заключение о соответствии продукции установленным требованиям и заполняется журнал учета результатов входного контроля, форма которого приведена в Рекомендации [10].

6.4 Подготовка полосы отвода

6.4.1 После приемки, представленной в 6.3.2 и 6.3.3 документации проводятся следующие подготовительные работы:

разработка ППР, требования к которому приведены в разделе 5, на основе раздела ПОС при его наличии;
устройство временных автомобильных дорог, если они предусмотрены проектной (рабочей) документацией;
обустройство строительных площадок бытовыми зданиями, оборудованными гардеробами, санитарно-техническими узлами. При строительстве газопроводов вне территории поселений бытовые здания рекомендуется строить сборно-разборные из инвентарных конструкций заводского изготовления в соответствии с ГОСТ 22853 по возможности ближе к месту строительно-монтажных работ. При строительстве газопроводов на территории поселений, допускается использовать передвижные фургоны;
устройство навесов и строительство закрытых складов для хранения изделий, материалов, технических устройств, на которые влияют атмосферные осадки, солнечные лучи и т.п. Подготовка складских площадок к приему строительных материалов, изделий и технических устройств. Площадки располагают в местах, удобных для подъезда транспорта, кранов. Они должны быть спланированы и защищены от затопления поверхностными водами и максимально приближены к месту производства строительно-монтажных работ;
прокладка временных сетей инженерно-технического обеспечения, необходимых для выполнения строительно-монтажных работ;
снос зданий и сооружений, предусмотренный проектной документацией.

Организация работ по сносу зданий и сооружений приведена в СТО НОСТРОЙ 2.33.51;

перекладка существующих сетей инженерно-технического обеспечения, заложенная в проектной документации и согласованная с заинтересованными организациями, с привлечением, при необходимости, специализированных организаций;
расчистка полосы отвода для прокладки газопровода, выполняется в соответствии с ППР (в пределах границ полосы отвода земли на период строительства). Ширина расчистки территории должна обеспечивать рабочую зону для строительства, достаточную для размещения землеройных машин, строительных материалов, трубоукладчиков и т.д. На территориях, занятых зелеными насаждениями, производится валка и разделка стволов, уборка пней и кустарников, очистка растительного слоя от корней в соответствии с СП 82.13330.

Вырубка и пересадка зеленых насаждений должна производиться в соответствии с Федеральным законом [11];

разметка контуров траншеи и котлованов производится посредством забивки колышков по границам траншеи и котлованов в характерных точках, в местах изменения ширины траншеи, на прямых участках не реже 50 м. При прохождении трассы газопровода под усовершенствованными покрытиями производится разметка границ вскрытия дорожных покрытий. Асфальтобетонные покрытия дорог и тротуаров разбираются путем вырубки или взламывания его и вывозки для последующей переработки. Цементно-бетонные покрытия и основания под покрытия разламываются бетоноломными машинами с вывозкой бетонного лома;
устройства ограждений строительной площадки, расположенной на территории поселений, установка предупредительных знаков в пределах видимости, но не реже 50 м. В местах интенсивного движения транспорта и пешеходов на ограждении должны быть установлены красные фонари.

6.4.2 При прокладке газопроводов под железными и автомобильными дорогами и трамвайными путями открытым способом необходимо, по согласованию с заинтересованными организациями, предусмотреть установку знаков с ограничением скорости движения или запрещением движения, а для автомобильных дорог — о запрещении движения.

6.4.3 Места складирования материалов, если они вынесены за общее ограждение, также ограждаются. Ограждают деревья и кустарники, расположенные в полосе строительства. Ширина ограждаемой полосы строительства определяется в ППР в зависимости от ширины рабочей зоны.

6.4.4 Работы по подготовке строительной площадки в охранных зонах и полосах отвода других линейных сооружений осуществляются согласно требованиям, приведенным в разделе 7.

6.4.5 Размер строительной полосы, места складирования материалов и изделий (труб, фасонных частей, арматуры и т.п.), потребность в основных строительных машинах и механизмах, их размещение на площадке строительства определяются в соответствии с разделом ПОС и ППР.

Способы хранения труб на строительной площадке (в штабелях, пакетах и бухтах) должны исключать их повреждение и повреждение изоляционного покрытия. Концы труб должны быть защищены заглушками, исключающими загрязнение внутренней полости трубы и попадание в нее посторонних предметов.

Медные трубы, соединительные детали к ним и припои необходимо транспортировать и хранить в соответствии с ГОСТ Р 52318, ГОСТ 617, ГОСТ Р 52922, ГОСТ 52948 и Техническими условиями.

Полиэтиленовые трубы и соединительные детали к ним необходимо транспортировать и хранить в соответствии с ГОСТ Р 50838, ГОСТ 18599, ГОСТ 52779 и Техническими условиями.

Хранение стальных труб в штабелях осуществляется с применением мягких междурядных подкладок, прокладок и стоек с эластичными накладками и т.п.

Нижний ряд каждого штабеля должен быть уложен на спланированную площадку, оборудованную инвентарными подкладками с устройствами (упорами), исключающими раскатывание труб.

Трубы укладываются «в седло» и закрепляются по рядам.

Высота штабеля труб при укладке их «в седло» определяется в зависимости от числа рядов труб по формуле:

H = D(0,866n + 0,134), (1)

где H — высота штабеля труб, м;

D — диаметр труб, м;

n — число рядов труб.

Укладка в один штабель труб разного диаметра не допускается.

Изолированные трубы должны укладываться в штабеля, отстоящие один от другого не менее чем на 1 м.

Детали газопроводов и запорная арматура должны храниться в складских помещениях или под навесами (укрытиями). При хранении и транспортировании задвижек их затворы должны быть плотно закрыты, а при транспортировании кранов — находиться в открытом состоянии. Соединительные детали газопроводов рекомендуется транспортировать и хранить в специальных ящиках, контейнерах под навесом.

7 Строительство газопроводов в охранных зонах, полосах отвода других линейных сооружений и лесах

7.1 Строительство подземных газопроводов в пределах охранных зон должно осуществляться на основании технических условий, выданных заинтересованными организациями, и с учетом норм, приведенных:

в Правилах [12], устанавливающих охранные зоны для объектов электросетевого хозяйства;
в Правилах [13], устанавливающих охранные зоны для линий и сооружений связи и радиофикации;
в Правилах [14], устанавливающих полосы отвода и охранных зон железных дорог;
в Правилах [15], устанавливающих полосы отвода, охранные зоны автомобильных дорог;
в Федеральном законе [11], устанавливающем требования при строительстве газопроводов по территории, занятой лесными насаждениями;
в Правилах [16], устанавливающих охранные зоны магистральных трубопроводов;
в Положениях [17], устанавливающих требования при строительстве газопроводов в пределах водоохранных зон водных объектов.

7.2 Место расположения существующих подземных сооружений должно быть уточнено по всей длине при параллельной прокладке, в местах пересечения со строящимся подземным газопроводом и обозначено вешками высотой 1,5 — 2 м, которые устанавливаются на прямых участках трассы через 10 — 15 м у всех точек отклонений от прямолинейной оси трассы более чем на 0,5 м на всех поворотах трассы, а также на границах разрытия грунта, где работы должны выполняться ручным способом.

7.3 До обозначения трассы вешками и прибытия представителя предприятия, эксплуатирующего кабельную линию связи, проведение земляных работ не допускается.

7.4 Помимо вешек может быть установлен предупредительный знак, изготавливаемый и устанавливаемый в соответствии с разделом ПОС.

7.5 По результатам работы по уточнению местоположения подземных сооружений составляется акт. В акте должно быть указано, какие и в каком количестве вырыты шурфы, количество установленных вешек и предупредительных знаков.

7.6 Производители работ до начала работ в охранных зонах должны быть ознакомлены с расположением существующих трасс и подземных сооружений, их обозначением на местности и проинструктированы о порядке производства земляных работ ручным или механизированным способом, обеспечивающим сохранность сооружений.

7.7 Работы в охранных зонах должны выполняться в присутствии прораба или мастера.

7.8 Перед началом работ по строительству подземных газопроводов по территориям, занятым лесными насаждениями, следует выполнить работы по очистке территории от деревьев и кустарников в границах, предусмотренных разделом ПОС.

7.9 Производство земляных работ должно выполняться после подготовительных работ территории трассы газопроводов, предусмотренных в разделе 6. При выполнении работ должна быть обеспечена сохранность линейных объектов, в охранных зонах которых планируется выполнение работ.

8 Земляные работы

8.1 Общие требования к земляным работам

8.1.1 Рекультивация земель, разработка траншей под газопроводы и кабели ЭХЗ, а также котлованы при закрытом способе прокладки газопроводов и под сооружения на них, засыпка траншей после укладки газопроводов осуществляется в соответствии с требованиями СП 45.13330.2012.

8.2 Особенности разработки траншеи и котлованов

8.2.1 Временное крепление стенок траншей и котлованов должно выполняться в зависимости от глубины выемки, состояния грунта, гидрогеологических условий, величины и характера временных нагрузок на берме и других местных условий. Выбор вида крепления должен быть подтвержден технико-экономическим расчетом.

8.2.2 Установка креплений должна выполняться секциями после разработки траншеи.

8.2.3 При необходимости установки креплений стенок траншей могут использоваться следующие виды креплений, приведенных на рисунке 1:

а) горизонтальное с прозорами — в сухих грунтах при глубине траншеи до 3 м;

б) вертикальное с прозорами (рамное) — в сухих грунтах при глубине траншеи до 3 м;

в) горизонтальное сплошное крепление — в сухих грунтах, обладающих способностью местного сползания, в плотных грунтах (если траншея остается открытой в течение продолжительного времени) при глубине траншеи более 3 м;

г) вертикальное сплошное крепление — в сухих грунтах, обладающих способностью местного сползания, в плотных грунтах (если траншея остается открытой в течение продолжительного времени) при глубине траншеи более 3 м;

д) металлические инвентарные лестничные крепления — для траншей шириной 0,8 — 1,8 м, имеющих вертикальные стенки. Крепления состоят из трубчатых металлических стоек — распорок, инвентарных щитов и досок. Расстояние между стойками — распорками может изменяться путем изменения длины перекладин, состоящих из труб и входящего в него винта трапецеидальной резьбой.

8.2 Особенности разработки траншеи и котлованов

а) горизонтальное с прозорами; б) вертикальное с прозорами;

в) горизонтальное сплошное; г) вертикальное сплошное

Рисунок 1 — Виды креплений стенок траншеи

8.2.4 Котлованы глубиной не более 2 м, которые могут непродолжительное время оставаться открытыми, их стенки в большинстве случаев могут быть без крепления.

8.2.5 В котлованах насыпных неуплотненных, песчаных, гравийных и супесчаных грунтах независимо от их глубины следует предусматривать стойки диаметром 12 — 15 см, которые должны забиваться вдоль земляной стенки на расстоянии 1,5 — 2 м друг от друга.

Узкие котлованы, допускающие установку поперечных распорок, должны крепиться так же, как и траншея.

8.2.6 При отсутствии инвентарных креплений стенок котлованов или траншей следует применять крепления, изготовленные по индивидуальным проектам, утвержденным в установленном порядке.

При установке креплений верхняя часть их должна выступать над бровкой выемки не менее чем на 15 см.

8.2.7 Работы, связанные с вскрытием поверхности в местах расположения действующих подземных сетей инженерно-технического обеспечения, должны производиться с соблюдением требований, установленных организациями, эксплуатирующими эти сети инженерно-технического обеспечения.

8.2.8 При наличии в проектной (рабочей) документации мероприятий по исключению повреждений существующих сетей инженерно-технического обеспечения они должны быть выполнены немедленно после их вскрытия.

В случае выявленных несоответствий отметок подземных сетей инженерно-технического обеспечения, вскрытых при разработке траншеи под газопровод, следует проверить геодезическую съемку и нанести на нее отметки дна траншеи и данных сетей инженерно-технического обеспечения и провести соответственно подсыпку или срезку грунта.

8.2.9 При обнаружении не указанных в проектной (рабочей) документации подземных сетей инженерно-технического обеспечения, работы должны быть приостановлены и возобновлены после согласования с владельцем сетей инженерно-технического обеспечения прокладки сетей газораспределения на данном участке и при необходимости внесения изменений в проектную документацию.

8.2.10 Разработку грунта в траншеях следует выполнять в два этапа (при узкой траншее и невозможности разместить в ней механизмы):

механизированным способом на глубину 85% от глубины траншеи;
без использования средств механизации до проектной отметки низа траншеи.

8.2.11 При разработке траншей следует исключить возможность подпора талых и поверхностных вод на участках, расположенных за пределами полосы отвода. При невозможности выполнения этого требования следует устраивать пропуски воды в отвалах грунта, в том числе специальные водопропуски (дюкеры). В случае попадания в траншею поверхностных вод следует предусмотреть их откачку на участки с пониженным рельефом с помощью насоса.

8.2.12 Прокладку кабеля ЭХЗ в земле, как правило, следует предусматривать механизированным способом при помощи кабелеукладчиков. В этом случае предварительного рытья траншеи не производят, так как кабелеукладчик выполняет эту работу одновременно с прокладкой кабеля.

8.2.13 В городских поселениях для рытья траншей под кабели ЭХЗ обычно следует применять траншеекопатели (при наличии их в строительной организации). В случае их отсутствия, а также, где их применение затруднено (при пересечении железнодорожных путей, на склонах насыпей и т.п.), траншею роют без использования средств механизации.

8.2.14 При производстве земляных работ должны выполняться следующие меры безопасности:

котлованы и траншеи, разрабатываемые на территории населенных пунктов, во избежание падения рабочих и посторонних лиц, должны быть ограждены с учетом ГОСТ 23407 и ГОСТ 12.4.059. Ограждения должны иметь предупредительные надписи и знаки, и сигнальное ночное освещение;
при производстве работ вне поселений должны быть применены мероприятия, предусмотренные в разделах 5 и 6;
для спуска рабочих в котлован траншеи должны применяться приставные лестницы по ГОСТ 26887;
землеройная техника должна устанавливаться на спланированной площадке;
с целью безопасности не допускается нахождение персонала и рабочих в зоне действия землеройной технике в радиусе 5 метров от ее движущихся частей;
во время перерыва в работе землеройной техники его рабочий орган следует застопорить, отвести в сторону от траншеи и опустить на грунт.

8.2.15 За состоянием откосов и стенок траншей (котлованов), следует вести наблюдение, осматривая их перед началом каждой смены. При появлении трещин, осыпей, наличие треска в грунте нужно вывести рабочих из опасной зоны, выявить причины их появления и при необходимости принять меры против их обрушения. Аналогичные мероприятия следует проводить при выявлении деформаций креплений траншеи и котлована.

8.3 Особенности засыпки газопроводов

8.3.1 При засыпке газопровода необходимо обеспечить:

сохранность труб и изоляции;
плотное прилегание газопровода к дну траншеи;
проектное положение газопровода.

При засыпке газопровода должны быть исключены его подвижки.

Рекомендуемые предельные отклонения и методы контроля при засыпке траншей и котлованов должны соответствовать требованиям СП 45.13330.

8.3.2 Засыпку траншеи с уложенными трубопроводами следует производить в три стадии:

засыпка пазух немерзлым грунтом, не содержащим твердых включений;
присыпка на высоту 0,2 м над верхом трубы тем же грунтом с подбивкой пазух с обеих сторон трубы;
окончательная засыпка верхней зоны траншеи после предварительного испытания газопровода с равномерным послойным уплотнением до проектной плотности.

Стыки трубопроводов засыпаются после проведения предварительных испытаний газопроводов и составления протокола о положительных результатах испытаний.

Укладка предусмотренной проектной (рабочей) документацией сигнальной ленты для газопроводов из медных и полиэтиленовых труб и изолированного электропровода — спутника для полиэтиленового газопровода производится перед окончательной засыпкой на расстоянии 0,4 м от верха газопроводов.

До начала укладочных работ газопроводов и кабелей ЭХЗ производится устройство оснований под них из песка до проектных отметок или производится разравнивание основания траншеи в соответствии с проектными решениями.

8.3.3 Для полиэтиленовых газопроводов при температуре окружающего воздуха выше 10 °C окончательную засыпку следует производить в наиболее холодное время суток. При температуре окружающего воздуха ниже 10 °C засыпку трубопроводов следует производить в самое теплое время суток.

8.3.4 Обратную засыпку траншеи следует выполнять с учетом положений СП 45.13330 и СП 42-101.

8.3.5 Засыпку газопровода бульдозерами выполняют косопоперечными проходами с наращиванием отвала в траншеи с целью исключения динамического воздействия падающих комьев грунта на газопровод.

8.3.6 На горизонтальных участках поворота газопроводов вначале засыпается участок поворота, а затем остальная часть. Засыпку участка поворота начинают с его середины, двигаясь поочередно к концам.

На участках с вертикальными поворотами газопровода (в оврагах, балках, на холмах и т.п.) засыпку следует производить снизу вверх.

8.3.7 Засыпка газопровода на протяженных продольных уклонах (крутизной менее 15°) должна производиться бульдозером, который перемещается с грунтом сверху вниз под углом к траншее.

8.3.8 Для предотвращения размыва грунта на крутых продольных уклонах (свыше 15°) засыпка должна производиться после устройства перемычек в траншее.

8.3.9 Засыпку газопровода в песчаных грунтах необходимо осуществлять непосредственно вслед за изоляционно-укладочными работами.

8.4 Особенности проведения земляных работ в зимних условиях

8.4.1 Грунты, подлежащие разработке в зимних условиях, должны быть подготовлены к экскавации путем предохранения их от промерзания рыхлением или оттаиванием. Предохранение грунта от промерзания должно производиться поздней осенью после окончания дождливого периода, но до выпадения первого снега и наступления устойчивой отрицательной температуры. Его осуществляют путем создания утепляющего слоя из предварительно разрыхленного грунта или из дешевых теплоизоляционных материалов. Предварительное рыхление грунта должно производиться плугами и рыхлителями на глубину не менее 35 см с последующим боронованием. Наибольшие площади (дно котлована, траншеи и т.п.) должны предохраняться от промерзания путем укрытия грунта слоем утеплителя (опилками, шлаком, листьями и прочими теплоизоляционными материалами). Если в траншее или котловане образовался лед или их занесло снегом, к моменту укладки газопровода их следует очистить без использования средств механизации.

8.4.2 Присыпку уложенного газопровода мерзлым грунтом осуществляют специальной машиной, производящей рыхление и просеивание грунта из отвала.

Для рыхления мерзлого грунта используются тяжелые рыхлители, ударные приспособления, которыми оборудуют экскаваторы, а также специальные машины и механизмы.

8.4.3 Оттаивание и рыхление грунта должны производиться последовательно, по участкам, размеры которых назначают исходя из суточной производительности землеройных машин. При этом необходимо так организовать производство земляных работ, чтобы разработка подготовленного грунта производилась круглосуточно во избежание промерзания грунта во время перерывов (передача смен, ремонт механизмов и другие операции).

8.4.4 Грунт, подлежащий использованию для обратной засыпки котлованов и траншей с последующим его уплотнением, должен укладываться в отвал с предохранением его от промерзания. Транспортирование оставшегося грунта должно производиться автосамосвалами с обогреваемыми кузовами в отведенные места, указанные в проектной документации. Температура талого грунта в момент окончания уплотнения должна быть не ниже 2 °C. Лучшим способом уплотнения грунтов в зимнее время является трамбование, при котором можно вести отсыпку грунта наиболее толстыми слоями и подавать в насыпь более крупные куски мерзлого грунта. В качестве основных средств, при уплотнении свеженасыщенного грунта в зимних условиях следует применять трамбующие машины.

8.4.5 При засыпке газопровода в зимнее время мерзлым грунтом поверх него должен устраиваться валик грунта с учетом последующей его осадки при оттаивании или последующей его отсыпки или с уплотнением каждого слоя 15 — 20 см до проектной отметки верха траншеи.

8.4.6 При разработке траншей в зимнее время во избежание заноса траншей снегом и смерзания отвала грунта темп разработки траншей должен соответствовать темпу изоляционных и укладочных работ. Технологический разрыв между землеройной и укладочной техникой рекомендуется не более двухсуточной производительности.

8.4.7 Способы разработки траншей в зимнее время должны назначаться в зависимости от времени выполнения земляных работ, характеристики грунта и глубины его промерзания. Выбор технологической схемы земляных работ в зимнее время должен предусматривать сохранение снежного покрова на поверхности грунта до момента начала разработки траншеи.

При глубине промерзания грунта до 0,4 м разработку траншей следует вести, как в обычных условиях: роторным или одноковшовым экскаватором.

При глубине промерзания грунта более 0,4 м перед разработкой его одноковшовым экскаватором грунт должен рыхлиться механическим способом.

При несовпадении темпа разработки траншеи в зимнее время с выполнением укладочных работ дно траншеи должно быть утеплено местными теплоизоляционными материалами.

8.5 Контроль выполнения земляных работ

8.5.1 При производстве земляных работ при проведении операционного контроля следует выполнять проверку правильности:

нанесения отметок ширины полосы для работы землеройных машин (в соответствии с ППР);
профиля дна траншеи и котлованов;
фактических радиусов кривизны траншей на участках поворота горизонтальных кривых;
откосов траншей;
толщины слоя подсыпки на дне траншеи и толщины слоя присыпки трубопровода грунтом;
отметки грунта засыпки или обвалования траншеи;
отметок рекультивируемой полосы.

8.5.2 Для проверки правильности нанесения ширины полосы для работы землеройных машин необходимо при помощи шаблона проверить расстояние от разбивочной оси до стенки траншеи по ее дну.

8.5.2.1 Расстояние должно составлять не менее половины проектной ширины траншеи. Допускается увеличение половины проектной ширины не более чем на 200 мм.

8.5.2.2 Контроль правильности переноса центральной линии шаблона производится теодолитом по ГОСТ 10529 с привязкой к разбивочной оси.

8.5.3 Проверку соответствия профиля дна траншеи проектному профилю следует выполнять сличением отметок дна траншеи с проектными отметками и проведением измерений глубины и ширины траншеи.

8.5.3.1 Отметки дна траншеи определяются во всех точках, где указаны проектные отметки, но не реже 100, 50, 25 м для трубопроводов диаметром до 325, 820, 1020 — 1420 мм соответственно и должны соответствовать проектным отметкам. Допускается изменение глубины траншеи +/- 50 мм при условии, что эти допуски не приведут к нарушению нормативных расстояний, установленных в СП 62.13330. Отклонение ширины траншеи от проектной допускается в сторону увеличения не более чем на 100 мм.

8.5.3.2 Контроль за соответствием отметок дна траншеи проектному профилю проверяется с помощью высокоточных нивелиров Н-05 по ГОСТ 10528, инварными штриховыми рейками РН-05 длиной 3,0; 2,0; 1,2; 1,0 м, подвесными рейками с инварной шкалой, а также рейками из алюминиевого корпуса с инварной полосой, приведенных в СП 126.13330 (приложение И). Ширина траншеи по дну замеряется рулеткой по ГОСТ 7502.

8.5.4 Проверку соответствия радиусов кривизны траншеи на участках поворота газопровода в горизонтальной плоскости следует выполнять сличением фактической оси траншеи с проектной.

8.5.4.1 Для соблюдения проектного направления траншеи на криволинейных участках необходимо в пределах кривой по ширине траншеи с обеих сторон установить колышки не реже, чем через 2 — 5 м. Отклонение фактической оси траншеи на прямолинейном участке не может превышать +/- 200 мм.

8.5.4.2 Контроль правильности разбивки радиусов поворота определяется теодолитом по ГОСТ 10529 с привязкой к разбивочной оси.

8.5.5 Проверку соответствия откосов траншеи проектным следует выполнять определением крутизны откосов с помощью измерения ширины траншеи по дну и верху и определению отношения высоты к заложению откоса.

8.5.5.1 Заложение откоса должно составлять половину разницы между шириной траншеи по верху и дну траншеи.

8.5.5.2 Контроль правильности откосов определяется замерами глубины траншеи, которые выполняются с помощью нивелира по ГОСТ 10528 и заложения с помощью рулетки по ГОСТ 7502.

8.5.6 Проверку толщины слоя подсыпки траншеи и присыпки трубопровода грунтом на соответствие проектной следует выполнять проведением измерений фактических величин.

8.5.6.1 Толщина слоя подсыпки на дне траншеи (выравнивающего слоя) должна соответствовать проектной.

8.5.6.2 Толщина слоя присыпки контролируется щупом.

Примечание - Целесообразно применять щупы, характеристики которых соответствуют ТУ 2-034-0221197-011-91 «Щупы. Технические условия».

8.5.6.3 Толщину слоя подсыпки следует измерять линейкой по ГОСТ 427.

8.5.7 Проверку отметок грунта засыпки траншеи следует выполнять сличением отметок грунта засыпанной траншеи с проектными отметками.

8.5.7.1 Отметка грунта засыпки должна соответствовать проектной. Допускается превышение ее величины не более чем на 100 мм.

8.5.7.2 Контроль правильности отметки грунта засыпки или обвалования производится с помощью нивелира по ГОСТ 10528.

8.5.8 Проверку соответствия отметок рекультивируемой полосы проектным отметкам следует выполнять сличением отметок с проектными отметками.

8.5.8.1 Отметки рекультивируемой полосы должны быть не менее проектных и не превышать проектную отметку более чем на 100 мм.

8.5.8.2 Контроль правильности отметок рекультивируемой полосы производится с помощью нивелира по ГОСТ 10528.

8.5.9 Выявленные в процессе контроля отклонения от проектной (рабочей) документации и требований нормативных документов в области стандартизации и технического регулирования или технологических инструкций должны быть исправлены до начала производства последующих работ.

8.5.10 По результатам операционного контроля должны составляться акты освидетельствования скрытых работ по форме, приведенной в Руководящем документе [18, приложение 3], за исключением работ по проверке отметок ширины полосы для работы землеройных машин, проверке отметок рекультивируемой полосы и проверке отметок грунта засыпки и обвалования траншеи грунтом, которые должны фиксироваться в общем и специальном журналах, порядок ведения которых приведен в Руководящем документе [5].

9 Монтаж газопровода, изоляционные и укладочные работы

9.1 Монтаж газопровода

9.1.1 Перед началом монтажа газопровода должны быть проведены работы, приведенные в разделах 6 и 8.

9.1.2 Операции по очистке консервационных материалов, продуктов окисления в виде прокатной окалины или ржавчины, металлических или полимерных включений, органических или минеральных загрязнений и влаги должны производиться:

при расконсервации труб, технических устройств, материалов и других изделий;
перед защитой от коррозии наружных поверхностей труб изоляционными материалами;
при подготовке концов труб и деталей под сварку;
при подготовке к монтажу или в процессе монтажа трубопроводов (очистка внутренних поверхностей).

9.1.3 Монтаж газопроводов в зависимости от сложности участка трассы рекомендуется производить:

по поточно-расчлененной схеме со сборкой и сваркой, выполняемой на бровке траншеи;
по непрерывной схеме со сборкой и сваркой, выполняемой как на бровке траншеи, так и непосредственно в траншее.

9.1.4 Схемы производства работ рекомендуется принимать из условия, что суммарные расчетные напряжения в стальном газопроводе не будут превышать:

0,9 предела текучести трубной стали при соотношении толщины стенки \delta к диаметру труб, равном 1/30 и более;
0,75 предела текучести при условии 1/30>\delta/D>1/80 ;
0,6 предела текучести при условии \delta/D<1/80 .

9.1.5 При транспортировке труб или трубных секций вдоль трассы расстояние от следа движения трубовоза до бровки траншеи должно быть более 1 м.

9.1.6 Секции труб следует размещать на трассе в «косую» однорядную раскладку — под острым углом к оси трубопровода.

9.1.7 Трубы и секции следует укладывать на расстоянии не менее 1,5 м от бровки траншеи.

9.1.8 Трубы и трубные секции рекомендуется раскладывать на бровке траншеи с использованием подкладок (раскладочных лежек) для обеспечения сохранности тела трубы и изоляционного покрытия. В качестве раскладочных лежек могут быть использованы деревянные брусья с выемкой по форме трубы или валики из грунта. Шаг лежек определяется по правилам строительной механики, при этом напряжения в стальной трубе не должны превышать указанных в 9.1.4.

9.1.9 Сборку и соединение (сварку, пайку) труб (секций) в плети на бровке и одиночных труб в плети на дне траншеи необходимо выполнять с использованием стандартизованных центрирующих устройств и приспособлений или бандажей, обеспечивающих надежную и геометрически правильную фиксацию труб и деталей в заданном положении, как на прямых, так и на криволинейных участках трассы, а также позволяющих равномерно распределить по периметру стыка смещения кромок и зазоры, возникающие из-за погрешностей размеров и формы стыкуемых концов труб и деталей.

9.1.10 Плеть при соединении не должна подвергаться подвижкам, что может быть обеспечено применением инвентарных монтажных опор, фиксирующих ее пространственное положение.

9.1.11 Соединение труб, в том числе стыки захлестов (стыки замыкания) следует выполнять в соответствии с разделом 12.

Температура, при которой осуществляется соединение отдельных участков газопровода и всей сети газораспределения в целом (температура замыкания) определяется проектной (рабочей) документацией и должна быть внесена в строительный паспорт газопровода.

9.1.12 Монтаж участков газопровода упругим изгибом рекомендуется выполнять с установкой направляющих и без применения натяга, нагрева за пределами зоны сварного соединения, изгиба трубы силовым методом и варки присадок.

9.1.13 Радиусы упругого изгиба труб должны приниматься в соответствии с проектной (рабочей) документацией.

9.1.14 При монтаже газопроводов и запорной арматуры должна быть обеспечена соосность монтируемых участков труб и участков труб с арматурой.

9.1.15 Расстояние между соседними сварными соединениями и длину кольцевых вставок при вварке их в трубопровод рекомендуется принимать равным диаметру, но не менее 100 мм.

9.1.16 Стыковка стального и полиэтиленового газопровода осуществляется через неразъемное соединение полиэтилен-сталь. Стыковка стального и медного газопровода осуществляется через фланцевое соединение.

9.1.17 Монтаж запорной арматуры следует проводить с учетом требований безопасности и в соответствии с технической документацией на арматуру (паспорт, эксплуатационная документация).

9.1.18 Строповку запорной арматуры необходимо осуществлять за специально сделанные проушины, рым-болты, элементы конструкции или места крепления, указанные в технической документации на арматуру.

9.1.19 Установка запорной арматуры должна соответствовать руководству по эксплуатации.

9.1.20 Запорная арматура может размещаться в колодце, в траншее (подземно) при бесколодезной установке или на надземном участке газопровода.

9.1.21 Запорную арматуру следует устанавливать с учетом направления потока газа в газопроводе.

9.1.22 Запорная арматура должна быть выставлена в проектное положение без перекосов с обеспечением соосности с газопроводом и при монтаже не должна испытывать нагрузок от газопровода (при изгибе, сжатии, растяжении, кручении, перекосах, вибрации, неравномерности затяжки крепежа и т.д.).

9.1.23 Для устранения нагрузок на запорную арматуру от газопровода должны быть предусмотрены опоры в соответствии с проектной (рабочей) документацией.

9.1.24 Фланцевые и приварные соединения запорной арматуры должны выполняться без натяжения трубопровода.

9.1.25 Для предотвращения заклинивания затвора приварной стальной запорной арматуры при нагревании корпуса во время сварки затвор должен быть полностью открыт. При приварке стальной запорной арматуры без подкладных колец, арматуру по окончании сварки допускается закрыть только после ее внутренней очистки.

9.1.26 При монтаже запорной арматуры на фланцевых соединениях в целях безопасности следует выполнить следующие мероприятия:

гайки болтов расположить с одной стороны фланцевого соединения;
высоту выступающих над гайками концов болтов и шпилек выдержать размером не менее одного шага резьбы (без учета фаски);
гайки соединений с мягкими прокладками затягивать ключом способом крестообразного обхода, а с металлическими прокладками — способом кругового обхода;
болты и шпильки соединений трубопроводов рекомендуется смазать в соответствии с требованиями технической документации;
между фланцами установить прокладки. Размер диаметра отверстия прокладки должен быть не меньше внутреннего диаметра трубы и соответствовать внутреннему диаметру уплотнительной поверхности фланца.

Осуществлять выравнивание перекосов фланцевых соединений натяжением болтов (шпилек), а также применением клиновых прокладок не рекомендуется.

9.1.27 Компенсаторы заводского изготовления рекомендуется устанавливать соосно с газопроводами. Направление стрелки на корпусе компенсатора должно совпадать с направлением движения газа в соответствии с требованиями завода-изготовителя.

9.1.28 При монтаже компенсаторов следует предусматривать меры по исключению скручивающих нагрузок относительно продольной оси и провисания их под действием собственной массы и массы примыкающих газопроводов, сжатию, растяжению, а также обеспечению защиты гибкого элемента от механических повреждений и попадания искр при сварке.

9.1.29 Монтаж защитных футляров и газопроводов на переходах через железные и автомобильные дороги открытым способом следует производить на бровке траншеи.

9.1.30 В процессе монтажа необходимо проводить очистку внутренней поверхности (полости) трубы. В технологическом потоке сварочно-монтажных работ в процессе сборки и сварки отдельных труб (секций) или плетей в нитку очистку осуществлять:

стальных — путем протягивания внутри трубы механического очистного устройства (для труб номинальным диаметром до DN 200 — с помощью штанги (троса), без использования средств механизации, номинальным диаметром DN 200 и более — преимущественно механизированным способом, например трактором, с помощью штанги);
полиэтиленовых — диаметром de 400 и более — с помощью очистных устройств;
полиэтиленовых — диаметром менее de 400 и медных — продувкой воздухом.

После очистки концы труб (секций), плети должны быть закрыты заглушками.

9.2 Изоляционные работы при строительстве газопроводов из стальных труб

9.2.1 Строительство подземных газопроводов следует производить из изолированных в заводских или базовых условиях труб и соединительных деталей.

9.2.2 Газопроводы и защитные футляры из стальных труб для подземных газопроводов следует применять с изоляционным покрытием «усиленного типа» по ГОСТ 9.602. Подземные газопроводы из медных труб должны применяться с антикоррозионным защитным полимерным хлорнесодержащим заводским покрытием или с изоляционным защитным покрытием «весьма усиленного типа» по ГОСТ 9.602 на основе полимерных материалов, нанесенных в базовых или трассовых условиях и в соответствии с проектной (рабочей) документацией.

9.2.3 Нанесение изоляционного покрытия в базовых условиях должно выполняться механизированным способом на основании технологической карты или инструкции, разработанных и согласованных в установленном порядке для каждого типа покрытия.

9.2.4 Очистку и изоляцию зон сварных кольцевых стыков труб с заводским или базовым покрытием рекомендуется выполнять вне траншеи при размещении плетей газопроводов на расстоянии не менее 0,5 м от края траншеи, а сварные стыковые соединения плетей и стыки захлестов — в траншее. Величина зазора между плетью и поверхностью грунта должна обеспечивать технологию выполнения работ по очистке и изоляции, и может быть обеспечена при размещении ее за пределами траншеи за счет применения временных (технологических) опор заданной высоты, в траншее за счет устройства приямков. Размеры приямков должны приниматься в соответствии с проектной (рабочей) документацией и СП 45.13330 (таблица 6.2).

9.2.5 Зона сварных кольцевых соединений труб и участки прилегающего заводского изоляционного покрытия на расстояние не менее 200 мм должны быть очищены. Удаление изоляционного покрытия выполняется без использования средств механизации, с использованием скребков, щеток и т.п.

9.2.6 В зависимости от типа защитного покрытия степень очистки и степень шероховатости наружной поверхности труб должны соответствовать требованиям ГОСТ 9.402.

При наличии на поверхности очищенных труб острых кромок, выступов, заусенцев, брызг металла и шлака, которые могут повредить покрытие, очищаются с помощью шлиф-машинок или напильников.

9.2.7 Степень очистки, осушки и при необходимости нагрева изолируемой наружной поверхности (труб, фасонных частей и т.п.) должна соответствовать требованиям, указанным в технических условиях на изоляционные материалы.

9.2.8 Изоляционное покрытие в трассовых условиях наносится аттестованными специалистами ручным способом на сварные (паяные) стыковые соединения, фасонные части, не имеющие заводского изоляционного покрытия, неразъемные соединения полиэтилен-сталь, места врезок, арматуру подземной установки при отсутствии заводской изоляции, места повреждения заводского или базового изоляционного покрытия. Наносимое, без использования средств механизации, изоляционное покрытие по своим защитным свойствам не должно быть ниже покрытия линейной части газопровода, иметь соответствующую адгезию к покрытию линейной части газопровода, и должны использоваться аналогичные материалы, что и для газопроводов.

9.2.9 Изоляционное покрытие наносится на подготовленную наружную поверхность (зону сварного соединения, соединительную деталь, места повреждения изоляции) и внахлест на существующую изоляцию на расстояние не менее 200 мм.

9.2.10 Технология изоляционных работ в трассовых условиях включает:

подготовку изоляционных материалов;
очистку трубопровода;
сушку или подогрев изолируемой поверхности;
нанесение грунтовки;
нанесение изоляционного покрытия;
нанесение защитного покрытия;
контроль качества покрытий.

Контроль качества покрытий должен проводиться в соответствии с разделом 6.

9.2.11 Изоляционные работы должны осуществляться с учетом требований, приведенных в Правилах [18].

9.3 Укладочные работы

9.3.1 Укладка газопроводов в траншею может осуществляться одиночными трубами (секциями), плетями, длинномерными полиэтиленовыми трубами (диаметром менее 200 мм) с бухт или катушек методом разматывания, и производится в зависимости от их диаметра и толщины стенки с помощью самоходных грузоподъемных средств (трубоукладчиков, автокранов и т.п.) или с использованием ручной такелажной оснастки (ремней, лебедок, полиспастов и т.п.). Укладка должна выполняться в соответствии с профилем траншеи и с учетом продольной жесткости газопровода. Трубы должны плотно прилегать к дну траншеи, что должно обеспечиваться за счет подработки дна траншеи, которая выполняется без использования средств механизации или подбивки грунта под газопровод.

9.3.2 Укладку газопровода допускается вести без использования средств механизации, отдельными трубами (секциями) или плетями по следующей схеме — сваренный и полностью изолированный газопровод, включая стыки, следует приподнять над строительной полосой на высоту не более 0,5 — 0,7 м в зависимости от диаметра трубы с помощью трубоукладчиков, сместить в сторону траншеи и опустить в проектное положение. При этом работы должны вестись непрерывным способом.

9.3.3 Трубоукладчики и краны, с помощью которых производится укладка плетей и труб в траншеи, следует располагать от бровки траншеи на расстоянии, исключающем ее обрушение. Минимальные расстояния от подошвы откоса траншеи до ближайшей опоры подъемного крана в зависимости от вида грунта приведены в таблице 1.

Таблица 1

Глубина выемки, м	Наименьшее расстояние от подошвы откоса до ближайшей опоры подъемного крана, м
	грунт не насыпной
	песчаный и гравийный	супесчаный	суглинистый	глинистый
1	2	3	4	5
1	1,5	1,25	1	1
2	3	2,4	2	1,5
3	4	3,6	3,25	1,75
4	5	4,4	4	3
5	6	5,3	4,75	3,5

9.3.4 В качестве грузозахватных приспособлений могут использоваться мягкие монтажные полотенца или специальные эластичные стропы. Применение открытых стальных канатов, монтажных «удавок» и других приспособлений, не имеющих мягких контактных поверхностей, не допускается.

9.3.5 Расстроповку элементов (плетей) газопровода, соединяемых электросваркой и воспринимающих монтажную нагрузку, следует выполнять после сварки проектными швами.

9.3.6 После укладки элементов газопровода на бровку траншеи необходимо закрепить их во избежание их самопроизвольного перемещения. Крепления следует производить с помощью заранее подготовленных устройств.

9.3.7 Снятие строповочных устройств следует осуществлять только после того, как трубы газопровода будут плотно уложены на подготовленное основание траншеи.

9.3.8 Укладка газопровода в траншею должна осуществляться в соответствии со Сводом правил [19].

9.3.9 Укладка газопровода в траншею должна обеспечивать:

исключение соприкосновения плетей с бровкой или стенками траншеи в процессе опускания;
сохранность стенок самого газопровода (отсутствие на нем вмятин, гофр, изломов и других повреждений);
сохранность изоляционного покрытия;
полное прилегание газопровода ко дну траншеи по всей его длине;
заданные проектом расстояния между осями смежных газопроводов при укладке в одну траншею нескольких газопроводов. С этой целью рекомендуется использовать дистанционные прокладки (проставки).

При одновременном строительстве многониточных газопроводов в раздельных траншеях укладку начинают с левого крайнего (по ходу движения линейных строительных потоков) газопровода, для исключения устройства проездов для строительной техники над уже проложенными газопроводами.

9.3.10 Укладку медных газопроводов рекомендуется выполнять отдельными трубами без использования средств механизации с применением текстильных строп, канатов, брезентовых полотенец и т.п., исключающих повреждение трубы и изоляционного покрытия.

9.3.11 По окончании устройства траншеи и перед укладочными работами в случаях, предусмотренных проектной (рабочей) документацией, следует выполнить подсыпку в соответствии со Сводом правил [20, пункт 4.16], при этом подсыпка производится бульдозером, а выравнивание — с выполнением геодезического контроля без использования средств механизации.

9.3.12 Предупредительную полиэтиленовую сигнальную ленту желтого цвета следует укладывать на присыпанный медный или стальной газопровод на высоту, указанную в проектной (рабочей) документации. Вдоль присыпанного полиэтиленового газопровода уложить изолированный алюминиевый или медный провод в соответствии с проектной (рабочей) документации.

9.3.13 Укладка в траншею газопроводов из полиэтиленовых труб должна производиться:

не ранее чем через 30 мин после сварки последнего стыка для частичной релаксации усадочных напряжений в зоне сварного соединения;
с учетом коэффициента линейного расширения, при температуре наружного воздуха не ниже минус 20 °C и не выше 30 °C.

Трубы из бухт для исключения излома следует разматывать при температуре наружного воздуха не ниже 5 °C.

Полиэтиленовые газопроводы в летний период следует укладывать змейкой, если это указано в проектной (рабочей) документации.

Газопроводы наружным диаметром до dn 160 включительно могут укладываться в траншею с помощью текстильных строп, канатов, брезентовых полотенец и т.п.

9.3.14 Укладку полиэтиленовых газопроводов наружным диаметром dn 160 и более рекомендуется выполнять с помощью трубоукладчиков. Расстояние между трубоукладчиками должно определяться разделом ПОС и уточняться ППР.

9.3.15 Укладку полиэтиленовых труб из бухт (катушек) рекомендуется производить в заранее подготовленную траншею или методом бестраншейного заглубления с помощью ножевого трубозаглубителя:

способом разматывания трубы с неподвижной бухты и ее укладки в траншею протаскиванием;
способом разматывания трубы с подвижной бухты и ее укладки в траншею путем боковой надвижки.

9.3.16 Укладку полиэтиленовых труб по непрерывной схеме монтажа следует осуществлять при наличии возможности осевого перемещения сваренных секций труб по трассе без риска их повреждения. При данном способе укладки труб сварочная машина должна быть дополнительно оснащена роликовыми опорами, по которым будут перемещаться трубы.

9.3.17 Полиэтиленовые трубы с защитным покрытием, при открытом способе прокладываются без устройства песчаного основания по спланированному дну траншеи, а также при прокладке закрытыми способами горизонтально направленным бурением (наклонно направленным бурением).

9.3.18 Расстояния между трубоукладчиками в колонне, выполняющими работы по укладке стального газопровода рекомендуется принимать по правилам строительной механики, при этом напряжения в газопроводе не должны превышать указанные в 9.1.4. Длину консоли для разгрузки газопровода рекомендуется принимать 0,354L.

9.3.19 После опускания газопровода в траншею монтажные (замыкающие) стыки плетей или секций сваривают в приямках неповоротно. Эти операции следует выполнять в наиболее прохладное время суток.

9.3.20 После укладки газопровода на дно траншеи и сварки монтажных стыков производят геодезическую проверку отметок укладки, просветы под трубой подбивают грунтом и трубы присыпают сверху грунтом слоем в 200 мм, оставляя свободными сварные стыки.

9.3.21 Укладку защитного футляра и газопровода в футляре следует производить:

отдельно с последующим протаскиванием газопровода в футляре;
совместно футляра с уложенным в него газопроводом.

9.3.22 Защитные футляры на пересечении с автодорогами III и IV категории шириной более 6 м без перекрытия движения транспорта следует прокладывать в два этапа с разделением автодороги на две зоны и поочередного перекрытия движения транспорта по каждой зоне. В этих случаях защитный футляр монтируют из двух секций. Обе секции защитного футляра перед укладкой должны быть тщательно подогнаны.

9.3.23 Участок газопровода, прокладываемый внутри футляра, должен иметь минимальное количество сварных швов.

Перед укладкой газопровода в футляр на газопровод устанавливаются опоры, и газопровод протягивается в футляр. Шаг и конструкция опор должны приниматься в соответствии с проектной (рабочей) документацией.

Концы футляра должны быть герметично закрыты. При выполнении герметизации футляра работы должны проводиться при температурах, приведенных в стандартах или технических условиях на соответствующие герметизирующие материалы.

9.3.24 При установке футляров на выходе газопровода из земли следует обеспечить центрацию футляра с помощью лазерного прибора по ГОСТ Р 53340, отвеса по отношению к газопроводу и устойчивое основание под ним. Футляр следует устанавливать на изолированный газопровод. Заделка концов футляра аналогична заделке футляров на горизонтальном газопроводе. Грунт засыпки выхода газопровода из земли должен быть тщательно уплотнен с устройством отмостки, позволяющей отводить поверхностные воды от конструкции.

9.4 Особенности проведения изоляционных и укладочных работ в зимних условиях

9.4.1 Проведение работ по изоляции ручным способом в трассовых условиях во время дождя, тумана, снегопада и сильного ветра допускается только при условии защиты изолируемой поверхности. При температуре воздуха ниже минус 25 °C проведение изоляционных работ разрешается только в специальном укрытии.

9.4.2 Укладка в траншею газопроводов из полиэтиленовых труб должна производиться при температуре наружного воздуха не ниже минус 20 °C. При температуре наружного воздуха ниже минус 20 °C требуется подогрев труб воздухом, температура которого не должна превышать 60 °C.

9.4.3 В зимнее время газопроводы должны быть уложены немедленно после подчистки дна траншей и засыпаны талым грунтом на высоту не менее 0,3 м над газопроводом.

9.5 Контроль выполнения укладочных и изоляционных работ

9.5.1 При производстве укладочных и изоляционных работ при проведении операционного контроля следует выполнять проверку:

чистоты внутренней полости трубы после сварки в секции и плети;
укладки газопровода, кривых вставок, футляров открытым способом;
изоляционного покрытия трубопроводов при его наличии;
установки опор на газопроводе, прокладываемом в футляре, заделку концов футляра;
установки опор (фундаментов) под арматуру, установки арматуры в подземном исполнении;
толщины присыпки газопровода в соответствии с 8.6;
укладки сигнальной ленты и/или изолированного медного или алюминиевого провода;
установки контрольных трубок на концах футляров.

9.5.2 Проверку чистоты внутренней полости трубы газопровода следует выполнять в процессе проведения продувки газопровода воздухом (промывки водой) или очистки трубы специальными поршнями.

9.5.2.1 Очистка полости трубы считается выполненной при условии, что очистное устройство (поршень) в конце очищаемого участка не имеет повреждений, а в результате продувки (промывки) воздух (вода) выходят без включения грунта, окалины и других посторонних предметов.

9.5.2.2 Контроль за выполнением операции по очистке полости трубы выполняется визуально.

9.5.3 Для проверки правильности укладки газопровода, кривых вставок и футляров в траншею необходимо проверить плотность прилегания газопровода, кривых вставок, футляров к основанию траншеи, отметки низа трубы (футляра) и расстояния от стенки траншеи до газопровода или футляра в свету.

9.5.3.1 Газопровод и футляр должны плотно прилегать к основанию траншеи, а расстояние от стенок газопровода или футляра до стенки траншеи должно соответствовать указанному в проектной (рабочей) документации. Допускается увеличение расстояний от стенки газопровода или футляра до стенки траншеи не более чем на 200 мм от проектных.

9.5.3.2 Контроль плотности прилегания газопровода или футляра к основанию траншеи производится визуально, контроль отметки низа трубы (футляра) производится нивелиром по ГОСТ 10528 на соответствие проектным отметкам. Контроль расстояний от стенок газопровода или футляра до стенки траншеи осуществляется с помощью линейки по ГОСТ 427 или рулетки по ГОСТ 7502.

9.5.4 Проверка соответствия нанесения изоляционного покрытия на газопровод проводится на 10% сварных соединений, изолированных вручную и на участках труб с поврежденной заводской изоляцией. Проверку выполняют сличением проводимых замеров толщины покрытия, диэлектрической сплошности, адгезии к стали, ударной прочности покрытия с данными, указанными в Технических условиях на изоляционное покрытие, предусмотренное проектной (рабочей) документацией, и ГОСТ 9.602.

9.5.4.1 При контроле изоляционного покрытия должна выполняться проверка внешним осмотром изолируемой поверхности в процессе послойного нанесения. Толщина покрытия, диэлектрическая сплошность, адгезия покрытия к стали, ударная прочность покрытия должны соответствовать указанной в Технических условиях на изоляционное покрытие и ГОСТ 9.602.

9.5.4.2 Контроль толщины покрытия производится методом неразрушающего контроля с применением толщиномера ультразвукового по ГОСТ Р 55614, адгезию к стали контролируют адгезиметром, сплошность покрытия — приборным методом неразрушающего контроля (искровым дефектоскопом), ударную прочность — с помощью ударного приспособления в соответствии с ГОСТ Р 51164.

9.5.5 Проверку соответствия расстановки диэлектрических опор на газопроводе, прокладываемом в футляре, и заделки концов футляра следует выполнять сличением расстояний между опорами с расстояниями, указанными в проектной (рабочей) документации.

9.5.5.1 Расстояние между опорами должно соответствовать проектному. Допускается изменение расстояний между опорами +/- 10%.

9.5.5.2 Контроль правильности заделки концов футляра производится визуально, расстояние между опорами проверяют с помощью линейки по ГОСТ 427 или рулетки по ГОСТ 7502.

9.5.6 Проверку правильности установки опор (фундаментов) под арматуру и установки арматуры в подземном исполнении выполняют сличением отметок основания фундаментов и отметок днища арматуры с проектными отметками.

9.5.6.1 Отметки основания фундаментов и арматуры должны соответствовать проектным отметкам дна траншеи.

9.5.6.2 Контроль отметок дна траншеи на соответствие указанным в проектной (рабочей) документации производится с помощью нивелира по ГОСТ 10528.

9.5.7 Проверку правильности укладки сигнальной ленты или изолированного медного или алюминиевого провода выполняют сличением с техническими решениями, приведенными в проектной (рабочей) документации.

9.5.7.1 Сигнальная лента должна быть уложена на 0,2 м от верха присыпанного грунтом газопровода. Изолированный медный или алюминиевый провод должен быть уложен вдоль присыпанного газопровода на расстоянии 0,2 — 0,3 м.

9.5.7.2 Контроль правильности укладки сигнальной ленты производится визуально. Контроль правильности укладки изолированного медного или алюминиевого провода выполняют визуально и с помощью рулетки по ГОСТ 7502. Целостность провода-спутника проверяется лабораторией с помощью трассоискателя, АНТПИ или других приборов.

9.5.8 Проверку правильности размещения контрольных трубок на концах футляров следует выполнять сличением их с местами установки, предусмотренными проектной документацией.

9.5.8.1 Размещение контрольной трубки на футляре должно быть проверено с помощью замеров на соответствие ее местоположения проектной (рабочей) документации.

9.5.8.2 Контроль за правильностью размещения контрольной трубки от конца футляра предусматривается с помощью рулетки по ГОСТ 7502, контроль вертикальности установки контрольной трубки предусматривается с помощью уровня по ГОСТ 9416.

9.5.9 Выявленные в процессе контроля отклонения от проектной (рабочей) документации и требований нормативных документов в области стандартизации и технического регулирования или технологических инструкций должны быть исправлены до начала производства последующих работ.

9.5.10 По результатам операционного контроля должны составляться акты освидетельствования скрытых работ по форме, приведенной в Руководящем документе [21, приложение 3].

10 Закрытые способы прокладки газопроводов

10.1 Общие требования

10.1.1 Закрытые (бестраншейные) способы прокладки газопроводов применяются при строительстве переходов через естественные и искусственные преграды (водные преграды, овраги, железнодорожные и трамвайные пути, автомобильные дороги, магистральные улицы поселений и т.п.).

10.1.2 В качестве бестраншейных способов прокладки используются: прокол, продавливание, горизонтальное направленное бурение и микротоннелирование.

10.1.3 Прокладку газопровода методом горизонтального направленного бурения, в том числе в зимних условиях, а также контроль качества работ следует выполнять в соответствии с СТО НОСТРОЙ 2.27.17.

10.1.4 Прокладку газопровода методом микротоннелирования, в том числе в зимних условиях, а также контроль качества работ следует выполнять в соответствии с СТО НОСТРОЙ 2.27.124.

10.1.5 Выбор того или иного способа прокладки выполняется при разработке проектной документации и зависит от конкретных условий строительства.

10.1.6 Очередность и способы производства работ по бестраншейной прокладке должны быть увязаны со строительством всей трассы газопровода и опережать прокладку газопровода открытым способом.

10.1.7 Работы по бестраншейной прокладке должны производиться в соответствии с ППР, разработанным на основе раздела ПОС, входящего в состав проектной документации.

Проект производства работ на бестраншейную прокладку наряду с требованиями, изложенными в разделе 5, должен содержать:

план прокладки с расположением и привязкой всех размеров рабочего и приемного котлованов и расстояния между ними;
продольный и поперечный профиль прокладки с нанесением всех насыпей, выемок, водоотводов, лесопосадок, сетей инженерно-технического обеспечения, высотных отметок рабочего и приемного котлованов, рабочей трубы и футляра;
данные по:

а) основным инженерно-геологическим и гидрологическим характеристикам грунтов;

б) конструкции, креплению, обустройству котлованов и упорной стенки;

в) обеспечению работ системами электроснабжения;

г) оборудованию, используемому при производстве работ;

схемы производства работ с указанием мероприятий по обеспечению безопасности движения транспорта и производства работ;
график выполнения работ (для переходов под железными дорогами).

10.1.8 Работы по бестраншейной прокладке газопровода по аналогии со Сводом правил [22] разделяют на два этапа:

подготовка участка и земляные работы;
прокладка футляра;
протаскивание газопровода в защитный футляр.

10.1.9 Подготовка участка выполняется согласно разделу 6, земляные работы по разработке рабочего и приемного котлованов согласно разделу 8.

10.1.10 Второй этап включает:

монтаж упорной стенки котлована для восприятия опорных реакций усилий при продвижении защитного футляра в грунте. Конструкция упорных стенок разрабатывается в разделе ПОС проектной документации в зависимости от конкретных условий строительства;
сварку защитного футляра, или подготовку элементов сборного защитного футляра к монтажу с постепенным наращиванием в процессе прокладки;
монтаж буровой установки или оборудования для прокола, продавливания защитного футляра;
прокладка защитного футляра под пересекаемой преградой.

10.2 Производство работ при прокладке защитного футляра методом прокола

10.2.1 Прокол (бестраншейная прокладка без извлечения грунта) может выполняться:

путем статического внедрения в грунт гидравлическими домкратами, полиспастными системами и др.;
с применением ударных устройств — пневмопробойников и др.

10.2.2 При небольшой длине прокола с помощью домкратов прокалывание выполняется открытым концом футляра. После окончания прокола конец футляра с образовавшейся грунтовой пробкой отрезают со стороны приемного котлована.

В остальных случаях для снижения усилий, необходимых для продвижения трубы в грунте, на переднем конце трубы устанавливается наконечник.

10.2.3 Для обеспечения необходимого направления прокладываемого футляра применяют вертикальные и горизонтальные направляющие, изготавливаемые из деревянных брусьев шпал и рельсов или профилированного проката, которые укладываются на дно котлована. Длина направляющих рам должна быть на 1 — 1,5 м меньше длины звеньев прокладываемого футляра.

10.2.4 Защитный футляр в котлован с незакрепленными стенками опускают с помощью кранов-трубоукладчиков. В котлован с укрепленными стенками футляр укладывают путем проталкивания кранами-трубоукладчиками вдоль котлована под нижними распорками. Футляр устанавливается на горизонтальную направленную раму.

10.2.5 При монтаже направляющих конструкций в рабочем котловане особое внимание следует обращать на правильное их размещение в горизонтальной и вертикальной плоскостях для обеспечения сохранения заданного направления прокладки и минимального отклонения фактического положения оси защитного футляра от проектного.

10.2.6 Прокол с помощью пневмопробойника может выполняться:

забивкой футляра в лидирующую скважину;
забивкой футляра в грунт.

10.2.7 Образование скважин происходит за счет приложения ударной нагрузки ударником на передний торец корпуса пневмопробойника.

10.2.8 Для проходки скважин пневмопробойник запускается из входного приямка на направление приемного приямка. При движении пневмопробойник своим коническим передним концом уплотняет грунт, раздвигая его в сторону и образуя скважину. Футляр забивается в лидирующую скважину.

10.2.9 При использовании лидирующей скважины, диаметр которой меньше диаметра футляра, передний конец футляра закрывается оголовком.

10.2.10 При варианте забивки футляра в грунт пневмопробойник используется как ударный узел, который присоединяется к заднему концу прокладывающего футляра и забивает его в грунт. При этом передний конец футляра закрывается конусным наконечником.

10.2.11 Перед забивкой в грунт футляр должен быть установлен на надежное основание (направляющий нивелир, прокладки и т.п.) и тщательно выверен в проектном направлении.

10.2.12 В случае появления деформации грунта в зоне прокола, продавливания, для предотвращения значительного возрастания усилий при выполнении этих работ рекомендуется работы вести круглосуточно, в три смены.

10.2.13 Во время работы насоса высокого давления необходимо систематически следить за показаниями манометра, чтобы давление в системе не превышало допустимого. Работу следует начинать при малой подаче масла в домкраты, с постепенным ее увеличением до необходимой.

10.2.14 Ручная разработка грунта и производство других видов работ, связанных с необходимостью нахождения людей в продавливаемом трубопроводе допускается, если диаметр трубопровода не менее 800 мм при длине до 18 м; не менее 1000 мм при длине до 30 м и не менее 1200 мм при длине до 60 м.

10.2.15 Разработка грунта без использования средств механизации и производство других видов работ в продавливаемом трубопроводе на длине не более 60 м разрешается при условии, что диаметр продавливаемого трубопровода 1400 мм и выше. В трубопроводе должно одновременно находиться не менее 2-х человек.

10.2.16 Трубопроводы длиной более 10 м необходимо обеспечивать принудительной вентиляцией. Запрещается вентилировать глухие забои трубопроводов струей сжатого воздуха без применения эжекторов. Забор подаваемого в трубопровод воздуха должен производиться в местах, не загрязненных пылью, дымом, газами. Воздуховод должен быть подвешен в верхней части продавливаемой трубы. На конце трубопровода должен быть установлен запорный кран, позволяющий рабочему регулировать количество поступающего воздуха; при этом кран должен иметь стопор (ограничитель), не допускающий полного его закрытия. Вентиляционную установку следует включать за 15 — 20 мин до начала работы.

10.2.17 Длительность непрерывного пребывания рабочих внутри трубопровода не должна превышать одного часа, интервалы между рабочими циклами — 30 минут.

10.2.18 Между рабочими, занятыми внутри трубопровода и находящимися вне забоя должна быть обеспечена надежная связь.

10.2.19 Для освещения рабочих мест в стесненных условиях должно применяться напряжение не выше 12 В. Лампа освещения должна быть ограждена металлической сеткой.

10.2.20 При производстве работ по прокладке газопровода методом горизонтального направленного бурения следует руководствоваться требованиями СТО НОСТРОЙ 2.27.17 (раздел 12).

10.3 Производство работ при прокладке защитного футляра методом продавливания

10.3.1 При этом методе защитный футляр вдавливается в грунт открытым концом, снабженным кольцевым ножом с наружным или внутренним скосами. Грунт, поступающий в полость футляра, разрабатывают ручным или механическим способами.

Образующаяся внутри футляра пробка из грунта разрабатывается ручным способом (при диаметре футляра свыше DN 800) и удаляется специальной тележкой (или совком), передвигающейся в футляре с помощью лебедки.

При механизированном способе внутри футляра передвигается ковш по однорельсовому пути.

10.3.2 Сооружение переходов методом продавливания диаметром футляра до 800 мм разрешается только при условии механизированной разработки грунта.

10.3.3 При производстве работ методом прокола и продавливания применяются:

пневмопробойники СО-134, СО-166, в которых используется пневмоударный метод прокладки;
комплекты проходческие КП-531, КП-1021, КП-1721, в которых используется гидроударный метод прокладки;
проходческие установки ПУ-2, ПУ-3, У-12/60, в которых используется статическое усилие домкрата.

10.4 Обустройство рабочего и приемного котлованов

10.4.1 Размеры рабочего котлована определяются в проектной (рабочей) документации и уточняются в ППР в зависимости от конкретных условий строительства.

10.4.2 Отметка дна котлована определяется в зависимости от проектной глубины заложения и принимается на 0,4 м ниже низа прокладываемого футляра.

10.4.3 В зависимости от глубины котлованов, физико-механических характеристик грунта, при необходимости, предусматривается крепление котлованов, для чего используются деревянное или металлическое шпунтовое ограждение. Деревянное шпунтовое ограждение рекомендуется применять при отсутствии в грунтах включений в виде комьев, корней деревьев и т.п. Рекомендуемая глубина забивки в грунт деревянного шпунтового ограждения не должно превышать 4 м. Ограждение должно обеспечивать плотное, без щелей, сопряжение шпунтов между собой на всю высоту. Ограждения из стального шпунта рекомендуется применять при глубине забивки более 4 м, а также при плотных и прочих грунтах.

10.4.4 Глубина забивки грунта ниже дна котлована в глинистых, в крупных и гравелистых песках должна быть не менее 2 м.

10.4.5 Шпунтовые ограждения должны быть раскреплены путем постановки горизонтальных поясов-обвязок по контуру котлована и системы поперечных, продольных и угловых распорок. Конструкция крепления должна быть увязана с принятым методом разработки грунта.

10.5 Прокладка газопровода в защитный футляр

10.5.1 Прокладка газопровода в защитный футляр осуществляется путем протаскивания его с помощью кранов-трубоукладчиков и трактора-тягача или другими механизмами и приспособлениями, предусмотренными разделом ПОС или ППР.

10.5.2 Сварные стыки плети газопровода перед протаскиванием подвергаются физическим методам контроля (радиографическим по ГОСТ 7512, ультразвуковым по ГОСТ Р 55724) и изолируются. Объем контроля приведен в приложении Б.

10.5.3 На газопровод, расположенный в пределах футляра, монтируются опоры, которые обеспечивают проектное положение газопровода относительно футляра и создание электрической изоляции для стального газопровода, от блуждающих токов и токов наведения между стальным футляром и газопроводом.

10.5.4 Протаскивание газопровода в защитный футляр осуществляется в следующем порядке:

газопровод на монтажных полотенцах поднимается кранами-трубоукладчиками и перемещается в створ траншеи;
к газопроводу присоединяется канат, который другим концом через защитный футляр прикрепляется к трактору-тягачу;
головная часть плети газопровода вводится в защитный футляр, и вся плеть газопровода приводится в соосное с футляром положение;
продольным перемещением кранов-трубоукладчиков и трактором-тягачом газопровод протаскивается в защитный футляр до выхода головной части газопровода из футляра.

10.5.5 При протаскивании газопровода в футляр не допускаются повреждения изоляции.

10.5.6 Работы по протаскиванию рекомендуется производить в холодное время дня (утром).

10.6 Контроль выполнения работ при закрытых способах прокладки газопровода

10.6.1 При закрытых способах прокладки газопроводов при проведении операционного контроля следует выполнять проверку правильности:

закрепления оси перехода газопровода;
размеров рабочего и приемного котлованов;
крутизны откосов котлованов или их креплений, основания котлованов, упорных и опорных стенок;
прокладки футляра;
конструкции и расстановки диэлектрических опор на газопроводе;
заделки концов футляра.

10.6.2 Для проверки правильности закрепления оси перехода газопровода необходимо проверить наличие плановых (осевых) знаков, определяющих ось трассы газопровода.

10.6.2.1 Ось перехода должна быть закреплена при выполнении разбивочных работ и соответствовать проектной (рабочей) документации.

10.6.2.2 Контроль правильности закрепления оси перехода газопровода производится при выполнении разбивочных работ путем измерений с помощью лазерных приборов по ГОСТ Р 53340.

10.6.3 Для проверки правильности размеров рабочего и приемного котлованов необходимо проверить их габариты с помощью измерительных приборов.

10.6.3.1 Ширина, длина и глубина рабочего и приемного котлованов должна быть не менее указанной в проектной (рабочей) документации. Допустимые отклонения по вертикали должны быть не более 1% глубины заложения, по горизонтали — не более 5%.

10.6.3.2 Контроль правильности длины и ширины рабочего и приемного котлованов производится с помощью рулетки по ГОСТ 7502 или лазерного прибора по ГОСТ Р 53340, глубины с помощью нивелира по ГОСТ 10528.

10.6.4 Проверку соответствия крутизны откосов котлованов или их креплений, основания котлованов, упорных и опорных стенок следует выполнять сличением отметок дна и верха котлована и заложения откосов с принятыми в проектной (рабочей) документации и ППР.

10.6.4.1 Крутизна откосов котлованов проверяется по замерам глубины котлованов и заложения откосов и должно проводиться проведением их измерений.

10.6.4.2 Контроль правильности глубины и заложения откосов производится с помощью геодезических приборов по ГОСТ Р 53340, наличия креплений, упорных и опорных стенок — визуально.

10.6.5 Проверку правильности прокладки футляра закрытым способом следует выполнять сличением отметок верха футляра или оси футляра на входе и выходе из земли предусмотренным в проектной (рабочей) документации.

10.6.5.1 Отметки верха футляра и оси футляра проверяются с помощью измерений на соответствие проектной (рабочей) документации. Отклонение оси футляра от проектного положения допускается в пределах, установленных в инструкции по эксплуатации на оборудование, применяемое для закрытого способа прокладки.

10.6.5.2 Контроль правильности прокладки футляра (отметки верха футляра) производится с помощью геодезических приборов по ГОСТ Р 53340.

10.6.6 Проверку правильности расстановки диэлектрических опор на газопроводе и их конструкцию следует выполнять сличением с проектной (рабочей) документацией и выполнять согласно 9.5.

10.6.7 Проверку заделки концов футляра следует выполнять в соответствии с 9.5.

10.6.8 Выявленные в процессе контроля отклонения от проектной (рабочей) документации и требований нормативных документов в области стандартизации и технического регулирования или технологических инструкций должны быть исправлены до начала производства последующих работ.

10.6.9 По результатам операционного контроля должны составляться акты освидетельствования скрытых работ по форме, приведенной в Руководящем документе [21, приложение 3].

11 Сооружения на газопроводах

11.1 Общие требования

11.1.1 На сетях газораспределения монтируются следующие сооружения:

колодцы;
коверы;
конденсатосборники;
контрольные трубки;
опознавательные знаки.

11.1.2 Монтаж бетонных и железобетонных конструкций следует выполнять в соответствии с СТО НОСТРОЙ 2.6.54.

11.1.3 При разработке грунта под сооружения газопроводов необходимо руководствоваться требованиями раздела 8 настоящего стандарта и следующими положениями:

естественная структура грунта в основаниях при разработке котлована не должна быть нарушена;
отметка экскавации грунта должна быть на 15 — 20 см выше отметки заложения подготовки фундамента сооружения. Окончательную зачистку котлована выполняют без применения средств механизации.

11.2 Монтаж колодцев

11.2.1 Колодцы на сетях газораспределения могут быть следующих видов:

сборные бетонные из бетонных блоков;
сборные из железобетонных колец;
полимеропесчаные.

11.2.2 Монтаж колодцев из сборных бетонных и железобетонных конструкций

11.2.2.1 До начала монтажа фундаментных блоков необходимо подготовить основание котлована. Для этого на дно котлована укладывают деревянную раму из брусков сечением 10 — 15 см. Размеры сторон рамы должны превышать соответствующие размеры днища колодца на 20 см. Раму следует уложить на грунт и выровнять по нивелиру или гидравлическому уровню так, чтобы верх ее соответствовал положению подошвы днища колодца. При устройстве монолитного железобетонного днища колодца, внутри рамы следует произвести подготовку, предусмотренную проектной (рабочей) документацией, и одновременно при бетонировании днища установить сетку из арматурной стали по ГОСТ 34028 с соблюдением защитного слоя бетона, предусмотренного проектной (рабочей) документацией. Способ приготовления и доставки бетона определяется в ППР. При устройстве сборного основания днища колодца в раме необходимо устроить песчаную подготовку, на которую укладывают железобетонные плиты основания колодцев.

11.2.2.2 После монтажа каждого ряда блоков по их верху укладывается цементный раствор толщиной, предусмотренной проектной (рабочей) документацией, на который укладывается очередной ряд фундаментных блоков непосредственно перед их установкой. По осям следует проверить правильность укладки предыдущего блока, а при подаче крановщиком очередного блока необходимо развернуть его в требуемое положение. Средняя толщина швов допускается 15 мм.

11.2.2.3 После установки блока на место при помощи уровня проверяется его горизонтальность и положение блока относительно осей и не допускается их отклонение. В случае неправильного положения блока его необходимо приподнять и вновь установить с нужным смещением. Выступающий из-под блоков цементный раствор удаляется, а шов тщательно затирается снаружи и изнутри колодца. После этого заливают раствором вертикальные швы между блоками. Во избежание вытекания раствора вертикальные швы предварительно затирают цементным раствором. Аналогично выполняется монтаж железобетонных колец, при устройстве круглых сборных железобетонных колодцев.

11.2.2.4 В процессе монтажа стен колодца необходимо установить футляры, предусмотренные для пропуска газопроводов, зазоры заделываются бетонным раствором.

11.2.2.5 По верхнему ряду бетонных блоков (верхнему кольцу) должна устраиваться подготовка из цементного раствора, на которую монтируется сборное железобетонное перекрытие колодца.

11.2.2.6 На перекрытие колодца устанавливается горловина колодца, из сборных железобетонных колец, монтируемых аналогично стенам колодца.

11.2.2.7 Установка люка должна производиться в строгом соответствии с проектными отметками.

11.2.2.8 Для гидроизоляции стенок колодцев применяют оклеечную и (или) обмазочную гидроизоляцию. Оклеечная гидроизоляция применяется способом наклеивания рулонного материала (гидроизол, металлоизол и т.д.). Обмазочная гидроизоляция наносится горячими мастиками на черных вяжущих (битум, каменноугольный деготь) с наполнителем (асбест, молотый известняк и др.) в 2 — 3 слоя. Наружные поверхности стен колодцев до нанесения изоляции должны быть подготовлены: устранены острые углы, заделаны стыки, швы, выбоины.

11.2.2.9 При обратной засыпке пазух котлована следует соблюдать осторожность с целью предотвращения повреждения изоляции.

11.2.2.10 Дорожная одежда при размещении колодца на проезжей части автодороги должна быть восстановлена. При размещении колодца вне проезжей части дорог следует устраивать отмостку.

11.2.3 Монтаж полимерно-песчаных колодцев

11.2.3.1 Монтаж полимерно-песчаных колодцев ведется с применением средств малой механизации и без применения грузоподъемной техники.

11.2.3.2 Монтаж производится по 11.2.2.

11.3 Монтаж конденсатосборника

11.3.1 Монтаж конденсатосборника должен вестись одновременно с линейной частью газопровода. В месте установки конденсатосборника основание траншеи должно быть уплотнено тяжелыми трамбовками в соответствии с разделом 8. Конденсатосборник устанавливается соосно с газопроводом. Вертикальность конденсатоотводящей трубки должна контролироваться при помощи пузырькового уровня или лазерного построителя плоскостей по ГОСТ Р 53340.

11.3.2 Засыпку конденсатосборников следует производить без использования средств механизации с послойным уплотнением до отметок установки опорных железобетонных колец коверов.

11.3.3 Монтаж ковера для защиты от механических повреждений и атмосферных осадков, трубки отвода конденсата из конденсатосборника приведен в 11.4.

Примечание - Коверы на подземных газопроводах природного газа применяются для защиты от механических повреждений и атмосферных осадков, выводимых на поверхность земли контрольных трубок, трубок отвода конденсата из конденсатосборников и контактов для замера потенциалов земля-газопровод.

11.4 Монтаж ковера

11.4.1 Грунт над техническим устройством, вывод которого защищается ковером, уплотняется до отметок, предусмотренных в проектной (рабочей) документации. По уплотненному грунту устраивается щебеночная подготовка, на которую устанавливается опорное железобетонное кольцо, предусмотренное проектной (рабочей) документацией.

11.4.2 После выверки положения опорного железобетонного кольца на него устанавливается ковер.

11.5 Монтаж контрольной трубки

11.5.1 Монтаж контрольной трубки на стальном футляре газопровода производится до протяжки газопровода в футляре, в процессе монтажа самого футляра.

11.5.2 Вырезку отверстия под установку контрольной трубки следует вести режущим инструментом (фрезами), вырезка отверстия газовым резаком не допускается, для предотвращения образования наплывов метала на внутренней поверхности футляра.

11.5.3 Приварка контрольной трубки к футляру ведется по технологии сварки, применяемой для сварки труб газопровода. Сварное соединение подвергается ВИК.

11.5.4 Контрольная трубка на стальном футляре и место ее врезки в футляр изолируются аналогично основному газопроводу.

11.5.5 При монтаже контрольной трубки на полиэтиленовом футляре при помощи деталей с закладными нагревательными элементами следует руководствоваться требованиями, приведенными в 12.3.

11.5.6 Обратная засыпка места установки контрольной трубки должна выполняться без использования средств механизации, в процессе засыпки необходимо контролировать вертикальность контрольной трубки. В процессе засыпки необходимо избегать повреждения изоляции контрольной трубки.

11.5.7 Верх контрольной трубки обустраивается по 11.4.

11.6 Монтаж опознавательных знаков

11.6.1 Места установки опознавательных знаков по трассе подземного газопровода определяются проектной документацией.

11.6.2 Опознавательные знаки устанавливаются в пробуренные в грунте отверстия. Строительные машины и механизмы, применяемые для бурения, определяются в ППР.

11.6.3 Пробуренные до проектных отметок скважины заполняются бетоном, после чего устанавливается опознавательный знак, при этом защитный слой бетона должен быть не менее 10 см.

11.7 Особенности производства работ в зимних условиях

11.7.1 При монтаже сооружений на газопроводе следует выполнять следующие рекомендации:

бетонные блоки и железобетонные изделия перед монтажом должны быть очищены от снега, ледяных корок. Очистка должна проводиться механическим способом или с помощью обогрева. Применение холодной и горячей воды не допускается;
в случае применения растворов без пластификаторов и противоморозных добавок необходимо применять подогретый раствор. Раствор готовят непосредственно перед применением с использованием подогретых компонентов. Температура раствора перед его укладкой должна быть не менее 10 °C. Для контроля температуры раствора на стройплощадке должны использоваться термометры;
в случае применения растворов с пластификаторами и противоморозными добавками раствор доставляют к месту монтажа автобетоносмесителями с заводов-изготовителей;
монтаж блока следует производить сразу после укладки раствора, для предотвращения охлаждения раствора;
при монтаже бетонных и железобетонных конструкций с использованием «тепляков» для обогрева зоны монтажа следует применять мобильные воздухонагреватели (электрические, газовые, жидкотопливные и т.п.). Температура внутри «тепляка» (не ниже 5 °C) и время ее поддержания определяется из условия набора раствором 20% от его проектной прочности. Данное условие выполняется при поддержании температуры в «тепляке» 5 °C в течение 6 суток, 10 °C в течение 7 суток, 15 °C в течение 4 суток, 20 °C в течение 3 суток.

11.8 Контроль выполнения работ по монтажу сооружений

11.8.1 В процессе монтажа сооружений при проведении операционного контроля следует выполнять проверку правильности:

бетонных работ;
монтажа сборных железобетонных конструкций;
гидроизоляции сооружений;
монтажа контрольной трубки;
монтажа опознавательных знаков.

11.8.2 Контроль выполнения бетонных работ должен осуществляться в соответствии с СТО НОСТРОЙ 2.6.54.

11.8.2.1 Результаты контроля бетона и выполненных бетонных работ должны отражаться в журнале, форма которого приведена в СП 70.13330 (приложение Х) и акте испытания конструкций, форма которого приведена в СП 70.13330 (приложение К).

11.8.3 Контроль работ по монтажу сборных железобетонных конструкций включает проверку:

соблюдения технологии и последовательности выполнения монтажных работ, на соответствие 11.2.2, контроль осуществляется документарной проверкой, по записям в журнале работ;
геометрических размеров и положения смонтированных частей сооружений, теодолитом или иными геодезическими приборами по ГОСТ 53340 на соответствие проектной (рабочей) документации. Предельные отклонения при монтаже сборных железобетонных конструкций приведены в СП 70.13330 (таблица 6.1);
замоноличивания стыков железобетонных конструкций, визуально на полноту заполнения шва раствором. Выявленные пустоты должны быть заполнены раствором.

11.8.4 Контроль за выполнением изоляционных работ внешних поверхностей стен колодцев следует выполнять в соответствии с требованиями СП 71.13330. Адгезию покрытия контролируют в соответствии с ГОСТ 26589.

11.8.5 При монтаже контрольной трубки следует контролировать:

вертикальность ее установки, при помощи уровней строительных по ГОСТ 9416, отклонения от вертикальности не допускаются;
сварные соединения в соответствии с 13.2.

11.8.6 Контроль работ по монтажу опознавательного знака включает в себя:

контроль бетонных работ в соответствии с СТО НОСТРОЙ 2.6.54;
контроль вертикальности при помощи уровней строительных по ГОСТ 9416;
контроль привязки опознавательного знака к оси трассы газопровода при помощи рулетки по ГОСТ 7502, на соответствие проектной (рабочей) документации.

11.8.7 По результатам операционного контроля должны составляться акты освидетельствования скрытых работ по форме, приведенной в Руководящем документе [21, приложение 3].

12 Соединения элементов газопроводов

12.1 Общие требования

12.1.1 Соединения подземных газопроводов подразделяются на:

сварные стальных газопроводов, выполненные:

а) ручной дуговой сваркой;

б) газовой сваркой;

в) сваркой в среде защитного газа;

сварные полиэтиленовых газопроводов, выполненные:

а) сваркой нагретым инструментом встык;

б) сваркой с использованием деталей с ЗН;

паяные медные газопроводы;
сварные медные газопроводы;
фланцевые.

12.1.2 Соединения подземных стальных и медных газопроводов, выполненные сваркой и пайкой по ГОСТ 5264 и ГОСТ 24715, должны осуществляться сварщиками и паяльщиками, аттестованными согласно Своду правил [19, пункты 7.35 и 7.41] в объеме, предусмотренном Технологическим регламентом [23], Федеральными нормами и правилами [24] и Правилами безопасности [25].

Операторы сварочных машин и специалисты сварочного производства по монтажу полиэтиленовых газопроводов должны быть аттестованы в порядке, установленном Технологическим регламентом [23] и Правилами безопасности [25].

12.1.3 При подготовке сварочного оборудования, прежде всего, проверяется его комплектность согласно инструкции по эксплуатации. Если при выполнении сварки необходимы вспомогательные средства, не перечисленные в инструкции (ножи для снятия стружки, регулируемые опоры, средства контроля и т.п.), они должны быть предоставлены в распоряжение сварщика и использоваться в его работе.

12.1.4 Размещение сварочного оборудования должно производиться на заранее расчищенной и спланированной площадке или трассе газопровода после складирования на ней полиэтиленовых труб. Сварщик должен освободить вокруг места своей работы достаточную площадь для того, чтобы он мог без приложения особых усилий производить необходимые рабочие операции по подготовке сварного шва. При необходимости место сварки защищают от атмосферных осадков, пыли и песка при помощи тентов или палаток. В летнее время установка тента над зоной сварки будет способствовать более быстрому охлаждению сварного соединения. В сырую и дождливую погоду можно рекомендовать устанавливать сварочное оборудование на деревянные щиты. При сварке свободный конец трубы или плети закрывают инвентарными заглушками для предотвращения сквозняков внутри свариваемых труб.

12.1.5 Перед началом сварочных работ необходимо заварить (пробный) допускной стык и после получения удовлетворительных результатов качества стыка в аттестованной лаборатории приступить к сварке труб.

12.1.6 У каждого сварного соединения должно быть нанесено обозначение (цифровой или буквенный код) сварщика-оператора, выполнившего это соединение. Кроме этого, у каждого сварного соединения наносят его порядковый номер. Нанесение на трубу в зоне соединения кода оператора и порядкового номера стыка называют клеймом (маркировкой). Способ маркировки должен обеспечивать ее сохранность в течение установленного срока эксплуатации газопровода. Маркировку сварных стыков полиэтиленовых газопроводов производят несмываемым карандашом-маркером яркого цвета (например: белого или желтого — для черных труб, черного и голубого — для желтых труб). Маркировку (номер стыка и код оператора) наносят рядом со стыком со стороны, ближайшей заводской маркировки труб. Допускается маркировку (код оператора) производить клеймом на горячем расплаве грата через 20 — 40 секунд после окончания операции осадки в процессе охлаждения стыка в зажимах центратора сварочной машины в двух диаметральных точках. Рекомендуется использовать клейма типа ПУ-6 или ПУ-8 по ГОСТ 2930.

12.1.7 Сварочные работы должны выполняться в соответствии с СТО НОСТРОЙ 2.10.64, ГОСТ Р 55474, ГОСТ Р 55473 и требованиями настоящего раздела.

12.1.8 Диаметр отверстия прокладки разъемного фланцевого соединения не должен быть меньше внутреннего диаметра трубы и должен соответствовать внутреннему диаметру уплотнительной поверхности фланца. Размеры прокладок должны соответствовать ГОСТ 15180.

12.2 Соединения элементов стальных газопроводов

12.2.1 Типы, конструктивные элементы и размеры сварных соединений стальных газопроводов должны соответствовать ГОСТ 16037 и требованиям настоящего раздела.

Технология сварки газопроводов включает: подготовку труб к сварке, сборку стыков, базовую сварку труб в секции и сварку труб или секции в плеть.

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

12.2.2 При необходимости подготовка кромок под стандартную разделку выполняется механической обработкой или газовой резкой с последующей зачисткой шлиф-машинкой.

12.2.3 Перед сваркой труб необходимо:

очистить до металлического блеска кромки и прилегающие к ним внутреннюю и наружную поверхности труб, соединительных деталей газопроводов, патрубков, арматуры на ширину не менее 10 мм;
проверить геометрические размеры 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.

12.2.4 Концы труб, имеющие трещины, надрывы, забоины, задиры фасок глубиной более 5 мм, обрезают.

12.2.5 Сборку стыков труб производят на инвентарных лежках с использованием наружных или внутренних центраторов.

12.2.6 Допускаемое смещение кромок свариваемых труб не должно превышать величины 0,15S + 0,5 мм, где S — наименьшая из толщин стенок свариваемых труб.

12.2.7 Сварка стыков разнотолщинных труб или труб с соединительными деталями и патрубками арматуры допускается без специальной обработки кромок при толщине стенок менее 12,5 мм (если разность толщин не превышает 2,0 мм).

12.2.8 Сварка стыков производится в соответствии с ГОСТ 16037 при выполнении следующих требований:

просвет между трубами, соединяемыми внахлест, не более 1 — 2 мм и равновелик по периметру;
величина нахлеста по длине соединяемых труб не менее 3 см;
на конце трубы меньшего диаметра выполняется фаска вовнутрь под углом не менее 45° на всю толщину стенки трубы;
соединения свариваемых торцов после специальной подготовки (утонения) кромок изнутри или снаружи более толстостенного элемента с толщиной стенки S3 до толщины S2 свариваемого торца (рисунок 2), которая не превышает 1,5 толщины менее толстостенного элемента S1.

12.2 Соединения элементов стальных газопроводов

а) Обработка с внутренней стороны толщины S3 до S2 = S1;

б) Соединение S2 <= 1,5S без обработки свариваемых торцов (S2 = S3); в) Обработка с внутренней и наружной стороны толщины S3 до S2 <= 1,5S1; г) Обработка с наружной стороны толщины S3 до S2 <= 1,5S1

Рисунок 2 — Обработка свариваемых торцов труб

12.2.9 Сборку под сварку труб с односторонним продольным или спиральным швом производят со смещением швов в местах стыковки труб не менее, чем на: - 15 мм — для труб номинальным диаметром до DN 50; - 50 мм — то же, от DN 50 до DN 100; - 100 мм — « св. DN 100.»

12.2.10 При сборке под сварку труб, у которых швы сварены с двух сторон, допускается не производить смещение швов при условии проверки места пересечения швов физическими методами.

12.2.11 Для закрепления труб в зафиксированном под сварку положении электродами, применяемыми для сварки корневого шва, следует выполнять равномерно расположенные по периметру стыка прихватки в количестве:

для труб номинальным диаметром до DN 80 — 2 шт.;
для труб номинальным диаметром свыше DN 80 до DN 150 мм — 3 шт.;
для труб номинальным диаметром свыше DN 150 до DN 300 мм — 4 шт.;
для труб номинальным диаметром свыше DN 300 — через каждые 250 мм.

12.2.12 Высота прихватки должна составлять 1/3 толщины стенки трубы, но не менее 2 мм; длина прихватки — 20 — 30 мм при номинальном диаметре стыкуемых труб до 50; 50 — 60 мм — при номинальном диаметре стыкуемых труб более DN 50.

12.2.13 Перед началом выполнения сварочных работ поворотных и неповоротных стыков труб производится просушка или подогрев торцов труб и прилегающих к ним участков.

12.2.14 Просушку торцов труб путем нагрева на 50 °C рекомендуется производить:

при наличии влаги на трубах независимо от температуры окружающего воздуха;
при температуре окружающего воздуха ниже 5 °C.

12.2.15 Сварочные работы на открытом воздухе во время дождя, грозы, снегопада, тумана и при ветре скоростью свыше 10 м/с можно выполнять при условии обеспечения защиты места сварки от неблагоприятных природных воздействий.

12.2.16 Необходимость предварительного подогрева стыков определяют в зависимости от марок стали свариваемых труб, подразделяющихся на следующие группы:

I — трубы из спокойных (сп) и полуспокойных (пс) сталей марок: Ст3 по ГОСТ 380; 08, 10, 15 и 20 по ГОСТ 1050;
II — трубы из кипящих (кп) сталей марок: Ст3 по ГОСТ 380;
III — трубы из низколегированных сталей марок: 09Г2С, 17ГС, 17Г1С по ГОСТ 19281; марки 10Г2 по ГОСТ 1050.

12.2.17 Предварительный подогрев стыков производят при сварке труб с толщиной стенки от 5 до 10 мм электродами с рутиловым или целлюлозным покрытием при температуре наружного воздуха: ниже минус 20 °C — для труб I и II групп, ниже минус 10 °C — для труб III группы. При сварке при температуре минус 10 °C подогрев труб с толщиной стенки более 10 мм обязателен. Минимальная температура подогрева должна составлять 100 °C и измеряться на расстоянии 5 — 10 мм от кромки трубы. Температуру предварительного подогрева контролируют контактными термометрами или термокарандашами. Место замера температуры контактными термометрами следует предварительно зачистить металлической щеткой. При необходимости просушки и подогрева стыка производится только подогрев стыка.

12.2.18 Не рекомендуется зажигать дугу с поверхности трубы. Дуга зажигается с поверхности разделки кромок или же с поверхности металла уже выполненного шва.

12.2.19 При применении для сборки стыка наружных центраторов снимать их допускается после сварки не менее 50% стыка. При этом отдельные участки шва равномерно располагают по периметру стыка. Перед продолжением сварки корневого шва после снятия центратора все сваренные участки зачищают, а концы швов прорезают углошлифовальной машинкой.

12.2.20 До полного завершения корневого слоя шва не рекомендуется перемещать свариваемый стык.

12.2.21 Для предупреждения образования дефектов между слоями сварного шва перед выполнением каждого последующего слоя поверхность предыдущего слоя очищают от шлака и брызг.

Для облегчения удаления шлака рекомендуется подбирать режимы сварки, обеспечивающие вогнутую (менискообразную) форму поверхности корневого и заполняющих слоев.

Начало и конец кольцевого сварного шва должны отстоять от заводского шва трубы (детали, арматуры) не менее:

50 мм — для номинальных диаметров менее DN 400;
75 мм — для номинальных диаметров от DN 400 до DN 1000;
100 мм — для номинальных диаметров более DN 1000.

Места начала и окончания сварки каждого слоя («замки» шва) располагают для труб номинальным диаметром DN 400 и более не ближе 100 мм от «замков» предыдущего слоя шва; для труб номинальным диаметром менее DN 400 — не ближе 50 мм.

12.2.22 Неразъемные соединения элементов стальных газопроводов, выполненные дуговой сваркой

12.2.22.1 При сборке газопроводов под сварку в целях безопасности не допускается передача нагрузки на сварной стык до его полного остывания после сварки и термообработки.

12.2.22.2 Длину прямого участка между сварными швами двух соседних гибов рекомендуется принимать не менее 100 мм.

12.2.22.3 При применении крутоизогнутых отводов допускается расположение сварных соединений в начале изогнутого участка и сварка между собой отводов без прямых участков.

12.2.22.4 Расстояние между соседними сварными соединениями и длину кольцевых вставок при вварке их в трубопровод рекомендуется принимать равными не менее 100 мм.

12.2.22.5 Ручную дуговую сварку стыков труб при толщине стенок до 6 мм выполняют не менее чем в два слоя, при толщине стенок более 6 мм — не менее чем в три слоя.

12.2.22.6 Стыки газопроводов номинальным диаметром DN 900 и более, свариваемые без остающегося подкладного кольца, должны быть выполнены с подваркой корня шва внутри трубы.

12.2.22.7 Автоматическую дуговую сварку под флюсом выполняют по первому слою, сваренному ручной дуговой сваркой (теми же электродами, которыми прихватывались стыки) или сваркой в среде углекислого газа.

12.2.22.8 При выборе электродов для ручной дуговой сварки следует руководствоваться СП 16.13330 (таблица Г.1 приложения Г), при условии, если их марки не указаны в проектной (рабочей) документации.

12.2.22.9 При сварке труб газопроводов из сталей с различными пределами текучести, электроды следует применять по более высокому пределу текучести.

12.2.23 Неразъемные соединения элементов стальных газопроводов, выполненные газовой сваркой

12.2.23.1 Газовая сварка ацетиленом допускается для газопроводов номинальным диаметром DN 150 с толщиной стенки до 5 мм включительно со скосом кромок.

12.2.23.2 При толщине стенок до 3 мм сварка производится без скоса кромок.

12.2.23.3 Сварка с применением пропан-бутановой смеси допускается только для газопроводов низкого давления номинальным диаметром не более DN 150 с толщиной стенки до 5 мм.

12.2.23.4 Газовую сварку производят в один слой.

12.2.23.5 Газовая сварка стыков выполняется восстановительным пламенем присадочной проволокой диаметром 1,5 — 3 мм.

12.2.23.6 Сварку труб рекомендуется производить газовыми горелками инжекторного типа Г2 и Г3 с давлением 0,9 — 3,9 кПа (0,01 — 0,04 кгс/см2). Газ для питания горелок должен поставляться в аттестованных по срокам пользования баллонах.

12.2.24 Разъемные фланцевые соединения стальных газопроводов

12.2.24.1 Фланцевые соединения выполняются согласно ГОСТ 15763. При входном контроле фланцев, болтов, гаек, шайб, шпилек необходимо проверить отсутствие загрязнений, коррозионных повреждений, деформаций и повреждения защитного покрытия, кроме того, для шпилек, болтов и гаек следует проверять на отсутствие повреждений резьбы. Прокладки фланцевых соединений следует проверять на отсутствие повреждений.

12.2.24.2 Газопроводы рекомендуется присоединять к зафиксированным в проектном положении техническим устройствам. При соединении газопроводов с техническими устройствами не допускаются перекосы и дополнительные натяжения.

12.2.24.3 Значения допустимых отклонений от перпендикулярности уплотнительной поверхности фланца к оси трубы или детали приведены в таблице 2.

Таблица 2

Номинальный диаметр трубы, DN	Отклонение, мм
25 — 63	0,15
63 — 160	0,25
Номинальный диаметр трубы, DN	Отклонение, мм
160 — 400	0,35
400 — 700	0,5
Более 700	0,6

12.2.24.4 При сборке фланцевых соединений рекомендуется в целях безопасности выполнять следующие условия:

гайки болтов располагаются с одной стороны фланцевого соединения;
высота выступающих над гайками концов болтов и шпилек выполняется размером не менее одного шага резьбы (без учета фаски);
гайки соединений с мягкими прокладками рекомендуется затягивать способом крестообразного обхода, а с металлическими прокладками — способом кругового обхода;
болты и шпильки соединений трубопроводов рекомендуется смазывать в соответствии с требованиями технической документации;
диаметр отверстия прокладки рекомендуется выполнять размером не меньше внутреннего диаметра трубы и соответствующим внутреннему диаметру уплотнительной поверхности фланца;
не рекомендуется осуществлять выравнивание перекосов фланцевых соединений натяжением болтов (шпилек), а также применением клиновых прокладок.

12.2.24.5 Рекомендуемое расстояние от фланца арматуры или фланца компенсатора до опоры, стенки колодца или покрытия — не менее 400 мм.

12.3 Соединения элементов полиэтиленовых газопроводов

12.3.1 Неразъемные соединения полиэтиленовых газопроводов выполняются сваркой встык нагретым инструментом и при помощи соединительных деталей с ЗН согласно ГОСТ Р 55473.

12.3.1.1 К выполнению сварочных работ допускается только квалифицированный персонал, обученный и аттестованный для выполнения работ по сварке полиэтиленовых газопроводов в соответствии с Федеральными нормами и правилами [24].

12.3.1.2 Сварные соединения должны выполняться в соответствии с ГОСТ 16310, ГОСТ Р 55473 и Сводом правил [26].

12.3.1.3 Сварочные работы могут производиться при температуре окружающего воздуха от минус 15 °C до 45 °C.

12.3.1.4 Сваркой встык нагретым инструментом соединяются трубы и соединительные детали толщиной стенки по торцам более 5,0 мм.

12.3.1.5 Сборку и сварку труб и соединительных деталей рекомендуется производить на сварочных машинах с высокой и средней степенью автоматизации процесса сварки. Допускается также использовать машины с ручным управлением процессом сварки, но с обязательным автоматическим поддержанием заданной температуры нагретого инструмента согласно Руководящему документу [27].

12.3.1.6 Сваркой деталями с ЗН соединяются трубы независимо от диаметра и толщины стенки.

12.3.1.7 Производство сварочных работ включает подготовительные работы и сварку труб и соединительных деталей.

Подготовительные работы для обоих способов сварки включают:

подготовку и проверку работоспособности сварочного оборудования;
подготовку места сварки и размещение сварочного оборудования;
выбор необходимых параметров сварки;
закрепление и центровку труб и деталей в зажимах центратора сварочной машины или позиционера;
механическую обработку (протирка для деталей с ЗН) торцов свариваемых поверхностей труб и деталей.

Перед началом сварочных работ необходимо заварить (пробный) допускной стык и после получения удовлетворительных результатов качества стыка в аттестованной лаборатории приступить к сварке труб.

12.3.1.8 Для крепления труб при стыковой сварке подбираются зажимы и вкладыши, соответствующие диаметру свариваемых труб. Вкладыши зажимных устройств должны быть чистыми, без сколов и заусенцев, которые могли бы повредить поверхность труб. Трущиеся поверхности металлических деталей покрываются смазками, следуя рекомендациям изготовителя. Рабочие поверхности нагревателя и инструмента для обработки полиэтиленовых труб (торцеватели, скребки, зачистные оправки) очищаются от пыли и остатков полиэтилена при помощи чистых и сухих хлопчатобумажных или льняных тканей (или деревянных лопаточек), а при необходимости протираются растворителями. Очистку нагревателя от остатков налипшего полиэтилена производят в горячем состоянии. Электрические кабели полностью разматывают и присоединяют к автономным источникам питания или электрической сети переменного тока. Чтобы не повредить гидравлические шланги и электропровода, необходимо следить, чтобы они не подвергались перегибам. При расстановке оборудования шланги не должны натягиваться.

12.3.1.9 Работоспособность оборудования определяется при визуальной проверке комплектующих узлов сварочных машин, аппаратов, приспособлений и их контрольном включении. У сварочных машин стыковой сварки проверяют плавность перемещения подвижного зажима центратора и работу торцевателя.

12.3.1.10 Выбор необходимых параметров сварки производится в зависимости от используемого способа сварки — сваркой встык нагретым инструментом или при помощи соединительных деталей с ЗН.

Параметры технологических режимов стыковой сварки нагретым инструментом приведены в Своде правил [26, приложение Д], а параметры технологических режимов сварки с деталями с ЗН должны соблюдаться в соответствии с штрих-кодами деталей.

12.3.1.11 Перед сборкой и сваркой концы труб и присоединительные части соединительных деталей, предназначенные для стыковой сварки, тщательно очищают и протирают внутри и снаружи от всех загрязнений на расстояние не менее 50 мм от торцов. Очистку производят сухими или увлажненными полотенцами (ветошью) с дальнейшей протиркой насухо. Если концы труб или деталей окажутся загрязненными смазкой, маслом или какими-либо другими жирами, их обезжиривают с помощью растворителей на немасляной основе.

12.3.1.12 Концы труб, подготавливаемых под сварку деталями с ЗН, проверяют, чтобы они были обрезаны ровно. Концы труб деформированные, или имеющие глубокие (более 4 — 5 мм) забоины, обрезают. Полиэтиленовая труба отрезается под прямым углом ручными ножницами или труборезом.

12.3.1.13 Максимальный допуск косого реза, возможный при сварке труб деталями с ЗН, приведен в Своде правил [26, таблица 11].

12.3.1.14 После очистки концов труб производится их механическая обработка (зачистка) с целью удаления оксидного слоя.

12.3.1.15 При стыковой сварке зачистка осуществляется с помощью торцовочных устройств, при сварке деталями с ЗН — вращающихся оправок для зачистки, скребков или универсальных зачистных механизмов, которые позволяют обрабатывать трубы определенного размерного ряда: 20 — 90 мм, 63 — 225 мм, 90 — 500 мм.

12.3.1.16 При использовании деталей с ЗН удаление как минимум 0,1 — 0,2 мм поверхностного слоя полиэтиленовой трубы является необходимым, максимальные же значения зависят от наружного диаметра трубы. При отсутствии плюсовых допусков по диаметру трубы, существует опасность чрезмерной обработки, в этом случае для зачистки целесообразно использовать ручной скребок, который позволяет снимать более тонкую стружку толщиной до 0,1 мм.

12.3.1.17 При стыковой сварке нагретым инструментом механическая обработка торцов труб производится после их закрепления в зажимах центратора. Труба обрабатывается снаружи на длину приблизительно 1,2dn от глубины посадки детали. Для седловых отводов зачищается место на трубе, где они будут установлены с припуском 5 — 10 мм с каждой стороны седла отвода. Толщина снимаемого слоя зависит от допуска по диаметру трубы и не должна приводить к появлению недопустимых зазоров между трубой и деталью. Сами детали с закладными нагревателями механической обработке не подвергаются из-за возможности повредить спираль.

12.3.1.18 Сборку свариваемых труб и деталей, включающую установку, центровку и закрепление свариваемых концов, производят в зажимах центратора сварочной машины или позиционера. Рекомендуемый вылет концов труб из центратора при стыковой сварке нагретым инструментом составляет 15 — 30 мм (иногда до 50 мм), деталей с короткими хвостовиками — не менее 5 мм, с удлиненными — 10 — 15 мм. Вылет концов труб из позиционера при сварке деталями с ЗН должен составлять 5 — 15 см. Зажимы стягивают так, чтобы предотвратить проскальзывание труб при приложении к ним усилия сварки и устранить овальность на торцах. Сильнее или слабее затягивая двусторонние крепления верхнего полукольца зажимов, можно добиться небольшой радиальной подгонки труб в пределах +/- 1 — 2 мм. Под свободные концы труб устанавливают опоры, чтобы выровнять их в горизонтальной плоскости.

12.3.1.19 Концы труб и деталей при сварке нагретым инструментом встык центруют по наружной поверхности таким образом, чтобы максимальная величина смещения кромок не превышала 10% номинальной толщины стенки свариваемых труб.

12.3.1.20 Центрация труб при сварке деталями с ЗН производится до величины, позволяющей без усилия установить привариваемую деталь между торцами труб. Оси свариваемых труб и деталей должны быть параллельны, без перекосов во избежание непровара. Концы труб, входящие в соединительные детали, не должны находиться под действием изгибающих напряжений и под действием усилий от собственного веса. Муфты после монтажа должны свободно вращаться от нормального усилия руки. Для того чтобы на зону соединения не передавались внешние нагрузки, трубы закрепляют в зажимных приспособлениях — позиционерах. Закрепление труб в позиционере является обязательной операцией. Трубы должны находиться в закрепленном положении до окончания фазы остывания сварного соединения.

12.3.1.21 После механической обработки загрязнение поверхности торцов не допускается. Удаление стружки из полости трубы или детали производят с помощью кисти, а снятие заусенцев с острых кромок торца — с помощью ножа.

12.3.1.22 При отсутствии на соединительных муфтах центрирующего упора (например, при врезке ответвлений в действующие газопроводы) перед тем, как надвигать муфту на трубы, производят разметку глубины, на которую должна быть надвинута муфта. Разметку глубины целесообразно производить после механической зачистки и протирки.

12.3.1.23 При сварке с трубами седловых отводов сначала рекомендуется приварить отвод к основной трубе газопровода, а затем к его патрубку подгоняется и приваривается отводная труба. В случае обнаружения брака при сварке отвода эта сварка бракуется и рядом на трубе приваривается новый отвод.

12.3.1.24 Для седловых отводов и других изделий аналогичного типа после сварки и охлаждения соединения производят сверловку (фрезерование) стенки трубы для соединения внутренних полостей отвода и основной трубы. Перед началом фрезерования рекомендуется выдерживать седловой отвод еще в течение 15 — 20 мин (в дополнение ко времени его охлаждения при сварке).

12.3.1.25 Соединения полиэтиленовых труб сваркой нагретым инструментом встык и с использованием деталей с ЗН.

12.3.1.26 Во избежание термического ожога не допускается касаться поверхности зеркала нагревателя в период его работы.

12.3.1.27 Не допускается при работе механизированного оборудования производить замеры обрабатываемых труб или убирать стружку из-под режущего инструмента.

12.3.2 Разъемные фланцевые соединения элементов полиэтиленовых газопроводов

12.3.2.1 Процесс сборки узла разъемного соединения на втулке под фланец состоит из следующих операций:

обработка стального накидного фланца;
сварка приварного фланца со стальной трубой;
подготовка полиэтиленовой втулки;
приварка втулки к полиэтиленовой трубе (патрубку);
крепление втулки в стальных фланцах.

12.3.2.2 Приварку одного из фланцев к стальной трубе производят перед сборкой разъемного соединения. Расстояние между уплотнительной поверхностью фланца и торцом металлической трубы принимают 4 мм.

12.3.2.3 Размер наружного валика шва принимается равным: 4 мм при номинальном диаметре до DN 50, 5 мм при от DN 65 до DN 150, 7 мм при номинальном диаметре DN 200 и 9 мм при номинальном диаметре от DN 250 до DN 300.

12.3.2.4 Подготовленные втулки с короткими хвостовиками целесообразно предварительно приваривать к полиэтиленовому патрубку длиной 0,8 — 1 м сваркой нагретым инструментом встык. Для проведения процесса сварки рекомендуется использовать специальные приспособления для центровки и закрепления втулок.

12.3.2.5 Перед сборкой фланцевых соединений между втулкой и металлическим фланцем рекомендуется устанавливать дополнительную прокладку. Прокладка выполняется из маслобензостойкой резины толщиной 2,0 мм или другого материала, предусмотренного проектной (рабочей) документацией.

12.3.2.6 Сборку узла разъемного соединения на втулке под фланец целесообразно проводить в базовых условиях. В отдельных случаях (замыкающие участки газопровода, присоединение запорной арматуры и т.п.) сборку разъемных соединений выполняют непосредственно на трассе строительства газопровода. В этом случае перед приваркой к трубе подготовленного узла «втулка-патрубок» или отдельной втулки следует предварительно надеть свободный фланец на полиэтиленовую трубу (при использовании сварки встык) или на втулку под фланец (при использовании сварки деталями с закладным электронагревателем).

12.3.2.7 При сборке фланцевых соединений затяжку болтовых соединений на стальных фланцах производят поочередно по способу крестообразного обхода, завинчивая противоположно расположенные гайки тарированным или динамометрическим ключом.

12.3.2.8 Резиновую прокладку перед затяжкой выравнивают так, чтобы она располагалась на одинаковом расстоянии от краев фланцев. Натяжение болтов производят с усилием, обеспечивающим плотность прилегающих поверхностей стального фланца, уплотняющей прокладки и полиэтиленовой втулки. Длину болтов подбирают с таким расчетом, чтобы после затяжки концы болтов выступали над гайкой на высоту не менее 1 и не более 3 шагов резьбы. Резьбу, при необходимости, смазывают.

12.3.2.9 Гайки болтовых соединений располагают на одной стороне фланцевого соединения. После сборки соединения проверяют параллельность соприкасающихся поверхностей стальных фланцев. Отклонение от параллельности по наружному диаметру фланцев не должно превышать 10% от толщины прокладки (0,2 мм).

12.3.3 Неразъемное соединение полиэтилен-сталь

12.3.3.1 Вварку неразъемных соединений в газопровод при использовании технологии стыковой сварки и сварки с помощью деталей с ЗН производят в следующей последовательности:

производят сборку и сварку труб из полиэтилена встык или сборку и сварку труб из полиэтилена с помощью детали с ЗН;
осуществляют подгонку и сварку металлических труб.

12.3.3.2 Перед монтажом на трассе рекомендуется в базовых условиях предварительно приварить к стальному участку перехода металлический патрубок длиной 0,5 — 0,8 м для обеспечения большего удобства при подгонке труб. Продольные (заводские) швы стальных труб должны быть смещены поворотом вокруг продольной оси относительно друг друга. При подгонке стальных труб в захлесте газовую резку и шлифовку кромок труб следует производить на конце стального газопровода, а не патрубка неразъемного соединения.

12.3.3.3 В процессе подгонки и сборки стального стыка, выполнения прихваток и последующей электродуговой сварки полиэтиленовый патрубок должен быть защищен от брызг металла и шлаков. Зона раструбного соединения «полиэтилен-сталь» не должна нагреваться свыше 50 — 60 °C.

12.4 Соединения элементов медных газопроводов

12.4.1 Неразъемные соединения, выполненные пайкой

12.4.1.1 Конструкции паяных соединений медных труб должны соответствовать типам ПН-4, ПН-5 по ГОСТ 19249. Конструкция паяного соединения ПН-5 приведена на рисунке 3.

12.4 Соединения элементов медных газопроводов

Рисунок 3 — Конструкция паяного соединения ПН-5

Данные о выполненных при монтаже газопровода паяных соединениях медных труб должны заноситься в строительный паспорт газопровода. При этом условные обозначения паяных соединений должны содержать следующую информацию:

буквенно-цифровое обозначение типа паяного соединения;
толщину, ширину и длину паяного соединения;
обозначение стандарта.

Пример условного обозначения паяного соединения ПН-5 толщиной 0,1 мм, шириной 15 мм, длиной 47 мм:

ПН-5 0,1 x 15 x 47 ГОСТ 19249-73.

Использование соединений других конструкций и соединений, паянных встык, не допускается.

12.4.1.2 Использование флюса при пайке является обязательным в следующих случаях:

с применением бронзовых или латунных фитингов;
припоями, не обладающими самофлюсующимися свойствами;
многокомпонентными припоями или припоями с высоким содержанием серебра (более 5%).

12.4.1.3 При пайке элементов «медь-медь» медно-фосфорными припоями, в том числе с небольшим содержанием серебра (не более 5%), или иными самофлюсующимися припоями применение флюса не требуется.

12.4.1.4 При выполнении пайки медных труб должна соблюдаться следующая последовательность операций:

резка и удаление заусенцев с торцов труб;
калибровка диаметра конца трубы и ответного раструба (при бесфитинговой пайке);
очистка наружной поверхности конца трубы и внутренней поверхности фитинга (или раструба) до металлического блеска;
нанесение (при необходимости) флюса на наружную поверхность трубы;
сборка фитинга (или раструба) с трубой с взаимным вращением для равномерного распределения флюса (при его применении);
удаление избыточного флюса (при его применении) за пределами соединения;
равномерный нагрев соединения;
подведение припоя к монтажному зазору прогретого соединения;
заполнение монтажного зазора расплавом припоя в пламени горелки с образованием галтели по всему периметру соединения;
отведение припоя;
естественное охлаждение соединения до температуры окружающего воздуха;
зачистка паяного соединения.

Основные технологические операции при соединении медных труб пайкой приведены на рисунке 4.

12.4 Соединения элементов медных газопроводов

а) сборка трубы с раструбом (фитингом); б) равномерный нагрев соединения; в) подведение припоя к одной точке монтажного зазора; г) заполнение зазора припоем

Рисунок 4 — Основные технологические операции при соединении медных труб пайкой

12.4.1.5 Нанесение флюса на внутреннюю поверхность фитинга (раструба) не допускается. Во избежание окисления флюс следует наносить на поверхность трубы сразу после очистки трубы. Флюс наносят на зону сопряжения трубы с фитингом или раструбом тонким слоем с помощью кисточки. После нанесения флюса детали следует сразу соединить, чтобы исключить попадание на влажную поверхность посторонних частиц. Для выполнения пайки должны использоваться газовые горелки, обеспечивающие необходимую температуру, работающие на пропано-кислородной, ацетилено-воздушной или ацетилено-кислородной газовой смеси.

Для исключения перегрева или недогрева отдельных участков паяемых элементов пламя горелки следует постоянно перемещать по соединению, достигая равномерного распределения теплоты. Пламя горелки должно быть «нормальным» (нейтральным), в результате чего пламя нагревает металл, не оказывая другого воздействия. Факел пламени горелки при сбалансированной газовой смеси должен иметь ярко-синий цвет и небольшую величину.

Достижение соединением необходимой для процесса пайки температуры определяют по цвету (темно-вишневый, 750 — 900 °C), а также по началу плавления прутка припоя при прикосновении его к раструбной части фитинга (трубы). Для улучшения пайки рекомендуется предварительно слегка прогреть пруток припоя пламенем горелки.

12.4.1.6 Процесс пайки продолжается до появления расплава по всей окружности спаиваемых элементов. После этого припой отводят от соединения. При пайке труб диаметром более 54 мм для обеспечения полного заполнения монтажного зазора припоем, допускается подведение припоя к двум или трем точкам шва соединения.

12.4.1.7 При пайке и охлаждении необходимо обеспечить неподвижность элементов соединения. Время кристаллизации при охлаждении должно составлять не менее 10 — 15 с. Резкое принудительное охлаждение места пайки не допускается.

12.4.1.8 Зачистку соединения производят после естественного охлаждения до температуры окружающего воздуха. При пайке могут образовываться наплывы припоя, которые при необходимости удаляются. Наплывы припоя внутри соединения не допускаются. Оптимальное количество используемого при пайке припоя не приводит к образованию грата в соединении.

12.4.1.9 Для исключения случаев непропая соединений не допускаются:

недогрев соединений, особенно при пайке массивных фитингов;
перегрев соединений, особенно при пайке труб малых диаметров.

12.4.1.10 При производстве сварочных и паяльных работ подземных газопроводов следует руководствоваться общими требованиями безопасности при производстве сварочных и паяльных работ, а также требованиями Федеральных норм и правил [28] и СП 49.13330.2010.

12.4.1.11 При производстве паяльных работ должны соблюдаться Правила [18].

12.4.1.12 При применении в паяльных работах сжатых газов в баллонах их хранение, транспортировка и применение должно осуществляться согласно Федеральным нормам и правилам [28].

12.4.2 Неразъемные соединения, выполненные сваркой неплавящимся электродом

12.4.2.1 В качестве защитного газа рекомендуется применять аргон высшего сорта по ГОСТ 10157 или другой защитный газ (например, гелий). Для экономии аргона и увеличения глубины проплавления допускается применение газовых смесей (например, 75% аргона плюс 25% азота особой чистоты).

12.4.2.2 При выполнении неразъемных соединений медных труб сваркой РАД рекомендуется применять тип сварного соединения С17 по ГОСТ 16038, приведенный на рисунке 5.

12.4 Соединения элементов медных газопроводов

а) подготовка кромок под сварку; б) сварное соединение

Рисунок 5 — Сварное соединение медных труб типа С17 по ГОСТ 16038

12.4.2.3 Подготовку кромок под разделку следует выполнять механической обработкой, рисунок 5 а). Перед сборкой труб следует очистить внутреннюю полость труб от загрязнений. Кромки труб, а также прилегающие к ним наружную и внутреннюю поверхности следует очистить до металлического блеска на расстояние не менее 5 см.

12.4.2.4 Сборку труб производят на инвентарных опорах с использованием центраторов. Допускаемое смещение не должно превышать 10% от толщины стенки свариваемых труб.

12.4.2.5 Для закрепления труб в зафиксированном положении следует выполнить прихваточные швы (прерывистый или непрерывный сварной шов, используемый для выравнивания примыкающих кромок до момента выполнения окончательного сварного шва), равномерно расположенные по периметру труб в количестве:

без прихваток при диаметре труб до 108 мм;
2 — 3 шт. — для труб диаметром 108 — 133 мм;
3 — 4 шт. — для труб диаметром 159 — 267 мм.

Прихватки выполняют с применением присадочной проволоки той же марки, которая используется при сварке соединений газопроводов.

Протяженность одной прихватки составляет 30 — 40 мм, высота 1 — 2 мм.

К качеству прихваток предъявляются такие же требования, как и к сварному шву.

12.4.2.6 Перемещение электрода и присадочной проволоки в процессе сварки должно быть равномерно-поступательным. Допускаются возвратно-поступательные перемещения присадочной проволоки без вывода ее из зоны защитного газа.

Присадочную проволоку следует подавать в сварочную ванну навстречу движению горелки, а горелка движется справа налево. Сварку необходимо выполнять с амплитудой колебаний горелки 2 — 4 мм, при этом сварочная ванна должна всегда находиться в зоне защитного газа.

После обрыва дуги при перерыве в сварке или по ее окончании подачу защитного газа следует прекратить через 5 — 10 с (после некоторого остывания металла и электрода) для предупреждения недопустимого окисления.

Зажигание и гашение дуги следует проводить на свариваемой кромке или на наплавленном металле шва, на расстоянии 20 — 25 мм позади кратера. Кратер должен быть тщательно заплавлен.

12.4.2.7 При сварке поворотных стыков ось трубы рекомендуется располагать горизонтально. Если вращение стыка затруднено, то сварка выполняется в два поворота. Положения шва при сварке поворотных и неповоротных стыков труб показаны на рисунках 6 и 7.

12.4 Соединения элементов медных газопроводов

а) с поворотом на 360°; б) в два поворота на 180°

Рисунок 6 — Схема выполнения сварного поворотного шва

12.4 Соединения элементов медных газопроводов

а) при горизонтальном расположении труб;

б) при вертикальном расположении труб

Рисунок 7 — Схема выполнения сварного неповоротного шва

Сварку медных труб следует выполнять в один слой. При горизонтальном расположении труб сварку проводят «на подъем», при вертикальном — по периметру.

12.4.2.8 Для сварки следует использовать вольфрамовые электроды по ГОСТ 23949 (в том числе лантанированные или иттрированные). Для присадки следует применять проволоку из меди М1, М0 и ее сплавов по составу близкую к основному металлу, но с содержанием раскислителей (в микроколичествах).

Выбор диаметра вольфрамового электрода и присадочной проволоки при аргонодуговой сварке следует производить по таблице 3.

Таблица 3

Диаметр электродов

Толщина стенки трубы, мм	Диаметр электрода, мм	Диаметр присадочной проволоки, мм
1,5 — 2,0	1,6 — 2,0	2
3	3	3

12.4.2.9 варку ручной аргонодуговой сваркой неплавящимся электродом медных труб следует выполнять на постоянном токе прямой полярности. Сварку ведут справа налево при небольшом наклоне электрода углом вперед на 80 — 90° по отношению к изделию и наклоне присадочной проволоки на 10 — 15°.

12.4.3 Неразъемные соединения, выполненные газовой сваркой

12.4.3.1 При выполнении соединений медных труб газовой сваркой допускается применять тип сварного соединения С2 по ГОСТ 16038, приведенный на рисунке 8.

12.4 Соединения элементов медных газопроводов

а) подготовка кромок; б) сварной шов

Рисунок 8 — Сварное соединение медных труб типа С2 по ГОСТ 16038

12.4.3.2 Снятие фасок на кромках торцов труб и выполнение прихваток при газовой сварке допускается не производить.

12.4.3.3 Положения шва при сварке поворотных и неповоротных стыков труб и горизонтальном расположении труб приведены на рисунке 9.

12.4 Соединения элементов медных газопроводов

а) в два поворота на 180°; б) с поворотом на 360°;

в) неповоротный стык

Рисунок 9 — Схема выполнения сварного неповоротного и поворотного шва при газовой сварке

12.4.3.4 Газовая сварка медных труб должна производиться в один слой по предварительно очищенным до блеска кромкам свариваемых труб.

Сварка должна проводиться с максимальной скоростью, без перерывов. Пламя горелки при сварке должно быть строго нормальным, мягким и направлять его следует под большим, чем при сварке стальных труб, углом. Сварка проводится восстановительной зоной, расстояние от конца ядра до свариваемого металла — 3 - 6 мм. В процессе сварки нагретый металл медных труб должен быть постоянно защищен пламенем.

12.4.3.5 Для газовой сварки медных труб следует применять присадочную проволоку из меди М0, М1. Диаметр присадочной проволоки должен составлять 0,5 — 0,75 толщины стенки свариваемых труб. Для предохранения меди от окисления, а также для раскисления и удаления в шлак образующихся окислов, газовую сварку медных труб рекомендуется выполнять с применением флюсов. Флюсы для сварки медных труб могут применяться в виде порошка, пасты и в газообразной форме. Флюсы наносятся на зачищенные и обезжиренные кромки свариваемых труб по периметру на ширину не менее 12 мм в обе стороны от зоны сварки. Флюс в виде пасты наносят на кромки свариваемых труб и на присадочный пруток. Порошкообразный флюс посыпают на 20 — 50 мм в обе стороны зоны сварки по периметру трубы. Для нанесения на трубы газообразного флюса применяются специальные установки.

12.4.4 Разъемные фланцевые соединения медных газопроводов

12.4.4.1 Соединение стального и медного газопровода следует выполнять:

подземного газопровода-ввода — на фланцах, размещаемых в футляре;
установку футляра и контрольной трубки на нем следует выполнять в соответствии с требованиями, приведенными в 9.3 и 11.5;
газопровода на выходе из земли — на фланцах или на резьбе.

Стальные фланцы должны соответствовать ГОСТ 33259.

На медном газопроводе должны использоваться фланцы из медных сплавов, разрешенные к применению в установленном порядке (например, фланцы и их соединения, соответствующие характеристикам, приведенным в EN 1092-3:2004 [29]).

Примеры фланцевых соединений приведены на рисунках 10 и 11.

12.4 Соединения элементов медных газопроводов

Рисунок 10 — Фланцевое соединение с фланцем для пайки из литейной бронзы

12.4 Соединения элементов медных газопроводов

Рисунок 11 — Фланцевое соединение с припаянным плоским кольцом из литейной бронзы и подвижным стальным фланцем

12.4.4.2 Крепежные детали фланцевых соединений (болты, гайки, шайбы, шпильки) должны быть изготовлены из антикоррозионных материалов. Для уплотнения фланцевых соединений следует применять прокладки из терморасширенного графита по ГОСТ 15180. Допускается применение прокладок из других материалов, обеспечивающих герметичность разъемных соединений.

12.5 Особенности соединения элементов газопроводов в зимних условиях

12.5.1 Особенности сварки стальных газопроводов в зимних условиях

12.5.1.1 Кромки свариваемых труб должны быть тщательно очищены от льда, снега, ржавчины и просушены на ширину 100 — 150 мм с каждой стороны. Сушку кромок целесообразно производить нагревом до температуры 100 — 150 °C токами промышленной частоты или газовыми горелками. Температура сушки кромок определяется термокарандашами или каплями воды. Последние должны кипеть, попадая на только что просушенную кромку.

12.5.1.2 Все материалы должны храниться в сухом отапливаемом помещении. Сварочная проволока перед сваркой очищается от ржавчины, а электроды дополнительно испытываются. Флюс должен быть сухим.

12.5.1.3 Сварка газопроводов при толщине стенки трубы до 16 мм и температуре наружного воздуха ниже минус 20 °C требует предварительный подогрев. При сварке шунтирующей перемычки предварительный подогрев требуется при температуре ниже минус 10 °C.

12.5.1.4 Во всех этих случаях допускается сварка без подогрева при температурах на 10 °C ниже указанных, но с соблюдением следующих условий:

ручная сварка должна выполняться электродами типа Э-42А с покрытием основного типа (УОНИ-13/45, УП-2, СМ-11 и др.);
автоматическая сварка под флюсом должна выполняться на постоянном токе обратной полярности, желательно в несколько проходов;
режимы сварки (изменение величины сварочного тока) должны повышаться против обычных на 4 — 5% при понижении температуры воздуха на каждые 10 °C.

Для повышения погонной энергии при автоматической сварке под флюсом рекомендуется увеличивать напряжение на дуге, что обеспечивает введение дополнительного тепла в сварочную ванну, а также некоторое уширение шва, которое создает лучшие условия для кристаллизации и дегазации металла шва.

12.5.1.5 В процессе сварки при низкой температуре нужно соблюдать мероприятия по уменьшению скорости охлаждения сварных швов.

К числу таких мероприятий относятся:

применение вместо ручной сварки автоматической под флюсом (если позволяет конструкция сварных соединений), дающей большое количество шлаков, медленно отдающих тепло. Переход тепла от шлака к металлу уменьшает перепад температур и благоприятствует раскислению наплавленного металла;
при температурах ниже минус 10 °C повышение погонной энергии сварки (режимов) на 4 — 5% на каждые 10 °C понижения температуры окружающего воздуха. Для повышения погонной энергии при автоматической сварке под флюсом рекомендуется увеличивать напряжение на дуге, что обеспечивает введение дополнительного тепла в сварочную ванну, а также некоторое уширение шва, которое создает лучшие условия для кристаллизации и дегазации металла шва;
выбор наиболее благоприятной формы поперечного сечения шва, обеспечивающего более полную дегазацию металла шва;
наложение каждого последующего слоя при многослойной сварке на неостывший предыдущий слой. Длина свариваемых участков должна уточняться в каждом конкретном случае в зависимости от условий сварки и температуры воздуха. Допускается применять способ сварки двойным швом, горкой или секциями, если это предусмотрено проектной (рабочей) документацией. При сварке труб с толщиной стенки до 10 мм длина свариваемого участка может приблизительно составлять при ручной сварке 1 м, а при автоматической сварке под флюсом не ограничена;
устранение действия ветра, сквозняков, снега, способствующих увеличению теплоотдачи в окружающее пространство. На открытых площадках, где возможны сильные ветры или снежная пурга, необходимо применять особые защитные устройства, предохраняющие сварное соединение и сварщика от влияния внешних атмосферных воздействий;
предварительный и сопутствующий (в процессе сварки) подогрев кромок перед сваркой. Оптимальной температурой подогрева конструкций из углеродистых сталей является температура 150 — 250 °C, а ширина зоны подогрева в каждую сторону от оси шва не менее 150 мм.

12.5.1.6 Для получения плотных швов в зимних условиях целесообразно применять многослойную сварку. При автоматической сварке необходимо применять постоянный ток.

12.5.1.7 При транспортировании и укладке сваренных плетей труб нужно избегать резких ударов, особенно по швам и околошовной зоне.

12.5.1.8 Перед началом сварки все прихватки (во избежание использования лопнувших) должны быть осмотрены. Прихватки с трещинами следует удалять резаком, а затем по нагретому металлу выполнить новые прихваточные швы.

12.5.1.9 Окончательный осмотр и приемку сварных соединений следует производить через 3 — 4 дня после окончания сварки. Рекомендуется также дополнительно осматривать сварные конструкции после первого резкого похолодания, наступившего после окончания сварочных работ.

12.5.2 Особенности сварки полиэтиленовых газопроводов в зимних условиях

12.5.2.1 При выполнении сварочных работ при температурах окружающего воздуха ниже минус 10 °C определяется особый технологический режим сварки, который должен быть аттестован в соответствии с Руководящим документом [30] и приведен в технических условиях, стандартах или сертификатах на материалы.

13 Контроль соединений газопроводов

13.1 Общие требования

13.1.1 Соединения газопроводов подвергаются визуально-измерительному контролю в соответствии с Руководящим документом [31], контролю физическими методами в соответствии с ГОСТ 3242 (ГОСТ Р 55724 для ультразвукового метода контроля и ГОСТ 7512 для радиографического метода контроля) и требованиями настоящего подраздела.

13.1.2 Визуально-измерительный контроль осуществляется в 100% объеме всех соединений. При обнаружении дефектов соединения бракуются и подлежат исправлению, а соединения, вызывающие сомнения в своем качестве, подвергаются физическим методам контроля.

13.1.3 После замены дефектных участков сварные и паяные соединения подлежат 100% контролю ВИК и физическим методом. Стальные и медные газопроводы изолируют согласно 9.2.

13.1.4 По результатам всех видов контроля составляются соответствующие протоколы проверки сварных и паяных соединений, которые оформляются в соответствии с ГОСТ Р 55724, ГОСТ 26126, формы протоколов и журнала сварочных работ приведены в СТО НОСТРОЙ 2.10.64.

13.2 Контроль сварных соединений стальных газопроводов

13.2.1 Визуальный и измерительный контроль выполненных сварных соединений стальных газопроводов проводят в соответствии с Руководящим документом [31].

При проведении ВИК выявляют наличие пор, поверхностные трещины, подрезы, прожоги, наплывы, кратеры, раковины и другие несплошности и дефекты формы швов; несоответствие геометрических размеров сварных швов. Стыки, сваренные дуговой или газовой сваркой, по результатам внешнего осмотра должны соответствовать ГОСТ 16037.

13.2.2 Объем контроля сварных стыков стальных газопроводов физическим методом приведен в приложении Б.

13.2.3 Ультразвуковой метод контроля сварных стыков стальных газопроводов применяется при условии проведения выборочной проверки контролируемых стыков радиографическим методом в объеме не менее 10% от них. При получении неудовлетворительных результатов радиографического контроля хотя бы на одном стыке, объем контроля радиографическим методом следует увеличивать до 50% от общего числа стыков. В случае повторного выявления дефектных стыков все стыки, сваренные сварщиком на объекте в течение календарного месяца и проверенные ультразвуковым методом, должны быть подвергнуты радиографическому контролю.

13.2.4 По результатам проверки радиографическим методом стыки следует браковать при наличии следующих дефектов:

трещин, прожогов, незаваренных кратеров;
непровара по разделке шва;
непровара в корне шва и между валиками глубиной более 10% толщины стенки трубы;
непровара в корне шва и между валиками свыше 25 мм на каждые 300 мм длины сварного соединения или свыше 10% периметра при длине сварного соединения менее 300 мм;
непровара в корне шва в стыках газопроводов диаметром 920 мм и более, выполненных с внутренней подваркой;
непровара в корне шва в сварных соединениях, выполненных с подкладным кольцом;
если размеры дефектов стыков (пор, шлаковых и других включений) превышают установленные для класса 6 по ГОСТ 23055.

13.2.5 По результатам ультразвукового контроля стыки следует браковать при наличии дефектов, площадь которых превышает площадь отверстия в стандартных образцах предприятия, прилагаемых к ультразвуковому аппарату, а также при наличии дефектов протяженностью более 25 мм на 300 мм длины сварного соединения или на 10% периметра при длине сварного соединения менее 300 мм.

13.2.6 При выявлении недопустимых дефектов сварных соединений стальных газопроводов при контроле ВИК и физическими методами необходимо вырезать дефектное соединение с участком газопровода на расстояние не менее 20 см от дефектного соединения и заварить стык вновь по принятой технологии.

13.3 Контроль сварных соединений полиэтиленовых газопроводов

13.3.1 При контроле за ведением технологического процесса сварки полиэтиленовых труб проверяется визуально соответствие данного процесса требованиям, изложенным в 12.3.

13.3.2 ВИК выполненных сварных соединений полиэтиленовых газопроводов проводят в соответствии со Сводом правил [26, раздел 8].

13.3.3 Критерии оценки внешнего вида соединений, выполненных сваркой нагретым инструментом встык, приведены в Своде правил [26, таблица 23].

Критерии оценки внешнего вида соединений, выполненных при помощи деталей с закладными нагревателями, приведены в Своде правил [26, таблицы 25, 26].

13.3.4 Контролю физическими методами подлежат соединения полиэтиленовых газопроводов, сваренных сваркой нагретым инструментом встык, объем которых приведен в приложении Б.

13.3.5 Соединения полиэтиленовых газопроводов подлежат контролю ультразвуковым методом по ГОСТ Р 55724. Обязательному контролю физическими методами не подлежат стыки полиэтиленовых газопроводов, выполненные на сварочной технике высокой степени автоматизации и сварные соединения, выполненные при помощи деталей с закладными нагревательными элементами.

13.3.6 Допускается уменьшать количество контролируемых стыков, сваренных с использованием сварочной техники средней степени автоматизации на 60%.

13.3.7 Обязательному контролю физическими методами не подлежат соединения полиэтиленовых газопроводов, выполненных при помощи деталей с закладными нагревательными элементами, а также сварные соединения, выполненные на сварочной технике высокой степени автоматизации.

13.3.8 Предельно допустимые размеры и количество дефектов приведены в Своде правил [26, приложение С].

13.3.9 При выявлении недопустимых дефектов сварных соединений полиэтиленовых газопроводов при контроле (ВИК, физическими методом) необходимо вырезать дефектное соединение с участком газопровода и заварить стык вновь по принятой технологии.

13.3.10 При производстве работ по контролю сварных соединений физическим методом следует руководствоваться требованиями безопасности, приведенными в ГОСТ 7512 (раздел 7), ГОСТ Р 55724 (раздел 5), а также инструкций изготовителей оборудования, применяемого для контроля физическими методами.

13.4 Контроль паяных соединений медных газопроводов

13.4.1 При контроле ведения технологического процесса пайки медных труб проверяется визуально соответствие данного процесса требованиям, изложенным в 12.4.

13.4.2 При визуально-измерительном контроле паяных соединений проверяют соединение на полноту и вогнутый мениск, отсутствие видимых трещин галтели паяного соединения согласно ГОСТ 19249.

13.4.3 Контроль физическими методами осуществляется по ГОСТ 20426.

13.4.4 Наличие дефектов в соответствии с ГОСТ 24715 не допускается.

13.4.5 Выявленные в результате ВИК и физического метода контроля дефекты паяного соединения допускается исправить их повторной пайкой.

13.4.6 При повторении дефекта на одном и том же соединении дефектный участок следует вырезать. Размер участка должен составлять по 20 см от дефектного соединения. Новый участок монтируется с помощью ремонтных соединительных деталей.

13.5 Контроль фланцевых соединений

13.5.1 При соединении газопроводов с помощью фланцевых соединений контролю подлежат:

визуально отсутствие повреждений прокладок;
плотность прилегания уплотняющих поверхностей, при помощи щупов;
визуально расположение гаек болтов по одну сторону фланцевого соединения;
визуально наличие смазки болтов и шпилек;
отсутствие перекосов фланцевых соединений;
визуально отсутствие клиновых прокладок;
затяжка гаек способом крестообразного или кругового обхода, степень затяжки определяется щупом толщиной 0,3 мм, который не должен проникать в зону, ограниченную радиусом 1,3d0 от центра болта (d0 — номинальный диаметр отверстия);
наличие не менее двух ниток резьбы, выступающих за гайку.

14 Строительство и монтаж средств ЭХЗ

14.1 Общие требования

14.1.1 В разделе приведены требования к строительству, монтажу и наладке средств катодной и электродренажной защиты, их подключению к существующим электрическим коммуникациям в соответствии с Руководящим документом [32].

14.1.2 Монтажная организация должна производить предварительную заготовку основных монтажных узлов и блоков.

14.1.3 После окончания монтажа установок ЭХЗ и составления соответствующего акта приемки производятся пуско-наладочные работы, выполняемые аттестованными специалистами специализированной организации.

14.1.4 Места размещения установок ЭХЗ и прокладки кабелей должны соответствовать проектной (рабочей) документации.

14.1.5 Монтаж на объектах строительства установок ЭХЗ должен осуществляться по технологическим картам, предусмотренным ППР и включать в себя:

монтаж оборудования;
установка анодных заземлителей;
установка защитного заземления;
прокладка кабельных линий;
подключение кабельных линий к защищаемому сооружению и элементам установки ЭХЗ;
индивидуальное опробование электрических коммуникаций и установленного оборудования;
подключение оборудования к источнику электроэнергии.

14.2 Монтаж установки катодной защиты

14.2.1 При монтаже установки катодной защиты должны быть выполнены следующие работы:

монтаж станции катодной защиты (СКЗ) по 14.2.2;
установка блок-бокса (при его наличии) по 14.2.3;
установка стационарных электродов сравнения по 14.2.4;
установка контрольно-измерительных пунктов (КИП) по 14.2.5;
монтаж анодных заземлителей по 14.2.6;
прокладка кабельных линий по 14.2.7;
монтаж защитного заземления по 14.2.8;
монтаж узлов присоединения кабелей к защищаемому сооружению и анодному заземлению по 14.2.9.

14.2.2 Монтаж СКЗ в зависимости от ее модификации осуществляется:

в соответствии с инструкцией по эксплуатации и монтажу;
непосредственно на монолитном фундаменте с креплением ее к анкерным болтам фундамента. Затягивание гаек должно проводиться до упора гаечным ключом;
на металлической раме, поставляемой на площадку строительства вместе со станцией и закрепляемой к фундаменту. Затягивание гаек должно проводиться до упора гаечным ключом.

Монтаж СКЗ наружной установки или в блок-боксе должен производиться без использования средств механизации, при массе станции до 50 кг или с помощью грузоподъемных механизмов и строповочных устройств при массе свыше 50 кг.

14.2.3 Установка блок-бокса с размещенной в нем СКЗ должна производиться по аналогии с монтажом СКЗ наружной установки на монолитном фундаменте.

14.2.4 Установка стационарных электродов сравнения должна отвечать следующим требованиям:

медносульфатные электроды сравнения допускается использовать после проведения лабораторного предустановочного контроля, которым строительная организация проверяет переходное сопротивление «электрод-влагонасыщенный песок» в соответствии с Руководящим документом [32, пункт 4.4.10]. Переходное сопротивление «электрод-влагонасыщенный песок» измеряют с помощью омметра и его величина не должна превышать 15 кОм;
проверенные медносульфатные электроды сравнения погружают в заранее пробуренные скважины, заполненные незамерзающим электролитом так, чтобы дно корпуса находилось на уровне нижней образующей трубопровода и на 100 мм от его боковой поверхности. При этом плоскость датчика должна быть перпендикулярна к оси трубопровода, а на боковой поверхности трубопровода не должно быть дефектов в изоляции. Провода от электродов сравнения протягиваются в КИПы, которые устанавливаются в заранее вырытые котлованы над электродами;
медносульфатные электроды сравнения после установки (так же, как контрольно-измерительные пункты, электроперемычки, контактные устройства, индикаторы коррозии и пр.) необходимо засыпать грунтом без использования средств механизации.

14.2.5 Установка контрольно-измерительных пунктов (КИП)

14.2.5.1 Монтаж КИП должен выполняться в следующей последовательности:

перед установкой КИП открыть крышку пункта;
протянуть кабели и провода в полость стойки КИП, предусмотрев их резерв длиной 0,4 м;
присоединить провода от электрода сравнения, от защищаемого газопровода, от анодных заземлителей, кабель от СКЗ и т.д. к клеммной панели;
выполнить маркировку клемм КИП, соответствующую схеме соединений, несмывающейся краской или прикрепить бирку установленной формы;
установить стойку КИП в котлован вертикально;
уплотнить грунт вокруг пункта в радиусе 1 м смесью песка со щебнем фракцией до 30 мм;
нанести на наружную часть стойки несмывающейся краской порядковый номер пункта по трассе газопровода.

14.2.6 Монтаж анодного заземления

14.2.6.1 Монтаж анодного заземления из вертикальных неупакованных стальных электродов (заземлителей) должен включать следующие операции:

бурение скважин на проектную глубину;
установка электродов-заземлителей в скважины;
прокладка магистрального кабеля на дне траншеи;
выполнение электрического контакта между электродами-заземлителями и магистральным кабелем;
соединение между электродами-заземлителями и магистральным кабелем;
изоляция мест контактных соединений заливкой битумной мастикой.

14.2.6.2 Монтаж анодного заземления из горизонтально уложенных неупакованных электродов-заземлителей должен включать следующие операции:

укладка электродов-заземлителей в траншею на подсыпку горизонтально;
засыпка электродов слоем коксовой мелочи или графита до проектной отметки;
засыпка траншеи слоем грунта толщиной 0,5 м с уплотнением трамбовками, при этом провода анодных электродов должны быть закреплены в вертикальном положении;
прокладка магистрального кабеля на дне траншеи;
присоединение провода электродов-заземлителей к магистральному кабелю;
присоединение магистрального кабеля к станции катодной защиты;
изоляция мест контактных соединений заливкой битумной мастикой;
окончательная засыпка траншеи грунтом с уплотнением трамбовками.

Заземлители следует устанавливать в скважину или траншею механизированным способом, избегая ударов и сотрясений. Не допускается использовать токовод анодного заземлителя при его перемещениях и спуско-подъемах.

В сухих и маловлажных грунтах заземлители (после контроля качества изоляции контактных соединений) необходимо залить глиняным раствором, состоящим из глины и воды до мягкопластичной консистенции при показателе текучести более 0,50, но менее или равно 0,75. Требуемое соотношение между глиной и водой должно определяться в лабораторных условиях.

14.2.7 Прокладка кабельных линий

14.2.7.1 Прокладка электрокабелей в заранее вырытой траншее должна осуществляться в соответствии с требованиями ПУЭ [33, пункт 2.3.83]. Засыпка уложенных в траншее кабелей производится после их приемки представителем технического надзора с оформлением актов на скрытые работы.

14.2.8 Монтаж защитного заземления

14.2.8.1 Корпуса катодных установок ЭХЗ и прочего оборудования во избежание поражения людей электрическим током должны быть заземлены.

Установка защитного заземления включает следующие операции:

погружение в грунт вертикальных или укладка на дно траншеи горизонтальных электродов-заземлителей;
соединение заземляющего проводника с электродами-заземлителями сваркой;
соединение заземляющего проводника с заземляемой конструкцией;
изоляция места сварных соединений битумной мастикой;
уплотнение и выравнивание грунта над заземлением;
окраска надземной части заземляющего проводника в черный цвет.

14.2.8.2 Контактные соединения защитного заземления должны находиться от поверхности земли на расстоянии, указанном в проектной (рабочей) документации.

14.2.8.3 Расположенные в земле заземлители и заземляющие проводники не должны иметь окраски и изолирующих покрытий.

14.2.8.4 Соединение элементов заземления одного с другим, а также соединение заземлителей с заземляющими проводниками следует выполнять сваркой, при этом длина нахлеста должна быть равна шести диаметрам при круглом сечении и двойной ширине при прямоугольном сечении заземлителя.

14.2.8.5 Вертикальные электроды заземления необходимо погружать в грунт механизированно-вращательным или вибрационным способом.

14.2.8.6 Присоединение заземляющих проводников к заземляемым конструкциям должно быть выполнено сваркой, а к корпусам УКЗ — сваркой или надежным болтовым соединением с применением мер, предусматривающих ослабление контактов.

14.2.8.7 Сварные швы, расположенные в земле, должны быть изолированы битумной мастикой.

14.2.9 Монтаж узлов присоединения кабелей к защищаемому газопроводу

14.2.9.1 После приварки контактных устройств, электроперемычек или контрольных проводников изоляционные покрытия на газопроводах должны быть восстановлены. Крепление проводов и кабелей к газопроводу проводят по аналогии с 14.3, 14.4.

14.2.9.2 После приварки проводов изоляционные покрытия на газопроводах должны быть восстановлены.

14.3 Монтаж установки дренажной защиты

14.3.1 Присоединения дренажных кабелей к соответствующим устройствам сети электрифицированного транспорта должны производиться в соответствии с предписаниями эксплуатационных организаций (железных дорог и трамвая) и в присутствии представителей этих организаций.

14.3.2 Для монтажа установки дренажной защиты должны быть выполнены следующие операции:

монтаж станции дренажной защиты. Подключение электродренажной установки к рельсовой сети электрифицированного транспорта должно быть осуществлено через дроссель-трансформатор. Соединительные кабели необходимо подвести к электродренажному устройству через трубу и подключить к его шинам зажимами;
установка стационарных электродов сравнения;
установка контрольно-измерительных пунктов;
прокладка воздушной электролинии или кабелей в предварительно вырытой траншее;
монтаж узлов присоединения кабелей к газопроводу и рельсам. Дренажный кабель подключается к трубопроводу через стальную пластину неразъемным соединением, для чего:

а) дренажный кабель приваривают к пластине или соединяют с ней методом прессования;

б) пластину изготавливают из той же стали, что и трубопровод;

в) пластину приваривают к трубопроводу;

г) место соединения кабеля с трубопроводом изолируют;

подключение дренажного кабеля к газопроводу и рельсам (отрицательной шине, отсасывающему пункту);
монтаж защитного заземления.

14.3.3 Подсоединение дренажного кабеля к рельсу и от газопровода к электродренажному устройству необходимо выполнять на заключительной стадии строительно-монтажных работ (перед засыпкой газопровода).

14.3.4 Присоединение заземляющих проводников к заземляемым конструкциям должно быть выполнено сваркой, а к корпусам станции дренажной защиты — сваркой или надежным болтовым соединением с применением мер, препятствующих ослабление контактов.

14.3.5 Остальные работы при выполнении электродренажной защиты выполняются аналогично работам по монтажу элементов катодной защиты.

14.4 Монтаж установки гальванической (протекторной) защиты

14.4.1 Монтаж гальванической (протекторной) установки включает в себя:

монтаж гальванических анодов (протекторов);
монтаж соединительных кабелей;
монтаж контрольно-измерительного пункта.

14.4.2 Перед монтажом гальванической (протекторной) установки производится:

разработка траншеи под кабель в соответствии с 8.2.13;
укладка кабеля (от протектора до КИП, от КИП до объекта защиты — стального подземного газопровода (стальной вставки) или стального футляра) в траншею и засыпка траншеи — в соответствии с 8.2.12;
бурение скважин под гальванические аноды (протекторы) в соответствии с СТО НОСТРОЙ 2.3.203-2016 (раздел 7.2).

14.4.3 Монтаж гальванических анодов (протекторов) осуществляется в следующей последовательности:

опускание гальванического анода (протектора) в скважину;
центровка гальванического анода (протектора) в скважине;
присоединение проводника гальванического анода (протектора) к кабелю;
изоляция мест присоединения проводника к кабелю;
предварительная засыпка скважины грунтом на 2/3 ее глубины;
заливка скважины водой в объеме 20 — 30 л;
окончательная засыпка скважины грунтом;
присоединение кабеля к контактным пластинам, скобам или стержням, приваренным к объекту защиты;
изоляция мест присоединения кабеля к объекту защиты;
засыпка траншеи грунтом.

14.4.4 Гальванические (протекторные) установки в соответствии с проектной (рабочей) документацией могут поставляться на площадку строительства как упакованные с активатором, так и не упакованные.

14.4.5 При установке не упакованных активатором гальванических анодов (протекторов) на дно скважины предварительно помещается активатор слоем толщиной 40 — 55 мм. После этого устанавливаются гальванические аноды (протекторы), вокруг которых равномерно укладывается активатор.

14.4.6 Состав активатора для магниевых гальванических анодов (протекторов):

гранулированный сернокислый натрий — 25%;
сернокислый кальций (строительный гипс) — 25%;
бентонитовая глина — 50%.

Состав активатора для алюминиевых гальванических анодов (протекторов):

гидрат окиси кальция (гашеная известь) — 25%;
поваренная соль — 25%;
бентонитовая глина — 50%.

14.4.7 Монтаж упакованных гальванических анодов (протекторов), укомплектованных порошкообразным активатором, выполняется в следующей последовательности:

с гальванических анодов (протекторов) снимаются наружные мешки;
хлопчатобумажный мешок, в который упакован гальванический анод (протектор), захватывается за петлю при помощи стальной проволоки диаметром 5 мм и опускается в скважину;
после установки гальванического анода (протектора) и присыпки его грунтом проволоку удаляют, а в скважину заливают воду. После осадки грунта после замачивания скважину полностью засыпают местным грунтом с послойным трамбованием. При засыпке скважины должна быть обеспечена сохранность гальванического анода (протектора), соединительного провода и места контакта провода с сердечником.

14.4.8 Скважина засыпается местным грунтом с помощью лопат по ГОСТ 19596, без использования средств механизации.

14.4.9 Заливка водой производится ведром по ГОСТ 20558 или другой подручной емкостью.

14.4.10 После осадки грунта при его замачивании скважина на полную глубину засыпается местным грунтом, без использования средств механизации, с устройством валика на высоту, указанную в проектной (рабочей) документации.

14.4.11 Присоединение кабеля к объекту защиты выполняется сваркой в соответствии с 14.2.8.6.

14.4.12 Изоляция места присоединения кабеля к объекту защиты производится в соответствии с 14.2.8.7.

14.4.13 Монтаж КИП осуществляется в соответствии с 14.2.5.

14.4.14 Перед приваркой контактных пластин, скоб или стержней к защищаемым сооружениям необходимо осмотреть состояние изоляции сооружений.

14.4.15 В месте присоединения контактной пластины к объекту защиты изоляционное покрытие должно быть снято.

14.4.16 Снятие изоляционного покрытия и зачистку поверхности объекта защиты до металлического блеска выполняют только через окно размером 120 x 170 мм, вырезанного в металлическом листе, который накладывается на объект защиты для исключения повреждения их изоляционного покрытия.

14.4.17 Контактные скобы и пластины присоединяются к объекту защиты с помощью газовой или электродуговой сварки.

14.5 Контроль монтажа средств ЭХЗ

14.5.1 При производстве монтажных работ средств ЭХЗ при проведении операционного контроля следует выполнять проверку:

монтажа станции катодной и дренажной защиты на фундаменте;
монтажа КИП;
соединений кабелей между собой и остальными элементами ЭХЗ;
изоляции контактных соединений анодных и защитных заземлений;
устройства защитного покрытия кабеля из кирпича;
монтажа гальванической (протекторной) защиты стальных футляров и стальных вставок.

Измерить сопротивление изоляции кабелей, защитного заземления, сопротивление растеканию анодных заземлителей.

14.5.2 Для проверки правильности монтажа станций катодной и дренажной защиты на фундаменты необходимо проверить соответствие их размещения проектной (рабочей) документации и установки на анкерные болты фундаментов.

14.5.2.1 Станции должны быть размещены и закреплены на фундаментах в соответствии с проектной (рабочей) документацией. Крепления должны обеспечивать прочность и устойчивость станций.

14.5.2.2 Контроль правильности монтажа станций производится визуально. Контроль креплений проверяется на плотность затяжки гайками станций к верхней поверхности фундаментов. Степень затяжки болтов контролируется щупом толщиной 0,3 мм, который не должен проникать в зону, ограниченную радиусом 1,3d0 от центра болта (d0 — номинальный диаметр отверстия) и на наличие не менее двух ниток резьбы, выступающих за гайку.

Примечание - Целесообразно применять щупы, характеристики которых соответствуют ТУ 2-034-0221197-91 «Щупы. Технические условия».

14.5.3 Для проверки правильности монтажа КИП необходимо проверить соответствие мест размещения, отметки низа КИП и вертикальность установки.

14.5.3.1 Места установки КИП по трассе газопровода должны быть определены привязкой по пикетажу в соответствии с проектной (рабочей) документацией и располагаться над газопроводом. Отметки низа КИП и их вертикальность должна соответствовать проектной (рабочей) документации.

14.5.3.2 Контроль правильности мест установки (пикетаж) и отметки низа КИП производится с помощью нивелира по ГОСТ 10528. Контроль вертикальности установки колонки КИП производится с помощью уровня по ГОСТ 9416.

14.5.4 Для проверки правильности соединений кабелей между собой и элементами ЭХЗ необходимо произвести визуальный осмотр и проверить наличие переходного сопротивления контактов с помощью омметра М 372.

14.5.4.1 Переходное сопротивление контактов не должно превышать 0,05 Ом, в соответствии с Правилами [34, пункт 28.5 приложения 3].

14.5.4.2 Контроль правильности контактных соединений кабелей между собой и элементами ЭХЗ производится визуально и с помощью омметра М 372 и других приборов, включенных в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений.

14.5.5 Для проверки правильности изоляции контактных соединений анодных и защитных заземлений необходимо проверить качество ее нанесения.

14.5.5.1 Качество нанесения изоляции на контактные соединения анодных и защитных заземлений обеспечивается сплошностью ее покрытия.

14.5.5.2 Контроль сплошности изоляции производится ультразвуковым дефектоскопом по ГОСТ Р 55809.

14.5.6 Проверка наличия кирпича в качестве защитного покрытия кабеля производится визуальным контролем.

14.5.7 В процессе монтажа гальванического анода (протектора), при проведении операционного контроля, следует контролировать следующие параметры:

габаритные размеры скважины под гальванический анод (протектор);
положение гальванического анода (протектора);
присоединение проводника гальванического анода (протектора) к кабелю;
изоляция места присоединения проводника гальванического анода (протектора) к кабелю;
заполнение скважины грунтом;
присоединение кабеля к объекту защиты;
изоляция места присоединения кабеля к объекту защиты;
засыпка траншеи под кабель грунтом.

14.5.7.1 Габаритные размеры скважины под гальванический анод (протектор) следует контролировать по аналогии с СТО НОСТРОЙ 2.3.203-2016 (7.5.3 - 7.5.3.6).

14.5.7.2 Вертикальность установки гальванического анода (протектора) подлежит контролю отвесом по ГОСТ 7948. Отклонения от вертикальности не допускаются.

14.5.7.3 Присоединение элементов гальванической (протекторной) защиты к кабелю и изоляция мест присоединения подлежит контролю в соответствии с 14.5.4.

14.5.7.4 Заполнение скважины грунтом на 2/3 глубины подлежит контролю нивелиром по ГОСТ 10528. Заливка скважины водой контролируется визуально исходя из вместимости емкости. Окончательное заполнение скважины грунтом контролируется визуально.

14.5.7.5 Соединение кабеля с объектом защиты и изоляция мест присоединения подлежит контролю в соответствии с 14.5.4.

14.5.8 Выявленные в процессе контроля отклонения от проектной (рабочей) документации и требований документов в области стандартизации и технического регулирования или технологических инструкций должны быть исправлены до начала производства последующих работ.

14.5.9 Результаты операционных контролей записываются в общий и специальные журналы, порядок ведения которых приведен в Руководящем документе [5]. На работы по установке катодной и дренажной защиты на фундаменте, по бурению скважин; по установке гальванических анодов (протекторов); по заполнению скважин грунтом и заливке водой; по установке контрольно измерительных пунктов; по засыпке пазух котлованов и уплотнений грунта; по рытью траншеи под кабели; по монтажу кабелей от гальванических анодов (протекторов) до контрольно-измерительных пунктов составляются акты освидетельствования скрытых работ по формам, приведенным в Руководящем документе [21].

14.6 Пуско-наладочные работы ЭХЗ

14.6.1 После завершения монтажа в полном объеме монтажные организации передают заказчику для организации, выполняющей пуско-наладочные работы, следующую документацию:

акты приемки, включающие в себя:

а) протоколы измерений сопротивления изоляции кабелей;

б) протоколы измерений сопротивления защитного заземления;

акты проверки сопротивления растеканию контуров анодных заземлений;
акты по монтажу подземных кабелей;
проектную (рабочую) и исполнительную документацию;
акты приемки электромонтажных работ;
журнал строительного контроля;
копии разрешений на проведение работ от заинтересованных организаций;
технические паспорта предприятий-изготовителей на составные элементы ЭХЗ (станции катодной и дренажной защиты, КИП и т.д.), сертификаты качества, сертификаты соответствия и другие документы, используемые при строительстве.

14.6.2 Формы актов приведены в ГОСТ Р 55474.

14.6.3 Перед выполнением пуско-наладочных работ проводится контроль выполненных работ, включающий в себя проверку визуально:

соответствия проектным решениям смонтированных УКЗ, УДЗ, всех КИП, анодных заземлителей, защитного заземления;
механической целостности всех элементов катодной и дренажной установок путем внешнего осмотра;
электрических кабелей для подключения УКЗ и УДЗ к анодному заземлению и к газопроводу и т.д. на соответствие типа, марки, сечения и глубины его прокладки проектному решению;
монтажных соединений (сварки элементов конструкции анодного заземления, приварки дренажного кабеля и проводников от заземлителей к магистральному кабелю и т.д.);
с помощью омметра — сопротивления растеканию токов заземлений, которые должны быть не выше величин, указанных в проектной (рабочей) документации.

14.6.4 Выявленные в ходе осмотра и проверки недостатки должны быть устранены.

14.6.5 Установки ЭХЗ включаются в работу с токовыми нагрузками, соответствующими проектным параметрам, не менее чем за 72 часа до начала пуско-наладочных работ.

14.6.6 При пуско-наладочных работах производятся измерения потенциалов на газопроводах, а если предусмотрено проектной документацией, то и на смежных сетях инженерно-технического обеспечения.

Измерения должны производиться во всех пунктах измерений, предусмотренных проектной документацией:

пункты с наиболее высокими положительными и знакопеременными потенциалами, которые фиксируются в ходе коррозионных изысканий;
пункты на газопроводах, наиболее приближенных к источникам блуждающих токов, высоковольтным кабелям и линиям электропередачи;
пункты наиболее удаленные и наиболее приближенные к анодным заземлителям.

14.6.7 Измерения должны производиться с использованием регистрирующих и переносных высокоомных приборов по технологиям, предусмотренным ГОСТ 9.602.

Измерения при наладке дренажных защитных установок должны производиться регистрирующими приборами, по возможности, синхронные измерения потенциалов «труба-земля» и «рельс-земля» с длительностью записи не менее 1 часа.

14.6.8 Полученные результаты измерений потенциалов на построенном газопроводе и смежных сетях инженерно-технического обеспечения анализируются на соответствие данным, приведенным в проектной (рабочей) документации, и по результатам анализа принимаются решения о необходимости корректировки режимов работы установок ЭХЗ с целью определения минимально возможных защитных токов на установках ЭХЗ, при которых во всех пунктах измерений на газопроводе и смежных сетях инженерно-технического обеспечения будут достигнуты потенциалы не ниже минимально допустимых, и не более максимально допустимых проектной (рабочей) документацией, которые замеряются с помощью измерительного прибора по ГОСТ 14014.

В случае необходимости изменения режимов работы, измерения должны повторяться во всех пунктах, находящихся в зонах действия защитных установок с измененными режимами работы.

Корректировка режимов работы может производиться неоднократно до достижения требуемых в проектной (рабочей) документации результатов.

14.6.9 В случаях, когда в ходе пуско-наладочных работ не удается достигнуть на защищаемых газопроводах требуемых защитных потенциалов во всех пунктах измерений, должен быть разработан перечень необходимых дополнительных мероприятий для принятия соответствующих мер.

До реализации дополнительных мероприятий зона эффективной защиты подземных газопроводов уменьшается.

14.6.10 По результатам пуско-наладочных работ оформляется технический отчет, содержание которого должно соответствовать Руководящему документу [32, пункт 4.5.18] и включать в себя сведения о:

защищаемых и смежных подземных сетях инженерно-технического обеспечения;
действующих источниках блуждающих токов;
факторах и показателях коррозионной опасности;
построенных и ранее действующих (если такие имеются) установках электрохимической защиты;
установленных на газопроводах электроперемычках;
контрольных пунктах, находящихся в эксплуатации;
специально оборудованных опорных пунктах измерений;
изолирующих фланцевых соединениях;
выполненных работах и их результатах, а также: таблицу с окончательно установленными параметрами работы защитных установок, таблицу потенциалов защищаемых сооружений в режимах «без защиты» и «с защитой» в установленных окончательно режимах работы защитных установок, справки (заключения) владельцев смежных сетей инженерно-технического обеспечения, заключение по наладке защитных установок, рекомендации по дополнительным мероприятиям по защите подземных сетей инженерно-технического обеспечения.

15 Испытания газопроводов

15.1 Подготовительные работы

15.1.1 Перед проведением испытаний газопровода внутренняя полость трубы должна быть очищена от окалины и грата, а также от случайно попавших при строительстве внутрь трубопроводов грунта, воды и различных предметов.

15.1.2 Очистка полости и испытание газопровода должны проводиться по методике, разработанной в составе ППР.

15.1.3 Газопровод перед проведением работ по очистке полости трубы должен быть присыпан на высоту не менее 200 мм над верхней образующей трубы с целью обеспечения безопасности или полной засыпки траншеи.

15.1.4 Очистку полости трубы следует проводить продувкой с пропуском или без пропуска очистного устройства.

15.1.5 Продувку труб без пропуска очистных устройств следует предусматривать:

для стальных газопроводов номинальным диаметром менее DN 200 и медных, а для полиэтиленовых — наружным диаметром dn 225;
для газопроводов любого диаметра при наличии крутоизогнутых вставок радиусом менее пяти диаметров;
для газопроводов любого диаметра протяженностью менее 1 км.

15.1.6 Во всех остальных случаях продувку следует предусматривать с помощью очистного устройства.

15.1.7 В качестве очистных устройств используются специальные поршни.

15.1.8 Продувка газопроводов с пропуском очистных устройств через неполнопроходную линейную арматуру запрещается.

15.1.9 Перед пропуском очистных устройств следует убедиться в полном открытии линейной арматуры.

15.1.10 Продувку выполняют сжатым воздухом, поступающим из ресивера (баллона) или непосредственно от компрессорных установок. Ресивер для продувки создается на прилегающем участке газопровода, ограниченном с обеих сторон заглушками или запорной арматурой. Диаметр перепускной (байпасной) линии и полнопроходного крана на ней должен быть равен 0,3 диаметра продуваемого участка.

15.1.11 При любом способе прокладки газопровода протяженность продуваемого участка с пропуском очистных устройств устанавливается с учетом технической характеристики очистного устройства (предельной длины его пробега), длины и давления воздуха в ресивере.

15.1.12 Продувка без пропуска очистных устройств осуществляется скоростным потоком сжатого воздуха (15 — 20 м/с), поступающего из ресивера (баллона) или непосредственно от компрессорных установок.

15.1.13 Поршни должны быть снабжены генераторами электромагнитных волн или других излучений, например, звука для возможности их поиска и обнаружения приборами в случае остановки поршня и закупорки газопровода. После извлечения поршня продувку следует провести повторно.

15.1.14 Протяженность продуваемых участков газопровода должна быть определена в ППР.

15.1.15 Давление сжатого воздуха при продувке должно соответствовать давлению, указанному в проектной (рабочей) документации.

15.1.16 Продувка без пропуска очистного устройства считается законченной, когда из продувочного патрубка выходит струя незагрязненного воздуха.

15.1.17 Продувка с пропуском очистного устройства считается законченной, когда после вылета очистного устройства из продувочного патрубка выходит струя незагрязненного воздуха.

15.1.18 После очистки полости трубы на концах очищенного участка следует установить инвентарные заглушки.

15.1.19 По окончании очистки полости трубы законченный строительством участок газопровода должен быть подвергнут испытаниям.

15.1.20 Испытания газопровода проводятся строительно-монтажной организацией в присутствии представителя Заказчика и эксплуатационной организации. Результаты испытаний оформляются актом и записью в строительном паспорте.

15.1.21 Испытания следует производить после установки технических устройств (арматуры и др.). В тех случаях, когда технические устройства не рассчитаны на испытательное давление, на период испытаний взамен технических устройств, следует устанавливать катушки, заглушки, пробки.

15.1.22 Для проведения испытаний газопровод следует разделить на участки, ограниченные арматурой или заглушками. Арматура может быть использована в случаях, если она рассчитана на испытательное давление.

15.1.23 Для проведения испытаний на газопроводе в соответствии с проектной (рабочей) документацией необходимо предусмотреть врезку штуцеров, гильз для установки манометров, воздушников, термометров, узлов ввода и вывода испытательной среды. Дополнительная врезка штуцеров и гильз, необходимых для проведения испытания газопроводов после монтажа и повторных освидетельствований в эксплуатационный период, должна быть согласована с заказчиком, проектной организацией и внесена в техническую документацию.

15.1.24 Для наблюдения за температурой в испытываемом газопроводе в его начале и конце должны быть установлены жидкостные лабораторные термометры (например, ТУ 25-2021.003-88 [35]).

15.1.25 Измерение давления при испытании газопроводов должно выполняться не менее чем двумя манометрами, которые устанавливаются: один — у опрессовочного агрегата после запорного вентиля, второй — в конце линии (участка).

15.1.26 Манометры, применяемые при испытании газопроводов, должны быть поверены и опломбированы.

15.2 Проведение испытаний

15.2.1 Испытания газопроводов, в том числе проложенных закрытым способом, выполнять в соответствии с действующими документами в области стандартизации и технического регулирования.

15.2.2 Полиэтиленовые газопроводы с участками подземных стальных газопроводов длиной до 10 м следует испытывать по нормам полиэтиленового газопровода. При длине стального участка свыше 10 м необходимо проводить испытание этого участка по нормам стального газопровода. Участок стального газопровода должен быть испытан с установкой заглушек, а после присоединения к полиэтиленовому газопроводу совместно с ним по нормам испытания полиэтиленового газопровода.

15.2.3 Во время проведения испытания газопроводов на герметичность должна быть установлена охраняемая зона. Расстояние от испытываемого газопровода до границы охраняемой зоны в любом месте должно быть не менее 10 м.

15.2.4 Границы охраняемой зоны обозначаются флажками. Для наблюдения за охраняемой зоной необходимо выставить контрольные посты. Количество постов для наружных газопроводов в условиях хорошей видимости определяется из расчета один пост на 200 м длины газопровода.

Количество постов должно определяться с учетом местных условий так, чтобы охрана зоны была обеспечена надежно. Освещенность охраняемой зоны должна быть не менее 50 лк. Пребывание людей в зоне во время подъема давления при испытаниях запрещается.

15.2.5 Компрессор и ресивер, используемые при испытании газопроводов, должны находиться за пределами охраняемой зоны. Подводящую линию от компрессора к испытываемому газопроводу предварительно следует проверить на прочность.

15.2.6 Осмотр испытываемых участков газопроводов должен производиться при давлении не выше испытательного. Осмотр должен проводиться сотрудниками организации, проводящей испытание, проинструктированными по выполнению данного вида работ. Нахождение в охраняемой зоне посторонних лиц, запрещается.

15.2.7 До проведения испытаний следует: оградить и обозначить соответствующими знаками зону испытаний; обеспечить возможность аварийного отключения испытуемого газопровода; обозначить предупредительными знаками временные заглушки и фланцевые соединения; установить посты из расчета один пост в пределах видимости другого, но не реже чем каждые 200 м друг от друга, для предупреждения об опасной зоне; привести в готовность средства пожаротушения и обслуживающий персонал, способный к работе по ликвидации пожара; обеспечить освещенность рабочих мест не менее 50 лк.

15.2.8 Дефекты газопроводов следует устранять после снижения давления до атмосферного.

15.2.9 При нахождении газопроводов вблизи зданий их испытания можно производить при условии, что оконные и дверные проемы этих зданий, находящиеся в пределах опасной зоны, должны быть закрыты защитными ограждениями (щитами, решетками).

15.2.10 Осмотр газопровода при проведении испытания разрешается производить после снижения испытательного давления до рабочего.

15.2.11 Обстукивание сварных швов непосредственно во время испытаний газопроводов и технических устройств не допускается.

15.2.12 При продувке и газопроводов после испытания перед открытыми штуцерами должны быть установлены защитные ограждения (экраны).

16 Контроль строительства газопроводов

16.1.1 При строительстве газопроводов в случаях, установленных законодательством, должен осуществляться государственный строительный надзор в соответствии с требованиями Градостроительного кодекса [3], а также в процессе строительства должен осуществляться строительный контроль в соответствии с СП 48.13330.

16.1.2 При проведении строительного контроля выполняются следующие контрольные мероприятия:

входной контроль труб, технических устройств и других изделий и материалов (далее продукция), поставляемых для строительства сети газораспределения;
контроль соблюдения правил складирования и хранения применяемой продукции;
контроль соблюдения последовательности и полноты технологических операций при строительстве сети газораспределения;
освидетельствование скрытых работ и промежуточная приемка ответственных строительных конструкций сети газораспределения;
поэтапная приемка выполненных работ;
проверка соответствия законченной строительством сети газораспределения требованиям проектной (рабочей) документации и нормативно-правовым актам.

16.1.3 Все виды работ при проведении строительного контроля должны быть документированы в журналах работ в соответствии с Руководящим документом [5].

17 Правила безопасного выполнения строительно-монтажных работ

17.1 Безопасность производства строительно-монтажных работ при строительстве подземных газопроводов сетей газораспределения должна обеспечиваться при соблюдении требований СП 49.13330, СНиП 12-04, Федеральных норм и правил [28], документов ССБТ, технологической документации (ППР), проектной (ПОС), а также требований настоящего раздела стандарта.

17.2 Перед каждой рабочей сменой необходимо проверять исправность применяемого оборудования.

17.3 Перемещение и установка землеройного оборудования, кранов, трубоукладчиков, автотранспорта и других машин и механизмов вдоль траншеи допускаются только в порядке и на расстоянии, установленном в ППР.

17.4 На все применяемые машины и установки строительная организация должна иметь инструкции по их устройству и эксплуатации.

17.5 Установки и механизмы, работающие от электропривода, должны соответствовать требованиям ПУЭ [33].

18 Исполнительная документация

18.1.1 При приемке построенного объекта сети газораспределения, осуществляемой приемочной комиссией, лицо, осуществляющее строительство, предоставляет в составе исполнительно-технической документации документы и материалы, указанные в Техническом регламенте [2] в соответствии с действующими нормативно-техническими требованиями.

18.2.1 В комплект исполнительной документации входят:

отчеты об инженерных изысканиях. В случае если при строительстве было выявлено их несоответствие фактическому состоянию, то должны быть приложены чертежи исполнительной геодезической съемки, оформленные геодезистом подрядной организации. При отсутствии геодезиста у лица, осуществляющего строительство, допускается к таким работам привлекать специалиста сторонней организации. При обнаружении в траншее (котловане) грунтов, отличных от указанных в проектной документации, должны быть составлены геолого-литологические разрезы по скважинам и на основании лабораторных исследований монолитов грунтов, взятых из шурфов или скважин, уточнены их физико-механические характеристики;
проектная (рабочая) документация.

После выполнения работ на чертежах делается запись «выполнено по проекту» и ставится подпись производителя работ. При наличии отступлений от проектной (рабочей) документации на чертеже наносится фактическое положение газопровода и другие изменения, внесенные в процессе строительства. Все изменения должны быть согласованы с лицами, ответственными за строительство и проектную документацию, о чем на соответствующих чертежах должны быть получены их подписи. Все подписи должны быть заверены в установленном порядке;

перечень организаций, участвующих в производстве строительно-монтажных работ с указанием видов выполненных ими работ;
исполнительные чертежи, на которых должны быть указаны пикеты, отметки верха и низа газопровода, глубина траншеи, отметки пересечений с коммуникациями, если есть таковые;
общие и специальные журналы учета выполнения работ в соответствии с Руководящим документом [5], журналы авторского надзора проектной организации согласно Своду правил [36], материалы обследований и проверок в процессе строительства надзорных органов;
акт освидетельствования построенных участков сетей газораспределения, примерная форма которого приведена в приложении В;
строительный паспорт трассы газопровода, который должен содержать следующую информацию:
сертификаты заводов-изготовителей (их копии, извлечения из них, заверенные лицом, ответственным за строительство объекта) на трубы, соединительные детали, сварочные и изоляционные материалы;
технические паспорта предприятий-изготовителей (заготовительных мастерских) или их копии на оборудование, узлы, соединительные детали, изоляционные покрытия, изолирующие фланцы, арматуру диаметром свыше 100 мм, а также другие документы, удостоверяющие качество материалов, изделий и технических устройств;
акт разбивки и передачи трассы (площадки) для подземного газопровода;
акт приемки предусмотренных проектом установок электрохимической защиты;
иные документы, отражающие фактическое исполнение проектных решений.

Рекомендуемая форма строительного паспорта приведена в приложении А;

акты освидетельствования геодезической разбивочной основы, форма которых приведены в Руководящем документе [21, приложение 1];
акты освидетельствования скрытых работ, форма которых приведена в Руководящем документе [21, приложение 3];
акты освидетельствования ответственных конструкций, форма которых приведена в Руководящем документе [21, приложение 4].

В актах следует вводить также подпись представителей авторского надзора согласно Своду правил [36] при условии, что с ним заключен договор на выполнение данного надзора;

протоколы механических испытаний сварных стыков стального и полиэтиленового газопроводов; протокол проверки сварных стыков газопровода радиографическим методом, протокол проверки сварных стыков газопровода ультразвуковым методом и протокол проверки качества стыков, выполненных контактной сваркой и пайкой;
положительное заключение экспертизы проектной документации и (или) результатов инженерных изысканий в форме государственной экспертизы или негосударственной экспертизы;
справка от землепользователей о проведении рекультивации и отсутствия претензий.

18.1.2 При оформлении актов на скрытые работы и актов приемки ответственных конструкций их подписывают производитель работ и представители авторского контроля.

При обнаружении в траншее (котловане) грунтов, отличающихся от указанных в проектной (рабочей) документации, необходимо составить акт с указанием в тексте грунтовых условий, обнаруженных в процессе производства земляных работ. К подписанию акта привлекается представитель авторского надзора.

Исполнительная документация должна храниться у лица, ответственного за строительство. Исполнительная документация предъявляется приемочной комиссии в ходе приемки построенного объекта сети газораспределения. После заключения о соответствии построенных сетей газораспределения требованиям технических регламентов (норм и правил), иных нормативных правовых актов и проектной (рабочей) документации один экземпляр исполнительной документации передается Застройщику на постоянное хранение.

19 Оценка соответствия выполненных работ

19.1 Лицом, осуществляющим строительство, лицом, осуществляющим подготовку проектной документации совместно с Застройщиком (заказчиком), должна быть проведена оценка соответствия выполненных работ требованиям проектной документации и техническому регламенту [2].

19.2 Оценка соответствия выполненных подготовительных, земляных, укладочных, изоляционных, монтажных, сварочных работ требованиям проектной документации выполняется проведением документарной проверки исполнительной документации, оформленной по требованиям раздела 17, на полноту и достоверность сведений в представленных материалах, в том числе:

актов приемки геодезической разбивочной сети (см. 6.3.3);
заключения о соответствии труб, соединительных деталей, технических устройств, изделий и материалов предъявляемым требованиям (см. 6.3.4);
актов, оформляемых в ходе освидетельствования скрытых работ и ответственных конструкций (см. 8.5.10, 9.5.10, 10.6.9, 11.8.7, 14.5.9 и раздел 11);
актов проведенных испытаний газопровода (см. 15.1.19);
журналы производства антикоррозийных работ;
протоколы, составленные в процессе выполнения сварных соединений;
общего и специального журнала работ (см. 8.5.10, 14.5.9, 11);
исполнительной документации на строительство с записями о соответствии выполненных в натуре работ проектной и рабочей документации (см. 17).

19.3 Оценка соответствия построенной сети газораспределения требованиям Технического регламента [2] проводится при завершении строительства либо реконструкции сетей газораспределения в виде приемки сети газораспределения.

19.4 Форма карты контроля соблюдения требований настоящего стандарта приведена в приложении Г.

Приложение А (рекомендуемое)

ФОРМА СТРОИТЕЛЬНОГО ПАСПОРТА ПОДЗЕМНОГО ГАЗОПРОВОДА (образец)

СТРОИТЕЛЬНЫЙ ПАСПОРТ ПОДЗЕМНОГО ГАЗОПРОВОДА (ненужное зачеркнуть)

Построен ______________________________________________________________ (наименование строительно-монтажной организации

        и номер договора проектной (рабочей) документации)
по адресу: ____________________________________________________________
             (город, улица, привязки начального и конечного пикетов)

1. <a id="p101635"></a>Характеристика газопровода

    Указываются  длина  участков,  наружный  диаметр, толщина стенки трубы,
    рабочее давление газопровода, материал труб  (стальных, полиэтиленовых,
    медных),   тип   изоляционного   покрытия   линейной   части  и  стыков
    (для стальных  и медных газопроводов),  число установленных технических

устройств (наименование марок), сооружений и их наименований.
_______________________________________________________________________
_______________________________________________________________________

2.  <a id="p101636"></a>Перечень  прилагаемых  сертификатов,  технических паспортов (или их

копий) и других документов, удостоверяющих качество материалов труб и технических устройств _____________________________________________________________ _____________________________________________________________

3. <a id="p101637"></a>Данные о соединениях труб газопровода

Фамилия, имя, отчество сварщика	Вид соединения	Номер (клеймо) сварщика, паяльщика	Выполнено стыков		Дата проведения работ
Фамилия, имя, отчество сварщика	Вид соединения	Номер (клеймо) сварщика, паяльщика	Наружный диаметр труб и толщина стенок труб, мм	Число, шт.	Дата проведения работ

_____________________________________________________________ (должность, подпись, инициалы, фамилия сварщика, паяльщика)

Допускается прилагать распечатку процесса сварки полиэтиленовых труб, выдаваемую сварочным оборудованием.

Пример оформления плана (схемы) сварных стыков стального газопровода между ПК 15+00 и ПК 15+60

19 Оценка соответствия выполненных работ

Рисунок А.1

Условные обозначения:

19 Оценка соответствия выполненных работ - газопровод, законченный строительством;

19 Оценка соответствия выполненных работ - газопровод существующий;

19 Оценка соответствия выполненных работ - колодец с задвижкой на газопроводе;

19 Оценка соответствия выполненных работ - водопровод;

19 Оценка соответствия выполненных работ - стык поворотный;

19 Оценка соответствия выполненных работ - стык неповоротный;

19 Оценка соответствия выполненных работ - стык, проверенный физическими методами контроля;

19 Оценка соответствия выполненных работ - стык; в числителе — порядковый номер стыка, в знаменателе — номер (клеймо) сварщика, варившего данный стык;

2КЖ № 25 — дом каменный жилой двухэтажный, № 25;

Ø — наружный диаметр газопровода и толщина стенки трубы;

l — длина участка газопровода от стыка до стыка;

a — привязка газопровода к сооружениям.

Примечание - Схема должна быть составлена так, чтобы местоположение каждого стыка могло быть найдено с поверхности земли. Для этого должны быть сделаны привязки к постоянным объектам (зданиям, сооружениям) как самого газопровода, так и его характерных точек (концевых, поворотных и др.), должны быть нанесены расстояния между стыками, а также между стыками и характерными точками, в том числе пересекаемыми коммуникациями. Строгое соблюдение масштаба схемы необязательно.

Указать температуру замыкания участков газопровода.

4. Проверка глубины заложения подземного газопровода, уклонов, постели, устройства футляров, колодцев, коверов

    Установлено,  что глубина  заложения  газопровода  от поверхности земли
    до верха трубы  на всем  протяжении, уклоны  газопровода,  постель  под
    трубами, а также устройство футляров, колодцев,  коверов  соответствуют

проектной (рабочей) документации.

Представитель подрядной организации ___________________________________ (должность, подпись, инициалы, фамилия)

Представитель привлеченной организации ________________________________ (должность, подпись, инициалы, фамилия)

5. <a id="p101669"></a>Проверка качества изоляционного покрытия газопровода

1. <a id="p101670"></a>Перед  укладкой  в  траншею проверено изоляционное покрытие стальных

    и медных труб,  сварных  и  паяных  стыков  на  отсутствие механических
    повреждений   и   трещин   -  внешним   осмотром;   толщина  -  замером

по ГОСТ 9.602 __________ мм; адгезия к стали — по ГОСТ 9.602; сплошность — дефектоскопом.

2. <a id="p101671"></a>Изоляционное  покрытие  стыков,  изолированных  в траншее, проверено
внешним  осмотром  на отсутствие  механических  повреждений  и  трещин,

по ГОСТ 9.602 (толщина, адгезия к металлу, сплошность).

3. <a id="p101672"></a>Проверка  на отсутствие электрического контакта между металлом трубы
и грунтом произведена после полной засыпки траншеи
"____" ____________ 20___ г.

    Если траншея  была засыпана при глубине промерзания грунта более 10 см,
    то строительно-монтажная организация должна  выполнять  проверку  после
    оттаивания грунта, о чем должна  быть  сделана  запись в акте о приемке

законченного строительством сети газораспределения.

При проверке качества изоляционного покрытия дефекты не обнаружены.

Начальник лаборатории _________________________________________________ (подпись, инициалы, фамилия)

Представитель привлеченной организации ________________________________ (должность, подпись, инициалы, фамилия)

6. <a id="p101677"></a>Продувка газопровода, испытание его на герметичность

1. <a id="p101678"></a>"___" __________ 20___ г. перед испытанием
на  герметичность  произведена  продувка  газопровода  воздухом рабочим
давлением.

2. <a id="p101679"></a>"___" __________ 20___ г. засыпанный до проектных отметок газопровод

    с  установленной   на  нем   арматурой   и  ответвлениями   к  объектам
    до отключающих запорных устройств  испытан  на герметичность  в течение

________ ч.

    До начала  испытания  подземный  (наземный)  газопровод  находился  под
    давлением воздуха в течение __________ ч  для выравнивания  температуры

воздуха в газопроводе с температурой грунта.

Замеры давления производились манометром (дифманометром) по ГОСТ ___________, класс ___________.

Данные замеров давления при испытании подземного газопровода

Дата испытания			Замеры давления, кПа (мм рт. ст.)		Падение давления, кПа (мм рт. ст.)
Месяц	Число	Часы	Манометрическое		Допускаемое	Фактическое
			P1	P2

    Согласно данным  вышеприведенных замеров давления газопровод  испытание
    на герметичность выдержал,  утечки и дефекты  в доступных  для проверки

местах не обнаружены.
"____" ____________ 20___ г. с выдержкой в течение______ ч, последующим
внешним  осмотром   и  проверкой  всех  соединений.  Утечки  и  дефекты
не обнаружены.

Представитель подрядчика _______________________________________________________________________ _______________________________________________________________________ (должность, подпись, инициалы, фамилия)

Представитель привлеченной организации _______________________________________________________________________ _______________________________________________________________________ (должность, подпись, инициалы, фамилия)

7. <a id="p101697"></a>Заключение

Газопровод построен в соответствии с проектной (рабочей) с учетом исполнительной документацией, разработанными _______________________________________________________________________ _______________________________________________________________________ (наименование проектной организации, дата выпуска проектной (рабочей) документации)

Строительство начато «» _____________ 20 г.

Строительство закончено «» _____________ 20 г.

Лицо, ответственное за строительство от подрядной организации _______________________________________________________________________ _______________________________________________________________________ (подпись, инициалы, фамилия)

Приложение Б (рекомендуемое)

КОНТРОЛЬ СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ СТАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ ФИЗИЧЕСКИМИ МЕТОДАМИ

Таблица Б.1

Объем контроля сварных соединений газопроводов физическими методами

Соединения газопроводов	Число стыков, подлежащих контролю, % общего числа стыков, сваренных каждым сварщиком на объекте
1. Соединения подземных газопроводов природного газа давлением:
до 0,005 МПа включительно	10, но не менее одного стыка
св. 0,005 до 0,3 МПа включительно	50, но не менее одного стыка
св. 0,3 до 1,2 МПа включительно	100
2. Соединения подземных газопроводов всех давлений, прокладываемых под магистральными дорогами и улицами с капитальными типами дорожных одежд, а также на переходах через водные преграды во всех случаях прокладки газопроводов в футлярах (в пределах перехода и по одному стыку в обе стороны от пересекаемого сооружения)	100
3. Соединения подземных газопроводов всех давлений при пересечении с коммуникационными коллекторами, каналами, тоннелями (в пределах пересечения и по одному стыку в обе стороны от наружных стенок пересекаемых сооружений)	100
4. Соединения подземных газопроводов всех давлений, прокладываемых на расстоянии по горизонтали в свету менее 3 м от коммуникационных коллекторов и каналов (в том числе каналов тепловой сети)	100
5. Соединения, расположенные на участках подземных газопроводов-вводов на расстоянии от фундаментов зданий менее:
2 м — для газопроводов давлением до 0,005 МПа включительно; 4 м — « св. 0,005 до 0,3 МПа включительно; 7 м — » св. 0,3 до 0,6 МПа включительно; 10 м — « св. 0,6 до 1,2 МПа включительно»	100
6. Соединения подземных газопроводов природного газа давлением св. 0,005 до 1,2 МПа включительно, прокладываемых вне поселений за пределами черты их перспективной застройки	20, но не менее одного стыка
7. Сварные стыки соединительных деталей стальных газопроводов, изготовленные в условиях ЦЗМ, неповоротные и сваренные после производства испытаний монтажные стыки стальных газопроводов	100
8. Соединения подземных газопроводов, прокладываемых в стесненных условиях	100
Примечания: 1. При сварке полиэтиленовых газопроводов с помощью сварочной техники с ручным управлением объем контроля следует принимать в соответствии с таблицей Б.1. 2. Допускается уменьшать на 60% количество контролируемых стыков полиэтиленовых газопроводов, сваренных с использованием сварочной техники средней степени автоматизации, аттестованной и допущенной к применению в установленном порядке. 3. Обязательному контролю физическими методами не подлежат стыки полиэтиленовых газопроводов, выполненные на сварочной технике высокой степени автоматизации, и сварные соединения, выполненные при помощи деталей с закладными нагревательными элементами. 4. Контроль соединений медных газопроводов следует проводить внешним осмотром и пенообразующим раствором при испытании газопровода.

Приложение В (рекомендуемое)

ФОРМА АКТА ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЯ ПОСТРОЕННЫХ УЧАСТКОВ СЕТЕЙ ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ

(образец)

Акт освидетельствования построенных участков сетей газораспределения

Объект капитального строительства Наименование сетей газораспределения

_______________________________________________________________________
             (наименование, адрес сетей газораспределения)

Застройщик или заказчик _______________________________________________ (наименование, номер и дата выдачи _______________________________________________________________________ свидетельства о государственной регистрации, ОГРН, ИНН, почтовые _______________________________________________________________________ реквизиты, телефон/факс — для юридических лиц; фамилия, имя, _______________________________________________________________________ отчество, паспортные данные, место проживания, телефон/факс — _______________________________________________________________________ для физических лиц)

Генеральный подрядчик (подрядчик), осуществляющий строительство _______________________________________________________________________ (наименование, номер и дата выдачи свидетельства _______________________________________________________________________ о государственной регистрации, ОГРН, ИНН, почтовые реквизиты, _______________________________________________________________________ телефон/факс — для юридических лиц; фамилия, _______________________________________________________________________ имя, отчество, паспортные данные, место проживания, _______________________________________________________________________ телефон/факс — для физических лиц)

Проектная организация _________________________________________________ (наименование, номер и дата выдачи свидетельства _______________________________________________________________________ о государственной регистрации, ОГРН, ИНН, почтовые реквизиты, _______________________________________________________________________ телефон/факс — для юридических лиц; _______________________________________________________________________ фамилия, имя, отчество, паспортные данные, место проживания, _______________________________________________________________________ телефон/факс — для физических лиц)

Субподрядные организации (для каждой организации указать виды работ

и участки сетей газораспределения, на которых выполнялись работы)

_______________________________________________________________________
           (наименование, номер и дата выдачи свидетельства
_______________________________________________________________________
     о государственной регистрации, ОГРН, ИНН, почтовые реквизиты,
_______________________________________________________________________
      телефон/факс - для юридических лиц; фамилия, имя, отчество,
_______________________________________________________________________
          паспортные данные, место проживания, телефон/факс -
_______________________________________________________________________
                          для физических лиц)

Привлеченная организация сетей газораспределения: _______________________________________________________________________ (наименование, номер и дата выдачи свидетельства о государственной _______________________________________________________________________ регистрации, ОГРН, ИНН, почтовые реквизиты, _______________________________________________________________________ телефон/факс — для юридических лиц; фамилия, _______________________________________________________________________ имя, отчество, паспортные данные, место проживания, телефон/факс — _______________________________________________________________________ для физических лиц)

АКТ освидетельствования участков сетей газораспределения

N __________________     "___" _____________ 200__ г.

Представитель застройщика или заказчика _______________________________ _______________________________________________________________________ (должность, фамилия, инициалы)

Представитель генерального подрядчика (подрядчика) ____________________ _______________________________________________________________________ (должность, фамилия, инициалы)

Представители лиц, осуществляющих строительство, по вопросам строительного контроля ________________________________________________ (должность, фамилия, инициалы)

Представитель проектной организации, осуществляющей подготовку проектной (рабочей) документации _______________________________________________________________________ (должность, фамилия, инициалы)

Представители субподрядной организаций, осуществляющих строительство, выполнивших участки сетей газораспределения _______________________________________________________________________ (должность, фамилия, инициалы)

Представители привлеченной организации, осуществляющие эксплуатацию сетей газораспределения: ______________________________________________ (должность, фамилия, инициалы) а также иные представители лиц, участвующих в освидетельствовании: _______________________________________________________________________ (наименование, должность, фамилия, инициалы, реквизиты документа _______________________________________________________________________ о представительстве)

             составили настоящий акт о нижеследующем:

1. <a id="p101756"></a>К освидетельствованию предъявлены следующие участки сетей

газораспределения _________________________________________________________

(перечень и краткая характеристика участков сетей газораспределения

2. <a id="p101757"></a>Участки  сетей  газораспределения  выполнены  по проектной (рабочей)

документации, а при наличии и исполнительной проектной (рабочей) документации

                 (номер, другие реквизиты чертежа,

 наименование проектной (рабочей) документации, сведения о лицах,

осуществляющих подготовку раздела проектной (рабочей) документации)

3. <a id="p101758"></a>Технические  условия  на  подключение  и  на  присоединение  к сетям

газораспределения и технические условия иных заинтересованных организаций предоставлены

                (номер и дата технических условий,

   кем выданы, срок действия технических условий, иные сведения)
_______________________________________________________________________

4. <a id="p101759"></a>При выполнении участков сетей газораспределения применены

  (наименование материалов труб, технических устройств, изделий)

  со ссылкой на сертификаты или другие документы, подтверждающие

                             качество)

5.  <a id="p101760"></a>Освидетельствованы    скрытые    работы,    оказывающие     влияние

на безопасность участков сетей газораспределения

   (указываются наименования скрытых работ, даты и номера актов

                      их освидетельствования)

6. <a id="p101761"></a>Предъявлены  документы,  подтверждающие  соответствие участков сетей

газораспределения, предъявляемым к ним требованиям, в том числе:

а) исполнительные геодезические схемы положения сетей газораспределения и отчет об инженерных изысканиях

      (наименование документа, дата, номер, другие реквизиты)

б) результаты экспертиз, обследований, лабораторных и иных испытаний, выполненных работ, проведенных в процессе строительного контроля

      (наименование документа, дата, номер, другие реквизиты)

в) технические условия ________________________________________________

      (наименование документа, дата, номер, другие реквизиты)

7. <a id="p101765"></a>Проведены необходимые испытания и опробования ______________________

     (указываются наименования испытаний, номера и даты актов)

8. <a id="p101766"></a>Даты: начала работ "___" _______________ 20___ г.
окончания работ "____" _______________ 20___ г.

9.  <a id="p101767"></a>Предъявленные    участки    сетей    газораспределения    выполнены

в соответствии  с  техническими  условиями  подключения   и  присоединения,
проектной (рабочей)  документацией  и  техническими  регламентами  (нормами

и правилами), иными нормативными правовыми актами

(указываются наименование, статьи (пункты) технического регламента

     (норм и правил), иных нормативных правовых актов, разделы

                 проектной (рабочей) документации)

Дополнительные сведения _______________________________________________

Акт составлен в ______ экземплярах.

Приложения:

Представитель застройщика или заказчика _______________________________

              (должность, фамилия, инициалы, подпись)

Генеральный подрядчик (подрядчик) _____________________________________

              (должность, фамилия, инициалы, подпись)

Представители лиц, осуществляющих строительство, по вопросам строительного контроля ____________________________________________________

                (должность, фамилия, инициалы, подпись)

Представитель проектной организации, осуществляющий подготовку проектной документации ____________________________________________________ (должность, фамилия, инициалы, подпись)

Представители субподрядных организаций, осуществляющих строительство, выполнивших участки сетей газораспределения, подлежащие освидетельствованию

              (должность, фамилия, инициалы, подпись)

Представитель привлеченной организации, осуществляющей эксплуатацию сетей газораспределения: __________________________________________________

              (должность, фамилия, инициалы, подпись)

Представители иных лиц: _______________________________________________

              (должность, фамилия, инициалы, подпись)

              (должность, фамилия, инициалы, подпись)

              (должность, фамилия, инициалы, подпись)

Приложение Г (обязательное)

ФОРМА КАРТЫ КОНТРОЛЯ СОБЛЮДЕНИЯ ТРЕБОВАНИЙ СТО НОСТРОЙ 2.3.202-2016 «СТРОИТЕЛЬСТВО ПОДЗЕМНЫХ СЕТЕЙ ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЕМ ГАЗА ДО 1,2 МПа (ВКЛЮЧИТЕЛЬНО). ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ОРГАНИЗАЦИИ ПРОИЗВОДСТВА РАБОТ, ПРОВЕДЕНИЮ КОНТРОЛЯ И ИСПЫТАНИЙ»

Наименование члена СРО, в отношении которого назначена проверка:

ОГРН: ___________________ ИНН: ______________________

Сведения об объекте:

Основание для проведения проверки: N _________________ от _________________ -

Тип проверки (нужное подчеркнуть):

Выездная

Документарная

№ п.п.	Элемент контроля	Требования, предъявляемые при проведении работ	Способ проверки соответствия	Результат		Приложения, примечания
№ п.п.	Элемент контроля	Требования, предъявляемые при проведении работ	Способ проверки соответствия	норма	соответствие («+», «-»)	Приложения, примечания
Этап 1 Подготовительные работы
1.1	Проектная документация	Комплектность проектной документации, утвержденной Заказчиком	Документарный	Соответствие требованиям следующих документов: - Положение о составе и содержании проектной документации, утвержденное Постановлением Правительства Российской Федерации от 16.02.2008 г. № 87; - ГОСТ Р 21.1101
1.2	Рабочая документация	1. Наличие и комплектность рабочей документации со штампом выдачи «В производство». 2. Наличие проекта производства работ (ППР), согласованного с Заказчиком	Документарный	Соответствие требованиям следующих документов: - ГОСТ Р 21.1101; - СП 48.13330; - СП 49.13330; - СНиП 12-04-2002; - СТО НОСТРОЙ 2.33.51-2011
1.3	Исполнительная документация	Соответствие требованиям РД-11-02-2006 [[21]](#p102123) и РД-11-05-2007 [[5]](#p102084)	Документарный	Наличие Общего и, если указано в проектной документации, Специальных журналов производства работ. Наличие актов освидетельствования скрытых работ и акты освидетельствования ответственных конструкций
1.4	Сопроводительная документация на трубы, запорную арматуру, соединительные детали, материалы и изделия	Соответствие требованиям, указанным в проектной и рабочей документации и эксплуатационной документации	Документарный	Наличие полного комплекта сопроводительной документации на все материалы и изделия
1.5	Материалы, технические устройства, изделия	Соответствие материалов, технических устройств, изделий номенклатуре, количеству и параметрам, указанным в проектной и рабочей документации. Соответствие требованиям раздела 6.3. Наличие разрешительных документов и сертификатов качества на трубы	Документарный	Наличие комплекта документов в соответствии с ГОСТ 24297
1.6	Метрологическая поверка используемых средств измерения	В соответствии с требованиями раздела 5	Документарный	Наличие документа установленного образца на каждое средство измерения согласно Федеральному закону [[37]](#p102169)
1.7	Складирование и хранение применяемых материалов и технических устройств	Соответствие складирования и хранения материалов и технических устройств требованиям раздела 6.1.2, 6.4 и 12.4.1.12	Визуальный	Правильность складирования и хранения материалов, технических устройств и изделий
1.8	Создание геодезической разбивочной сети	Соответствие геодезической разбивочной сети СП 126.13330, ППГР и разделу 6.2	Документарный	Акты освидетельствования геодезической разбивочной основы. Наличие разбивочных чертежей, каталогов координат и отметок исходных пунктов, каталогов проектных и фактических координат и отметок, чертежей геодезических знаков согласно СП 126.13330
1.9	Подготовка полосы отвода	Соответствие проектной (рабочей) документации и разделу 6.4	Документарный	Записи в общем и специальных журналах учета выполнения работ, оформленных в соответствии с РД-11-05-2007 [[5]](#p102084)
Этап 2 Земляные работы
2.1	Особенности разработки траншей и котлованов	Контроль выполнения предшествующих работ	Документарный	1. Наличие справки, подписанной лицом, осуществляющим строительство, или органом местного самоуправления и собственниками земельных участков, на которых была проведена рекультивация.
2.1	Особенности разработки траншей и котлованов	Соответствие проектной документации и разделу 8.2	Документарный	2. Записи в общем и специальных журналах учета выполнения работ, оформленных в соответствии с РД-11-05-2007 [[5]](#p102084) и наличие актов освидетельствования скрытых работ по форме, приведенной в РД-11-02-2006
2.2	Отклонение фактической оси траншеи	Соответствие проектной документации и 8.5.4.1	Документарный	Записи в общем и специальных журналах учета выполнения работ, оформленных в соответствии с РД-11-05-2007 [[21]](#p102084)
2.3	Контроль ширины траншеи	Соответствие проектной документации 8.5.3 и 10.6.3.1	Документарный	Записи в общем и специальных журналах учета выполнения работ, оформленных в соответствии с РД-11-05-2007 [[5]](#p102084) и наличие актов освидетельствования скрытых работ по форме, приведенной в РД-11-02-2006 [[21]](#p102123)
2.4	Контроль отметок дна траншеи	Соответствие проектной документации, 8.5.3.2	Документарный	Наличие акта освидетельствования скрытых работ по форме, приведенной в РД-11-02-2006 [[21]](#p102123)
2.5	Контроль толщины слоя подсыпки и присыпки	Соответствие проектной документации и 8.5.6	Документарный	Наличие акта освидетельствования скрытых работ по форме, приведенной в РД-11-02-2006 [[21]](#p102123)
2.6	Контроль засыпки газопроводов	Контроль выполнения предшествующих работ	Документарный	1. Акты освидетельствования скрытых работ по монтажу, изоляции и укладке газопровода и акты освидетельствования ответственных конструкций по форме, приведенной в РД-11-02-2006 [[21]](#p102123).
2.6	Контроль засыпки газопроводов	Соответствие проектной документации и 8.3	Документарный	2. Записи в общем и специальном журналах учета выполнения работ, оформленных в соответствии с РД-11-05-2007 [[5]](#p102084), и наличие актов освидетельствования скрытых работ по форме, приведенной в РД-11-02-2006 [[21]](#p102123)
Этап 3 Монтажные, изоляционные и укладочные работы
3.1 Монтаж газопровода
3.1.1	Контроль за выполнением сборки и соединением труб в плети	Контроль выполнения предшествующих работ	Документарный	1. Акты освидетельствования скрытых работ на разработку траншей и котлованов и записей в общем и специальном журналах.
3.1.1	Контроль за выполнением сборки и соединением труб в плети	Соответствие проектной документации, ППР и 9.1	Документарный	2. Наличие актов освидетельствования скрытых работ и актов освидетельствования ответственных конструкций по форме, приведенной в РД-11-02-2006 [[21]](#p102123). 3. Запись в общем и специальных журналах учета выполнения работ, оформленных в соответствии с РД-11-05-2007 [[5]](#p102084)
3.1.2	Контроль за выполнением операции по очистке полости трубы	Соответствие проектной документации, ППР и 9.1.30	Документарный	Записи в общем и специальном журналах учета выполнения работ, оформленных в соответствии с РД-11-05-2007 [[5]](#p102084), и наличие актов освидетельствования скрытых работ по форме, приведенной в РД-11-02-2006 [[21]](#p102123)
3.1.3	Контроль за плотностью прилегания труб и футляров к основанию траншеи	Соответствие проектной документации, ППР и 9.5.3	Документарный	Наличие актов освидетельствования скрытых работ по форме, приведенной в РД-11-02-2006 [[21]](#p102123)
3.1.4	Проверка правильности установки арматуры	Соответствие проектной документации, эксплуатационной документации, ППР и 9.1	Документарный	Записи в общем и специальном журналах учета выполнения работ, оформленных в соответствии с РД-11-05-2007 [[5]](#p102084), и наличие актов освидетельствования скрытых работ по форме, приведенной в РД-11-02-2006 [[21]](#p102123)
3.2 Изоляционные работы
3.2.1	Проверка нанесения изоляционного покрытия на трубы	Контроль выполнения предшествующих работ	Документарный	1. Акты освидетельствования скрытых работ и акты освидетельствования ответственных конструкций на монтаж газопроводов. 2. Протокол проверки сварных стыков газопровода радиографическим методом, протокол проверки сварных стыков газопровода ультразвуковым методом и протокол проверки качества стыков, выполненных контактной сваркой и пайкой для медных труб.
3.2.1	Проверка нанесения изоляционного покрытия на трубы	Соответствие проектной документации, ППР и 9.2	Документарный	3. Наличие акта освидетельствования скрытых работ по форме, приведенной в РД-11-02-2006 [[21]](#p102123). 4. Запись в общем и специальном журналах учета выполнения работ, оформленных в соответствии с РД-11-05-2007 [[5]](#p102084)
3.3 Укладочные работы
3.3.1	Контроль за укладкой газопроводов и футляров, прокладываемых открытым способом	Контроль выполнения предшествующих работ	Документарный	1. Акт освидетельствования скрытых работ.
3.3.1		Соответствие проектной документации, ППР, 9.3 и 9.4	Документарный	2. Наличие актов освидетельствования скрытых работ и актов освидетельствования ответственных конструкций по форме, приведенной в РД-11-02-2006 [[21]](#p102123). 3. Запись в общем и специальном журналах учета выполнения работ, оформленных в соответствии с РД-11-05-2007 [[5]](#p102084)
3.3.2	Контроль за укладкой сигнальной ленты	Контроль выполнения предшествующих работ	Документарный	1. Акт освидетельствования скрытых работ.
3.3.2	Контроль за укладкой сигнальной ленты	Соответствие проектной документации, ППР и 9.5.7	Документарный	2. Наличие актов освидетельствования скрытых работ по форме, приведенной в РД-11-02-2006 [[21]](#p102123). 3. Запись в общем и специальном журналах учета выполнения работ, оформленных в соответствии с РД-11-05-2007 [[5]](#p102084)
3.3.3	Контроль соответствия расстановки диэлектрических опор на газопроводе, прокладываемом в футляре	Соответствие проектной документации, ППР и 9.5.5	Документарный	1. Наличие актов освидетельствования скрытых работ по форме, приведенной в РД-11-02-2006 [[21]](#p102123). 2. Запись в общем и специальном журналах учета выполнения работ, оформленных в соответствии с РД-11-05-2007 [[5]](#p102084)
3.3.4	Контроль заделки концов футляра	Соответствие проектной документации, ППР и 9.5.5	Документарный	1. Наличие актов освидетельствования скрытых работ по форме, приведенной в РД-11-02-2006 [[21]](#p102123). 2. Запись в общем и специальном журналах учета выполнения работ, оформленных в соответствии с РД-11-05-2007 [[5]](#p102084)
3.3.5	Контроль правильности установки контрольной трубки на конце футляра	Соответствие проектной документации, ППР, 9.5.8 и 11.5	Документарный	1. Наличие актов освидетельствования скрытых работ по форме, приведенной в РД-11-02-2006 [[21]](#p102123). 2. Запись в общем и специальном журналах учета выполнения работ, оформленных в соответствии с РД-11-05-2007 [[5]](#p102084)
3.4 Закрытые способы прокладки
3.4.1	Контроль правильности закрепления оси перехода газопровода	Соответствие проектной документации, ППР и 10.6.2	Документарный	1. Наличие актов освидетельствования скрытых работ по форме, приведенной в РД-11-02-2006 [[21]](#p102123). 2. Запись в общем и специальном журналах учета выполнения работ, оформленных в соответствии с РД-11-05-2007 [[5]](#p102084)
3.4.2	Контроль правильности длины, ширины и глубины рабочего и приемного котлованов	Соответствие проектной документации, ППР и 10.6.3	Документарный	1. Наличие актов освидетельствования скрытых работ по форме, приведенной в РД-11-02-2006 [[21]](#p102123). 2. Запись в общем и специальном журналах учета выполнения работ, оформленных в соответствии с РД-11-05-2007 [[5]](#p102084)
3.4.3	Контроль соответствия расстановки диэлектрических опор на газопроводе, прокладываемом в футляре	Соответствие проектной документации, ППР и 9.5.5	Документарный	1. Наличие актов освидетельствования скрытых работ по форме, приведенной в РД-11-02-2006 [[21]](#p102123). 2. Запись в общем и специальном журналах учета выполнения работ, оформленных в соответствии с РД-11-05-2007 [[5]](#p102084)
3.4.4	Контроль заделки концов футляра	Соответствие проектной документации, ППР и 9.5.5	Документарный	1. Наличие актов освидетельствования скрытых работ по форме, приведенной в РД-11-02-2006 [[21]](#p102123). 2. Запись в общем и специальном журналах учета выполнения работ, оформленных в соответствии с РД-11-05-2007 [[5]](#p102084)
3.4.5	Контроль правильности установки контрольной трубки на конце футляра	Соответствие проектной документации, ППР и 9.5.8	Документарный	1. Наличие актов освидетельствования скрытых работ по форме, приведенной в РД-11-02-2006 [[21]](#p102123). 2. Запись в общем и специальном журналах учета выполнения работ, оформленных в соответствии с РД-11-05-2007 [[5]](#p102084)
3.5 Сооружения на газопроводе
3.5.1	Контроль выполнения бетонных работ по устройству подготовки под днище колодца	Соответствие проектной документации, ППР, разделу 11 и СТО НОСТРОЙ 2.6.54	Документарный	Запись в журнале, форма которого приведена в СП 70.13330 (приложение Х) и в акте испытания конструкций, форма которого приведена в СП 70.13330 (приложение К). Наличие актов освидетельствования скрытых работ по форме, приведенной в РД-11-02-2006 [[21]](#p102123)
3.5.2	Контроль по монтажу сборных железобетонных конструкций	Соответствие проектной документации, ППР, разделу 11	Документарный	1. Наличие актов освидетельствования скрытых работ по форме, приведенной в РД-11-02-2006 [[21]](#p102123). 2. Запись в общем и специальном журналах учета выполнения работ, оформленных в соответствии с РД-11-05-2007 [[5]](#p102084)
3.5.3	Контроль за выполнением изоляционных работ внешних поверхностей стен колодцев	Соответствие проектной документации, ППР, разделу 11, СП 71.13330 и ГОСТ 26589	Документарный	1. Наличие актов освидетельствования скрытых работ по форме, приведенной в РД-11-02-2006 [[21]](#p102123). 2. Запись в общем и специальном журналах учета выполнения работ, оформленных в соответствии с РД-11-05-2007 [[5]](#p102084)
3.5.4	Контроль монтажа контрольной трубки	Соответствие проектной документации, ППР, 9.5.8 и 11.5	Документарный	1. Наличие актов освидетельствования скрытых работ по форме, приведенной в РД-11-02-2006 [[21]](#p102123). 2. Запись в общем и специальном журналах учета выполнения работ, оформленных в соответствии с РД-11-05-2007 [[5]](#p102084)
3.5.5	Контроль работ по монтажу опознавательного знака	Соответствие проектной документации, ППР, 11.8.6, СТО НОСТРОЙ 2.6.54	Документарный	1. Наличие актов освидетельствования скрытых работ по форме, приведенной в РД-11-02-2006 [[21]](#p102123). 2. Запись в общем и специальном журналах учета выполнения работ, оформленных в соответствии с РД-11-05-2007 [[5]](#p102084)
3.6	Контроль за соединением труб газопроводов	Соответствие проектной документации, ППР, разделам 12 и 13	Документарный	1. Наличие протокола проверки сварных стыков газопровода радиографическим методом, протокола проверки сварных стыков газопровода ультразвуковым методом и протокола проверки качества стыков, выполненных контактной сваркой и пайкой для медных. 2. Запись в общем и специальном журналах учета выполнения работ, оформленных в соответствии с РД-11-05-2007 [[5]](#p102084)
Этап 4 Строительство и монтаж средств ЭХЗ
4.1	Контроль монтажа станции катодной защиты	Соответствие проектной документации, ППР, разделу 14	Документарный	1. Запись в общем и специальном журналах учета выполнения работ, оформленных в соответствии с РД-11-05-2007 [[5]](#p102084). 2. Акт приемки установок ЭХЗ
4.2	Контроль монтажа КИП	Соответствие проектной документации, ППР, 14.2.5	Документарный	1. Запись в общем и специальном журналах учета выполнения работ, оформленных в соответствии с РД-11-05-2007 [[5]](#p102084). 2. Акт приемки установок ЭХЗ
4.3	Контроль соединений кабелей	Соответствие проектной документации, ППР, разделу 14	Документарный	1. Запись в общем и специальном журналах учета выполнения работ, оформленных в соответствии с РД-11-05-2007 [[5]](#p102084). 2. Акт приемки установок ЭХЗ
4.4	Контроль изоляции контактных соединений анодных и защитных заземлений	Соответствие проектной документации, ППР, 14.2.6 и 14.2.8	Документарный	1. Наличие актов освидетельствования скрытых работ по форме, приведенной в РД-11-02-2006 [[21]](#p102123). 2. Акт приемки установок ЭХЗ
4.5	Контроль монтажа протекторной защиты	Соответствие проектной документации, ППР и 14.4	Документарный	1. Наличие актов освидетельствования скрытых работ по форме, приведенной в РД-11-02-2006 [[21]](#p102123). 2. Запись в общем и специальном журналах учета выполнения работ, оформленных в соответствии с РД-11-05-2007 [[5]](#p102084). 3. Акт приемки установок ЭХЗ
Этап 5 Испытания газопроводов
5.1	Проведение испытаний газопровода на герметичность	Соответствие проектной документации, ППР, разделу 15	Документарный	Наличие протокола испытаний, запись в строительном паспорте в соответствии с приложением А

Заключение (нужное подчеркнуть)

1. <a id="p102066"></a>Требования СТО НОСТРОЙ <sub>2</sub>.3.202-2016 соблюдены в полном объеме.

2.  <a id="p102067"></a>Требования  СТО  НОСТРОЙ 2.3.202-2016 соблюдены не в полном объеме.

Рекомендации по устранению выявленных соответствий: _______________________________________________________________________ _______________________________________________________________________

Приложения: _______________ на ________ л.

Настоящая Карта контроля составлена в двух экземплярах, по одному экземпляру для каждой стороны.

Подписи лиц, проводящих проверку:

Эксперт

                         ____________________________     _____________
                            Фамилия, Имя, Отчество           Подпись
                         ____________________________     _____________
                            Фамилия, Имя, Отчество           Подпись

        Подпись  представителя проверяемой организации - члена СРО,

    принимавшего участие в проверке:

                         ____________________________     _____________
                            Фамилия, Имя, Отчество           Подпись

Дата: «» _________________ 20 г.

БИБЛИОГРАФИЯ

[₁]	Федеральный закон от 30.12.2009 г. № 384-ФЗ «О безопасности зданий и сооружений»
[2]	«Технический регламент о безопасности сетей газораспределения и газопотребления» (утвержден постановлением Правительства Российской Федерации от 29 октября 2010 г. № 870)
[3]	Федеральный закон от 29.12.2004 № 190-ФЗ «Градостроительный кодекс Российской Федерации»
[4]	«Правила охраны газораспределительных сетей» (утверждены постановлением Правительства Российской Федерации от 20 ноября 2000 г. № 878)
[5]	Руководящий документ РД 11-05-2007	Порядок ведения общего и (или) специального журнала учета выполнения работ при строительстве, реконструкции, капитальном ремонте объектов капитального строительства
[6]	Методические рекомендации МДС 12-29.2006	Методические рекомендации по разработке и оформлению технологической карты
[7]	Методические рекомендации МДС 12-81.2007	Методические рекомендации по разработке и оформлению проекта организации строительства и проекта производства работ
[8]	Технический регламент таможенного союза ТР ТС 010/2011	Технический регламент Таможенного союза «О безопасности машин и оборудования»
[9] Федеральный закон от 20 июня 1997 г. № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»
[10]	Рекомендации
Р 50-601-40-93	Входной контроль. Основные положения [11]	Федеральный закон от 4 декабря 2006 г. № 200-ФЗ «Лесной кодекс Российской Федерации»
[12]	«Правила установления охранных зон объектов электросетевого хозяйства и особых условий использования земельных участков, расположенных в границах таких зон» (утверждены постановлением Правительства Российской Федерации от 24 февраля 2009 г. № 160)
[13]	«Правила охраны линий и сооружений связи Российской Федерации» (утверждены постановлением Правительства Российской Федерации от 9 июня 1995 г. № 578)
[14]	«Правила установления и использования полос отвода и охранных зон железных дорог» (утверждены постановлением Правительства Российской Федерации от 12.10.2006 № 611)
[15]	«Порядок установления и использования полос отвода автомобильных дорог федерального значения» (утвержден Приказом Минтранса РФ от 13 января 2010 г. № 5)
[16]	«Правила охраны магистральных трубопроводов» (утверждены Минтопэнерго Российской Федерации от 29 апреля 1992 г.) Правила охраны магистральных трубопроводов (утверждены постановлением Госгортехнадзора России от 24.04.92 № 9, утверждены заместителем Министра топлива и энергетики России 29.04.92. Внесены дополнения, утвержденные постановлением Госгортехнадзора России от 23.11.94 № 61)
[17]	«Положение о водоохранных зонах водных объектов и их прибрежных защитных полосах» (утверждено постановлением Правительства Российской Федерации от 23 ноября 1996 г. № 1404)
[18]	«Правила противопожарного режима в Российской Федерации» (утверждены постановлением Правительства Российской Федерации от 25 апреля 2012 г. № 390)
[19]	Свод правил
СП 42-102-2004	Свод правил по проектированию и строительству. Проектирование и строительство газопроводов из металлических труб [20]	Свод правил
СП 42-101-2003	Свод правил по проектированию и строительству. Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб [21]	Руководящий документ
РД-11-02-2006	Требования к составу и порядку ведения исполнительной документации при строительстве, реконструкции, капитальном ремонте объектов капитального строительства и требования, предъявляемые к актам освидетельствования работ, конструкций, участков сетей инженерно-технического обеспечения [22]	Свод правил
СП 109-34-97	Свод правил по сооружению магистральных газопроводов. Сооружения переходов под автомобильными и железными дорогами [23]	Технологический регламент
РД 03-495-02	Технологический регламент проведения аттестации сварщиков и специалистов сварочного производства [24]	Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности
Требования к производству сварочных работ на опасных производственных объектах	[25]	Правила безопасности
ПБ 03-273-99	Правила аттестации сварщиков и специалистов сварочного производства [26]	Свод правил
СП 42-103-2003	Свод правил по проектированию и строительству. Проектирование и строительство газопроводов из полиэтиленовых труб и реконструкция изношенных газопроводов [27]	Руководящий документ
РД 03-614-03	Порядок применения сварочного оборудования при изготовлении, монтаже, ремонте и реконструкции технических устройств для опасных производственных объектов [28]	Федеральные нормы и правила
Правила промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением	[29]	EN 1092-3:2004 Фланцы и их соединения. Круглые фланцы для труб, клапанов, фитингов и арматуры с обозначением PN, часть 3 — Фланцы из сплавов меди
[30]	Руководящий документ
РД 03-615-03	Порядок применения сварочных технологий при изготовлении, монтаже, ремонте и реконструкции технических устройств для опасных производственных объектов [31]	Руководящий документ
РД 03-606-03	Инструкция по визуальному и измерительному контролю [32]	Руководящий документ
РД 153-39.4-091-01	Инструкция по защите городских подземных трубопроводов от коррозии [33]	ПУЭ
Правила устройства электроустановок	[34]	Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей ПТЭ ЭП
[35]	Технические условия
ТУ 25-2021.003-88	Термометры ртутные стеклянные лабораторные [36]	Свод правил
СП 11-110-99	Свод правил по проектированию и строительству. Авторский надзор за строительством зданий и сооружений [37]	Федеральный закон от 26.06.2008 № 102-ФЗ «Об обеспечении единства измерений»

ОКС 91.040; 23.040	ОКПД 2: 42.21.22.130
Ключевые слова: производство работ, контроль, строительство, подземный газопровод, сети газораспределения.