Projektowanie sieci gazowych

   1. Wiadomości wstępne

 

Aktualnie zasady projektowania sieci gazowych omawia ROZPORZĄDZENIE MINISTRA GOSPODARKI z dnia 26 kwietnia 2013 r. w sprawie warunków technicznych, jakim powinny odpowiadać sieci gazowe i ich usytuowanie. Wybrane przepisy ww. Rozporządzenia przedstawiam poniżej.

 

Rozdział 1
Przepisy ogólne

§ 1. 1. Przepisy rozporządzenia stosuje się przy projektowaniu, budowie, przebudowie sieci gazowej służącej do transportu

gazu ziemnego.

2. Przepisów rozporządzenia nie stosuje się do:

1) sieci gazowych służących do transportu gazów technicznych i skroplonych gazów węglowodorowych (C3-C4);

2) sieci gazowych w kanałach zbiorczych;

3) doświadczalnych sieci gazowych;

4) instalacji gazowych nienależących do sieci gazowej, znajdujących się w budynkach, określonych w rozporządzeniu

Ministra Infrastruktury z dnia 12 kwietnia 2002 r. w sprawie warunków technicznych, jakim powinny odpowiadać budynki i ich usytuowanie (Dz. U. Nr 75, poz. 690, z późn. zm.4));

5) gazociągów podmorskich;

6) sieci gazowych znajdujących się na terenach wojskowych.

§ 2. Użyte w rozporządzeniu określenia oznaczają:

1) agregat sprężarkowy – zespół silnika i sprężarki gazu ziemnego wraz z układem sterowania agregatem;

2) ciśnienie – nadciśnienie gazu wewnątrz sieci gazowej mierzone w warunkach statycznych;

3) ciśnienie krytyczne szybkiej propagacji pęknięć – ciśnienie w rurach z polietylenu, przy którym w temperaturze 273,15 K

(0°C) następuje szybkie rozprzestrzenianie się w kierunku wzdłużnym pęknięć ścianki rury, wywołane przez czynniki

zewnętrzne;

4) ciśnienie robocze (OP) – ciśnienie występujące w sieci gazowej w normalnych warunkach roboczych;

5) gaz ziemny – gaz palny wydobywany ze złóż podziemnych, którego głównym składnikiem palnym jest metan;

6) gazociąg – rurociąg wraz z wyposażeniem, ułożony na zewnątrz stacji gazowych, obiektów wydobywających, wytwarzających,

magazynujących lub użytkujących gaz ziemny, służący do transportu gazu ziemnego;

7) gazociąg zasilający – gazociąg o maksymalnym ciśnieniu roboczym (MOP) do 1,6 MPa włącznie, do którego są podłączone

przyłącza gazowe;

8) instalacja technologiczna tłoczni gazu – gazociągi wraz z armaturą i urządzeniami oraz orurowaniem agregatów sprężarkowych

doprowadzające i odprowadzające gaz ziemny, znajdujące się między układami odcinającymi na wejściu

i wyjściu z tłoczni gazu;

9) klasa lokalizacji – klasyfikację terenu, w którym jest lokalizowany gazociąg, ocenianą według stopnia urbanizacji terenu,

przez który gazociąg ten przebiega;

10) magazyn gazu ziemnego – zbiornik ciśnieniowy, zbiornik kriogeniczny gazu ziemnego lub podziemny bezzbiornikowy

magazyn, wraz z urządzeniami do zatłaczania i odbioru gazu ziemnego, redukcji ciśnienia, pomiarów oraz osuszania

i podgrzewania gazu ziemnego;

11) maksymalne ciśnienie przypadkowe (MIP) – maksymalne ciśnienie, na jakie sieć gazowa może być narażona w ciągu

krótkiego okresu czasu, jednak nie większe niż ciśnienie próby wytrzymałości sieci gazowej, ograniczone przez system

ciśnieniowego bezpieczeństwa;

12) maksymalne ciśnienie robocze (MOP) – maksymalne ciśnienie, przy którym sieć gazowa może pracować w sposób

ciągły przy braku zakłóceń w urządzeniach i przepływie gazu ziemnego;

13) minimalna żądana wytrzymałość (MRS) – prognozowaną wytrzymałość hydrostatyczną rur z polietylenu po 50 latach

ich użytkowania w temperaturze 293,15 K (20°C);

14) obiekty sieci gazowej – gazociągi, przyłącza gazowe, stacje gazowe, tłocznie gazu oraz magazyny gazu wraz z układami

rurowymi, a także wejścia, wyjścia lub obejścia i inne instalacje towarzyszące;

15) ochrona katodowa – ochronę elektrochemiczną uzyskaną przez obniżenie potencjału korozyjnego do poziomu, przy

którym szybkość korozji metalu ulega znacznemu zmniejszeniu;

16) orurowanie agregatów sprężarkowych – rurociągi wraz z armaturą, łączące sprężarkę z gazociągiem ssącym i tłocznym

oraz z jej poszczególnymi stopniami sprężania;

17) próba ciśnieniowa – poddanie sieci gazowej ciśnieniu próbnemu, większemu od maksymalnego ciśnienia roboczego

(MOP) w celu sprawdzenia jej bezpiecznego funkcjonowania;

18) próba łączona wytrzymałości i szczelności – próbę ciśnieniową przeprowadzaną w celu sprawdzenia, czy sieć gazowa

spełnia wymagania wytrzymałości mechanicznej i szczelności;

19) próba specjalna wytrzymałości – próbę ciśnieniową hydrostatyczną obciążania gazociągów stalowych, w dolnej granicy

plastyczności Rt0,5 materiału rur i armatury, przeprowadzoną w celu sprawdzenia i poprawienia jego właściwości wytrzymałościowych;

20) próba szczelności – próbę ciśnieniową hydrostatyczną lub pneumatyczną przeprowadzaną w celu sprawdzenia, czy sieć

gazowa spełnia wymagania szczelności;

21) próba wytrzymałości – próbę ciśnieniową hydrostatyczną lub pneumatyczną przeprowadzaną w celu sprawdzenia, czy

dana sieć gazowa spełnia wymagania wytrzymałości mechanicznej;

22) przewód wejściowy stacji gazowej – odcinek rurociągu łączący armaturę odcinającą na wejściu do stacji gazowej z zespołem

zaporowo-upustowym;

23) przewód wyjściowy stacji gazowej – odcinek rurociągu łączący armaturę odcinającą na wyjściu ze stacji gazowej z zespołem

zaporowo-upustowym;

24) przyłącze gazowe – odcinek gazociągu od gazociągu zasilającego do kurka głównego służący do przyłączania instalacji

gazowej, którego częścią może być zespół gazowy, w tym punkt gazowy lub stacja gazowa;

25) punkt gazowy – zespół gazowy na przyłączu służący do redukcji ciśnienia, pomiaru ilości gazu ziemnego o strumieniu

przepływającego gazu do 60 m3/h włącznie i o maksymalnym ciśnieniu roboczym (MOP) na wejściu do 0,5 MPa włącznie;

26) rura osłonowa – rurę zamontowaną w celu ochrony umieszczonego w niej gazociągu przed uszkodzeniem mechanicznym;

27) sieć gazowa – obiekty sieci gazowej połączone i współpracujące ze sobą, służące do transportu gazu ziemnego;

28) skrzyżowanie – miejsce, w którym gazociąg przebiega pod lub nad obiektami budowlanymi, takimi jak: droga, linia

kolejowa, lub obiektami terenowymi, takimi jak: rzeka, kanał, grobla;

29) stacja gazowa – zespół urządzeń lub obiekt budowlany wchodzący w skład sieci gazowej, spełniający co najmniej jedną

z funkcji: redukcji, uzdatnienia, pomiarów lub rozdziału gazu ziemnego, z wyłączeniem zespołu gazowego na przyłączu;

30) strefa kontrolowana – obszar wyznaczony po obu stronach osi gazociągu, którego linia środkowa pokrywa się z osią

gazociągu, w którym przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się transportem gazu ziemnego podejmuje czynności

w celu zapobieżenia działalności mogącej mieć negatywny wpływ na trwałość i prawidłowe użytkowanie gazociągu;

31) system ciśnieniowego bezpieczeństwa – układ, który niezależnie od systemu redukcji ciśnienia zapewnia, że ciśnienie

na wyjściu z systemu redukcji ciśnienia nie przekroczy maksymalnego ciśnienia przypadkowego (MIP);

32) system sterowania ciśnieniem wraz z układem telemetrii – układ zawierający reduktory ciśnienia, system ciśnieniowego

bezpieczeństwa, urządzenia rejestrujące ciśnienie oraz systemy alarmowe i telemetryczne;

33) system redukcji ciśnienia – układ zawierający reduktor lub zespół reduktorów zapewniający utrzymanie ciśnienia

w wymaganych granicach;

34) system sterowania ciśnieniem – układ obejmujący systemy redukcji ciśnienia, system ciśnieniowego bezpieczeństwa

oraz układ zdalnego monitorowania i sterowania systemem sieci gazowej;

35) tłocznia gazu – zespół urządzeń do sprężania, regulacji i bezpieczeństwa wraz z instalacjami zasilającymi i pomocniczymi,

spełniający oddzielnie lub równocześnie funkcje: przetłaczania gazu ziemnego, podwyższania ciśnienia gazu

ziemnego ze złóż i magazynów gazu oraz zatłaczania gazu ziemnego do tych magazynów;

36) układ sterowania agregatem – układ uruchamiania, wyłączania, kontrolowania pracy i zabezpieczenia agregatu sprężarkowego;

37) układ sterowania tłocznią gazu – układ nadzorowania, kontrolowania pracy i zabezpieczenia tłoczni gazu wraz z układami

sterowania agregatem;

38) urządzenie regulujące ciśnienie – reduktor lub regulator ciśnienia, zapewniający utrzymanie ciśnienia na określonym

poziomie;

39) współczynnik projektowy – współczynnik charakteryzujący stopień zredukowania naprężeń obwodowych w gazociągach

w stosunku do normatywnej granicy plastyczności Rt0,5 stali, stanowiący odwrotność współczynnika bezpieczeństwa;

40) wydmuchowy zawór upustowy – zawór używany w systemie ciśnieniowego bezpieczeństwa, mający na celu upuszczenie

gazu ziemnego z układu będącego pod ciśnieniem, w przypadku wystąpienia w nim ciśnienia przekraczającego

wartość dopuszczalną;

41) zakład górniczy wydobywający gaz ziemny – wyodrębniony technicznie i organizacyjnie zespół obiektów, w tym: odwiertów,

urządzeń i instalacji technicznych służących bezpośrednio do wydobywania gazu ziemnego ze złoża, a także

obiekty budowlane i technologiczne oraz związane z nimi obiekty i urządzenia przeróbcze służące bezpośrednio do

wydobywania gazu ziemnego ze złoża i jego uzdatniania;

42) zespół gazowy na przyłączu – instalację stanowiącą zespół urządzeń służących do redukcji ciśnienia oraz pomiaru ilości

gazu ziemnego o strumieniu gazu do 200 m3/h włącznie, o maksymalnym ciśnieniu roboczym (MOP) na wejściu powyżej

0,5 MPa do 1,6 MPa włącznie lub o strumieniu gazu do 300 m3/h o maksymalnym ciśnieniu roboczym (MOP) na

wejściu do 0,5 MPa włącznie.

§ 3. Przy projektowaniu, budowie sieci gazowej, a także jej przebudowie należy uwzględniać warunki geologiczne,

hydrologiczne, wymagania bezpieczeństwa i higieny pracy, ochrony przeciwpożarowej, ochrony środowiska i ochrony zabytków

oraz infrastrukturę i zabudowę terenu.

§ 4. Sieć gazową projektuje się, buduje, a także dokonuje jej przebudowy w sposób zapewniający jej bezpieczne użytkowanie

i utrzymanie oraz transport gazu ziemnego w ilościach wynikających z bieżącego i planowanego zapotrzebowania

na gaz ziemny.

 

2 Podział i lokalizowanie gazociągów

 

§ 6. Gazociągi dzieli się według:

1) maksymalnego ciśnienia roboczego na:

a) gazociągi niskiego ciśnienia do 10 kPa włącznie,

b) gazociągi średniego ciśnienia powyżej 10 kPa do 0,5 MPa włącznie,

c) gazociągi podwyższonego średniego ciśnienia powyżej 0,5 MPa do 1,6 MPa włącznie,

d) gazociągi wysokiego ciśnienia powyżej 1,6 MPa do 10 MPa włącznie,

2) stosowanych materiałów na:

a) gazociągi stalowe,

b) gazociągi z tworzyw sztucznych.

 

§ 7. 1. Teren o zabudowie budynkami zamieszkania zbiorowego oraz obiektami użyteczności publicznej, o zabudowie

jedno- lub wielorodzinnej, intensywnym ruchu kołowym, rozwiniętej infrastrukturze podziemnej, takiej jak sieci wodociągowe,

kanalizacyjne, cieplne, gazowe, energetyczne i telekomunikacyjne, oraz ulice, drogi i tereny górnicze zalicza się do

pierwszej klasy lokalizacji.

2. Teren o zabudowie jednorodzinnej i zagrodowej, zabudowie budynkami rekreacji indywidualnej, a także niezbędnej

dla nich infrastrukturze zalicza się do drugiej klasy lokalizacji.

3. Teren niezabudowany oraz teren, na którym mogą się znajdować tylko pojedyncze budynki jednorodzinne, gospodarcze

i inwentarskie oraz niezbędna dla nich infrastruktura, zalicza się do trzeciej klasy lokalizacji.

4. Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się transportem gazu ziemnego w uzgodnieniu z projektantem gazociągu,

na podstawie istniejącego zagospodarowania terenu oraz miejscowych planów zagospodarowania przestrzennego zalicza

teren, na którym będzie budowany gazociąg stalowy, do odpowiedniej klasy lokalizacji.

 

§ 8. 1. Dopuszcza się lokalizowanie gazociągów:

1) w drogowych obiektach inżynierskich, w tym:

a) w tunelach o długości nieprzekraczającej 500 m, z zastrzeżeniem pkt 2,

b) na obiektach mostowych – w sposób określony w przepisach dotyczących warunków technicznych, jakim powinny

odpowiadać obiekty inżynierskie i ich usytuowanie;

2) w kanałach i innych obudowanych przestrzeniach, pod warunkiem że są one wentylowane lub wypełnione piaskiem

albo innym materiałem niepalnym lub zamontowano na gazociągu rurę osłonową;

3) na terenach leśnych, górzystych, podmokłych lub bagnistych, pokrytych wodami powierzchniowymi oraz nad innymi

przeszkodami terenowymi.

2. Gazociągi układane w miejscach narażonych na ryzyko ich przemieszczania należy odpowiednio zabezpieczyć.

Na terenach górniczych gazociągi należy zabezpieczyć przed szkodliwym oddziaływaniem przemieszczania się gruntu.

3. Przy przekraczaniu gazociągu przez przeszkody terenowe i obiekty budowlane należy uwzględniać niebezpieczeństwo

wynikające z warunków przekroczenia i wzajemnego oddziaływania tych obiektów.

4. Projektując gazociąg układany na podporach lub zawieszeniach, należy uwzględnić naprężenia wywołane wzajemnym

oddziaływaniem oraz zmianami długości spowodowanymi wpływem temperatury otoczenia.

5. Trasę gazociągu i armaturę należy trwale oznakować w terenie.

§ 9. 1. Naprężenia obwodowe gazociągu stalowego, w warunkach statycznych, wywoływane maksymalnym ciśnieniem

roboczym (MOP) powyżej 0,5 MPa nie powinny przekraczać iloczynu rzeczywistej minimalnej wartości granicy plastyczności

Rt0,5 i współczynnika projektowego wynoszącego dla:

1) pierwszej klasy lokalizacji – 0,40;

2) drugiej klasy lokalizacji – 0,60;

3) trzeciej klasy lokalizacji – 0,72.

2. Naprężenia obwodowe gazociągu stalowego, w warunkach statycznych, wywoływane maksymalnym ciśnieniem

roboczym (MOP) mniejszym lub równym 0,5 MPa nie powinny przekraczać iloczynu rzeczywistej minimalnej wartości

granicy plastyczności Rt0,5 i współczynnika projektowego wynoszącego 0,4.

3. Dopuszcza się, na terenach zaliczanych do pierwszej i drugiej klasy lokalizacji, lokalizowanie gazociągu stalowego

o maksymalnym ciśnieniu roboczym (MOP) równym lub większym niż 4,0 MPa, zmianę parametrów jego pracy, w tym

zmianę maksymalnego ciśnienia roboczego (MOP), jeżeli naprężenia obwodowe w warunkach statycznych wywołane maksymalnym

ciśnieniem roboczym (MOP) nie przekroczą iloczynu normatywnej wartości granicy plastyczności Rt0,5 i współczynnika

projektowego wynoszącego 0,6 oraz została przeprowadzona próba specjalna wytrzymałości gazociągu.

 

§ 10. 1. Dla gazociągów należy wyznaczyć, na okres ich użytkowania, strefy kontrolowane.

2. W strefach kontrolowanych należy kontrolować wszelkie działania, które mogłyby spowodować uszkodzenie gazociągu

lub mieć inny negatywny wpływ na jego użytkowanie i funkcjonowanie.

3. W strefach kontrolowanych nie należy wznosić obiektów budowlanych, urządzać stałych składów i magazynów oraz

podejmować działań mogących spowodować uszkodzenia gazociągu podczas jego użytkowania.

4. W strefach kontrolowanych nie mogą rosnąć drzewa w odległości mniejszej niż 2,0 m od gazociągów o średnicy do

DN 300 włącznie i 3,0 m od gazociągów o średnicy większej niż DN 300, licząc od osi gazociągu do pni drzew. Wszelkie

prace w strefach kontrolowanych mogą być prowadzone tylko po wcześniejszym uzgodnieniu sposobu ich wykonania

z właściwym operatorem sieci gazowej.

5. Jeżeli w planach uzbrojenia podziemnego nie przewidziano stref kontrolowanych dla gazociągów budowanych w pasach

drogowych na terenach miejskich i wiejskich, lokalizację strefy kontrolowanej należy ustalić w dokumentacji projektowej

gazociągu, po uzgodnieniu z zarządcą drogi.

6. Szerokość stref kontrolowanych, o których mowa w ust. 1, powinna wynosić dla gazociągów o maksymalnym ciśnieniu

roboczym (MOP):

1) do 0,5 MPa włącznie – 1,0 m;

2) powyżej 0,5 MPa do 1,6 MPa włącznie – 2,0 m;

3) powyżej 1,6 MPa oraz o średnicy:

a) do DN 150 włącznie – 4,0 m,

b) powyżej DN 150 do DN 300 włącznie – 6,0 m,

c) powyżej DN 300 do DN 500 włącznie – 8,0 m,

d) powyżej DN 500 – 12,0 m.

§ 11. Naprężenia obwodowe gazociągu z polietylenu, w warunkach statycznych, wywoływane maksymalnym ciśnieniem

roboczym (MOP), nie powinny przekraczać iloczynu wartości minimalnej żądanej wytrzymałości (MRS) i współczynnika

projektowego wynoszącego 0,5.

§ 12. 1. Sposób dokonywania obliczeń wytrzymałościowych gazociągów, o których mowa w § 9 i § 11, w warunkach

obciążeń statycznych i dynamicznych, określają Polskie Normy dotyczące systemów dostaw gazu.

2. Dla projektowanego gazociągu stalowego o maksymalnym ciśnieniu roboczym (MOP) do 0,5 MPa włącznie lub

z polietylenu o maksymalnym ciśnieniu roboczym (MOP) do 1,0 MPa włącznie nie jest wymagane wykonywanie obliczeń

wytrzymałościowych, a dobór rur i armatury dla przyjętego maksymalnego ciśnienia roboczego (MOP) i obliczeniowej

średnicy odbywa się zgodnie z Polskimi Normami dotyczącymi systemów dostaw gazu.

§ 13. 1. Gazociąg należy projektować i budować w sposób zapewniający wytrzymałość i szczelność, z uwzględnieniem

sił działających na gazociąg związanych z jego budową, warunkami środowiskowymi i klimatycznymi oraz lokalizacją,

a także z występującym w nim ciśnieniem oddziałującym na poszczególne elementy gazociągu podczas przeprowadzania

prób wytrzymałości i szczelności oraz jego użytkowania.

2. Projektując elementy i obiekty sieci gazowej, należy uwzględniać wzajemne oddziaływanie sił między łączonymi

elementami i urządzeniami.

3. Gazociąg powinien być projektowany i budowany z uwzględnieniem wymagań określonych w przepisach dotyczących

warunków technicznych dla innych obiektów budowlanych.

 

§ 14. 1. Gazociągi budowane wzdłuż:

1) dróg publicznych – powinny być usytuowane zgodnie z przepisami o drogach publicznych;

2) torów kolejowych – powinny być usytuowane zgodnie z przepisami o transporcie kolejowym;

3) ogrodzeń lotnisk – powinny być usytuowane zgodnie z przepisami dotyczącymi wymagań technicznych i eksploatacyjnych

w stosunku do lotnisk.

2. Projekty skrzyżowania gazociągu z drogą lub ułożenia gazociągu wzdłuż drogi należy uzgodnić z właściwym zarządcą

drogi, a w przypadku skrzyżowania gazociągu z torami linii kolejowej lub ułożenia gazociągu wzdłuż linii kolejowej –

z zarządcą infrastruktury kolejowej.

3. Odległość pionowa mierzona od górnej zewnętrznej ścianki gazociągu lub górnej zewnętrznej ścianki rury osłonowej

powinna wynosić nie mniej niż:

1) 1,0 m do powierzchni jezdni, przy czym nie miej niż 0,5 m od spodu konstrukcji nawierzchni;

2) 1,5 m do płaszczyzny przechodzącej przez główki szyn toru kolejowego;

3) 0,5 m do rzędnej dna rowu przydrożnego, a w przypadku linii kolejowej do rzędnej dna rowu odwadniającego tory kolejowe

naniesionych na mapach geodezyjnych.

4. Kąt skrzyżowania gazociągu z torami kolejowymi lub drogami krajowymi powinien być zbliżony do 90°, lecz nie

mniejszy niż 60°.

 

§ 15. 1. Projekt skrzyżowania gazociągu z przeszkodami wodnymi należy uzgodnić z właściwym zarządcą.

2. Odległość pionowa mierzona od górnej zewnętrznej ścianki gazociągu nie może być mniejsza niż:

1) 1,0 m – do dolnej granicy warstwy ruchomej dna rzeki, kanału wodnego, jeziora i innej przeszkody wodnej;

2) 0,5 m – do dna skalistego.

3. Dla gazociągu ułożonego nad powierzchnią wody odległość pionowa od dolnej zewnętrznej ścianki gazociągu do

powierzchni maksymalnego poziomu wody nie może być mniejsza niż 1,0 m, a dla szlaków żeglownych – dodatkowo 1,5 m

ponad skrajnię żeglugową.

4. Miejsca skrzyżowania gazociągu z żeglownymi szlakami wodnymi, po obu brzegach przeszkody wodnej, należy

oznakować zakazem kotwiczenia oraz zakazem postoju dla jednostek pływających na szerokości odpowiadającej co najmniej

szerokości strefy kontrolowanej.

§ 16. Przy skrzyżowaniach gazociągu, o których mowa w § 14 ust. 2 i § 15 ust. 1, naprężenia obwodowe gazociągu

stalowego w warunkach statycznych wywołane maksymalnym ciśnieniem roboczym (MOP) nie powinny przekraczać iloczynu minimalnej wartości granicy plastyczności Rt0,5 i współczynnika projektowego 0,4 na długości co najmniej 10,0 m od krawędzi utwardzonej powierzchni drogi, linii kolejowej lub granicy przeszkody wodnej.

§ 17. 1. Przy skrzyżowaniu lub zbliżeniu gazociągu stalowego z elektroenergetyczną linią napowietrzną odległość pozioma

rzutu fundamentu słupa linii elektroenergetycznej o napięciu do 15,0 kV włącznie do ścianki gazociągu nie może być

mniejsza niż:

1) 0,5 m – dla gazociągu o maksymalnym ciśnieniu roboczym (MOP) do 0,5 MPa włącznie;

2) 3,0 m – dla gazociągu o maksymalnym ciśnieniu roboczym (MOP) powyżej 0,5 MPa.

2. Odległość pozioma rzutu fundamentu słupa linii elektroenergetycznej o napięciu powyżej 15,0 kV do ścianki gazociągu

stalowego nie może być mniejsza niż:

1) 5,0 m – dla gazociągu o maksymalnym ciśnieniu roboczym (MOP) do 0,5 MPa włącznie;

2) 10,0 m – dla gazociągu o maksymalnym ciśnieniu roboczym (MOP) powyżej 0,5 MPa.

3. Odległość uziemienia słupa linii elektroenergetycznej od ścianki gazociągu stalowego, niezależnie od występującego

w nim maksymalnego ciśnienia roboczego (MOP), nie może być mniejsza niż 2,0 m.

4. Przy skrzyżowaniu lub zbliżeniu gazociągu polietylenowego z linią elektroenergetyczną napowietrzną odległość pozioma

rzutu fundamentu słupa linii elektroenergetycznej o napięciu do 15,0 kV włącznie od gazociągu nie może być mniejsza

niż:

1) 0,5 m – dla gazociągu o maksymalnym ciśnieniu roboczym (MOP) do 0,5 MPa włącznie;

2) 2,0 m – dla gazociągu o maksymalnym ciśnieniu roboczym (MOP) powyżej 0,5 MPa do 1,0 MPa włącznie.

5. Kąt skrzyżowania gazociągu stalowego z linią elektroenergetyczną napowietrzną dla gazociągu ułożonego w gruncie

nie może być mniejszy niż 30º.

6. Odległość pionowa ścianki gazociągu układanego nad gruntem od przewodów linii elektroenergetycznej w skrajnych

warunkach zwisu dla linii elektroenergetycznej nie może być mniejsza niż:

1) 3,0 m – dla linii elektroenergetycznej o napięciu do 15,0 kV włącznie;

2) 5,0 m – dla linii elektroenergetycznej o napięciu powyżej 15,0 kV.

7. Odległość gazociągu stalowego od obrysu zewnętrznego uziemienia elektroenergetycznej stacji transformatorów nie

może być mniejsza niż:

1) 5,0 m – od granicy strefy kontrolowanej wyznaczonej dla tego gazociągu dla elektroenergetycznych stacji transformatorów

o napięciu do 15,0 kV włącznie;

2) 8,0 m – od granicy strefy kontrolowanej wyznaczonej dla tego gazociągu dla elektroenergetycznych stacji transformatorów

o napięciu powyżej 15,0 kV.

8. Odległość granicy strefy kontrolowanej gazociągu stalowego od rzutu skrajnego przewodu linii elektroenergetycznej

napowietrznej nie może być mniejsza niż:

1) szerokość strefy kontrolowanej – dla linii elektroenergetycznej o napięciu do 1,0 kV włącznie;

2) 3,0 m – dla linii elektroenergetycznej o napięciu do 15,0 kV włącznie;

3) 5,0 m – dla linii elektroenergetycznej o napięciu powyżej 15,0 kV.

 

§ 18. 1. Przy skrzyżowaniu lub zbliżeniu gazociągu z linią telekomunikacyjną napowietrzną odległość pozioma ścianki

gazociągu do rzutu fundamentu słupa linii telekomunikacyjnej oraz do rzutu fundamentu innych słupów, podpór i masztów

nie może być mniejsza niż:

1) 0,5 m – dla gazociągu o maksymalnym ciśnieniu roboczym (MOP) do 0,5 MPa włącznie;

2) 2,0 m – dla gazociągu o maksymalnym ciśnieniu roboczym (MOP) powyżej 0,5 MPa.

2. Odległość pozioma gazociągu stalowego od rzutu skrajnego przewodu linii telekomunikacyjnej napowietrznej nie

może być mniejsza niż 0,5 m od granicy strefy kontrolowanej wyznaczonej dla tego gazociągu.

3. Odległość gazociągu stalowego od kanalizacji kablowej i kabla ziemnego nie może być mniejsza niż połowa strefy

kontrolowanej wymaganej dla tego gazociągu.

§ 19. 1. Przy skrzyżowaniu gazociągu z linią kablową telekomunikacyjną podziemną, jak i linią kablową elektroenergetyczną

podziemną, odległość pionowa od ścianki gazociągu nie może być mniejsza niż 0,2 m.

2. Kąt skrzyżowania gazociągu z kanalizacją kablową powinien być nie mniejszy niż 60º, a z linią kablową podziemną

– nie mniejszy niż 20º.

3. Przy zbliżeniu gazociągu do zbiornika lub rurociągu technologicznego w stacji paliw płynnych należy zachować odległości

nie mniejsze niż:

1) 20,0 m – dla gazociągu wysokiego ciśnienia;

2) 2,0 m – dla pozostałych gazociągów.

 

szerokości minimum po 2,0 m z obu stron osi gazociągu, licząc od osi gazociągu do pni drzew lub do krzewów.

2. Jeżeli gazociąg na terenach leśnych jest budowany za pomocą przewiertu sterowanego, nie jest wymagane wycinanie

drzew i krzewów. W takim przypadku gazociąg należy ułożyć poniżej poziomu systemu korzeniowego drzew.

§ 21. 1. Gazociągi stalowe i z polietylenu o maksymalnym ciśnieniu roboczym (MOP) do 0,5 MPa włącznie należy

projektować i budować w taki sposób, aby inne obiekty budowlane znajdowały się w odległości od osi gazociągu nie mniejszej

niż połowa szerokości strefy kontrolowanej, o której mowa w § 10 ust. 6 pkt 1, niezależnie od zaliczenia terenu do odpowiedniej

klasy lokalizacji.

2. Gazociągi z polietylenu o maksymalnym ciśnieniu roboczym powyżej 0,5 MPa do 1,0 MPa włącznie należy projektować

i budować w taki sposób, aby inne obiekty budowlane znajdowały się w odległości od osi gazociągu nie mniejszej niż

połowa szerokości strefy kontrolowanej, o której mowa w § 10 ust. 6 pkt 2, niezależnie od zaliczenia terenu do odpowiedniej

klasy lokalizacji.

3. Gazociągi stalowe o maksymalnym ciśnieniu roboczym (MOP) większym niż 0,5 MPa należy projektować i budować

w taki sposób, aby inne obiekty budowlane znajdowały się w odległości od osi gazociągu nie mniejszej niż:

1) połowa szerokości stref kontrolowanych – na terenie zaliczonym do pierwszej klasy lokalizacji,

2) dwukrotność połowy szerokości stref kontrolowanych – na terenie zaliczonym do drugiej klasy lokalizacji,

3) trzykrotność połowy szerokości stref kontrolowanych – na terenie zaliczonym do trzeciej klasy lokalizacji

– na którym usytuowane są te obiekty budowlane.

4. Inne obiekty budowlane powinny być lokalizowane w stosunku do gazociągów w odległościach nie mniejszych niż

te, o których mowa w ust. 1–3.

 

§ 22. 1. Przy zbliżeniach gazociągów do elementów uzbrojenia terenu odległość między powierzchnią zewnętrzną

ścianki gazociągu i skrajnymi elementami uzbrojenia terenu powinna wynosić nie mniej niż 0,4 m, a przy skrzyżowaniach

– nie mniej niż 0,2 m.

2. Układając gazociąg równolegle do istniejącego gazociągu, w przypadku gazociągu o maksymalnym ciśnieniu roboczym

(MOP) do 1,6 MPa włącznie, odległość między powierzchniami zewnętrznymi ścianek gazociągu nie powinna być

mniejsza niż:

1) 0,2 m – w przypadku gazociągu o średnicy do DN 150 włącznie;

2) 0,4 m – w przypadku gazociągu o średnicy powyżej DN 150.

3. Układając gazociąg równolegle do istniejącego gazociągu, w przypadku gdy maksymalne ciśnienie robocze (MOP)

jednego z nich jest większe niż 1,6 MPa, odległość między powierzchniami zewnętrznymi ścianek gazociągu nie powinna

być mniejsza niż:

1) 0,2 m – dla gazociągu o średnicy do DN 80 włącznie;

2) 0,5 m – dla gazociągu o średnicy powyżej DN 80 do DN 150 włącznie;

3) 1,0 m – dla gazociągu o średnicy powyżej DN 150 do DN 300 włącznie;

4) 1,5 m – dla gazociągu o średnicy powyżej DN 300 do DN 500 włącznie;

5) 2,0 m – dla gazociągu o średnicy powyżej DN 500 do DN 900 włącznie;

6) 2,5 m – dla gazociągu o średnicy powyżej DN 900.

4. W szczególnie uzasadnionych przypadkach dopuszcza się zmniejszenie odległości, o których mowa w ust. 3, o ile

zastosowano rozwiązania techniczne zapewniające bezpieczeństwo użytkowania gazociągu.

5. Jeżeli gazociągi o różnych średnicach są układane równolegle, odległość między nimi ustala się zgodnie z ust. 3,

biorąc pod uwagę większą ze średnic.

6. Dopuszcza się układanie we wspólnym wykopie z gazociągiem linii telekomunikacyjnej służącej do jego obsługi

i innych rurociągów oraz instalacji będących własnością jednego przedsiębiorstwa lub operatora. W takim przypadku wzajemne

odległości ustala operator gazociągu.

§ 23. 1. Gazociąg stalowy należy wykonywać z rur przewodowych stalowych dla mediów palnych, ze stali całkowicie

uspokojonej lub dla średnic mniejszych niż 33,7 mm z rur do zastosowań ciśnieniowych, zgodnie z wymaganiami określonymi

w Polskich Normach dotyczących rur stalowych przewodowych dla mediów palnych.

2. Rury i inne elementy stalowe stosowane do budowy gazociągu powinny charakteryzować się wymaganymi wartościami

udarności określonymi w Polskich Normach dotyczących rur stalowych przewodowych dla mediów palnych i potwierdzonymi

badaniami tych udarności, w przewidywanych temperaturach roboczych gazociągu.

3. Dla rur stalowych maksymalny równoważnik węgla CEVmax powinien być zgodny z wymaganiami określonymi

w Polskich Normach dotyczących rur stalowych przewodowych dla mediów palnych. Dla innych stalowych elementów

gazociągu maksymalny równoważnik węgla CEVmax powinien być nie większy niż:

1) 0,45 – dla gatunków stali z minimalną granicą plastyczności Rt0,5 nie większą niż 360 N/mm2;

2) 0,48 – dla gatunków stali z minimalną granicą plastyczności Rt0,5 równą lub większą niż 360 N/mm2.

4. Maksymalna zawartość węgla, dla wszystkich gatunków stali, nie powinna przekraczać 0,21%, a maksymalne gwarantowane

zawartości siarki i fosforu nie powinny przekraczać 0,035% dla każdego pierwiastka lub 0,05% łącznie w analizach

wytopowych.

§ 24. 1. Gazociąg z polietylenu należy wykonywać z rur i armatury przeznaczonych do transportu gazu ziemnego, zgodnie

z wymaganiami określonymi w Polskich Normach dotyczących systemów dostaw gazu oraz systemów przewodów rurowych

z tworzyw sztucznych do przesyłania paliw gazowych.

2. W gazociągu wykonanym z polietylenu maksymalne ciśnienie robocze (MOP) nie może przekraczać 1,0 MPa, a ciśnienie

krytyczne szybkiej propagacji pęknięć, uwzględniając minimalną temperaturę ich pracy, powinno być nie mniejsze

niż 1,67 maksymalnego ciśnienia roboczego (MOP).

§ 25. 1. Sieć gazowa powinna być wyposażona w armaturę zaporową i upustową.

2. Armatura zaporowa i upustowa powinny być wykonane z materiałów posiadających odpowiednią wytrzymałość mechaniczną,

ciągliwość, udarność oraz mieć konstrukcję umożliwiającą przenoszenie maksymalnych ciśnień i naprężeń mogących

wystąpić w poszczególnych elementach i urządzeniach sieci gazowej, w skrajnych temperaturach ich pracy.

3. Korpusy armatury zaporowej i upustowej powinny być wykonane ze stali lub staliwa.

4. W gazociągu o maksymalnym ciśnieniu roboczym (MOP) do 1,6 MPa włącznie dopuszcza się stosowanie korpusów

armatury zaporowej i upustowej z żeliwa sferoidalnego o wydłużeniu nie mniejszym niż 15% i żeliwa ciągliwego o wydłużeniu

nie mniejszym niż 12%.

5. Materiał korpusów armatury zaporowej i upustowej stosowany do łączenia z gazociągiem metodą spawania powinien

spełniać wymagania, o których mowa w § 23 ust. 3.

6. W gazociągu z polietylenu dopuszcza się stosowanie armatury zaporowej i upustowej wykonanej z polietylenu. Zakończenie

rury upustowej powinno być wykonane ze stali.

7. Części armatury zaporowej i upustowej mające kontakt z gazem ziemnym powinny być odporne na jego działanie.

8. Armatura zaporowa i upustowa:

1) zabudowana w gazociągu budowanym pod powierzchnią jezdni powinna być zabezpieczona przed uszkodzeniem od

obciążeń powodowanych naciskami mechanicznymi;

2) stosowana do budowy sieci gazowej powinna spełniać wymagania określone w Polskich Normach dotyczących armatury

przemysłowej;

3) powinna być tak wbudowana w gazociąg, aby przy pełnym zamknięciu całkowicie wstrzymać przepływ gazu ziemnego,

a przy pełnym otwarciu zapewnić swobodny i niezakłócony jego przepływ.

9. Armatura zaporowa i upustowa stosowana w sieci gazowej o maksymalnym ciśnieniu roboczym (MOP) powyżej

l,6 MPa powinna spełniać wymagania dla armatury stosowanej w rurociągach do przesyłania gazu ziemnego określonej

w Polskich Normach dotyczących armatury przemysłowej.

10. Armatura zaporowa i upustowa lokalizowana pod powierzchnią terenu w sieci gazowej o maksymalnym ciśnieniu

roboczym (MOP) powyżej l,6 MPa powinna być połączona z gazociągiem za pomocą doczołowych złączy spawanych.

W uzasadnionych przypadkach dopuszcza się zastosowanie połączeń kołnierzowych.

§ 26. 1. Gazociąg o maksymalnym ciśnieniu roboczym (MOP) powyżej 0,5 MPa należy podzielić na odcinki za pomocą

armatury zaporowej i upustowej.

2. Określając odległość między zespołami armatury zaporowej i upustowej, należy brać pod uwagę średnicę gazociągu,

maksymalne ciśnienie robocze (MOP) i czas opróżnienia z gazu ziemnego.

3. Odległość między zespołami armatury zaporowej i upustowej nie powinna być większa niż:

1) 18,0 km – dla gazociągów usytuowanych w pierwszej klasie lokalizacji;

2) 36,0 km – dla gazociągów usytuowanych w drugiej i trzeciej klasie lokalizacji.

§ 27. 1. Do łączenia rur stalowych przewodowych z armaturą mogą być stosowane złącza spawane lub połączenia kołnierzowe.

W przypadku rur stalowych o średnicy do DN 50 i ciśnieniu do 0,5 MPa włącznie, stosowanych w naziemnych

elementach sieci gazowej, mogą być stosowane połączenia gwintowe.

2. Dla maksymalnego ciśnienia roboczego (MOP) do 0,5 MPa włącznie dopuszcza się połączenia gwintowe o średnicy:

1) do DN 25 włącznie – ze szczelnością uzyskiwaną na gwincie;

2) od DN 25 do DN 50 włącznie – bez szczelności uzyskiwanej na gwincie, uszczelniane środkami uszczelniającymi.

3. Technologia łączenia rur oraz użyte materiały dodatkowe do spawania powinny zapewnić wytrzymałość połączeń co

najmniej równą wytrzymałości materiałów podstawowych. Dobór materiałów dodatkowych do spawania sieci gazowych

określają Polskie Normy dotyczące systemów dostaw gazu oraz wymagań jakościowych spawania materiałów metalowych.

4. Wykonanie połączeń elementów ochrony katodowej ze ścianką gazociągu należy wykonać zgodnie z Polskimi Normami

dotyczącymi ochrony katodowej konstrukcji metalowych.

§ 28. 1. Złącza spawane należy wykonać za pomocą spawania elektrycznego.

2. Złącza spawane powinny być wykonywane zgodnie z technologiami spawania oraz instrukcjami technologicznymi

spawania określonymi w Polskich Normach dotyczących systemów dostaw gazu.

3. Jakość złączy spawanych powinna być badana metodami nieniszczącymi lub w przypadku wymagań dodatkowych

metodami niszczącymi. Metody badań i minimalny udział procentowy badanych spoin, w zależności od kategorii wymagań

jakościowych, określają Polskie Normy dotyczące systemów dostaw gazu, spawalnictwa oraz specyfikacji i kwalifikowania

technologii spawania metali.

4. W przypadku gazociągów o maksymalnym ciśnieniu roboczym (MOP) powyżej 1,6 MPa oraz gazociągów budowanych

w pierwszej klasie lokalizacji należy wykonać badania nieniszczące radiograficzne (RT) lub ultradźwiękowe (UT)

w 100% złączy spawanych.

5. Złącza spawane wykonane w gazociągach budowanych na mostach, wiaduktach oraz na terenach górniczych, bagnistych

lub podmokłych, a także na terenach zakładów górniczych, sprawdza się, wykonując badania nieniszczące w 100%

radiograficzne (RT) lub ultradźwiękowe (UT).

6. Elementy napowierzchniowe gazociągu, w miejscach skrzyżowań z przeszkodami, takimi jak: droga, linia kolejowa,

rzeka, kanał lub grobla, sprawdza się, wykonując badania, o których mowa w ust. 4.

§ 29. 1. W gazociągu stalowym kolana, elementy zmieniające średnice gazociągu, a także odgałęzienia i stalowe elementy

złączy izolujących oraz kształtek polietylenowo-stalowych wykonuje się z kształtek kutych lub ciągnionych,

a w szczególnie uzasadnionych przypadkach z rur przewodowych, o których mowa w § 23, techniką spawania, w sposób

określony w Polskich Normach dotyczących systemów dostaw gazu.

2. Elementy gazociągu, o których mowa w ust. 1, powinny:

1) być wykonane jako kształtki rurowe do przyspawania doczołowego ze specjalnymi wymaganiami dotyczącymi kontroli

zgodnie z wymaganiami Polskich Norm dotyczących systemów dostaw gazu;

2) posiadać wytrzymałość ciśnieniową nie gorszą od wytrzymałości ciśnieniowej łączonych odcinków gazociągów;

3) być poddane próbie wytrzymałości hydraulicznej u producenta do ciśnienia próby wytrzymałości gazociągu, w którym

ma zostać wbudowany;

4) mieć wykonane wszystkie złącza spawane zgodnie z kwalifikowanymi technologiami spawania oraz poddane badaniom

nieniszczącym, w sposób określony w Polskich Normach dotyczących systemów dostaw gazu oraz spawalnictwa,

tak aby zapewnić współczynnik wytrzymałości złącza spawanego równy 1.

3. Łuki stosowane do budowy gazociągów stalowych powinny spełniać wymagania określone w Polskich Normach

dotyczących systemów dostaw gazu oraz łuków rurowych wykonywanych metodą nagrzewania indukcyjnego.

4. Pocieniona grubość ścianki łuku, o którym mowa w ust. 3, na zewnętrznym promieniu gięcia nie może być mniejsza

od obliczeniowej grubości ścianki rury. Tolerancja owalności średnicy rur łuków wykonywanych podczas budowy gazociągu

nie może przekraczać 2,5% zewnętrznej średnicy rur. Końce łuków powinny być zgodne z wymaganiami określonymi

dla końców rur przewodowych stalowych dla mediów palnych, o których mowa w § 23 ust 1.

5. Naprężenia obwodowe w ściance łuku, o którym mowa w ust. 3, nie mogą być większe od naprężeń obwodowych

wywołanych maksymalnym ciśnieniem roboczym (MOP) gazociągu.

6. Wykonując włączenia do czynnego gazociągu o maksymalnym ciśnieniu roboczym (MOP) powyżej 1,6 MPa oraz

o średnicy powyżej DN 50, dopuszcza się stosowanie trójników i nakładek rozciętych pełnoobwodowych ze stali o minimalnej

granicy plastyczności Rt0,5 równej lub większej od 355 N/mm2, z miejscowymi wzmocnieniami.

7. Wykonując włączenia do czynnego gazociągu o maksymalnym ciśnieniu roboczym (MOP) poniżej 1,6 MPa, dopuszcza

się stosowanie trójników i nakładek rozciętych pełnoobwodowych ze stali o minimalnej granicy plastyczności Rt0,5

równej lub większej od 245 N/mm2, lecz nie mniejszej niż granica plastyczności gazociągu, do którego ma być włączona.

§ 30. 1. Rury i kształtki polietylenowe łączy się za pomocą połączeń zgrzewanych czołowo dla średnic większych od

DN 63 lub elektrooporowo, a z rurami stalowymi – za pomocą kształtek polietylenowo-stalowych. Połączenia zgrzewane

powinny spełniać wymagania określone w Polskich Normach dotyczących systemów przewodów rurowych z tworzyw

sztucznych do przesyłania paliw gazowych oraz systemów dostaw gazu.

2. Odgałęzienia przy wykonywaniu włączeń do czynnego gazociągu z polietylenu powinny być wykonane z zastosowaniem

odpowiednich kształtek łączonych za pomocą połączeń zgrzewanych elektrooporowo.

§ 31. 1. Gazociąg stalowy powinien być zabezpieczony przed korozją zewnętrzną za pomocą powłok izolacyjnych

z tworzyw sztucznych i ochrony katodowej, a gdzie jest to niezbędne, także przed oddziaływaniami prądów błądzących ze

źródeł prądu stałego.

2. W obszarach zagrożenia korozją powodowaną przez prąd przemienny gazociąg należy przed nią zabezpieczyć za

pomocą odpowiednich środków, w tym dokonując selekcjonowania gazociągu za pomocą złączy izolujących.

3. Dopuszcza się niestosowanie ochrony katodowej pod warunkiem zastosowania odpowiednio dobranych, całkowicie

szczelnych powłok izolacyjnych dla:

1) gazociągu o maksymalnym ciśnieniu roboczym (MOP) do 0,5 MPa włącznie oraz o długości nie większej niż 200,0 m

połączonego z istniejącymi gazociągami bez ochrony katodowej;

2) przyłączy o maksymalnym ciśnieniu roboczym (MOP) do 0,5 MPa włącznie, wyprowadzonych z istniejącego gazociągu

bez ochrony katodowej.

4. Gazociąg stalowy, dla którego stosuje się ochronę katodową, powinien:

1) posiadać ciągłość elektryczną;

2) być oddzielony elektrycznie przez złącza izolujące od obiektów niewymagających ochrony;

3) być odizolowany elektrycznie od wszelkich konstrukcji i elementów o małej rezystancji przejścia względem ziemi.

§ 32. 1. Powłoki izolacyjne gazociągu stalowego powinny być dobierane odpowiednio do technologii układania odcinka

gazociągu, oddziaływań środowiska, warunków użytkowania, w tym prawdopodobnej maksymalnej temperatury transportowanego

gazu ziemnego, wymaganego stopnia szczelności powłoki po zasypaniu oraz współdziałania z ochroną katodową.

2. Rury stalowe stosowane do budowy gazociągów należy zabezpieczyć fabrycznie powłoką izolacyjną z tworzyw

sztucznych o odpowiednich właściwościach.

3. Złącza spawane, części rur i armatury niepokryte powłoką izolacyjną należy zabezpieczyć przed korozją odpowiednim

rodzajem pokryć izolacyjnych, w tym taśm, dopasowując nakładane powłoki do zabezpieczanych powierzchni i istniejących

powłok przez stosowanie odpowiednich materiałów i technologii.

4. Podczas budowy gazociągu stalowego, przed jego zasypaniem, powłoki izolacyjne należy poddać badaniom szczelności

za pomocą poroskopu wysokonapięciowego. Wielkość napięcia badania szczelności powłoki należy odpowiednio

dostosować do rodzaju powłoki izolacyjnej badanego gazociągu stalowego.

5. Po zasypaniu gazociągu należy przeprowadzić badanie mające na celu sprawdzenie, czy powłoka izolacyjna spełnia

kryteria, w tym wymaganą jednostkową rezystancję przejścia, określone w dokumentacji projektowej gazociągu.

6. Jakość powłoki izolacyjnej gazociągu, po jego zasypaniu, powinna być badana przez wyznaczenie rezystancji między

gazociągiem a środowiskiem elektrolitycznym, odniesionej do jednostki powierzchni lub jednostki długości gazociągu,

względem ziemi i powinna być zgodna z wartością określoną w projekcie budowlanym gazociągu, ustaloną zgodnie z wymaganiami

określonymi w Polskiej Normie dotyczącej ochrony katodowej, z uwzględnieniem rodzaju izolacji rur oraz typu

ochrony czynnej gazociągu i środowiska elektrolitycznego gruntu, w którym jest posadowiony.

7. Dopuszcza się nieokreślanie kryterium odbioru szczelności powłoki izolacyjnej w przypadku krótkich przyłączy stalowych

i odcinków gazociągów, dla których zasypanie przed włączeniem do istniejącego gazociągu stalowego jest niemożliwe

ze względu na małą długość i wymagania technologii ich włączenia. Dla takich przyłączy i odcinków gazociągu wystarczającym

kryterium odbioru szczelności powłoki izolacyjnej jest wynik jej badania za pomocą poroskopu wysokonapięciowego,

przeprowadzonego przed zasypaniem, wskazujący na brak nieszczelności w powłoce izolacyjnej.

§ 33. 1. Do budowy gazociągu powinny być stosowane złącza izolujące, które uzyskały pozytywne wyniki:

1) próby hydrostatycznej ciśnieniem o wartości równej iloczynowi współczynnika 1,5 i ciśnienia projektowego w czasie

co najmniej 5 minut;

2) próby napięciowej w stanie suchym, napięciem przemiennym o częstotliwości 50 Hz, nie mniejszym niż 5,0 kV, w czasie

1 minuty; podczas wykonywania tej próby nie powinny wystąpić wyładowania koronowe i przebicia izolacji;

3) pomiarów rezystancji skrośnej przy zastosowaniu napięcia stałego minimum 0,5 kV; rezystancja w stanie suchym po

wykonanej próbie hydrostatycznej nie powinna być mniejsza niż 0,1 MΩ.

2. Dla złączy izolujących typu monoblok izolujący, rezystancja skrośna monobloku mierzona po wykonaniu próby

hydrostatycznej nie powinna być mniejsza niż 1,0 GΩ. W przypadku monobloków izolujących stosowanych w gazociągu

wysokiego ciśnienia próba napięciowa powinna być wykonywana przy użyciu napięcia przemiennego o wartości 5,0 kV

i częstotliwości 50 Hz.

§ 34. 1. Gazociąg, przed oddaniem do użytkowania, należy poddać próbie wytrzymałości i próbie szczelności.

2. Gazociąg stalowy o maksymalnym ciśnieniu roboczym (MOP) powyżej 0,5 MPa, który będzie użytkowany przy naprężeniach

obwodowych o wartości równej lub większej od 30% wartości dolnej granicy plastyczności Rt0,5 materiału rur

i armatury, należy poddać:

1) w pierwszej i drugiej klasie lokalizacji:

a) próbie wytrzymałości pneumatycznej lub hydrostatycznej – gazociąg o średnicy do DN 200 włącznie,

b) próbie wytrzymałości hydrostatycznej – gazociąg o średnicy większej od DN 200

– do ciśnienia nie niższego od iloczynu współczynnika 1,5 i maksymalnego ciśnienia roboczego (MOP);

2) w trzeciej klasie lokalizacji – próbie wytrzymałości hydrostatycznej lub pneumatycznej do ciśnienia nie niższego od

iloczynu współczynnika 1,3 i maksymalnego ciśnienia roboczego (MOP);

3) niezależnie od klasy lokalizacji – próbie szczelności hydrostatycznej lub pneumatycznej do ciśnienia równego iloczynowi

współczynnika 1,1 i maksymalnego ciśnienia roboczego (MOP).

3. Gazociąg stalowy o maksymalnym ciśnieniu roboczym (MOP) powyżej 0,5 MPa, który będzie użytkowany przy naprężeniach

obwodowych mniejszych niż 30% wartości dolnej granicy plastyczności Rt0,5 materiału rur i armatury, może być

poddany tylko próbie szczelności przy ciśnieniu równym iloczynowi współczynnika 1,1 i maksymalnego ciśnienia roboczego

(MOP).

4. Naprężenia obwodowe wywołane w trakcie przeprowadzania prób, o których mowa w ust. 2 pkt 1 i 2, nie powinny

przekroczyć 95% minimalnej wartości granicy plastyczności Rt0,5, a w trakcie przeprowadzenia prób specjalnych wytrzymałości

110% minimalnej wartości granicy plastyczności Rt0,5.

5. Gazociąg stalowy o maksymalnym ciśnieniu roboczym (MOP) do 0,5 MPa włącznie i gazociąg z polietylenu o maksymalnym

ciśnieniu roboczym (MOP) do 1,0 MPa włącznie należy poddać próbie łączonej wytrzymałości i szczelności

pneumatycznej pod ciśnieniem nie mniejszym niż iloczyn współczynnika 1,5 i maksymalnego ciśnienia roboczego (MOP),

lecz większym co najmniej o 0,2 MPa od maksymalnego ciśnienia roboczego (MOP).

6. Dla gazociągów z polietylenu ciśnienie próby łączonej wytrzymałości i szczelności nie powinno przekroczyć iloczynu

współczynnika 0,9 i ciśnienia krytycznego szybkiej propagacji pęknięć.

7. Dopuszcza się, aby odcinki gazociągu stalowego o średnicy równej lub mniejszej od DN 150 i długości do 300,0 m

lub o średnicy większej od DN 150 oraz długości do 200,0 m nie były poddane próbie szczelności, pod warunkiem że gazociąg

ten poddano próbie wytrzymałości hydrostatycznej lub pneumatycznej, o której mowa w ust. 2 pkt 1 i 2, oraz próbie

łączonej wytrzymałości i szczelności pneumatycznej, o której mowa w ust. 5, a wszystkie spoiny tych odcinków były skontrolowane

za pomocą badań nieniszczących, o których mowa w § 28 ust. 4.

8. Spoiny obwodowe, łączące poszczególne odcinki gazociągu stalowego, po przeprowadzonej próbie ciśnieniowej należy

poddać badaniom nieniszczącym, o których mowa w § 28 ust. 5, oraz dodatkowo badaniom powierzchniowym magnetyczno-

proszkowym (MT) lub penetracyjnym (PT).

§ 35. 1. Po ustabilizowaniu się temperatury i ciśnienia w gazociągu czas trwania próby:

1) wytrzymałości hydrostatycznej lub pneumatycznej dla gazociągu stalowego powinien być nie krótszy niż 15 minut;

2) szczelności hydrostatycznej lub pneumatycznej dla gazociągu stalowego powinien być nie krótszy niż 24 godziny;

3) szczelności pneumatycznej dla przyłącza powinien być nie krótszy niż godzina;

4) łączonej wytrzymałości i szczelności dla gazociągu z polietylenu o maksymalnym ciśnieniu roboczym (MOP) do 1,0 MPa

włącznie powinien być nie krótszy niż 2 godziny przy zastosowaniu elektronicznych urządzeń rejestrujących ciśnienie

próby w zależności od zmian temperatury z czujnikiem ciśnienia klasy 0,1 i czujnikiem pomiaru temperatury czynnika

o dokładności do 0,5 K (273,65°C), przy zapewnieniu minimalnego dwugodzinnego czasu stabilizacji czynnika próbnego.

2. Dopuszcza się przeprowadzenie próby specjalnej wytrzymałości dla gazociągu stalowego o maksymalnym ciśnieniu

roboczym (MOP) większym niż 1,6 MPa i średnicy większej niż DN 200.

3. Wymagania szczegółowe w zakresie przeprowadzania prób wytrzymałości i szczelności określają Polskie Normy

dotyczące systemów dostaw gazu.

§ 36. 1. Gazociąg nieprzekazany do eksploatacji w okresie 6 miesięcy od dnia zakończenia prób ciśnieniowych lub wyłączony

z eksploatacji na okres dłuższy niż 6 miesięcy należy ponownie poddać próbie szczelności przed oddaniem go do

eksploatacji.

2. Przepisu ust. 1 nie stosuje się do gazociągu wypełnionego medium próbnym pod ciśnieniem roboczym (OP).

§ 37. 1. Powierzchnie wewnętrzne gazociągu przed przekazaniem go do eksploatacji powinny być oczyszczone i osuszone.

2. Gazociąg o długości większej niż 36,0 km oraz o maksymalnym ciśnieniu roboczym (MOP) powyżej 1,6 MPa

i o średnicy równej lub większej od DN 200 powinien być przystosowany do czyszczenia i inspekcji wewnętrznej tłokami.

3. Gazociąg o długości większej niż 36,0 km i o średnicy równej lub większej od DN 400 oraz maksymalnym ciśnieniu

roboczym (MOP) powyżej 1,6 MPa należy budować wraz z armaturą niezbędną do przyłączania śluz nadawczych i odbiorczych

dla tłoków.

4. Gazociąg o średnicy DN 500 i większej przed przekazaniem go do eksploatacji należy poddać badaniu tłokami inteligentnymi.

§ 38. 1. Dopuszcza się podwyższenie ciśnienia roboczego (OP) w użytkowanych gazociągach stalowych i z polietylenu,

o ile określone zostało dla tych gazociągów dopuszczalne maksymalne ciśnienie robocze (MOP) oraz wykonano próby wytrzymałości

i szczelności lub próby specjalne wytrzymałości. Próby wytrzymałości i szczelności lub próby specjalne wytrzymałości

należy wykonać w sposób, o którym mowa w § 34 i § 35.

2. Dopuszczalne maksymalne ciśnienie robocze (MOP) gazociągu określa się na podstawie obliczeń wytrzymałościowych,

z uwzględnieniem najsłabszego elementu gazociągu.

3. W przypadku gazociągu o nieznanych właściwościach wytrzymałościowych należy, na podstawie badań, określić:

1) granicę plastyczności Rt0,5 – w przypadku gazociągu stalowego;

2) wartość minimalnej żądanej wytrzymałości (MRS) – w przypadku gazociągu z polietylenu.

4. W przypadku gazociągu o maksymalnym ciśnieniu roboczym (MOP):

1) wyższym od 0,5 MPa dopuszczalne maksymalne ciśnienie robocze (MOP) po podwyższeniu ciśnienia roboczego (OP)

powinno być niższe od iloczynu wartości ciśnienia, pod jakim została przeprowadzona próba wytrzymałości, i współczynnika

projektowego, o którym mowa w § 9 ust. 1;

2) niższym lub równym 0,5 MPa dopuszczalne maksymalne ciśnienie robocze (MOP) po podwyższeniu ciśnienia roboczego

(OP) powinno być niższe od iloczynu wartości ciśnienia, pod jakim została przeprowadzona próba wytrzymałości,

i współczynnika projektowego 0,67.

 

Rozdział 7

Przepisy przejściowe i końcowe

§ 110. Dla gazociągów wybudowanych:

1) przed dniem 12 grudnia 2001 r. lub dla których przed tym dniem wydano pozwolenie na budowę,

2) w okresie od dnia 12 grudnia 2001 r. do dnia wejścia w życie niniejszego rozporządzenia lub dla których w tym okresie

wydano pozwolenie na budowę

– stosuje się szerokość stref kontrolowanych określoną w załączniku nr 2 do rozporządzenia.

§ 111. Traci moc rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 30 lipca 2001 r. w sprawie warunków technicznych, jakim

powinny odpowiadać sieci gazowe (Dz. U. Nr 97, poz. 1055).

§ 112. Rozporządzenie wchodzi w życie po upływie trzech miesięcy od dnia ogłoszenia.

 

Załącznik Nr 2

 

Szerokość stref kontrolowanych dla gazociągów wybudowanych przed wejściem w życie rozporządzenia.

 

Tabela 1. Szerokość stref kontrolowanych gazociągów układanych w ziemi o ciśnieniu gazu powyżej 0,4 MPa do 10,0 MPa wybudowanych przed dniem 12 grudnia 2001 r. lub dla których przed tym dniem wydano pozwolenie na budowę.

siecga6.jpg

1. Szerokość zmniejszoną w stosunku do szerokości stref kontrolowanych można przyjąć, stosując zmniejszenie

naprężenia zredukowanego w ściance rury. Jeżeli odległość gazociągu do obiektu terenowego wynosi co najmniej:

1) 75% połowy szerokości strefy kontrolowanej, naprężenie zredukowane należy zmniejszyć o 10%;

2) 50% połowy szerokości strefy kontrolowanej, naprężenie zredukowane należy zmniejszyć o 20%;

3) 25% połowy szerokości strefy kontrolowanej, naprężenie zredukowane należy zmniejszyć o 30%.

2. Jeżeli naprężenie zredukowane w ściance rury zostało zmniejszone o 30%, gazociąg powinien być usytuowany

w odległości nie mniejszej od obiektu terenowego niż:

1) 10,0 m dla gazociągów o ciśnieniu nominalnym do 1,2 MPa włącznie i 15,0 m dla gazociągów o ciśnieniu

nominalnym większym niż 1,2 MPa;

2) 5,0 m dla gazociągów o ciśnieniu nominalnym do 2,5 MPa włącznie i 10,0 m dla gazociągów o ciśnieniu

nominalnym większym niż 2,5 MPa, pod warunkiem założenia na gazociąg rury ochronnej, kończącej się

od obrysu obiektu terenowego w odległości wynoszącej co najmniej 25% połowy szerokości strefy

kontrolowanej, jednak nie mniejszej niż 10,0 m dla gazociągów o ciśnieniu nominalnym do 1,2 MPa

włącznie i 15,0 m dla gazociągów o ciśnieniu nominalnym większym niż 1,2 MPa. Długość rury

ochronnej nie może być większa niż 100,0 m.

3. Odległość zmniejszona między gazociągiem i przewodami kanalizacyjnymi i kanałami mającymi

bezpośrednie połączenie z pomieszczeniami dla ludzi i zwierząt nie może wynosić mniej niż 8,0 m, pod

warunkiem że na całym odcinku gazociągu, dla którego przyjęto odległość zmniejszoną:

1) zmniejszy się naprężenie zredukowane w ściance rury o 30%;

2) sprawdzi się metodami nieniszczącymi wszystkie połączenia spawane;

3) zastosuje się sączek węchowy liniowy.

4. Odległości zmniejszonych nie należy stosować w odniesieniu do napowietrznych linii elektroenergetycznych

o napięciu większym niż 1,0 kV i elektroenergetycznych stacji transformatorowych. Na terenach

zabudowanych dopuszcza się przyjęcie odległości zmniejszonej, wynoszącej 25% połowy szerokości strefy

kontrolowanej między skrajnym przewodem linii elektroenergetycznej lub elektroenergetycznej stacji

transformatorowej a projektowanym gazociągiem, pod warunkiem zastosowania zmniejszonego naprężenia

zredukowanego w ściance rury o 30%.

 

Tabela 2. Szerokość stref kontrolowanych dla gazociągów układanych w ziemi o ciśnieniu gazu nie większym niż 0,4 MPa* wybudowanych przed dniem 12 grudnia 2001 r. lub dla których przed tym dniem wydano pozwolenie na budowę.

* Dopuszczalne zmniejszenie odległości podstawowych pomiędzy gazociągiem i telekomunikacyjną kanalizacją

kablową określają odrębne przepisy.

 

Tabela 3. Szerokość stref kontrolowanych dla gazociągów wybudowanych w okresie od dnia 12 grudnia 2001 r. do dnia wejścia w życie rozporządzenia lub dla których w tym okresie wydano pozwolenie na budowę