Свод правил по проектированию и строительству СП 42-101-2003. Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб


СП 42-101-2003Общие положения по проектированию и строительствугазораспределительных системиз металлических и полиэтиленовых труб


СП 42-101-2003

СВОД ПРАВИЛ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ И СТРОИТЕЛЬСТВУОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ И СТРОИТЕЛЬСТВУ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ ИЗ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ И ПОЛИЭТИЛЕНОВЫХ ТРУБTHE GENERAL PROVISION AND CONSTRUCTION GAS DISTRIBUTION SYSTEM FROM STEEL AND POLYETHYЕLENE PIPES

Дата введения 2003-07-08

ПРЕДИСЛОВИЕ

1 РАЗРАБОТАН коллективом ведущих специалистов ОАО "ГипроНИИгаз", АО "ВНИИСТ", ОАО "МосгазНИИпроект", ОИ "Омскгазтехнология", ЗАО "Надежность", Госгортехнадзора России, Госстроя России и ряда газораспределительных хозяйств России при координации ЗАО "Полимергаз"

2 СОГЛАСОВАН

Госгортехнадзором России, письмо от 16.06.2000 г. N 03-35/240

ГУГПС МЧС России, письмо от 20.06.2000 г. N 20/2.2/2229

3 ОДОБРЕН постановлением Госстроя России от 26.06.2003 г. N 112

ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

4 ПРИНЯТ И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ решением Межведомственного координационного совета по вопросам технического совершенствования газораспределительных систем и других инженерных коммуникаций, протокол от 8 июля 2003 г. N 32

ВВЕДЕНИЕ

СП 42-101-2003 "Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб" разработан в соответствии с требованиями СНиП 10-011) в развитие основополагающего СНиП 42-01-2002 "Газораспределительные системы".

_______________1) Документ признан утратившим силу с 01.10.2003 Постановлением Госстроя России от 10.09.2003 N 164, здесь и далее по тексту.

В положениях СП 42-101 приведены подтвержденные научными исследованиями, опробованные на практике и рекомендуемые в качестве официально признанных технические решения, средства и способы реализации обязательных требований по проектированию и строительству систем газораспределения, установленных СНиП 42-01.

Настоящий Свод правил содержит раздел 7 "Запорная арматура" взамен СП 42-104-97 "Свод правил по применению запорной арматуры для строительства систем газоснабжения".

В разработке настоящего Свода правил приняли участие:

Волков B.C., Вольнов Ю.Н., Габелая Р.Д., Голик В.Г., Гусева Н.Б., Зубаилов Г.И., Китайцева Е.Х., Красников М.А., Маевский М.А., Нечаев А.С., Пальчиков С.А., Сафронова И.П., Платонов О.В., Удовенко В.Е., Чирчинская Г.П., Шишов Н.А., Шурайц А.Л.

1 ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

1.1 Положения настоящего СП распространяются на вновь сооружаемые и реконструируемые газораспределительные системы, нормы и правила на проектирование и строительство которых регламентированы СНиП 42-01.

1.2 В настоящем СП приведены общие положения в части применения стальных и полиэтиленовых труб. Особенности проектирования, строительства новых и реконструкции изношенных газопроводов приведены соответственно в СП 42-102 "Проектирование и строительство газопроводов из металлических труб" и СП 42-103 "Проектирование и строительство газопроводов из полиэтиленовых труб и реконструкция изношенных газопроводов".

2 НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

2.1 В настоящем СП использованы ссылки на следующие документы:

СНиП 2.02.01-83*. Основания зданий и сооружений;

СНиП 2.03.11-85. Защита строительных конструкций от коррозии;

СНиП 2.03.13-88. Полы;

СНиП 2.04.01-85*. Внутренний водопровод и канализация зданий;

СНиП 2.04.05-91*1). Отопление, вентиляция и кондиционирование;

________________1) На территории Российской Федерации документ не действует. Действуют СНиП 41-01-2003, здесь и далее по тексту.

СНиП 2.04.07-86*1). Тепловые сети;

________________1) На территории Российской Федерации документ не действует. Действуют СНиП 41-02-2003, здесь и далее по тексту.

СНиП 2.05.02-85. Автомобильные дороги;

СНиП 2.05.03-84*. Мосты и трубы;

СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы;

СНиП 2.05.07-91*. Промышленный транспорт;

СНиП 2.06.09-84. Туннели гидротехнические;

СНиП 2.07.01-89*. Градостроительство. Планировка и застройка городских и сельских поселений;

СНиП 2.08.02-89*1). Общественные здания и сооружения;

________________1) На территории Российской Федерации документ не действует. Действуют СНиП 31-06-2009, здесь и далее по тексту.

СНиП 2.09.03-85. Сооружения промышленных предприятий;

СНиП 3.01.01-85*1). Организация строительного производства;

________________1) На территории Российской Федерации документ не действует. Действуют СНиП 12-01-2004, здесь и далее по тексту.

СНиП 3.05.07-85 Системы автоматизации;

СНиП 10-01-94. Система нормативных документов в строительстве. Основные положения;

СНиП 11-01-20031). Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения и составе проектной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений;

________________1) Документ отменен постановлением Госстроя России от 17.11.2003 г. N 190, В Российской Федерации для подготовки проектной документации следует руководствоваться Градостроительным кодексом Российской Федерации (ст.48, 49) и Постановлениями Правительства Российской Федерации N 87 от 16 февраля 2008 г. "Положение о составе разделов проектной документации и требованиях к их содержанию"* и N 145 от 05.03.2007 г. "О порядке организации и проведения государственной экспертизы проектной документации и результатов инженерных изысканий" (с изменениями от 29.12.2007 г., 16.02.2008 г.), здесь и далее по тексту.

СНиП 11-02-96. Инженерные изыскания для строительства. Основные положения;

СНиП 21-01-97*. Пожарная безопасность зданий и сооружений;

СНиП 23-01-99*. Строительная климатология;

СНиП II-22-81. Каменные и армокаменные конструкции;

СНиП II-35-76. Котельные установки;

СНиП II-89-80*. Генеральные планы промышленных предприятий;

СНиП III-42-80*. Магистральные трубопроводы;

СНиП 42-01-2002. Газораспределительные системы;

ГОСТ 9.602-89. ЕСЗКС. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии;

ГОСТ 356-80*. Арматура и детали трубопроводов. Давления условные, пробные и рабочие. Ряды;

ГОСТ 380-94*. Сталь углеродистая обыкновенного качества. Марки;

ГОСТ 495-92. Листы и полосы медные. Технические условия;

ГОСТ 481-80*. Паронит и прокладки из него. Технические условия;

ГОСТ 613-79. Бронзы оловянные литейные. Марки;

ГОСТ 1050-88*. Прокат сортовой, калиброванный со специальной отделкой поверхности из углеродистой качественной конструкционной стали. Общие технические условия;

ГОСТ 1215-79. Отливки из ковкого чугуна. Общие технические условия;

ГОСТ 1412-85. Чугун с пластинчатым графитом для отливок. Марки;

ГОСТ 1583-93. Сплавы алюминиевые литейные. Технические условия;

ГОСТ 4543-71. Прокат из легированной конструкционной стали. Технические условия;

ГОСТ 4666-75. Арматура трубопроводная. Маркировка и отличительная окраска;

ГОСТ 5520-79. Прокат листовой из углеродистой низколегированной и легированной стали для котлов и сосудов, работающих под давлением. Технические условия;

ГОСТ 6787-2001. Плитки керамические для полов. Технические условия

ГОСТ 7293-85. Чугун с шаровидным графитом для отливок. Марки;

ГОСТ 7338-90. Пластины резиновые и резинотканевые. Технические условия;

ГОСТ 7931-76. Олифа натуральная. Технические условия;

ГОСТ 8568-77. Листы стальные с ромбическим и чечевичным рифлением. Технические условия;

ГОСТ 8832-76. Материалы лакокрасочные. Методы получения лакокрасочного покрытия для испытаний;

ГОСТ 9238-83. Габариты приближения строений и подвижного состава железных дорог колеи 1520 (1524) мм;

ГОСТ 9544-93. Арматура трубопроводная запорная. Нормы герметичности затворов;

ГОСТ 10007-80Е. Фторопласт-4. Технические условия;

ГОСТ 10330-76. Лен трепаный. Технические условия;

ГОСТ 11262-80. Пластмассы. Метод испытания на растяжение;

ГОСТ 13726-97. Ленты из алюминия и алюминиевых сплавов. Технические условия;

ГОСТ 14202-69. Трубопроводы промышленных предприятий. Опознавательная окраска, предупреждающие знаки и маркировочные щитки;

ГОСТ 14254-96. Степени защиты, обеспечиваемые оболочками. Межгосударственный стандарт (Код GР);

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 15527-70. Сплавы медно-цинковые (латуни), обрабатываемые давлением. Марки;

ГОСТ 16337-77Е. Полиэтилен высокого давления. Технические условия;

ГОСТ 16338-85Е. Полиэтилен низкого давления. Технические условия;

ГОСТ 16350-80. Климат СССР. Районирование и статистические параметры климатических факторов для технических целей;

ГОСТ 16569-86. Устройства газогорелочные для отопительных бытовых печей. Технические условия;

ГОСТ 17494-87. Машины электрические вращающиеся. Классификация степеней защиты, обеспечиваемых оболочками вращающихся электрических машин;

ГОСТ 17711-93. Сплавы медно-цинковые (латуни) литейные. Марки;

ГОСТ 19151-73. Сурик свинцовый. Технические условия;

ГОСТ 19281-89. Прокат из стали повышенной прочности. Общие технические условия;

ГОСТ 20448-90. Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления. Технические условия;

ГОСТ 21204-97. Горелки газовые промышленные. Общие технические требования;

ГОСТ 21488-97Е. Прутки прессованные из алюминия и алюминиевых сплавов. Технические условия;

ГОСТ 21552-84Е. Средства вычислительной техники. Общие технические требования, приемка, методы испытаний, маркировка, упаковка, транспортирование и хранение;

ГОСТ 21631-76Е. Листы из алюминия и алюминиевых сплавов. Технические условия;

ГОСТ 25100-95. Грунты. Классификация;

ГОСТ 25696-83. Горелки газовые инфракрасного излучения. Общие технические требования и приемка;

ГОСТ 28394-89. Чугун с вермикулярным графитом для отливок. Марки;

ГОСТ 2.601-95. ЕСКД. Эксплуатационные документы;

ГОСТ 8.143-75. ГСИ. Государственный первичный эталон и общесоюзная проверочная схема для средств измерений объемного расхода газа в диапазоне 1·10-6²1·10 м³/с;

ГОСТ 8.563.1-97. ГСИ. Измерение расхода и количества жидкостей и газов методом переменного перепада давления. Диафрагмы, сопла ИСА 1932 и трубы Вентури, установленные в заполненных трубопроводах круглого сечения. Технические условия;

ГОСТ 8.563.2-97. ГСИ. Измерение расхода и количества жидкостей и газов методом переменного перепада давления. Методика выполнения измерений с помощью сужающих устройств;

ГОСТ 12.1.005-88. ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны;

ГОСТ 12.1.007-76. ССБТ. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности;

ГОСТ 12.1.011-78*. ССБТ. Смеси взрывоопасные. Классификация и методы испытаний;

ГОСТ 12.2.085-85. ССБТ. Сосуды, работающие под давлением. Клапаны предохранительные. Требования безопасности;

ГОСТ Р 12.3.048-2002. ССБТ. Строительство. Производство земляных работ способом гидромеханизации. Требования безопасности;

ГОСТ 12.4.059-89. ССБТ. Строительство. Ограждения предохранительные инвентарные. Общие технические условия;

ГОСТ 21.610-85. СПДС. Газоснабжение. Наружные газопроводы. Рабочие чертежи;

ГОСТ 34.003-90. Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Термины и определения;

ГОСТ 34.201-89. Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Виды, комплектность и обозначение документов при создании автоматизированных систем;

ГОСТ 34.601-90. Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания;

ГОСТ 34.602-89. Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Техническое задание на создание автоматизированной системы;

ГОСТ Р 50571.3-94. Электроустановки зданий. Часть 4. Требования по обеспечению безопасности. Защита от поражений электрическим током;

ГОСТ Р 50670-94. Оборудование промышленное газоиспользующее. Воздухонагреватели. Общие технические требования;

ГОСТ Р 50838-95. Трубы из полиэтилена для газопроводов. Технические условия;

ГОСТ Р 51617-2000. Жилищно-коммунальные услуги. Общие технические условия;

МДС 41-2.2000. Инструкция по размещению тепловых агрегатов, предназначенных для отопления и горячего водоснабжения одноквартирных или блокированных жилых домов;

РД 34.21.122-90. Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений;

РД 50-34.698-90. Методические указания. Информационная технология. Комплекс стандартов и руководящих документов на автоматизированные системы. Требования к содержанию документов;

РД 50-680-88. Методические указания. Автоматизированные системы. Основные положения;

РД 50-682-89. Методические указания. Информационная технология. Комплекс стандартов и руководящих документов на автоматизированные системы. Общие положения;

ПБ 03-576-031). Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением;

________________1) На территории Российской Федерации документ не действует. Действуют Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности "Правила промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением".

ПБ 12-529-031). Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления;

________________1) На территории Российской Федерации документ не действует. Действуют Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности "Правила безопасности сетей газораспределения и газопотребления", здесь и далее по тексту.

ПБ 12-609-031). Правила безопасности для объектов, использующих сжиженные углеводородные газы;

________________1) На территории Российской Федерации документ не действует. Действуют федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности "Правила безопасности для объектов, использующих сжиженные углеводородные газы", здесь и далее по тексту.

Правила плавания по внутренним судоходным путям1);

_________________1) На территории Российской Федерации документ не действует. Действуют Правила плавания по внутренним водным путям Российской Федерации.

Правила речного регистра;

Правила технической эксплуатации речного транспорта;

ПБ 13-407-011). Единые правила безопасности при взрывных работах;

________________1) На территории Российской Федерации документ не действует. Действуют Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности "Правила безопасности при взрывных работах".

ПУЭ. Правила устройства электроустановок;

Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых котлов с давлением пара не более 0,07 МПа (0,7 кгс/см²), водогрейных котлов и водонагревателей с температурой нагрева воды не выше 388 К (115 °С);

ПБ 10-574-031). Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов.

3. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

ВЫБОР СИСТЕМЫ ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ

3.1 Разработку проектов газораспределительных систем следует вести на основании технических условий на присоединение объекта газового хозяйства к источникам газораспределения, выдаваемых владельцем газовых сетей, и наличия согласования с организацией - разработчиком схемы газоснабжения объекта.

3.2 Порядок разработки, согласования, утверждения и состав проектной документации следует предусматривать в соответствии со СНиП 11-01.

3.3 Газораспределительные системы подразделяются по:

  • виду газа (природный, СУГ);
  • числу ступеней регулирования давления газа (одно- и многоступенчатые);
  • принципу построения (кольцевые, тупиковые, смешанные).

3.4 Выбор системы распределения газа рекомендуется производить в зависимости от объема, структуры и плотности газопотребления поселений, размещения жилых и производственных зон, а также источников газоснабжения (местоположение и мощность существующих и проектируемых магистральных газопроводов, газораспределительных станций (ГРС), газонаполнительных станций (ГНС) и т.д.).

Выбор той или иной газораспределительной системы в проекте должен быть технико-экономически обоснован.

3.5 При использовании одно- или многоступенчатой системы распределения газ потребителям подается соответственно по распределительным газопроводам одной или нескольких категорий давления.

Для крупных и средних поселений, как правило, предусматривают многоступенчатые газораспределительные системы.

Для малых городов или отдельных жилых микрорайонов, а также для сельских поселений в качестве наиболее рациональной газораспределительной системы рекомендуется система распределения среднего давления с ШРП у потребителя или группы потребителей.

Одноступенчатые газораспределительные системы низкого давления из-за значительных материаловложений являются целесообразными лишь в малых поселениях с компактной застройкой, расположенных вблизи источника газоснабжения.

В зависимости от величины давления газа в распределительных газопроводах и климатических условий рекомендуется применение ГРП, ГРПБ, как правило, с местными приборами отопления.

3.6 Между газопроводами различных категорий давления, входящих в систему газораспределения, как правило, следует предусматривать газорегуляторные пункты (установки).

3.7 Принцип построения газораспределительных систем выбирается в зависимости от характера планировки и плотности застройки поселения. Предпочтительными являются смешанные или кольцевые газораспределительные системы, обеспечивающие наиболее равномерный режим давления во всех точках отбора газа из распределительных газопроводов, а также повышающие надежность систем газоснабжения.

3.8 При газоснабжении СУГ рекомендуются газораспределительные системы на базе резервуарных установок или станций регазификации.

Газораспределительные системы с использованием групповых или индивидуальных баллонных установок СУГ рекомендуется применять только при технической невозможности или экономической нецелесообразности использования резервуарных установок.

НОРМЫ ПОТРЕБЛЕНИЯ ГАЗА

3.9 При решении вопросов газоснабжения поселений использование газа предусматривается на:

  • индивидуально-бытовые нужды населения: приготовление пищи и горячей воды, а для сельских поселений также для приготовления кормов и подогрева воды для животных в домашних условиях;
  • отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение жилых и общественных зданий;
  • отопление и нужды производственных и коммунально-бытовых потребителей.

3.10 Годовые расходы газа для каждой категории потребителей следует определять на конец расчетного периода с учетом перспективы развития объектов - потребителей газа.

Продолжительность расчетного периода устанавливается на основании плана перспективного развития объектов - потребителей газа.

3.11 Годовые расходы газа для населения (без учета отопления), предприятий бытового обслуживания населения, общественного питания, предприятий по производству хлеба и кондитерских изделий, а также для учреждений здравоохранения рекомендуется определять по нормам расхода теплоты, приведенным в ГОСТ Р 51617 (приложение А).

Нормы расхода газа для потребителей, не перечисленные в приложении А, следует принимать по нормам расхода других видов топлива или по данным фактического расхода используемого топлива с учетом КПД при переводе на газовое топливо.

3.12 При составлении проектов генеральных планов городов и других поселений допускается принимать укрупненные показатели потребления газа, м³/год на 1 чел., при теплоте сгорания газа 34 МДж/м³ (8000 ккал/м³):

  • при наличии централизованного горячего водоснабжения - 120;
  • при горячем водоснабжении от газовых водонагревателей - 300;
  • при отсутствии всяких видов горячего водоснабжения - 180 (220 в сельской местности).

3.13 Годовые расходы газа на нужды предприятий торговли, бытового обслуживания непроизводственного характера и т.п. можно принимать в размере до 5% суммарного расхода теплоты на жилые дома.

3.14 Годовые расходы газа на нужды промышленных и сельскохозяйственных предприятий следует определять по данным топливопотребления (с учетом изменения КПД при переходе на газовое топливо) этих предприятий с перспективой их развития или на основе технологических норм расхода топлива (теплоты).

3.15 Годовые и расчетные часовые расходы теплоты на нужды отопления, вентиляции и горячего водоснабжения определяют в соответствии с указаниями СНиП 2.04.01, СНиП 2.04.05 и СНиП 2.04.07.

3.16 Годовые расходы теплоты на приготовление кормов и подогрев воды для животных рекомендуется принимать по таблице 1.

Таблица 1

Назначение расходуемого газаПоказательНормы расхода теплоты на нужды одного животного, МДж (тыс.ккал)
Приготовление кормов для животных с учетом запаривания грубых кормов и корне-, клубнеплодовЛошадь1700 (400)
Корова4200 (1000)
Свинья8400 (2000)
Подогрев воды для питья и санитарных целейНа одно животное420 (100)

ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЕТНЫХ РАСХОДОВ ГАЗА

3.17 Система газоснабжения городов и других населенных пунктов должна рассчитываться на максимальный часовой расход газа.

3.18 Максимальный расчетный часовой расход газа Qhd, м³/ч, при 0 °С и давлении газа 0,1 МПа (760 мм рт.ст.) на хозяйственно-бытовые и производственные нужды следует определять как долю годового расхода по формуле

Qhd = KhmaxQy, (1)

где Khmax - коэффициент часового максимума (коэффициент перехода от годового расхода к максимальному часовому расходу газа);

Qy - годовой расход газа, м³/год.

Коэффициент часового максимума расхода газа следует принимать дифференцированно по каждой обособленной зоне газоснабжения, снабжаемой от одного источника.

Значения коэффициента часового максимума расхода газа на хозяйственно-бытовые нужды в зависимости от численности населения, снабжаемого газом, приведены в таблице 2; для бань, прачечных, предприятий общественного питания и предприятий по производству хлеба и кондитерских изделий - в таблице 3.

Таблица 2

Число жителей, снабжаемых газом, тыс.чел.Коэффициент часового максимума расхода газа (без отопления) Khmax
11/1800
21/2000
31/2050
51/2100
101/2200
201/2300
301/2400
401/2500
501/2600
1001/2800
3001/3000
5001/3300
7501/3500
10001/3700
2000 и более1/4700

Таблица 3

ПредприятияКоэффициент часового максимума расхода газа Khmax
Бани1/2700
Прачечные1/2900
Общественного питания1/2000
По производству хлеба, кондитерских изделий1/6000
Примечание. Для бань и прачечных значения коэффициента часового максимума расхода газа приведены с учетом расхода газа на нужды отопления и вентиляции.

3.19 Расчетный часовой расход газа для предприятий различных отраслей промышленности и предприятий бытового обслуживания производственного характера (за исключением предприятий, приведенных в таблице 4) следует определять по данным топливопотребления (с учетом изменения КПД при переходе на газовое топливо) или по формуле (1) исходя из годового расхода газа с учетом коэффициентов часового максимума по отрасли промышленности, приведенных в таблице 4.

Таблица 4

Отрасль промышленностиКоэффициент часового максимума расходов газа Khmax
В целом по предприятиюПо котельнымПо промышленным печам
Черная металлургия1/61001/52001/7500
Судостроительная1/32001/31001/3400
Резиноасбестовая1/52001/5200-
Химическая1/59001/56001/7300
Строительных материалов1/59001/55001/6200
Радиопромышленность1/36001/33001/5500
Электротехническая1/38001/36001/5500
Цветная металлургия1/38001/31001/5400
Станкостроительная и инструментальная1/27001/29001/2600
Машиностроение1/27001/26001/3200
Текстильная1/45001/4500-
Целлюлозно-бумажная1/61001/6100-
Деревообрабатывающая1/54001/5400-
Пищевая1/57001/59001/4500
Пивоваренная1/54001/52001/6900
Винодельческая1/57001/5700-
Обувная1/35001/3500-
Фарфорофаянсовая1/52001/39001/6500
Кожевенно-галантерейная1/48001/4800-
Полиграфическая1/40001/39001/4200
Швейная1/49001/4900-
Мукомольно-крупяная1/35001/36001/3200
Табачная1/38501/3500-

3.20 Для отдельных жилых домов и общественных зданий расчетный часовой расход газа Qhd, м³/ч, следует определять по сумме номинальных расходов газа газовыми приборами с учетом коэффициента одновременности их действия по формуле

, (2)

где - сумма произведений величин Ksim, qnom и ni от i до m;

Ksim - коэффициент одновременности, принимаемый для жилых домов по таблице 5;

qnom - номинальный расход газа прибором или группой приборов, м³/ч, принимаемый по паспортным данным или техническим характеристикам приборов;

ni - число однотипных приборов или групп приборов;

i - число типов приборов или групп приборов.

Таблица 5

Число квартирКоэффициент одновременности Ksim в зависимости от установки в жилых домах газового оборудования
Плита 4-конфорочнаяПлита 2-конфорочнаяПлита 4-конфорочная и газовый проточный водонагревательПлита 2-конфорочная и газовый проточный водонагреватель
1110,7000,750
20,6500,8400,5600,640
30,4500,7300,4800,520
40,3500,5900,4300,390
50,2900,4800,4000,375
60,2800,4100,3920,360
70,2800,3600,3700,345
80,2650,3200,3600,335
90,2580,2890,3450,320
100,2540,2630,3400,315
150,2400,2420,3000,275
200,2350,2300,2800,260
300,2310,2180,2500,235
400,2270,2130,2300,205
500,2230,2100,2150,193
600,2200,2070,2030,186
700,2170,2050,1950,180
800,2140,2040,1920,175
900,2120,2030,1870,171
1000,2100,2020,1850,163
4000,1800,1700,1500,135
Примечания:1. Для квартир, в которых устанавливается несколько однотипных газовых приборов, коэффициент одновременности следует принимать как для такого же числа квартир с этими газовыми приборами.2. Значение коэффициента одновременности для емкостных водонагревателей, отопительных котлов или отопительных печей рекомендуется принимать равным 0,85 независимо от количества квартир.

РАСЧЕТ ДИАМЕТРА ГАЗОПРОВОДА И ДОПУСТИМЫХ ПОТЕРЬ ДАВЛЕНИЯ

3.21 Пропускная способность газопроводов может приниматься из условий создания при максимально допустимых потерях давления газа наиболее экономичной и надежной в эксплуатации системы, обеспечивающей устойчивость работы ГРП и газорегуляторных установок (ГРУ), а также работы горелок потребителей в допустимых диапазонах давления газа.

3.22 Расчетные внутренние диаметры газопроводов определяются исходя из условия обеспечения бесперебойного газоснабжения всех потребителей в часы максимального потребления газа.

3.23 Расчет диаметра газопровода следует выполнять, как правило, на компьютере с оптимальным распределением расчетной потери давления между участками сети.

При невозможности или нецелесообразности выполнения расчета на компьютере (отсутствие соответствующей программы, отдельные участки газопроводов и т.п.) гидравлический расчет допускается производить по приведенным ниже формулам или по номограммам (приложение Б), составленным по этим формулам.

3.24 Расчетные потери давления в газопроводах высокого и среднего давления принимаются в пределах категории давления, принятой для газопровода.

3.25 Расчетные суммарные потери давления газа в газопроводах низкого давления (от источника газоснабжения до наиболее удаленного прибора) принимаются не более 180 даПа, в том числе в распределительных газопроводах 120 даПа, в газопроводах-вводах и внутренних газопроводах - 60 даПа.

3.26 Значения расчетной потери давления газа при проектировании газопроводов всех давлений для промышленных, сельскохозяйственных и бытовых предприятий и организаций коммунально-бытового обслуживания принимаются в зависимости от давления газа в месте подключения с учетом технических характеристик принимаемого к установке газового оборудования, устройств автоматики безопасности и автоматики регулирования технологического режима тепловых агрегатов.

3.27 Падение давления на участке газовой сети можно определять:

  • для сетей среднего и высокого давлений по формуле

, (3)

где Pн - абсолютное давление в начале газопровода, МПа;

Pк - абсолютное давление в конце газопровода, МПа;

P0=0,101325 МПа;

λ - коэффициент гидравлического трения;

l - расчетная длина газопровода постоянного диаметра, м;

d - внутренний диаметр газопровода, см;

ρ0 - плотность газа при нормальных условиях, кг/м³;

Q0 - расход газа, м³/ч, при нормальных условиях;

  • для сетей низкого давления по формуле

, (4)

где Pн - давление в начале газопровода, Па;

Pк - давление в конце газопровода, Па;

λ, l, ρ0, Q0 - обозначения те же, что и в формуле (3).

3.28 Коэффициент гидравлического трения λ определяется в зависимости от режима движения газа по газопроводу, характеризуемого числом Рейнольдса,

Re = Q0 / 9πdv = 0,0354Q0/dv , (5)

где v - коэффициент кинематической вязкости газа, м²/с, при нормальных условиях;

Q0, d - обозначения те же, что и в формуле (3), и гидравлической гладкости внутренней стенки газопровода, определяемой по условию (6),

Re(n / d)

где Re - число Рейнольдса;

n - эквивалентная абсолютная шероховатость внутренней поверхности стенки трубы, принимаемая равной для новых стальных - 0,01 см, для бывших в эксплуатации стальных - 0,1 см, для полиэтиленовых независимо от времени эксплуатации - 0,0007 см;

d - обозначение то же, что и в формуле (3).

В зависимости от значения Re коэффициент гидравлического трения λ определяется:

  • для ламинарного режима движения газа Re ≤ 2000

λ = 64 / Re; (7)

  • для критического режима движения газа Re = 2000-4000

λ = 0,0025Re0,333; (8)

  • при Re > 4000 - в зависимости от выполнения условия (6);
  • для гидравлически гладкой стенки (неравенство (6) справедливо):
  • при 4000 Re

λ = 0,3164 / Re0,25; (9)

  • при Re > 100000

λ = 1 / (1,821lgRe − 1,64)²;(10)

  • для шероховатых стенок (неравенство (6) несправедливо) при Re > 4000

λ = 0,11(n/d + 668/Re)0,25, (11)

где n - обозначение то же, что и в формуле (6);

d - обозначение то же, что и в формуле (3).

3.29 Расчетный расход газа на участках распределительных наружных газопроводов низкого давления, имеющих путевые расходы газа, следует определять как сумму транзитного и 0,5 путевого расходов газа на данном участке.

3.30 Падение давления в местных сопротивлениях (колена, тройники, запорная арматура и др.) допускается учитывать путем увеличения фактической длины газопровода на 5-10%.

3.31 Для наружных надземных и внутренних газопроводов расчетную длину газопроводов определяют по формуле (12)

l = l1 + d/100λΣξ, (12)

где l1 - действительная длина газопровода, м;

Σξ - сумма коэффициентов местных сопротивлений участка газопровода;

d - обозначение то же, что и в формуле (3);

λ - коэффициент гидравлического трения, определяемый в зависимости от режима течения и гидравлической гладкости стенок газопровода по формулам (7)-(11).

3.32 В тех случаях когда газоснабжение СУГ является временным (с последующим переводом на снабжение природным газом), газопроводы проектируются из условий возможности их использования в будущем на природном газе.

При этом количество газа определяется как эквивалентное (по теплоте сгорания) расчетному расходу СУГ.

3.33 Падение давления в трубопроводах жидкой фазы СУГ определяется по формуле (13)

H = 50(λlV²ρ/d), (13)

где λ - коэффициент гидравлического трения;

V - средняя скорость движения сжиженных газов, м/с.

С учетом противокавитационного запаса средние скорости движения жидкой фазы принимаются: во всасывающих трубопроводах - не более 1,2 м/с; в напорных трубопроводах - не более 3 м/с.

Коэффициент гидравлического трения λ определяется по формуле (11).

3.34 Расчет диаметра газопровода паровой фазы СУГ выполняется в соответствии с указаниями по расчету газопроводов природного газа соответствующего давления.

3.35 При расчете внутренних газопроводов низкого давления для жилых домов допускается определять потери давления газа на местные сопротивления в размере, %:

на газопроводах от вводов в здание:

до стояка - 25 линейных потерь

на стояках - 20     »        »

- на внутриквартирной разводке:

при длине разводки 1-2 м - 450 линейных потерь

»          »          »        3-4    -  300     »        »

»          »          »        5-7    -  120     »        »

»          »          »       8-12    -  50      »        »

3.36 При расчете газопроводов низкого давления учитывается гидростатический напор Hg, даПа, определяемый по формуле (14)

Hg = ±lgh(ρaρ0), (14)

где g - ускорение свободного падения, 9,81 м/с²;

h - разность абсолютных отметок начальных и конечных участков газопровода, м;

ρa - плотность воздуха, кг/м³, при температуре 0 °С и давлении 0,10132 МПа;

ρ0 - обозначение то же, что в формуле (3).

3.37 Расчет кольцевых сетей газопроводов следует выполнять с увязкой давлений газа в узловых точках расчетных колец. Неувязка потерь давления в кольце допускается до 10%.

3.38 При выполнении гидравлического расчета надземных и внутренних газопроводов с учетом степени шума, создаваемого движением газа, следует принимать скорости движения газа не более 7 м/с для газопроводов низкого давления, 15 м/с для газопроводов среднего давления, 25 м/с для газопроводов высокого давления.

3.39 При выполнении гидравлического расчета газопроводов, проведенного по формулам (5)-(14), а также по различным методикам и программам для электронно-вычислительных машин, составленным на основе этих формул, расчетный внутренний диаметр газопровода следует предварительно определять по формуле (15)

, (15)

где dp - расчетный диаметр, см;

A, B, m, - коэффициенты, определяемые по таблицам 6 и 7 в зависимости от категории сети (по давлению) и материала газопровода;

Q0 - расчетный расход газа, м³/ч, при нормальных условиях;

ΔPуд - удельные потери давления (Па/м - для сетей низкого давления, МПа/м - для сетей среднего и высокого давления), определяемые по формуле (16)

ΔPуд = ΔPдоп / 1,1L, (16)

ΔPдоп - допустимые потери давления (Па - для сетей низкого давления, МПа/м - для сетей среднего и высокого давления);

L - расстояние до самой удаленной точки, м.

Таблица 6

Категория сетиA
Сети низкого давления106 / (162π²) = 626
Сети среднего и высокого давленияP0 / (Pm162π²),

P0 = 0,101325 МПа,Pm - усредненное давление газа (абсолютное) в сети, МПа.

Таблица 7

МатериалBm
Сталь0,02225
Полиэтилен0,3164(9πv)0,25 = 0,0446,

v - кинематическая вязкость газа при нормальных условиях, м²/с.

1,754,75

3.40 Внутренний диаметр газопровода принимается из стандартного ряда внутренних диаметров трубопроводов: ближайший больший - для стальных газопроводов и ближайший меньший - для полиэтиленовых.

АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ПРОЦЕССОМ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ГАЗА

3.41 Автоматизированные системы управления технологическими процессами распределения газа (АСУ ТП РГ) имеют централизованную структуру, основными элементами которой являются контролируемые пункты (КП) на наружных сетях и сооружениях системы распределения газа (нижний уровень АСУ ТП РГ) и центральный диспетчерский пункт (ЦДП) (верхний уровень АСУ ТП РГ).

Верхний уровень АСУ ТП РГ реализуется в ЦДП в виде одного или нескольких автоматизированных рабочих мест (АРМ), связанных между собой локальной вычислительной сетью (ЛВС).

При необходимости создания многоуровневых АСУ ТП РГ предусматриваются промежуточные пункты управления (ППУ), координирующие работу КП. Работа ППУ координируется ЦДП. Допускается совмещение ППУ с одним из КП.

3.42 АСУ ТП РГ охватывают следующие газорегулирующие сооружения (ГС):

ГРС - связывающие магистральные газопроводы с городской (региональной) системой газораспределения (при соответствующем согласовании с организацией, эксплуатирующей данные магистральные газопроводы);

ГРП - обеспечивающие редуцирование давления газа в сетях высокого и среднего давления;

ГРП - питающие тупиковые сети низкого давления с часовым потреблением газа свыше 1000 м³/ч (при нормальных условиях);

ГРП потребителей с расчетным расходом газа свыше 1000 м³/ч (при нормальных условиях) - имеющие особые режимы газоснабжения или резервное топливное хозяйство;

ГРП - питающие кольцевые сети низкого давления;

ГРП - расположенные в удаленных населенных пунктах.

Количество потребителей, охваченных АСУ ТП РГ, должно, как правило, обеспечивать контроль потребления не менее 80% объема газа, потребляемого городом (регионом) с учетом сезонных колебаний потребления.

3.43 АСУ ТП РГ содержат информационные функциональные подсистемы, реализующие комплексы задач (КЗ) в соответствии с таблицей 8.

Таблица 8

Наименование функциональной подсистемы АСУ ТП РГКомплекс задач, задачиПериодичность решения
1. Оперативный контроль технологического процесса распределения газа1. Измерение, контроль и обработка технологических параметров по инициативе КП.При возникновении аварийной или предаварийной ситуации.
2. Периодическое измерение и контроль технологических параметров КП.Устанавливается диспетчерским персоналом, но не реже одного раза в 2 ч.
3. Измерение и контроль технологических параметров КП (выборочно) по инициативе диспетчерского персоналаПо инициативе диспетчерского персонала в любой момент времени
2. Оперативный контроль состояния технологического оборудования1. Передача в ЦДП информации об аварийных и нештатных ситуациях.При возникновении за время не более 30 с.
2. Периодический контроль состояния технологического оборудования КП.Один раз в час.
3. Контроль и обработка показателей состояния технологического оборудования по инициативе диспетчерского персоналаПо инициативе диспетчерского персонала

3.44 Система газораспределения, содержащая более 50 газовых объектов и обслуживающая город (регион) с населением свыше 500 тыс. человек, может быть оснащена АСУ ТП РГ, включающими в себя помимо функциональных подсистем информационного характера, указанных в таблице 8, функциональные подсистемы, реализующие комплексы задач (задачи) в соответствии с таблицей 9.

Таблица 9

Наименование функциональной подсистемы АСУ ТП РГКомплекс задач, задачиПериодичность решения
1. Оперативный учет поступления и реализации газа1. Оперативный учет поступления газа в город (регион).Не реже чем один раз в сутки.
2. Оперативный учет расхода газа потребителями.То же
3. Оперативный контроль за соответствием плану поставок газа поставщиком.»
4. Оперативный контроль за соответствием плану расходов газа потребителями.»
5. Оперативный баланс поступления газа в город (регион) и расхода газа потребителямиНе реже чем один раз в месяц, а в условиях дефицита подачи газа - не реже чем один раз в сутки
2. Прогнозирование технологического процесса газораспределения1. Прогнозирование потребности подачи газа в город (регион).Не реже чем один раз в месяц, а в условиях дефицита подачи газа - не реже чем один раз в сутки
2. Прогнозирование расхода газа крупными предприятиями (ТЭЦ, крупные котельные и промпредприятия).То же
3. Прогнозирование суточного баланса поступления газа в город (регион) и расхода газа потребителямиОдин раз в сутки в условиях дефицита подачи газа
3. Анализ технологического процесса распределения газа в сетях низкого, среднего и высокого давленийАнализ функционирования газовых сетей на основе гидравлической модели процесса распределения газа и электронной схемы газовых сетей, привязанной к карте (схеме) города (региона)При изменении конфигурации газовой сети, подключении или отключении потребителей газа, локализации аварийных ситуаций и в других случаях при необходимости
4. Формирование и передача управляющих воздействий1. Выдача команд-инструкций на сокращение или увеличение потребления газа.При необходимости.
2. Выдача команд на принудительное сокращение подачи газа потребителям, превышающим договорные объемы поставки газа.То же
3. Телерегулирование давления газа на выходах ГС, кроме ГРП потребителей.»
4. Телеуправление отключающими устройствами»
5. Автоматизированный контроль функционирования комплекса технических средств АСУ ТП РГ1. Передача в ЦДП информации о состоянии датчикового оборудования.При возникновении неисправности или по вызову диспетчерского персонала за время не более 30 с.
2. Передача в ЦДП информации о состоянии функциональных блоков КП, ППУ.То же
3. Передача в ЦДП информации о состоянии линии связи»
6. Связь АСУ ТП РГ с организационно-экономическими АСУ различного назначения1. Обеспечение обмена информацией между АСУ ТП РГ и организационно-экономической АСУ.По мере подготовки информации.
2. Обеспечение передачи и приема информации между АСУ ТП РГ и общегородской (региональной) АСУТо же

3.45 Для реализации функциональных подсистем АСУ ТП РГ, приведенных в таблицах 8 и 9, комплекс средств автоматизации (КСА) нижнего уровня АСУ ТП РГ должен, как правило, обеспечивать выполнение следующих функций:

а) измерение с периодичностью не более 5 с физических значений следующих параметров функционирования ГС:

  • давление газа на каждом входе ГС (измеряется, если замерный узел расхода газа установлен после узла редуцирования давления газа);
  • давление газа перед каждым замерным узлом расхода газа;
  • перепад давления газа на каждом сужающем устройстве замерного узла расхода газа или объем газа по каждому замерному узлу расхода газа (при применении счетчиков расхода газа);
  • температура газа по каждому замерному узлу;
  • давление газа на каждом выходе ГС;
  • положение регулирующего устройства;

б) сравнение измеренных значений параметров функционирования ГС с заданными минимальными и максимальными их значениями, фиксация и запоминание значений отклонений;

в) контроль с периодичностью не более 5 с следующих параметров состояния технологического оборудования ГС:

  • положение запорного устройства;
  • засоренность фильтра (норма/выше нормы/авария);
  • состояние предохранительно-запорного клапана ("закрыт/открыт");
  • загазованность помещения (норма/выше нормы);
  • температура воздуха в помещении (норма/выше нормы/ниже нормы, пределы), устанавливается в соответствии с паспортными данными на приборы и оборудование;
  • состояние дверей в технологическом и приборном помещении (открыты/закрыты);
  • признак санкционированного доступа в помещение (свой/чужой);

г) контроль отклонений параметров состояния технологического оборудования от установленных значений в соответствии с паспортными данными на технологическое оборудование, фиксация и запоминание отклонений;

д) расчет расхода и количества газа через каждый замерный узел ГС, основанный на методе переменного перепада давления, в соответствии с ГОСТ 8.563.1, ГОСТ 8.563.2 при применении счетчиков;

е) расчет объемов газа по каждому замерному узлу за следующие периоды:

  • 5 с (значение мгновенного расхода газа);
  • 1 ч;
  • 1 сут;
  • 1 мес;

ж) ввод и хранение следующих нормативно-справочных данных:

  • текущее время;
  • дата (год, месяц, число);
  • код (номер) замерного узла, название и код автоматизированного ГС;
  • плотность газа в нормальных условиях;
  • диаметр измерительного трубопровода;
  • диаметр отверстия диафрагмы;
  • тип устройства отбора давления;
  • тип счетчика расхода газа;
  • барометрическое давление;
  • диапазоны измерения датчиков давления;
  • диапазоны измерения датчиков температуры;
  • диапазоны измерения перепада давления дифманометром (при применении сужающих устройств) или диапазон измерения расхода газа счетчиками;
  • величины наименьшего перепада давления, при которых погрешность измерения расхода газа превосходит допустимую по ГОСТ 8.143 (при применении сужающих устройств);
  • величины максимальных перепадов давления, при которых должны происходить переключения дифманометров (при применении сужающих устройств);

з) автоматическое фиксирование во времени и запоминание технологических параметров функционирования ГС при следующих нештатных ситуациях:

  • изменение введенных в функциональный блок данных, влияющих на результаты вычисления расхода газа;
  • поочередное переключение датчиков перепада давления, давления и температуры на режим калибровки;
  • переключение датчиков перепада давления, давления и температуры в рабочий режим;
  • отклонение значений перепада давления за пределы рабочего диапазона дифманометров (при применении сужающего устройства);
  • отклонение давления газа за пределы значений, установленных договором с потребителем газа;
  • отказ датчиков контроля состояния технологического оборудования;
  • отказ датчиков перепада давления, датчиков давления и температуры газа, счетчиков расхода газа;
  • замена текущих показаний датчиков перепада давления, давления и температуры константами;
  • отклонение напряжения электропитания за допускаемые значения;
  • отсутствие сетевого электропитания;

и) комплекс средств автоматизации ГС должен запоминать и передавать в ЦДП по каждому замерному узлу ГС информацию, необходимую для составления на верхнем уровне системы следующих видов отчетов: месячный, суточный, часовой, оперативный (по вызову). Каждый вид отчета должен содержать:

  • название (код) КП;
  • код (номер) замерного узла КП;
  • дату и время составления отчета;
  • значение всех введенных оператором констант и время их введения.

В месячном отчете представляются значения параметров потока газа за каждые сутки за последний контрактный месяц. Отчет должен, как правило, содержать следующие данные:

  • дату (число, месяц, год);
  • объем газа при нормальных условиях за каждые сутки, м³;
  • суммарный объем газа при нормальных условиях за отчетный период, м³;
  • средний суточный расход, м³/ч;
  • среднесуточное значение перепада давления, МПа (для диафрагм);
  • среднесуточное значение давления на входе замерного узла, МПа;
  • среднесуточное значение атмосферного давления;
  • среднесуточное значение температуры газа;
  • изменение данных, которые могут повлиять на результаты расчета, и время их введения;
  • нештатные ситуации и время их возникновения.

В суточном отчете должны быть представлены параметры потока газа за каждый час прошедших суток. Отчет содержит следующие данные:

  • дату (число, месяц, год);
  • время (часы, минуты);
  • объем газа при нормальных условиях за каждый час, м³;
  • суммарный объем газа при нормальных условиях за суточный период, м³;
  • среднее часовое значение перепада давления (для сужающих устройств), среднее часовое значение давления на входе замерного узла, среднее часовое значение температуры газа;
  • изменение данных, которые могут повлиять на результаты расчета, и время их введения;
  • нештатные ситуации и время их возникновения.

Часовой отчет содержит:

  • время (начало часа);
  • средний расход газа за час, м³/ч;
  • средний перепад давления за час (для сужающих устройств);
  • среднее давление на входе замерного узла за час;
  • среднюю температуру газа за час;
  • записи о вмешательстве оператора и нештатных ситуациях.

Оперативный отчет содержит полученные в результате последнего расчета, предшествующего сигналу запроса (опроса), следующие данные:

  • текущее время (время опроса);
  • давление газа на каждом ЗУ, МПа;
  • температура газа на каждом ЗУ;
  • мгновенный расход газа на каждом ЗУ, м³/ч;
  • интегральный расход газа на каждом ЗУ, м³/ч;
  • изменение данных, которые могут повлиять на результаты расчета, и время их введения;
  • нештатные ситуации и время их возникновения;
  • давление газа на каждом входе ГС, МПа;
  • давление газа на каждом выходе ГС (для сетевых ГРС, ГРП), МПа;
  • данные о состоянии технологического оборудования;
  • перепады давления на фильтрах.

3.46 Информация о расходе газа объектами газопотребления, контролируемыми АСУ ТП РГ, и информация об объеме газа, поступающем в систему газораспределения города (региона) через сетевую (сетевые) ГРС из магистральных газопроводов, должна быть пригодна для взаимных расчетов за поставленный газ по действующим нормативным документам.

Допускается не устанавливать регистрирующие приборы давления и расхода газа в ГС, охваченных АСУ ТП РГ.

3.47 Регулирование параметров технологического процесса газораспределения в АСУ ТП РГ производится по командным сигналам с ЦДП путем воздействия на управляющие и исполнительные устройства, установленные на газовых объектах газораспределительной системы.

Для управления отключающими устройствами применяются дистанционно управляемые задвижки или предохранительные клапаны, а для управления настройкой регуляторов давления газа - переключаемые или плавно настраиваемые регуляторы управления, при этом на ГРП низкого давления настройка должна осуществляться с установкой не менее трех уровней выходного давления.

3.48 Проектирование АСУ ТП РГ осуществляется в соответствии с ПУЭ, ГОСТ 34.003, ГОСТ 34.201, ГОСТ 34.601, ГОСТ 34.602, РД 50-34.698, РД 50-680, РД 50-682 и положениями настоящего раздела.

3.49 Проектирование и строительство АСУ ТП РГ рекомендуется производить по очередям.

Первая очередь внедрения АСУ ТП РГ должна предусматривать функционирование системы в информационном режиме централизованного контроля при ограниченном числе контролируемых объектов.

3.50 Параметры выходных электрических сигналов датчиков должны соответствовать параметрам входных электрических сигналов средств вычислительной техники по ГОСТ 21552.

3.51 КСА, устанавливаемые на ГС, должны иметь степень защиты от воздействия окружающей среды 1P54 по ГОСТ 14254.

3.52 СА, устанавливаемые на ГС, должны быть рассчитаны на эксплуатацию во взрывоопасных зонах помещений классов В-1а, В-1г (ПУЭ), где возможно образование взрывоопасных смесей категорий 11А, 11В групп 1-ТЗ согласно ГОСТ 12.1.011.

3.53 По устойчивости к воздействию климатических факторов КСА, устанавливаемые на ЦДП, должны соответствовать второй группе, а КСА, устанавливаемые на ГС, третьей группе по ГОСТ 21552 для средств вычислительной техники.

3.54 ЦДП следует размещать в помещениях, обеспечивающих оптимальные условия эксплуатации аппаратуры и комфортные условия работы диспетчерского персонала.

3.55 КП, оборудуемые на ГРС, ГРП (ГРУ) и замерных пунктах систем газораспределения, должны иметь:

а) контур заземления;

б) отопительную систему, поддерживающую температуру в помещениях не ниже 5 °С;

в) телефонный ввод или каналообразующую аппаратуру радиоканала.

Для размещения аппаратуры АСУ ТП РГ на КП допускается устройство отдельного (аппаратного) помещения, которое, кроме указанных выше требований к обустройству КП, должно:

  1. примыкать к технологическому помещению КП;
  2. иметь отдельный вход;
  3. иметь площадь не менее 4 м².

4 НАРУЖНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

4.1 Требования настоящего раздела распространяются на проектирование газопроводов от источников газораспределения до потребителей газа.

При прокладке наружных газопроводов в особых условиях дополнительно следует руководствоваться положениями подраздела "Требования к сооружению газопроводов в особых природных и климатических условиях" (СП 42-102, СП 42-103).

4.2 При проектировании подземных газопроводов рекомендуется предусматривать полиэтиленовые трубы, за исключением случаев, когда по условиям прокладки, давлению и виду транспортируемого газа эти трубы применить нельзя.

При проектировании газораспределительных систем следует учитывать планировку поселений, плотность и этажность застройки, объемы потребляемого газа, наличие и характеристики газопотребляющих установок, стоимость труб, оборудования, строительства и эксплуатации.

4.3 Выбор трассы газопроводов производится из условий обеспечения экономичного строительства, надежной и безопасной эксплуатации газопроводов с учетом перспективного развития поселений, предприятий и других объектов, а также прогнозируемого изменения природных условий.

4.4 Согласование и представление (отвод, передача в аренду) земельных участков для строительства газопроводов производятся органами местного самоуправления в пределах своих полномочий, руководствуясь при этом основными положениями Земельного кодекса России, земельного законодательства субъектов Российской Федерации, законами об основах градостроительства, охраны окружающей среды, а также нормативно-правовыми актами, регулирующими землеприродопользование, проектирование и строительство.

4.5 Проекты наружных газопроводов следует выполнять на топографических планах в масштабах, предусмотренных ГОСТ 21.610. Разрешается выполнение проектов газопроводов, прокладываемых между поселениями, на планах в масштабе 1:5000 при закреплении оси трассы в натуре.

Продольные профили составляются для газопроводов, прокладываемых на местности со сложным рельефом, а также для технически сложных объектов при применении новых технологий, для подземных газопроводов на территории поселений и т.д.

Для участков газопровода, прокладываемого на местности со спокойным рельефом и однородными грунтовыми условиями, за исключением участков пересечений газопровода с естественными и искусственными преградами, различными сооружениями и коммуникациями, продольные профили можно не составлять. Для таких участков в местах пересечения с коммуникациями рекомендуется составлять эскизы.

4.6 Возможность использования материалов топографических, гидрологических и геологических изысканий, срок давности которых превышает 2 года, должна быть подтверждена территориальными органами архитектуры.

4.7 На территории поселений прокладка газопроводов предусматривается преимущественно подземной, в соответствии с требованиями СНиП 2.07.01.

Прокладка надземного газопровода осуществляется при техническом обосновании, которое составляется проектной организацией исходя из сложившихся архитектурно-планировочных, грунтовых и других условий района строительства. Прокладку распределительных газопроводов по улицам рекомендуется предусматривать на разделительных полосах, избегая по возможности прокладки газопроводов под усовершенствованными дорожными покрытиями.

На территории производственных предприятий предусматривается подземный или надземный способ прокладки в соответствии с требованиями СНиП II-89.

Транзитную прокладку распределительных газопроводов через территории предприятий, организаций и т.п. (при отсутствии возможности иной прокладки) можно предусматривать для газопроводов давлением до 0,6 МПа при условии обеспечения постоянного доступа на эти территории представителей предприятия, эксплуатирующего данный газопровод.

4.8 Проектирование вводов газопроводов в здания рекомендуется вести с учетом обеспечения свободного перемещения газопровода в случаях деформаций зданий и (или) газопровода за счет компенсатора (как правило, П-, Г- или Z-образного, сильфонного и т.д.) на наружном газопроводе или размеров и конструкции заделки футляра в местах прохода через наружные стены здания и фундаменты.

Конструкция вводов должна предусматривать защиту труб от механических повреждений (футляр, защитная оболочка и т.д.).

ПОДЗЕМНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ

4.9 Минимальные расстояния по горизонтали от подземных газопроводов до зданий и сооружений принимаются в соответствии с требованиями СНиП 2.07.01, СНиП II-89, приведенными в приложении В.

Расстояние от газопровода до наружных стенок колодцев и камер других подземных инженерных сетей следует принимать не менее 0,3 м (в свету) при условии соблюдения требований, предъявляемых к прокладке газопроводов в стесненных условиях на участках, где расстояние в свету от газопровода до колодцев и камер других подземных инженерных сетей менее нормативного расстояния для данной коммуникации.

4.10 Допускается укладка двух и более, в том числе стальных и полиэтиленовых газопроводов в одной траншее на одном или разных уровнях (ступенями). В этих случаях и также при прокладке проектируемого газопровода вдоль действующего газопровода высокого давления (св. 0,6 МПа до 1,2 МПа) расстояние между газопроводами следует принимать исходя из условий возможности производства строительно-монтажных и ремонтных работ для стальных газопроводов диаметром до 300 мм не менее 0,4 м, диаметром более 300 мм - не менее 0,5 м и не менее 0,1 м для полиэтиленовых газопроводов. При параллельной прокладке газопроводов расстояние между ними следует принимать как для газопровода большего диаметра.

При разнице в глубине заложений смежных газопроводов свыше 0,4 м указанные расстояния следует увеличивать с учетом крутизны откосов траншей, но принимать не менее разницы заложения газопроводов.

4.11 При прокладке газопровода неосушенного газа следует предусматривать установку конденсатосборников.

Прокладка газопроводов, транспортирующих неосушенный газ, должна предусматриваться ниже зоны сезонного промерзания грунта с уклоном к конденсатосборникам не менее 2‰.

Вводы газопроводов неосушенного газа в здания и сооружения должны предусматриваться с уклоном в сторону распределительного газопровода. Если по условиям рельефа местности не может быть создан необходимый уклон к распределительному газопроводу, допускается предусматривать прокладку газопровода с изломом в профиле с установкой конденсатосборника в низшей точке.

4.12 При прокладке газопроводов паровой фазы СУГ следует, как правило, дополнительно учитывать положения раздела 8.

4.13 Газопроводы, прокладываемые в футлярах, должны иметь минимальное количество стыковых соединений.

4.14 В местах пересечения газопроводов с дренажными трубами на последних предусматривают герметизацию отверстий и стыков на расстоянии по 2 м в обе стороны (в свету).

4.15 Глубину прокладки подземного газопровода следует принимать в соответствии с требованиями СНиП 42-01.

При прокладке газопроводов на пахотных и орошаемых землях глубину заложения рекомендуется принимать не менее 1,0 м до верха газопровода.

На оползневых и подверженных эрозии участках прокладка газопроводов предусматривается на глубину не менее 0,5 м ниже:

  • для оползневых участков - зеркала скольжения;
  • для участков, подверженных эрозии, - границы прогнозируемого размыва.

4.16 При прокладке газопроводов в скальных, гравийно-галечниковых, щебенистых и других грунтах с включениями вышеуказанных грунтов (свыше 15%) по всей ширине траншеи предусматривают устройство основания под газопровод толщиной не менее 10 см из непучинистых, непросадочных, ненабухающих глинистых грунтов или песков (кроме пылеватых) и засыпку таким же грунтом на высоту не менее 20 см над верхней образующей трубы.

4.17 В грунтах с несущей способностью менее 0,025 МПа (неслежавшиеся насыпные или илистые грунты и т.п.), а также в грунтах с включением строительного мусора и перегноя (содержание больше 10-15%) дно траншеи рекомендуется усиливать путем прокладки бетонных, антисептированных деревянных брусьев, устройства свайного основания, втрамбовыванием щебня или гравия или другими способами.

4.18 При прокладке газопроводов по местности с уклоном свыше 200‰ в проекте предусматриваются мероприятия по предотвращению размыва засыпки траншеи: устройство противоэрозионных экранов и перемычек как из естественного грунта (например, глинистого), так и из искусственных материалов (обетонирование, шпунтовое ограждение и т.п.), нагорных канав, обвалования или другие мероприятия для отвода поверхностных вод от трассы газопровода.

Выбор способа защиты определяется в каждом конкретном случае исходя из инженерно-геологических, топографических и гидрогеологических условий местности.

4.19 При наличии вблизи охранной зоны трассы газопровода растущих оврагов и провалов, карстов и т.п., которые могут повлиять на безопасную эксплуатацию газопроводов, рекомендуется предусматривать мероприятия по предотвращению их развития.

4.20 Для определения местонахождения газопровода на углах поворота трассы, местах изменения диаметра, установки арматуры и сооружений, принадлежащих газопроводу, а также на прямолинейных участках трассы (через 200-500 м) устанавливаются опознавательные знаки.

На опознавательный знак наносятся данные о диаметре, давлении, глубине заложения газопровода, материале труб, расстоянии до газопровода, сооружения или характерной точки и другие сведения.

Опознавательные знаки устанавливаются на железобетонные столбики или металлические реперы высотой не менее 1,5 м или другие постоянные ориентиры.

В местах перехода газопроводов через судоходные и лесосплавные водные преграды на обоих берегах предусматривается установка сигнальных знаков в соответствии с требованиями Устава внутреннего водного транспорта. На границе подводного перехода предусматривается установка постоянных реперов: при ширине преграды при меженном горизонте до 75 м - на одном берегу, при большей ширине - на обоих берегах.

ПЕРЕСЕЧЕНИЯ ГАЗОПРОВОДАМИ ЕСТЕСТВЕННЫХ И ИСКУССТВЕННЫХ ПРЕГРАД

4.21 Переходы газопроводов через водные преграды предусматривают на основании данных гидрологических, инженерно-геологических и топографических изысканий с учетом условий эксплуатации существующих и строительства проектируемых мостов, гидротехнических сооружений, перспективных работ в заданном районе и экологии водоема.

4.22 Место перехода через водные преграды следует согласовывать с бассейновыми управлениями речного флота, рыбоохраны, местными органами Минприроды России, местным комитетом по водному хозяйству и другими заинтересованными организациями.

4.23 Створы подводных переходов через реки выбираются на прямолинейных устойчивых плесовых участках с пологими неразмываемыми берегами русла при минимальной ширине заливаемой поймы. Створ подводного перехода следует предусматривать, как правило, перпендикулярным динамической оси потока, избегая участков, сложенных скальными грунтами. Устройство переходов на перекатах, как правило, не допускается.

4.24 Место перехода через реки и каналы следует выбирать, как правило, ниже (по течению) мостов, пристаней, речных вокзалов, гидротехнических сооружений и водозаборов.

4.25 При ширине водных преград при меженном горизонте 75 м и более подводные переходы следует предусматривать, как правило, в две нитки.

Вторая нитка не предусматривается при прокладке:

  • закольцованных газопроводов, если при отключении подводного перехода обеспечивается бесперебойное снабжение газом потребителей;
  • тупиковых газопроводов к потребителям, если потребители могут перейти на другой вид топлива на период ремонта подводного перехода;
  • методом наклонно-направленного бурения или другом обосновании принятого решения.

Диаметр каждой нитки газопровода должен подбираться из условия обеспечения пропускной способности трубы по 0,75 расчетного расхода газа.

4.26 Для подводных газопроводов, предназначенных для газоснабжения потребителей, не допускающих перерывов в подаче газа, или при ширине заливаемой поймы более 500 м по уровню ГВВ 10% обеспеченности и продолжительности подтопления паводковыми водами более 20 дней, а также для горных рек и водных преград с неустойчивым дном и берегами рекомендуется прокладка второй нитки.

4.27 При пересечении водных преград расстояние между нитками подводных газопроводов назначается исходя из инженерно-геологических и гидрологических изысканий, а также условий производства работ по устройству подводных траншей, возможности укладки в них газопроводов и сохранности газопровода при аварии на параллельно проложенном, но не менее расстояний, указанных в данном разделе.

На пойменных участках переходов на несудоходных реках с руслом и берегами, не подверженными размыву, а также при пересечении водных преград в пределах поселений разрешается предусматривать укладку ниток газопроводов в одну траншею.

Расстояние между газопроводами рекомендуется принимать не менее 30 м или не менее указанных в 4.10 данного СП при укладке в одну траншею.

4.28 Прокладка газопроводов на подводных переходах предусматривается с заглублением в дно пересекаемых водных преград. Величина заглубления принимается в соответствии с требованиями СНиП 42-01 с учетом возможных деформаций русла и перспективных дноуглубительных работ на русловых участках в течение 25 лет (углубление дна, расширения, срезки, переформирование русла, размыв берегов и т.п.).

На подводных переходах через несудоходные и несплавные водные преграды, а также в скальных грунтах разрешается уменьшение глубины укладки газопроводов, но верх газопровода (балласта, футеровки) во всех случаях должен быть не ниже отметки возможного размыва дна водоема на расчетный срок эксплуатации газопровода.

4.29 При проектировании подводных переходов и газопроводов, прокладываемых в водонасыщенных грунтах, производится расчет устойчивости положения (против всплытия) и необходимости балластировки газопровода в соответствии с разделом "Расчет газопроводов на прочность и устойчивость" (СП 42-102 и СП 42-103).

Газопроводы рассчитываются на всплытие в границах ГВВ 2% обеспеченности (водные преграды) и максимального УГВ (водонасыщенные грунты).

Установка пригрузов на газопроводах, прокладываемых на сезонно подтопляемых участках, не требуется, если грунт засыпки траншеи обеспечивает проектное положение газопровода при воздействии на него выталкивающей силы воды.

При наличии напорных вод глубина траншеи под газопровод назначается с учетом недопущения разрушения дна траншеи напорными водами.

При проектировании газопровода на участках, сложенных грунтами, которые могут перейти в жидкопластичное состояние, при определении выталкивающей силы следует вместо объемного веса воды принимать объемный вес разжиженного грунта по данным инженерно-геологических изысканий.

4.30 Проектом предусматриваются необходимые решения по укреплению берегов русла в местах прокладки подводного перехода и по предотвращению размыва траншеи поверхностными водами (одерновка, каменная наброска, устройство канав и перемычек).

4.31 На обоих берегах судоходных и лесосплавных водных преград следует предусматривать опознавательные знаки установленных образцов. На границе подводного перехода необходимо предусматривать установку постоянных реперов: при ширине преграды при меженном горизонте до 75 м - на одном берегу, при большей ширине - на обоих берегах.

4.32 Выбор способа прокладки газопровода через болота основан на обеспечении надежности и безопасности, удобства обслуживания и экономических соображениях. Тип болот определяется в соответствии со СНиП III-42.

В болотах I типа (целиком заполненных торфом, допускающих работу и неоднократное передвижение болотной техники, с удельным давлением 0,02-0,03 МПа или работу обычной техники с помощью щитов, сланей или дорог, обеспечивающих снижение удельного давления на поверхность залежи до 0,02 МПа), а также в болотах II типа (допускающих работу и передвижение строительной техники только по щитам, сланям или дорогам, обеспечивающим снижение удельного давления на поверхность залежи до 0,01 МПа) можно применять любые способы прокладки газопровода (подземную, наземную или надземную).

В болотах III типа (заполненных растекающимся торфом и водой с плавающей торфяной коркой, допускающих работу только специальной техники на понтонах или обычной техники с плавучих средств) наиболее целесообразна надземная прокладка. Допускается подземная прокладка при условии заглубления газопровода на минеральный грунт и устройства балластировки, как для болот I-II типов.

Наземную прокладку рекомендуется предусматривать в следующих случаях:

  • болота не примыкают к затопляемым поймам рек;
  • продольный и поперечный уклон болот не превышает 10%;
  • болота не подлежат осушению;
  • существует возможность укладки газопровода в горизонтальных и вертикальных плоскостях естественным изгибом.

При наземной прокладке обваловку газопровода следует выполнять торфом с откосами не менее 1:1,25 и устройством под газопроводом двухслойной хворостяной выстилки, уплотненной слоем торфа. Поверх торфяной присыпки допускается устраивать обвалование минеральным грунтом.

При подземной прокладке рекомендуется руководствоваться следующими положениями:

  • откосы траншей принимаются для I типа болот не менее 1:0,75 (слаборазложившийся торф) и 1:1 (хорошо разложившийся торф), для II типа болот - соответственно 1:1 и 1:1,25;
  • газопровод прокладывается в горизонтальной и вертикальной плоскостях с помощью естественного изгиба;
  • балластировка газопровода осуществляется анкерами винтового типа или пригрузами, распределенными по всей длине газопровода.

4.33 Пересечения газопроводами железнодорожных и трамвайных путей и автомобильных дорог I-III категорий следует предусматривать под углом 90°. В стесненных условиях в обоснованных случаях разрешается уменьшать угол пересечения до 60°.

4.34 Пересечения газопроводом железных и автомобильных дорог, трамвайных путей предусматривают подземно (под земляным полотном) или надземно (на опорах или эстакадах). При этом необходимо учитывать перспективу развития дороги, оговоренную в технических условиях предприятия, в ведении которого находится пересекаемая дорога.

4.35 Прокладка газопровода в теле насыпи, а также под мостами и в искусственных сооружениях (водопропускных, водоотводных, дренажных трубах и т.д.) железной дороги не рекомендуется.

4.36 При подземном пересечении газопроводами железных дорог на участках насыпей высотой более 6 м, а также на косогорных участках (с уклоном более 200‰) в проекте предусматривают дополнительные мероприятия по обеспечению устойчивости земляного полотна.

4.37 Габариты приближения надземных переходов газопроводов через железные дороги общей сети, а также внутренние подъездные пути предприятий принимаются в соответствии с ГОСТ 9238 с учетом сохранения целостности земляного полотна при производстве работ.

РАЗМЕЩЕНИЕ ОТКЛЮЧАЮЩИХ УСТРОЙСТВ НА ГАЗОПРОВОДАХ

4.38 Отключающие устройства на наружных газопроводах размещаются:

а) подземно - в грунте (бесколодезная установка) или в колодцах;

б) надземно - на специально обустроенных площадках (для подземных газопроводов), на стенах зданий, а также на надземных газопроводах, прокладываемых на опорах.

Полиэтиленовые краны устанавливаются подземно, с выводом узла управления под ковер или в колодцах.

4.39 Установку отключающих устройств предусматривают с учетом обеспечения возможности их монтажа и демонтажа. С этой целью при размещении отключающих устройств в колодце на газопроводах с условным диаметром менее 100 мм предусматривают преимущественно П-образные компенсаторы, при больших диаметрах - линзовые или сильфонные компенсаторы.

При установке в колодце стальной фланцевой арматуры на газопроводах допускается предусматривать вместо компенсирующего устройства косую фланцевую вставку.

При надземной установке арматуры и арматуры, изготовленной для неразъемного присоединения к газопроводу, компенсирующее устройство и косую вставку можно не предусматривать.

4.40 Отключающие устройства на ответвлениях от распределительных газопроводов следует предусматривать, как правило, вне территории потребителя на расстояниях не более 100 м от распределительного газопровода и не ближе чем на 2 м от линии застройки или ограждения территории потребителя.

4.41 Размещение отключающих устройств предусматривают в доступном для обслуживания месте.

Отключающие устройства, устанавливаемые на параллельных газопроводах, рекомендуется смещать относительно друг друга на расстояние, обеспечивающее удобство монтажа, обслуживания и демонтажа.

Для отключающих устройств (их управляющих органов), устанавливаемых на высоте более 2,2 м, в проекте предусматриваются решения, обеспечивающие удобство их обслуживания (лестницы, площадки из негорючих материалов и т.д.).

4.42 При надземной установке запорной арматуры с электроприводом рекомендуется предусматривать навес для защиты ее от атмосферных осадков.

4.43 В соответствии с требованиями СНиП 2.05.03 отключающие устройства, как правило, следует предусматривать на газопроводах давлением до 0,6 МПа при прокладке их по большим (длиной св. 100 м или с пролетами св. 60 м) и средним (длиной св. 25 м до 100 м) автомобильным, городским и пешеходным мостам с обеих сторон от моста. Длину моста определяют между концами береговых опор (закладных щитов), при этом длину переходных плит в длину моста не включают.

Размещение отключающих устройств следует предусматривать, как правило, на расстоянии в свету не менее 15 м от устоев моста.

4.44 На вводах и выходах газопроводов из здания ГРП установку отключающих устройств рекомендуется предусматривать на расстоянии не менее 5 м и не более 100 м от ГРП.

Отключающие устройства перед встроенными, пристроенными и шкафными ГРП допускается предусматривать на наружных надземных газопроводах на расстоянии менее 5 м от ГРП в удобном для обслуживания месте.

4.45 При пересечении газопроводами воздушных линий электропередачи отключающие устройства следует предусматривать вне охранной зоны ЛЭП, которым является участок земли и пространства, заключенный между вертикальными плоскостями, проходящими через параллельные прямые, отстоящие от крайних проводов (при неотклоненном их положении) на расстоянии, зависящем от величины напряжения ЛЭП, а именно: для линий напряжением до 1 кВ - 2 м; от 1 до 20 кВ включ. - 10 м; 35 кВ - 15 м; 110 кВ - 20 м; 150 кВ и 220 кВ - 25 м; 330 кВ, 400 кВ и 500 кВ - 50 м; 750 кВ - 40 м; 800 кВ (постоянный ток) - 30 м.

4.46 На закольцованных газопроводах установку отключающих устройств предусматривают на обоих берегах, а на тупиковых газопроводах - на одном берегу до перехода (по ходу газа).

4.47 В случаях необходимости размещения отключающих устройств на подтопляемых участках при небольшой продолжительности подтопления (до 20 дней) и незначительной глубине этого подтопления (до 0,5 м) высота их установки принимается на 0,5 м выше прогнозируемой отметки подтопления за счет устройства специальных площадок, насыпей и т.д. В этих случаях необходимо предусматривать мероприятия по обеспечению доступа обслуживающего персонала к отключающим устройствам во время подъема воды (отсыпка грунтовых подходов, плавсредства и т.д.).

4.48 Отключающие устройства, предусмотренные к установке на переходах через железные и автомобильные дороги, следует размещать:

  • на тупиковых газопроводах - не далее 1000 м от перехода (по ходу газа);
  • на кольцевых газопроводах - по обе стороны перехода на расстоянии не далее 1000 м от перехода.

СООРУЖЕНИЯ НА ГАЗОПРОВОДАХ

4.49 Колодцы для размещения отключающих устройств на газопроводах предусматривают из несгораемых материалов (бетон, железобетон, кирпич, бутовый камень и т.д.).

Для защиты конструкций колодцев от возможного проникновения поверхностных или грунтовых вод необходимо предусматривать устройство гидроизоляции.

С целью обеспечения возможности спуска обслуживающего персонала в колодце предусматриваются металлические стремянки или скобы.

В местах прохода газопровода через стенки колодцев следует предусматривать футляры, выходящие не менее чем на 2 см за стенки. Диаметр футляра принимается исходя из условий обеспечения выполнения строительно-монтажных работ, в том числе его герметизация, и с учетом возможных смещений газопровода.

4.50 Для защиты от механических повреждений контрольных трубок, контактных выводов контрольно-измерительных пунктов, водоотводящих трубок конденсатосборников, гидрозатворов и арматуры следует предусматривать коверы, которые устанавливают на бетонные и железобетонные подушки, располагаемые на основании, обеспечивающем их устойчивость.

4.51 При прокладке газопровода под проезжей частью дороги с усовершенствованным дорожным покрытием отметки крышек колодца и ковера должны соответствовать отметке дорожного покрытия, в местах отсутствия проезда транспорта и прохода людей - быть не менее чем на 0,5 м выше уровня земли.

При отсутствии усовершенствованного дорожного покрытия вокруг колодцев и коверов предусматривают устройство отмостки шириной не менее 0,7 м с уклоном 50‰, исключающим проникновение поверхностных вод в грунт близ колодца (ковера).

Диаметр контрольной трубки должен быть не менее 32 мм.

При выведении контрольной трубки выше уровня земли ее конец должен быть изогнут на 180°.

Варианты установки контрольных трубок приведены на рисунке 1.

a - над поверхностью земли; б - под ковер

Рисунок 1 - Установка контрольных трубок

4.52 Для отбора проб из футляров предусматривают вытяжную свечу, изготовленную из стальных труб, с установкой на фундамент или иную опору.

Вариант установки вытяжной свечи приведен на рисунке 2.

1 - оголовник; 2 - вытяжная труба;3 - отводная труба; 4 - фундамент

Рисунок 2 - Вытяжная свеча

4.53 Футляры для газопроводов следует предусматривать для защиты газопровода от внешних нагрузок, от повреждений в местах пересечения с подземными сооружениями и коммуникациями, а также для возможности ремонта и замены, обнаружения и отвода газа в случае утечки. Соединения составных частей футляра должны обеспечивать его герметичность и прямолинейность.

Футляры изготавливаются из материалов, отвечающих условиям прочности, долговечности и надежности (сталь, асбестоцемент, полиэтилен и т.д.). При этом в местах пересечения газопровода с каналами тепловых сетей, а также на переходах через железные дороги общей сети рекомендуется предусматривать металлические футляры.

Для газопровода, прокладываемого внутри футляра, можно предусматривать опоры (для стальных газопроводов - диэлектрические), которые должны обеспечивать сохранность газопровода и его изоляции при протаскивании плети в футляре. Шаг опор должен определяться расчетом в соответствии с разделом "Расчет газопроводов на прочность и устойчивость" (СП 42-102, СП 42-103).

Допускается размещение нескольких газопроводов внутри футляра при условии обеспечения свободного перемещения их относительно друг друга и сохранности их поверхности (изоляции), т.е. газопроводы не должны соприкасаться друг с другом.

Опоры могут быть скользящими, катковыми (роликовыми).

Катковые опоры рекомендуется применять при прокладке плети газопровода в футлярах длиной более 60 м.

Вариант конструкции опор приведен на рисунке 3.

1 - газопровод; 2 - опорно-направляющее кольцо;3 - футляр; 4 - прокладочный материал

Рисунок 3 - Прокладка газопровода в футляре

Диаметр футляра выбирается исходя из условий производства строительно-монтажных работ, а также возможных перемещений под нагрузкой и при прокладке его в особых условиях.

Концы футляра должны иметь уплотнение (манжету) (рисунок 4) из диэлектрического водонепроницаемого эластичного материала (пенополимерные материалы, пенополиуретан, битум, термоусадочные пленки, просмоленная пакля или прядь и т.д.).

1 - трубная плеть; 2 - защитный футляр; 3 - резиновая манжета;4 - малый хомут; 5 - большой хомут

Рисунок 4 - Эластичное уплотнение на конце футляра

Конструкция уплотнений должна обеспечивать устойчивость от воздействия грунта и проникновения грунтовых вод, а также свободные перемещения газопровода в футляре от изменения давления и температуры без нарушения целостности.

Применение пенополиуретана (типа "Макрофлекс", "Пенофлекс") рекомендуется для полиэтиленовых газопроводов.

4.54 На участках с высоким уровнем грунтовых вод (пойменных, заболоченных), а также участках подводных переходов трассы следует предусматривать пригрузы для балластировки (предотвращения всплытия) газопроводов.

На русловых и морских участках подводных переходов рекомендуется применение кольцевых (чугунных, железобетонных и т.п.) пригрузов или сплошного покрытия (монолитное, армированное бетонное и т.п.), на пойменных, заболоченных участках, а также участках с высоким уровнем грунтовых вод - седловых, поясных, шарнирных, контейнерных пригрузов (чугунных, железобетонных, из нетканых синтетических материалов и т.п.), а также анкерных устройств.

Для предохранения изоляции стального газопровода или поверхности трубы полиэтиленового газопровода от повреждения под чугунными, железобетонными и т.п. пригрузами рекомендуется предусматривать защитное покрытие (футеровка деревянными рейками, резиновые, бризольные, гидроизольные и т.п. коврики и т.д.).

4.55 Опоры, эстакады, висячие, вантовые, шпренгельные переходы газопроводов должны выполняться из несгораемых конструкций.

4.56 Установку конденсатосборника рекомендуется предусматривать в характерных низших точках трассы, ниже зоны сезонного промерзания грунта с уклоном трассы газопровода к конденсатосборникам не менее 3‰.

Необходимость установки конденсатосборников должна оговариваться в технических условиях на проектирование газораспределительных систем.

Диаметр конденсатосборника, мм, рекомендуется определять по формуле (17)

, (17)

где Qp - расчетный расход газа в газопроводе, м³/ч.

4.57 Компенсаторы на газопроводах устанавливают для снижения напряжений, возникающих в газопроводе в результате температурных, грунтовых и т.п. воздействий, а также удобства монтажа и демонтажа арматуры.

Установка сальниковых компенсаторов на газопроводах не допускается.

При проектировании и строительстве газопроводов следует использовать естественную самокомпенсацию труб за счет изменения направления трассы как в вертикальном, так и в горизонтальном направлении и установки в обоснованных случаях неподвижных опор.

ЗАЩИТА ГАЗОПРОВОДА ОТ МЕХАНИЧЕСКИХ ПОВРЕЖДЕНИЙ

4.58 Конструкцию защиты газопровода от механических повреждений в зависимости от грунтовых условий, сезона строительства, особенностей местности (наличия карьеров, обеспеченности транспортной сетью и т.п.) указывают в проекте.

4.59 На участках трассы, где газопровод прокладывают в скальных, полускальных и мерзлых грунтах, дно траншеи следует выравнивать, устраивая подсыпку из песчаного или глинистого грунта толщиной не менее 10 см над выступающими частями основания.

4.60 В качестве подстилающего слоя вместо сплошной подсыпки из указанных грунтов могут применяться различные эластичные изделия (например, резино-тканевые маты), рулонные материалы типа "скальный лист" или полотнища из геотекстильных материалов, сложенные в несколько слоев.

В этих случаях в рабочих чертежах должны быть указаны основные параметры подстилающих устройств, в частности их размеры.

4.61 Защиту от повреждений газопровода после его укладки обеспечивают, как правило, путем устройства присыпки из песчаного или глинистого грунтов на толщину не менее 20 см над верхней образующей трубы. Плюсовой допуск на толщину присыпки составляет 10 см; минусовой - равен нулю.

4.62 Грунт, используемый для создания постели и присыпки, не должен содержать мерзлые комья, щебень, гравий и другие включения размером более 50 мм в поперечнике.

4.63 Допускается в зимнее время применять для создания подсыпки и присыпки несмерзшийся грунт из отвала, разрабатывая и подавая его в траншею с помощью роторного траншеезасыпателя.

Возможно также для этих целей применять местный грунт (в частности, из отвала), если предварительно его просеять или подвергнуть сортировке с помощью грохота.

4.64 При формировании присыпки для исключения овализации труб диаметром более 500 мм желательно обеспечивать полное и плотное заполнение пазух между стенками траншеи и газопроводом. При необходимости для обеспечения этой цели следует применять трамбовку грунта, используя механические, электрические или пневматические трамбовки. В отдельных случаях можно проводить уплотнение грунта в пазухах за счет полива его водой.

4.65 На протяженных продольных уклонах во избежание выноса защитного слоя грунта потоками подземных вод необходимо устраивать поперек траншеи перемычки из слабодренирующих грунтов (например, глины).

4.66 Вместо присыпки из песчаного или глинистого грунтов в качестве средств механической защиты могут быть использованы рулонные материалы, обладающие высокими прочностными и защитными свойствами, в частности, эластичностью и долговечностью.

При использовании таких материалов пазухи между газопроводом и стенками траншеи заполняются (с послойным уплотнением) грунтом, не содержащим крупных обломочных включений.

4.67 Защита газопровода от повреждений в местах установки штучных балластирующих пригрузов или силовых поясов анкерных устройств должна производиться в соответствии с требованиями технических условий на применение указанных изделий.

4.68 Защиту изоляционного покрытия газопровода от механических повреждений можно также производить с применением пенополимерных материалов (ППМ), срок службы которых соответствует сроку службы газопровода.

Толщина слоя пенополимерного материала на дне траншеи при нанесении должна составлять 200-250 мм. После укладки на него газопровода ППМ уплотняется, и за счет этого толщина слоя уменьшается до 100-150 мм.

При формировании защитного слоя над уложенным газопроводом его толщина должна находиться в пределах 300-400 мм; под действием веса грунта засыпки эта величина уменьшается до 200-250 мм.

5 ГАЗОРЕГУЛЯТОРНЫЕ ПУНКТЫ И ГАЗОРЕГУЛЯТОРНЫЕ УСТАНОВКИ

5.1 Для снижения давления газа и поддержания его на заданном уровне в системах газоснабжения должны предусматриваться газорегуляторные пункты (ГРП, ГРПБ, ШРП) или газорегуляторные установки (ГРУ).

5.2 По давлению газа ГРП, ГРПБ подразделяются на:

  • с входным давлением до 0,6 МПа;
  • с входным давлением св. 0,6 МПа до 1,2 МПа.

5.3 По давлению газа ШРП подразделяются на:

  • с входным давлением газа до 0,3 МПа;
  • с входным давлением газа св. 0,3 МПа до 0,6 МПа;
  • с входным давлением газа св. 0,6 МПа до 1,2 МПа.

РАЗМЕЩЕНИЕ ГРП, ГРПБ, ШРП И ГРУ

5.4 Отдельно стоящие ГРП, ГРПБ и ШРП размещают с учетом исключения их повреждения от наезда транспорта, стихийных бедствий, урагана и др. Рекомендуется в пределах охранной зоны ГРП, ГРПБ и ШРП устанавливать ограждения, например из металлической сетки, высотой 1,6 м.

5.5 При размещении отдельно стоящих, пристроенных и встроенных ГРП обеспечивают свободные подъездные пути с твердым покрытием для транспорта, в том числе аварийных и пожарных машин.

5.6 Для отдельно стоящих ГРП и ГРПБ, размещаемых вблизи зданий, особенно повышенной этажности, учитывают зону ветрового подпора при устройстве вентиляции.

5.7 Вентиляция помещений ГРУ должна соответствовать требованиям основного производства.

5.8 Размещение ШРП с входным давлением газа св. 0,6 до 1,2 МПа на наружных стенах здания не допускается.

ШРП с входным давлением газа до 0,6 МПа допускается устанавливать на наружных стенах газифицируемых производственных зданий не ниже III степени огнестойкости класса С0, зданий котельных, общественных и бытовых зданий производственного назначения, а также на наружных стенах действующих ГРП.

5.9 ГРУ размещают в свободных для доступа обслуживающего персонала местах с естественным и/или искусственным освещением. Основной проход между выступающими ограждениями и ГРУ должен быть не менее 1 м.

На промышленных предприятиях при наличии в них собственных газовых служб допускается подача газа одинакового давления от ГРУ, расположенного в одном здании, к другим отдельно стоящим зданиям.

При размещении ГРУ на площадках, расположенных выше уровня пола более 1,5 м, на площадку обеспечивают доступ с двух сторон по отдельным лестницам.

5.10 Оборудование, размещаемое в помещениях ГРП, должно быть доступно для ремонта и обслуживания, ширина основных проходов между оборудованием и другими предметами должна быть не менее 0,8 м, а между параллельными рядами оборудования - не менее 0,4 м.

5.11 В помещениях категории А полы должны быть безыскровыми, конструкции окон и дверей должны исключать образование искр.

Стены, разделяющие помещения ГРП, необходимо предусматривать противопожарными I типа, газонепроницаемыми, они должны опираться на фундамент. Швы сопряжения стен и фундаментов всех помещений ГРП перевязываются.

Вспомогательные помещения оборудуются самостоятельным выходом наружу из здания, не связанным с технологическим помещением.

Двери ГРП и ГРПБ предусматривают противопожарными и открывающимися наружу.

Устройство дымовых и вентиляционных каналов в разделяющих стенах, а также в стенах зданий, к которым пристраиваются ГРП (в пределах примыкания ГРП), не допускается.

Помещения, в которых расположены узлы редуцирования с регуляторами давления, отдельно стоящих, пристроенных и встроенных ГРП и ГРПБ должны отвечать требованиям СНиП 2.09.03 и СНиП 21-01 для помещений категории А.

5.12 При выносе из ГРП части оборудования наружу оно должно находиться в ограде ГРП высотой не менее 2 м.

5.13 Необходимость отопления помещений ГРП, ГРПБ и вид теплоносителя определяются в соответствии с требованиями СНиП 2.04.05 с учетом климатического исполнения и категорий применяемых изделий и оборудования по ГОСТ 15150.

При устройстве местного отопления ГРП и ГРПБ от газовых водонагревателей узел редуцирования на отопительную установку размещается в основном технологическом помещении.

5.14 При размещении в ГРП смежных с регуляторным залом помещений, где размещаются отопительные приборы, приборы КИП и др., отверстия для прохода коммуникаций из зала в смежные помещения при прокладке в них труб должны иметь уплотнения, исключающие возможность проникновения газовоздушной смеси из технологического помещения.

ОБОРУДОВАНИЕ ГРП, ГРУ, ГРПБ И ШРП

5.15 В состав оборудования ГРП, ГРУ, ГРПБ и ШРП входят:

  • запорная арматура;
  • регуляторы давления;
  • предохранительно-запорные клапаны (далее - ПЗК);
  • предохранительные сбросные клапаны (далее - ПСК);
  • приборы замера расхода газа;
  • приборы КИП.

5.16 Запорная арматура выбирается согласно требованиям раздела 7 "Запорная арматура" настоящего СП.

5.17 В качестве регулирующих устройств могут применяться:

  • регуляторы давления газа с односедельным клапаном;
  • клапаны регулирующие двухседельные;
  • поворотные заслонки с электронным регулятором и исполнительным механизмом.

5.18 Для прекращения подачи газа к потребителям при недопустимом повышении или понижении давления газа за регулирующим устройством применяются ПЗК различных конструкций (рычажные, пружинные, с соляноидным приводом и др.), отвечающие приведенным ниже требованиям:

  • ПЗК рассчитывают на входное рабочее давление, МПа, по ряду: 0,05; 0,3; 0,6; 1,2; 1,6 с диапазоном срабатывания при повышении давления, МПа, от 0,002 до 0,75, а также с диапазоном срабатывания при понижении давления, МПа, от 0,0003 до 0,03;
  • конструкция ПЗК должна исключать самопроизвольное открытие запорного органа без вмешательства обслуживающего персонала;
  • герметичность запорного органа ПЗК должна соответствовать классу "А" по ГОСТ 9544;
  • точность срабатывания должна составлять, как правило, ±5% заданных величин контролируемого давления для ПЗК, устанавливаемых в ГРП и ±10% для ПЗК в ШРП и ГРУ.

5.19 Для сброса газа за регулятором в случае кратковременного повышения давления газа сверх установленного должны применяться предохранительные сбросные клапаны (ПСК), которые могут быть мембранными и пружинными.

5.20 Пружинные ПСК должны быть снабжены устройством для их принудительного открытия. ШРП пропускной способностью до 100 м³/ч, оснащенные регулятором с двухступенчатым регулированием, допускается не оснащать ПСК.

5.21 ПСК должны обеспечивать открытие при повышении установленного максимального рабочего давления не более чем на 15%.

5.22 ПСК должны быть рассчитаны на входное рабочее давление, МПа, по ряду: от 0,001 до 1,6 с диапазоном срабатывания, МПа, от 0,001 до 1,6.

5.23 Трубопроводы, отводящие газ от ПСК в ШРП, устанавливаемые на опорах, следует выводить на высоту не менее 4 м от уровня земли, а при размещении ШРП на стене здания - на 1 м выше карниза или парапета здания.

5.24 Для ШРП пропускной способностью до 400 м³/ч допускается предусматривать вывод сбросного газопровода от ПСК за заднюю стенку шкафа.

5.25 При наличии телефонной связи установку телефонного аппарата предусматривают вне помещения регуляторов или снаружи здания в специальном ящике.

Допускается установка телефонного аппарата во взрывозащищенном исполнении непосредственно в помещении регуляторов.

5.26 Для очистки газа от механических примесей и пыли применяют фильтры заводского изготовления, в паспортах которых должны указываться их пропускная способность при различных входных рабочих давлениях и потери давления в фильтрах.

5.27 Фильтрующие материалы должны обеспечивать требуемую очистку газа, не образовывать с ним химических соединений и не разрушаться от постоянного воздействия газа.

5.28 Пропускную способность ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ (регулятора давления) следует производить с увеличением на 15-20% максимального расчетного расхода газа потребителями с учетом требуемого перепада давления.

5.29 Газовое оборудование в газорегулирующих блоках ГРП, ГРПБ и ГРУ располагают в следующей последовательности:

  • общий запорный орган с ручным управлением для полного отключения ГРП и ГРУ;
  • фильтр или группа фильтров с байпасами или без них;
  • расходомер (камерная диафрагма с дифманометрами, газовый счетчик). Газовый счетчик может быть установлен после регулятора давления на низкой стороне в зависимости от принятой схемы газоснабжения;
  • предохранительный запорный клапан (ПЗК);
  • регулятор давления газа;
  • предохранительный сбросной клапан (ПСК) после регулятора.

5.30 При устройстве байпаса газорегуляторного блока ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ предусматривается установка последовательно двух отключающих устройств с установкой манометра между ними.

Диаметр байпаса должен быть не менее диаметра седла клапана регулятора давления газа.

В ШРП вместо байпаса рекомендуется устройство второй нитки редуцирования.

При отсутствии в ШРП расходомера установка регистрирующих приборов для измерения входного и выходного давления и температуры газа не обязательна.

Газопроводы ГРП, ГРПБ, ШРП, ГРУ следует окрашивать в цвет согласно ГОСТ 14202.

В ГРП, ГРПБ и ГРУ предусматривают продувочные газопроводы:

  • на входном газопроводе - после первого отключающего устройства;
  • на байпасе (обводном газопроводе) - между двумя отключающими устройствами;
  • на участках газопровода - с оборудованием, отключаемым для производства профилактического осмотра и ремонта.

Условный диаметр таких газопроводов должен быть не менее 20 мм.

Условный диаметр сбросного газопровода, отводящего газ от ПСК, должен быть равен условному диаметру выходного патрубка клапана, но не менее 20 мм.

Продувочные и сбросные газопроводы должны иметь минимальное число поворотов. На концах продувочных и сбросных газопроводов предусматривают устройства, исключающие попадание атмосферных осадков в эти газопроводы.

ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ ГРП, ГРПБ, ШРП И ГРУ

5.31 При выборе оборудования ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ необходимо учитывать:

  • рабочее давление газа в газопроводе, к которому подключается объект;
  • состав газа, его плотность, температуру точки росы, теплоту сжигания (Qн);
  • потери давления на трение в газопроводе от места подключения до ввода его в ГРП или подвода к ГРУ;
  • температурные условия эксплуатации оборудования и приборов КИП ГРП и ГРУ.

Выбор регулятора давления

5.32 При подборе регулятора следует руководствоваться номенклатурой ряда регуляторов, выпускаемых промышленностью.

5.33 При определении пропускной способности регулятора необходимо определить располагаемое давление газа перед ним и после него с учетом потерь давления и дополнительных потерь давления в арматуре, фильтре, расходомере и ПЗК, установленных до регулятора давления.

5.34 Пропускная способность регуляторов с односедельным клапаном определяется согласно паспортным данным, а при их отсутствии может быть определена по формуле (18)

, (18)

где Q - расход газа, м³/ч, при t = 0 °С и Pатм = 0,1033 МПа;

ƒ - площадь седла клапана, см²;

L - коэффициент расхода;

P1 - абсолютное входное давление газа, равно сумме Pизб и Pатм, где Pизб - рабочее избыточное давление, МПа, Pатм=0,1033 МПа;

φ - коэффициент, зависящий от отношения P2 к P1, где P2 - абсолютное выходное давление после регулятора, равно сумме P2раб и Pатм, МПа, определяется по рисунку 5;

ρ0 - плотность газа, кг/м³, при t = 0 °С и Pатм = 0,1033 МПа.

Рисунок 5 - График определения коэффициента

K - показатель адиабаты газа при давлении 750 мм вод.ст. и температуре 0 °С,Cp - теплоемкость при постоянном давлении, ккал/(м³·°С),Cv - теплоемкость при постоянном объеме, ккал/(м³·°С)

Рисунок 5 - График определения коэффициента φ в зависимости от P2/P1 при K = Cp/Cv = 1,32

Если в паспортных данных регулятора приведена величина расхода газа при максимальном давлении с соответствующей плотностью, то при других значениях P - входного давления и ρ0 - плотности пропускная способность регулятора может быть определена по формуле (19)

, (19)

где Q2 - расход газа, м³/ч, при Pбар = 0,1033 МПа со значениями P11, φ11 и ρ10, отличными от приведенных в паспорте на регулятор;

Q1 - расход газа при P1, φ1, ρ0 согласно паспортным данным;

P1 - входное абсолютное давление, МПа;

φ1 - коэффициент по отношению P2/P1;

ρ0 - плотность газа, кг/м³, при t = 0 °C и Pатм = 0,1033 МПа;

P11, φ11 и ρ10 - принятые данные при использовании других параметров газа.

5.35 Пропускная способность двухседельных регулирующих клапанов может быть определена по формуле (20)

, (20)

где Q - расход газа, м³/ч, при температуре газа, равной t1 и Pбар = 0,1033 МПа;

B - коэффициент, учитывающий расширение среды и зависящий от отношения P2/P1;

P1 и P2 - входные и выходные давления, МПа;

Kvy - коэффициент пропускной способности;

ΔP - перепад давления на клапанах, ΔP = P1P2, МПа;

P1 и P2 - соответственно входные и выходные абсолютные давления, МПа;

ρ0 - плотность газа при t;

t1 - температура газа.

Рисунок 6 - Зависимость коэффициента В от Р2/Р1

Выбор фильтра

5.36 Пропускная способность фильтра должна определяться исходя из максимального допустимого перепада давления на его кассете, что должно быть отражено в паспорте на фильтр.

5.37 Фильтры, устанавливаемые в ГРП (ГРУ) для защиты регулирующих и предохранительных устройств от засорения механическими примесями, должны соответствовать данным, приведенным в таблице 10.

Таблица 10

ПараметрЗначение параметра
Давление на входе (рабочее), МПа0,3 (3); 0,6 (6); 1,2 (12)
Максимально допустимое падение давления на кассете фильтра, даПа:
сетчатого500 (500)
висцинового500 (500)
волосяного1000 (1000)

Выбор предохранительного запорного клапана - ПЗК

5.38 Выбор типа ПЗК определяется исходя из параметров газа, проходящего через регулятор давления, а именно: максимального давления газа на входе в регулятор; выходного давления газа из регулятора и подлежащего контролю; диаметра входного патрубка в регулятор.

5.39 Выбранный ПЗК должен обеспечивать герметичное закрытие подачи газа в регулятор в случае повышения или понижения давления за ним сверх установленных пределов.

Выбор предохранительного сбросного клапана - ПСК

5.40 Количество газа, подлежащего сбросу ПСК, следует определять:

- при наличии перед регулятором давления ПЗК - по формуле (21)

Q ≥ 0,0005Qd, (21)

где Q - количество газа, подлежащее сбросу ПСК в течение часа, м³/ч, при t = 0 °С и Pбар = 0,10132 МПа;

Qd - расчетная пропускная способность регулятора давления, м³/ч, при t = 0 °С и Pбар = 0,10132 МПа;

- при отсутствии перед регулятором давления ПЗК - по формулам (22) и (23);

- для регуляторов давления с золотниковыми клапанами

Q ≥ 0,01Qd; (22)

- для регулирующих заслонок с электронными регуляторами

Q ≥ 0,02Qd. (23)

При необходимости установки в ГРП (ГРУ) параллельно нескольких регуляторов давления количество газа, подлежащего сбросу ПСК, следует определять по формуле (24)

Qn, (24)

где - необходимое суммарное количество газа, подлежащее сбросу ПСК в течение часа, м³/ч, при t=0 °С и Pбар = 0,10132 МПа;

n - количество регуляторов, шт.;

Q - количество газа, подлежащее сбросу ПСК в течение часа каждым регулятором, м³/ч, при t=0 °С и Pбар = 0,10132 МПа.

5.41 Пропускную способность ПСК следует определять по данным заводов-изготовителей или расчетам.

Подбор шкафных регуляторных пунктов - ШРП

5.42 При выборе типа ШРП следует руководствоваться указанием 5.28-5.32, а также учитывать следующие факторы:

  • влияние климатической зоны, где будет эксплуатироваться ШРП;
  • влияние отрицательных температур наружного воздуха;
  • температуру точки росы природного газа, при которой из него выпадает конденсат.

6 ГАЗОПРОВОДЫ И ГАЗОИСПОЛЬЗУЮЩЕЕ ОБОРУДОВАНИЕ

6.1 Для внутренних газопроводов применяются стальные и медные трубы. Прокладка газопроводов из указанных труб должна предусматриваться согласно требованиям СНиП 42-01 с учетом положений настоящего СП и СП 42-102.

В качестве гибких рукавов рекомендуется применять сильфонные металлорукава, стойкие к воздействию транспортируемого газа при заданных давлении и температуре.

6.2 Гибкие рукава рекомендуется применять со сроком службы, установленным техническими условиями или стандартами, но не менее 12 лет. Импортные гибкие рукава должны иметь техническое свидетельство, подтверждающее их пригодность.

6.3 Гибкие рукава, используемые для присоединения бытового газоиспользующего оборудования, должны иметь маркировку "газ", внутренний диаметр - не менее 10 мм.

Гибкие рукава для присоединения бытовых приборов и лабораторных горелок КИП, баллонов СУГ не должны иметь стыковых соединений.

Не допускаются скрытая прокладка гибких рукавов, пересечение гибкими рукавами строительных конструкций, в том числе оконных и дверных проемов.

6.4 При подключении электрифицированного бытового газоиспользующего оборудования в помещениях, не отвечающих требованиям ГОСТ Р 50571.3 по устройству системы выравнивания потенциалов, на газопроводе следует предусматривать изолирующие вставки (после крана на опуске к оборудованию) для исключения протекания через газопровод токов утечки, замыкания на корпус и уравнительных токов. Роль изолирующих вставок могут выполнять токонепроводящие гибкие рукава.

6.5 Открытая прокладка газопроводов предусматривается на несгораемых опорах, креплениях к конструкциям зданий, каркасам и площадкам газоиспользующих установок, котлов и т.п.

Крепление газопроводов предусматривают на расстоянии, обеспечивающем возможность осмотра, ремонта газопровода и установленной на нем арматуры.

6.6 Расстояние от газопровода до строительных конструкций, технологического оборудования и коммуникаций следует принимать из условия обеспечения возможности его монтажа и их эксплуатации, до кабелей электроснабжения - в соответствии с ПУЭ.

Пересечение газопроводами вентиляционных решеток, оконных и дверных проемов не допускается.

6.7 При прокладке газопроводов через конструкции зданий и сооружений газопроводы следует заключать в футляр. Пространство между газопроводом и футляром на всю его длину необходимо заделывать просмоленной паклей, резиновыми втулками или другими эластичными материалами. Пространство между стеной и футляром следует тщательно заделывать цементным или бетонным раствором на всю толщину пересекаемой конструкции.

Края футляров должны быть на одном уровне с поверхностями пересекаемых конструкций стен и не менее чем на 50 мм выше поверхности пола.

Диаметр футляра должен уточняться расчетом, но кольцевой зазор между газопроводом и футляром должен быть не менее 10 мм, а для газопроводов условным диаметром до 32 мм - не менее 5 мм.

6.8 Не допускается прокладывать газопроводы в местах, где они могут омываться горячими продуктами сгорания или соприкасаться с нагретым или расплавленным металлом, а также в местах возможного разлива или разбрызгивания коррозионно-активных жидкостей.

Газопроводы необходимо защищать от воздействия открытого теплового излучения (изоляция, устройство экранов и т.д.).

6.9 В обоснованных случаях (при отсутствии возможности другой прокладки) допускается транзитная прокладка газопроводов в коридорах общественных, административных и бытовых зданий на высоте не менее 2 м при отсутствии разъемных соединений и арматуры.

6.10 Скрытая прокладка газопроводов предусматривается в соответствии со следующими требованиями:

а) в штрабе стены:

  • размер штрабы принимается из условия обеспечения возможности монтажа, эксплуатации и ремонта газопроводов;
  • вентиляционные отверстия в щитах, закрывающих штрабу, размещаются исходя из условия обеспечения ее полного проветривания;

б) в полах монолитной конструкции:

  • толщина подстилающего слоя пола под газопроводом, а также расстояние от металлических сеток (или других конструкций, расположенных в полу) принимается не менее 5 см;
  • толщина подстилающего слоя над газопроводом принимается не менее 3 см;
  • газопровод замоноличивается в конструкцию пола цементным или бетонным раствором, марка которого определяется проектом;
  • отсутствие воздействия на полы в местах прокладки газопровода нагрузок в соответствии с требованиями СНиП 2.03.13 (от транспорта, оборудования и т.п.) и агрессивных сред;
  • газопроводы в местах входа и выхода из полов следует заключать в футляр, выходящий не менее чем на 5 см из пола и заанкерованный в конструкцию пола;

в) в каналах полов:

  • конструкция каналов должна исключать возможность распространения газа в конструкции полов и обеспечивать возможность осмотра и ремонта газопроводов (каналы засыпаются песком и перекрываются съемными несгораемыми плитами);
  • не допускаются прокладка газопроводов в местах, где по условиям производства возможно попадание в каналы агрессивных сред, а также пересечения газопроводов каналами других коммуникаций.

6.11 При прокладке газопроводов в штрабе предусматривают крепления его к конструкциям здания. Прокладка газопроводов в канале предусматривается на несгораемых опорах.

6.12 Защиту газопроводов от коррозии следует предусматривать в соответствии с требованиями СНиП 2.03.11 и СНиП 42-01.

6.13 На газопроводах производственных зданий (в том числе котельных), а также общественных и бытовых зданий производственного назначения предусматривают продувочные трубопроводы от наиболее удаленных от места ввода участков газопровода, а также от отводов к каждой газоиспользующей установке перед последним по ходу газа отключающим устройством.

Диаметр продувочного газопровода следует принимать не менее 20 мм.

Расстояние от концевых участков продувочных трубопроводов до заборных устройств приточной вентиляции должно быть не менее 3 м по вертикали.

После отключающего устройства на продувочном трубопроводе предусматривают штуцер с краном для отбора пробы, если для этого не может быть использован штуцер для присоединения запальника.

Допускается объединение продувочных трубопроводов от газопроводов с одинаковым давлением газа, за исключением продувочных трубопроводов для газов, имеющих плотность больше плотности воздуха.

При расположении здания вне зоны молниезащиты необходимо предусматривать молниезащиту продувочных трубопроводов в соответствии с требованиями РД 34.21.122.

6.14 На подводящих газопроводах к газоиспользующему оборудованию предусматривается установка отключающих устройств:

  • к пищеварочным котлам, ресторанным плитам, отопительным печам и другому аналогичному оборудованию - последовательно два: одно для отключения прибора (оборудования в целом), другое - для отключения горелок;
  • к оборудованию, у которого отключающее устройство перед горелками предусмотрено в конструкции, - одно.

6.15 Для отопления помещений без центрального отопления или, если центральная система не обеспечивает эффективного отопления, рекомендуется устанавливать, в том числе в жилых помещениях, отопительное газоиспользующее оборудование радиационного и конвективного действия (камины, калориферы, термоблоки, конвекторы и т.д.). Устанавливаемое оборудование должно быть заводского изготовления с отводом продуктов сгорания в атмосферу. Газогорелочные устройства данного оборудования должны быть оснащены автоматикой безопасности по отключению горелок при погасании пламени и нарушении тяги в дымоходе. Помещения для установки вышеуказанного оборудования должны иметь окно с форточкой (открывающейся фрамугой) или вытяжной вентиляционный канал. Для притока воздуха в помещение с вытяжным каналом следует предусматривать приточное устройство. Размер вытяжного канала и приточного устройства определяется расчетом.

При установке газоиспользующего оборудования конвективного действия в жилых помещениях забор воздуха на горение должен осуществляться снаружи помещения и отвод продуктов сгорания также через стену наружу или в дымоход.

6.16 Рекомендации по устройству дымовых и вентиляционных каналов приведены в приложении Г.

ГАЗОИСПОЛЬЗУЮЩЕЕ ОБОРУДОВАНИЕ ЖИЛЫХ ЗДАНИЙ

6.17 Помещения, предназначенные для установки газоиспользующего оборудования, должны отвечать требованиям СНиП 42-01 и других нормативных документов.

В помещении, где устанавливается отопительное газоиспользующее оборудование, в качестве легкосбрасываемых ограждающих конструкций допускается использование оконных проемов, остекление которых должно выполняться из условия: площадь отдельного стекла должна быть не менее 0,8 м² при толщине стекла 3 мм, 1,0 м² - при 4 мм и 1,5 м² - при 5 мм.

6.18 Рекомендуется для помещений, предназначенных для установки отопительного газоиспользующего оборудования, соблюдать следующие условия:

  • высота не менее 2,5 м (2 м - при мощности оборудования менее 60 кВт);
  • естественная вентиляция из расчета: вытяжка - в объеме 3-кратного воздухообмена в час; приток - в объеме вытяжки и дополнительного количества воздуха на горение газа. Для оборудования мощностью св. 60 кВт размеры вытяжных и приточных устройств определяются расчетом;
  • оконные проемы с площадью остекления из расчета 0,03 м² на 1 м³ объема помещения и ограждающие от смежных помещений конструкции с пределом огнестойкости не менее REI 45 - при установке оборудования мощностью св. 60 кВт или размещении оборудования в подвальном этаже здания независимо от его мощности;
  • выход непосредственно наружу - для помещений цокольных и подвальных этажей одноквартирных и блокированных жилых зданий при установке оборудования мощностью св. 150 кВт в соответствии с требованиями МДС 41-2.

6.19 В жилых зданиях рекомендуется установка бытовых газовых плит в помещениях кухонь, отвечающих требованиям инструкций заводов-изготовителей по монтажу газовых плит, в том числе и в кухнях с наклонными потолками, имеющих высоту помещения в средней части не менее 2 м, при этом установку плит следует предусматривать в той части кухни, где высота не менее 2,2 м.

6.20 Допускается установка газовых бытовых плит в летних кухнях или снаружи под навесом. При установке плиты под навесом горелки плиты должны защищаться от задувания ветром.

6.21 Допускается перевод на газовое топливо отопительного оборудования заводского изготовления, предназначенного для работы на твердом или жидком топливе. Газогорелочные устройства, устанавливаемые в оборудовании, должны соответствовать ГОСТ 21204 или ГОСТ 16569.

6.22 Расстояния от строительных конструкций помещений до бытовых газовых плит и отопительного газоиспользующего оборудования следует предусматривать в соответствии с паспортами или инструкциями по монтажу предприятий-изготовителей.

6.23 При отсутствии требований в паспортах или инструкциях заводов-изготовителей газоиспользующее оборудование устанавливают исходя из условия удобства монтажа, эксплуатации и ремонта, при этом рекомендуется предусматривать установку:

  • газовой плиты:
    • у стены из несгораемых материалов на расстоянии не менее 6 см от стены (в том числе боковой стены). Допускается установка плиты у стен из трудносгораемых и сгораемых материалов, изолированных несгораемыми материалами (кровельной сталью по листу асбеста толщиной не менее 3 мм, штукатуркой и т.п.), на расстоянии не менее 7 см от стен. Изоляция стен предусматривается от пола и должна выступать за габариты плиты на 10 см с каждой стороны и не менее 80 см сверху;
  • настенного газоиспользующего оборудования для отопления и горячего водоснабжения:
    • на стенах из несгораемых материалов на расстоянии не менее 2 см от стены (в том числе от боковой стены);
    • на стенах из трудносгораемых и сгораемых материалов, изолированных несгораемыми материалами (кровельной сталью по листу асбеста толщиной не менее 3 мм, штукатуркой и т.д.), на расстоянии не менее 3 см от стены (в том числе от боковой стены).

Изоляция должна выступать за габариты корпуса оборудования на 10 см и 70 см сверху. Расстояние по горизонтали в свету от выступающих частей данного оборудования до бытовой плиты следует принимать не менее 10 см.

Оборудование для поквартирного отопления следует предусматривать на расстоянии не менее 10 см от стены из несгораемых материалов и от стен из трудносгораемых и горючих материалов.

Допускается установка данного оборудования у стен из трудносгораемых и сгораемых материалов без защиты на расстоянии более 25 см от стен.

При установке вышеуказанного оборудования на пол с деревянным покрытием последний должен быть изолирован несгораемыми материалами, обеспечивая предел огнестойкости конструкции не менее 0,75 ч. Изоляция пола должна выступать за габариты корпуса оборудования на 10 см.

6.24 Расстояние от выступающих частей газоиспользующего оборудования в местах прохода должно быть в свету не менее 1,0 м.

6.25 Газовые горелки, устанавливаемые в топках отопительных и отопительно-варочных печей, должны быть оснащены автоматикой безопасности по отключению горелок при погасании пламени и нарушении тяги в дымоходе (в соответствии с требованиями ГОСТ 16569).

Топки газифицируемых печей следует предусматривать, как правило, со стороны коридора или другого нежилого (неслужебного) помещения. Помещения, в которые выходят топки печей, должны иметь вытяжной вентиляционный канал, окно с форточкой (открывающейся фрамугой) и дверь, выходящую в нежилое помещение или тамбур. Перед печью должен быть предусмотрен проход шириной не менее 1 м.

В помещениях с печным газовым отоплением не допускается устройство вытяжной вентиляции с искусственным побуждением.

Топливники отопительных печей при переводе на газовое топливо следует футеровать тугоплавким и огнеупорным кирпичом.

ГАЗОИСПОЛЬЗУЮЩЕЕ ОБОРУДОВАНИЕ ОБЩЕСТВЕННЫХ, АДМИНИСТРАТИВНЫХ И БЫТОВЫХ ЗДАНИЙ

6.26 Не допускается переводить на газ отопительно-варочные печи в помещениях, расположенных под спальными и групповыми комнатами детских учреждений, обеденными и торговыми залами кафе, столовых и ресторанов, больничными палатами, аудиториями, классами учебных заведений, фойе, зрительными залами зданий культурно-просветительных и зрелищных учреждений и других помещений с массовым пребыванием людей.

6.27 Допускается переводить на газовое топливо пищеварочные котлы и плиты, кипятильники и т.п., предназначенные для работы на твердом или жидком топливе. В пищеварочных плитах следует предусматривать замену съемных конфорочных колец сплошным настилом. Газогорелочные устройства, устанавливаемые в этом оборудовании, должны быть оснащены автоматикой безопасности по отключению горелок при погасании пламени и нарушении тяги в дымоходе.

6.28 Газоиспользующее оборудование для предприятий торговли, общественного питания и других аналогичных потребителей следует оснащать приборами автоматики безопасности, обеспечивающими отключение основных (рабочих) горелок в случае прекращения подачи газа, погасания пламени и прекращения подачи воздуха (для оборудования, оснащенного горелками с принудительной подачей воздуха). Для горелки или группы горелок, объединенных в блок, имеющих номинальную тепловую мощность менее 5,6 кВт, установка автоматики безопасности не обязательна.

ГАЗОИСПОЛЬЗУЮЩЕЕ ОБОРУДОВАНИЕ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ЗДАНИЙ И КОТЕЛЬНЫХ

6.29 Обвязка газовых горелок запорной арматурой и средствами автоматики безопасности должна отвечать требованиям ГОСТ 21204.

Для горелок котлов котельных с теплопроизводительностью единичного котлоагрегата 120 МВт и более перед каждой горелкой предусматривают два запорных устройства с электрическими приводами, а во вновь вводимых в эксплуатацию котельных - установку предохранительно-запорного клапана и запорного устройства с электроприводом.

Расстояние от выступающих частей газовых горелок или арматуры до стен или других частей здания, сооружения и оборудования должно быть не менее 1 м по горизонтали.

6.30 Газоиспользующее оборудование по комбинированной выработке электроэнергии и тепла размещают в изолируемом помещении с ограждающими конструкциями стен перекрытий не ниже II степени огнестойкости, с минимальными пределами огнестойкости 0,75 ч и пределом распространения огня по конструкциям, равным нулю.

Помещения установок по комбинированной выработке электроэнергии и тепла оборудуют:

  • шумопоглощающими устройствами;
  • постоянно действующей вентиляцией с механическим побуждением, сблокированной с автоматическим запорным органом, установленным непосредственно на вводе газопровода в помещение;
  • системами по контролю загазованности и пожарной сигнализацией, сблокированной с автоматическим запорным органом на вводе в помещение, с выводом сигнала опасности на диспетчерский пульт.

При газоснабжении установок по комбинированной выработке электроэнергии и тепла обвязку отдельных двигателей предусматривают как для газовых горелок по ГОСТ 21204.

На газопроводах предусматривают систему продувочных трубопроводов.

6.31 Допускается размещение производственных газоиспользующих установок, а также газогорелочных устройств с обвязкой контрольно-измерительными приборами, арматурой, средствами автоматики, безопасности и регулирования на отметке ниже уровня пола первого этажа помещения (в техническом подполье), если это обусловлено технологическим процессом.

При этом автоматика безопасности должна прекращать подачу газа в случае прекращения энергоснабжения, нарушения вентиляции помещения, понижения или повышения давления газа сверх допустимого, понижения давления воздуха перед смесительными горелками.

Техническое подполье должно быть оборудовано системой контроля загазованности с автоматическим отключением подачи газа и должно быть открыто сверху. Допускается перекрывать подполье решетчатым настилом для обслуживания установки при условии полностью автоматизированного газового оборудования.

При размещении газоиспользующих установок с обвязкой в техническом подполье рекомендуется выполнить следующие требования:

  • в техническом подполье следует предусматривать лестницу с поручнями, изготовленную из несгораемых материалов и устанавливаемую с уклоном не менее 45°;
  • открытое сверху техническое подполье должно иметь защитное ограждение по периметру (перила), выполняемое по ГОСТ 12.4.059;
  • для обслуживания газоиспользующих установок необходимо предусматривать свободные проходы шириной не менее 0,6 м, а перед газогорелочными устройствами - не менее 1,0 м. При полностью автоматизированном оборудовании ширина проходов принимается из расчета свободного доступа при техническом обслуживании.

Вентиляция технического подполья должна отвечать требованиям основного производства с учетом требований СНиП 2.04.05.

6.32 При переводе котлов на газовое топливо предусматривают устройство предохранительных взрывных клапанов на котлах и газоходах от них в соответствии с требованиями "Правил устройства и безопасной эксплуатации паровых котлов с давлением пара не более 0,07 МПа (0,7 кгс/см²), водогрейных котлов и водонагревателей с температурой нагрева воды не выше 388 К (115 °С)", утвержденных Минстроем России.

Для паровых котлов с давлением пара св. 0,07 МПа и водогрейных котлов с температурой воды выше 115 °С взрывные клапаны предусматривают в соответствии с требованиями ПБ 10-574 "Правил устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов", утвержденных Госгортехнадзором России.

Для вновь устанавливаемых котлов необходимость устройства взрывных клапанов определяется конструкцией котла, а на газоходах - решается проектной организацией.

Необходимость установки взрывных клапанов на печах и других газоиспользующих установках (за исключением котлов) и газоходах, места установки взрывных клапанов и их число определяются нормами технологического проектирования, а при отсутствии указанных норм - решаются проектной организацией.

При невозможности установки взрывных клапанов в местах, безопасных для обслуживающего персонала, предусматривают защитные устройства на случай срабатывания клапана.

6.33 При наличии в котельной нескольких котлов, работающих с топкой под наддувом и подключенных к общей дымовой трубе, предусматривают контроль разрежения у основания дымовой трубы с выводом сигнала от датчика на автоматику безопасности всех котлов. При нарушении работы дымовой трубы по разрежению подача газа на горелки всех работающих котлов должна прекращаться автоматически.

6.34 Печи и другие газоиспользующие установки оборудуют автоматикой безопасности, обеспечивающей отключение подачи газа при отклонении заданных параметров от нормы.

6.35 Аварийное отключение подачи газа в системе автоматики безопасности может быть заменено сигнализацией об изменении контролируемых параметров, если технологический процесс не допускает перерывов в подаче газа.

6.36 Размещение КИП предусматривают у места регулирования измеряемого параметра или на специальном приборном щите.

На отводах к КИП предусматривают отключающие устройства.

При установке КИП на приборном щите допускается использование одного прибора с переключателем для измерения параметров в нескольких точках.

Присоединение КИП и приборов автоматики к газопроводам предусматривают с помощью металлических труб, если иного не предусмотрено требованиями паспорта на прибор или оборудование.

При давлении газа до 0,1 МПа допускается предусматривать присоединение КИП с помощью гибких рукавов длиной не более 3 м.

6.37 Для обеспечения стабильного давления газа перед газовыми горелками газоиспользующего оборудования и котлов производственных зданий и котельных рекомендуется установка на газовых сетях регуляторов-стабилизаторов.

При установке регуляторов-стабилизаторов наличия перед ними ПЗК, а после них ПСК не требуется.

6.38 Вентиляция производственных помещений и котельных должна соответствовать требованиям строительных норм и правил по размещенному в них производству.

ГОРЕЛКИ ИНФРАКРАСНОГО ИЗЛУЧЕНИЯ

6.39 Горелки инфракрасного излучения (ГИИ) должны соответствовать требованиям ГОСТ 25696 (ГИИ со светлыми излучателями), ГОСТ Р 50670 (ГИИ с темными излучателями) и требованиями технических условий на конкретный тип горелок в соответствии с областью их применения.

При использовании систем обогрева с ГИИ помимо положений настоящего документа следует руководствоваться требованиями ГОСТ 12.1.005, СНиП 2.04.05 и других нормативных документов.

6.40 ГИИ допускается применять для обогрева в соответствии с требованиями паспортов и инструкций заводов-изготовителей:

  • рабочих мест и зон производственных помещений;
  • рабочих мест и зон на открытых площадках (в том числе перронов, спортивных сооружений);
  • помещений, конструкций зданий и сооружений и грунта в процессе строительства зданий и сооружений;
  • общественных помещений с временным пребыванием людей:
    • а) торговых залов, кроме торговых залов и помещений для обработки и хранения материалов, содержащих легковоспламеняющиеся и взрывоопасные вещества;
    • б) помещений общественного питания, кроме ресторанов;
      • животноводческих зданий и помещений;
      • для технологического обогрева материалов и оборудования, кроме содержащих легковоспламеняющиеся и взрывоопасные вещества;
      • в системах снеготаяния на открытых и полуоткрытых площадках, на кровлях зданий и сооружений.

6.41 Не допускается устанавливать ГИИ в производственных помещениях категорий А, Б, В1 по взрывопожарной и пожарной опасности, в зданиях категорий ниже III степени огнестойкости класса С0, а также в цокольных и подвальных помещениях.

6.42 Отопительные установки с ГИИ, предназначенные для отопления помещений без постоянного обслуживающего персонала, предусматривают с автоматикой, обеспечивающей прекращение подачи газа в случае погасания пламени горелки.

Необходимость оборудования автоматикой ГИИ, устанавливаемых вне помещений, определяется проектной организацией исходя из конкретных условий размещения и эксплуатации горелок (технологическое размещение ГИИ, розжиг горелок, установленных на высоте более 2,2 м, наличие обслуживающего персонала и др.).

6.43 Расстояние от ГИИ до ограждающих конструкций помещения из горючих и трудногорючих материалов (перекрытий, оконных и дверных коробок и т.п.) должно быть, как правило, не менее 0,5 м при температуре излучающей поверхности до 900 °С и не менее 1,25 м для температуры выше 900 °С при условии защиты или экранирования негорючими материалами (кровельной сталью по асбесту, асбестоцементным листом и т.п.).

Открытая электропроводка должна находиться на расстоянии не менее 1 м от ГИИ и поверхности облучения.

6.44 Расчет вентиляции помещений, где предусматривается установка ГИИ, следует выполнять, руководствуясь нормами предельно допустимых концентраций СО2 и NОx в воздухе рабочей зоны. Размещение вытяжных устройств следует предусматривать выше излучателей (горелок), а приточных устройств - вне зоны излучения горелок.

Системы обогрева с ГИИ должны быть сблокированы с системой местной или общеобменной вентиляции, исключая возможность пуска и работы системы обогрева при неработающей вентиляции.

РАЗМЕЩЕНИЕ СЧЕТЧИКОВ

6.45 Приборы (узлы) учета расхода газа рекомендуется устанавливать:

  • в газифицируемом помещении;
  • в нежилом помещении газифицируемого жилого здания, имеющем естественную вентиляцию;
  • в смежном с газифицируемым помещением и соединенным с ним открытым проемом помещении производственного здания и котельной;
  • в ГРП, ШРП, ГРПБ;
  • вне здания.

6.46 В качестве приборов учета газа разрешается использовать бытовые газовые счетчики (далее - счетчики), размещение которых регламентируется данным подразделом.

6.47 Установка счетчиков предусматривается исходя из условий удобства их монтажа, обслуживания и ремонта. Высоту установки счетчиков, как правило, следует принимать 1,6 м от уровня пола помещения или земли.

6.48 С целью исключения коррозионного повреждения покрытия счетчика при его установке следует предусматривать зазор (2-5 см) между счетчиком и конструкцией здания (сооружения) или опоры.

6.49 Установку счетчика внутри помещения предусматривают вне зоны тепло- и влаговыделений (от плиты, раковины и т.п.) в естественно проветриваемых местах. Не рекомендуется устанавливать счетчики в застойных зонах помещения (участки помещения, отгороженные от вентиляционного канала или окна, ниши и т.п.).

Расстояние от мест установки счетчиков до газового оборудования принимают в соответствии с требованиями и рекомендациями предприятий-изготовителей, изложенными в паспортах счетчиков. При отсутствии в паспортах вышеуказанных требований размещение счетчиков следует предусматривать, как правило, на расстоянии (по радиусу) не менее:

  • 0,8 м от бытовой газовой плиты и отопительного газоиспользующего оборудования (емкостного и проточного водонагревателя, котла, теплогенератора);
  • 1,0 м от ресторанной плиты, варочного котла, отопительной и отопительно-варочной печи.

6.50 Наружная (вне здания) установка счетчика предусматривается под навесом, в шкафах или других конструкциях, обеспечивающих защиту счетчика от внешних воздействий. Разрешается открытая установка счетчика.

Размещение счетчика предусматривают:

  • на отдельно стоящей опоре на территории потребителя газа;
  • на стене газифицируемого здания на расстоянии по горизонтали не менее 0,5 м от дверных и оконных проемов.

Размещение счетчиков под проемами в стенах не рекомендуется.

6.51 Конструкция шкафа для размещения счетчика должна обеспечивать естественную вентиляцию. Дверцы шкафа должны иметь запоры.

7 ЗАПОРНАЯ АРМАТУРА

7.1 При проектировании стальных и полиэтиленовых газопроводов рекомендуется предусматривать типы запорной арматуры, приведенные в таблице 11. Герметичность запорной арматуры должна соответствовать ГОСТ 9544.

Таблица 11

Тип арматурыОбласть применения
1. Краны конусные натяжныеНаружные надземные и внутренние газопроводы природного газа и паровой фазы СУГ давлением до 0,005 МПа
2. Краны конусные сальниковыеНаружные и внутренние газопроводы природного газа давлением до 1,2 МПа, паровой и жидкой фазы СУГ давлением до 1,6 МПа
3. Краны шаровые, задвижки, клапаны (вентили)Наружные и внутренние газопроводы природного газа давлением до 1,2 МПа, паровой и жидкой фазы СУГ давлением до 1,6 МПа

На подземных газопроводах низкого давления, кроме прокладываемых в районах с сейсмичностью св. 7 баллов, на подрабатываемых и карстовых территориях в качестве запорных устройств допускается применять гидрозатворы.

7.2 Запорная арматура, устанавливаемая на наружных газопроводах в районах с очень холодным и холодным климатом (районы I1 и I2 по ГОСТ 16350), должна быть в климатическом исполнении 5 по ГОСТ 15150 УХЛ1, УХЛ2, ХЛ1, ХЛ2; на внутренних газопроводах в отапливаемых помещениях - У1, У2, У3, У5, УХЛ4, УХЛ5, ХЛ.

Запорная арматура, устанавливаемая в районах с умеренно холодным климатом (районы x и I2 по ГОСТ 16350) на наружных газопроводах и на внутренних газопроводах в неотапливаемых помещениях должна быть в климатическом исполнении по ГОСТ 15150 У1, У2, У3, УХЛ1, УХЛ2, УХЛ3.

7.3 Материал запорной арматуры, устанавливаемой на наружных газопроводах и на внутренних газопроводах в неотапливаемых помещениях, рекомендуется принимать с учетом температуры эксплуатации в зависимости от рабочего давления газа по таблице 12. За температуру эксплуатации принимается температура, до которой может охлаждаться газопровод при температуре наружного воздуха наиболее холодной пятидневки обеспеченностью 0,92 по СНиП 23-01.

На полиэтиленовых газопроводах преимущественно устанавливаются полиэтиленовые краны с выводом штока управления под ковер. Рабочее давление в полиэтиленовом кране не должно превышать допустимого давления, предусмотренного производителем для данной конструкции крана.

Таблица 12

Материал запорной арматурыНормативный документДавление в газопроводе, МПаДиаметр газопровода, ммТемпература эксплуатации, °СПримечания
Серый чугунГОСТ 1412Паровая фаза СУГ до 0,05, природный газ до 0,6Без ограниченияНе ниже минус 35Не ниже минус 60 °С при диаметре до 100 мм и давлении до 0,005 МПа
Ковкий чугунГОСТ 1215, ГОСТ 28394СУГ до 1,6, природный газ до 1,2
Высокопрочный чугунГОСТ 7293
Углеродистая стальГОСТ 380, ГОСТ 1050Не ниже минус 40-
Легированная стальГОСТ 4543ГОСТ 5520ГОСТ 19281Не ниже минус 60
Сплавы на основе медиГОСТ 17711, ГОСТ 15527, ГОСТ 613
Сплавы на основе алюминия *ГОСТ 21488, ГОСТ 1583До 100
* Корпусные детали должны изготавливаться:кованые и штампованные - из деформируемого сплава марки Д-16;литые - гарантированного качества с механическими свойствами не ниже марки АК-7ч (АЛ-9) по ГОСТ 1583.

7.4 В районах строительства с особыми грунтовыми условиями для подземных газопроводов всех давлений условным диаметром св. 80 мм рекомендуется предусматривать стальную арматуру. Для подземных газопроводов условным диаметром до 80 мм допускается применение запорной арматуры из ковкого чугуна.

Для подземных газопроводов давлением до 0,6 МПа, проектируемых для районов со среднепучинистыми, средненабухающими и I типа просадочности грунтами, допускается применять чугунную запорную арматуру, при этом арматуру из серого чугуна следует устанавливать с компенсирующим устройством, обеспечивающим вертикальное перемещение газопровода.

На подземных газопроводах, прокладываемых в районах с сейсмичностью 8 баллов и выше, следует применять только стальную запорную арматуру.

Полиэтиленовые краны на подземных газопроводах применяются вне зависимости от грунтовых условий.

7.5 Запорная арматура должна быть предназначена для природного (или сжиженного) газа и иметь соответствующую запись в паспорте.

При использовании запорной арматуры, предназначенной для жидких и газообразных нефтепродуктов, попутного нефтяного газа, а также для аммиака, пара и воды, уплотнительные материалы затвора и разъемов корпуса должны быть стойкими к транспортируемому газу (природному или СУГ).

7.6 Выбор рабочего давления запорной арматуры следует производить в соответствии с давлением газа в газопроводе в зависимости от величины нормативного условного давления арматуры по таблице 13.

Таблица 13

Рабочее давление газопровода, МПаУсловное давление запорной арматуры, МПа, по ГОСТ 356, не менее
До 0,0050,1
Св. 0,005 до 0,30,4
» 0,3 » 0,60,6 (1,0 - для арматуры из серого чугуна)
» 0,6 » 1,21,6
Для жидкой фазы СУГ св. 0,6 до 1,61,6

Для газопроводов обвязки надземных резервуаров СУГ и средств транспортировки СУГ (железнодорожные и автомобильные цистерны) условное давление запорной арматуры следует принимать не менее 2,5 МПа.

7.7 Запорная арматура в соответствии с ГОСТ 4666 должна иметь маркировку на корпусе и отличительную окраску. Маркировка должна содержать товарный знак завода-изготовителя, условное или рабочее давление, условный проход и указатель направления потока, если это необходимо. Окраска корпуса и крышки запорной арматуры должна соответствовать таблице 14. Полиэтиленовые краны не окрашиваются, их цвет зависит от цвета полиэтилена, из которого они изготовлены.

Таблица 14

Материал корпусаЦвет окраски
ЧугунЧерный
Сталь углеродистаяСерый
Сталь коррозионностойкая (нержавеющая)Голубой
Сталь легированнаяСиний
Цветные металлыНе окрашивается

7.8 Партия запорной арматуры, как правило, должна сопровождаться не менее чем двумя комплектами эксплуатационной документации, включающей в себя паспорт и техническое описание. Допускается объединение этих документов в один (паспорт). Для запорной арматуры с условным проходом св. 100 мм эксплуатационной документацией должно комплектоваться каждое изделие.

7.9 Паспорт на запорную арматуру должен соответствовать ГОСТ 2.601 и отражать, кроме того, следующие основные сведения:

  • наименование и адрес завода-изготовителя;
  • условное обозначение изделия;
  • тип, марку, нормативный документ, по которому изготовлена арматура;
  • номер и дату выдачи сертификата установленного образца;
  • номер и дату выдачи лицензии Госгортехнадзора России на изготовление изделия;
  • условный проход, условное и рабочее давление, вид привода, габариты и массу изделия;
  • вид и температуру рабочей среды;
  • класс герметичности в соответствии с ГОСТ 9544;
  • материал основных деталей изделия и уплотнения.

7.10 Условное обозначение запорной арматуры должно соответствовать приложению Д.

7.11 Электропривод запорной арматуры выполняют во взрывозащищенном исполнении.

7.12 Для уплотнений фланцевых соединений применяют прокладки, стойкие к воздействию транспортируемого газа. Материалы для изготовления прокладок рекомендуется предусматривать по таблице 15.

Таблица 15

Уплотнительные листовые материалы для фланцевых соединенийТолщина листа, ммНазначение
1. Паронит по ГОСТ 481 (марка ПМБ)0,4-4,0Для уплотнения соединений на газопроводах давлением до 1,6 МПа
2. Резина маслобензостойкая по ГОСТ 73383-5Для уплотнения соединений на газопроводах давлением до 0,6 МПа
3. Алюминий по ГОСТ 21631 или ГОСТ 137261-4Для уплотнения соединений на газопроводах всех давлений, в том числе транспортирующих сернистый газ
4. Медь по ГОСТ 495 (марки M1, М2)1-4Для уплотнения соединений на газопроводах всех давлений, кроме газопроводов, транспортирующих сернистый газ
5. Пластмассы: полиэтилен высокой плотности (ВД) по ГОСТ 16338, низкой плотности (НД) по ГОСТ 16337, фторопласт-4 по ГОСТ 100071-4Для уплотнения соединений на газопроводах давлением до 0,6 МПа
Примечание. Прокладки из паронита должны соответствовать требованиям ГОСТ 15180.

7.13 Технические характеристики выпускаемой отечественными заводами-изготовителями запорной арматуры и перечень заводов-изготовителей приведены соответственно в приложениях Е и Ж.

8 РЕЗЕРВУАРНЫЕ И БАЛЛОННЫЕ УСТАНОВКИ СУГ

8.1 Требования настоящего раздела распространяются на проектирование систем газоснабжения СУГ от резервуарных и баллонных установок, а также на проектирование испарительных установок и установок по смешению СУГ с воздухом.

Для резервуарных установок следует применять стальные резервуары цилиндрической формы, устанавливаемые подземно или надземно.

В резервуарах следует предусматривать уклон не менее 2‰ в сторону сборника конденсата, воды и неиспарившихся остатков. При этом сборник конденсата не должен иметь выступов над нижней образующей резервуара, препятствующих полному сбору и удалению конденсата воды и неиспарившихся остатков.

Для надземной установки разрешается предусматривать как стационарные, так и транспортабельные (съемные) резервуары, наполняемые СУГ на ГНС.

8.2 Производительность резервуаров вместимостью 2,5 и 5 м³ при подземном расположении и естественном испарении следует определять по рисунку 7.

I - резервуар 5 м³, заполнение 85%; II - резервуар 5 м³, заполнение 50%;III - резервуар 5 м³, заполнение 35% и резервуар 2,5 м³, заполнение 50%;IV - резервуар 2,5 м³, заполнение 85%; V - резервуар 2,5 м³, заполнение 35%

Рисунок 7 - Номограмма для определения производительности резервуара сжиженного газа вместимостью 2,5 и 5 куб.м (подземного)

Пример. Дано: давление газа - 0,04 МПа (0,4 кгс/см²); содержание пропана - 60%; температура грунта - 270 К; теплопроводность грунта - 2,33 Вт/(м·К); заполнение 35%.

Находим производительность резервуаров - 2 м³/ч по линии А-Б-В-Г-Д-Е-Ж (рисунок 7).

Примечание. Для резервуаров большей вместимости их производительность следует определять опытным путем.

8.3 Для учета теплового воздействия подземных резервуаров, расположенных на расстоянии не более 1 м один от другого, полученную по номограмме производительность следует умножить на коэффициент теплового воздействия i в зависимости от числа резервуаров в установке:

Число резервуаров в установкеЗначение коэффициентатеплового воздействия m
20,93
30,84
40,74
60,67
80,64

При числе резервуаров больше восьми значение коэффициента m определяется экстраполяцией.

8.4 Производительность резервуаров вместимостью 600, 1000, 1600 л при надземном расположении определяется теплотехническим расчетом исходя из условий теплообмена с воздухом или по таблице 16.

Таблица 16

Содержание пропана в сжиженных газах, %600 л1000 л1600 л
Температура наружного воздуха, °С
-30-20-1001020-30-20-1001020-30-20-1001020
0----0,72,3----1,13,5----1,54,7
10----1,43,0----2,34,7----3,06,4
20---0,32,03,7---0,53,45,9---1,04,68,0
30---1,12,74,3---1,74,67,0---2,86,39,3
40--0,21,83,45,0--0,32,85,68,2--0,44,37,811,4
50--0,92,64,05,6--1,44,06,89,3--1,95,99,413,2
60--1,73,24,86,3--2,85,08,010,6--3,87,511,114,8
70-0,72,44,05,47,0-2,55,37,310,213,0-3,57,310,814,316,5
80-1,53,34,76,17,6-2,55,37,310,213,0-3,57,310,814,318,2
900,52,24,05,46,88,20,83,66,48,611,514,21,15,08,912,415,819,8
1001,22,94,76,17,59,01,94,77,59,612,515,12,76,610,414,017,521,8
Примечание. При температурах, отличающихся от приведенных в таблице 16, производительность следует определять экстраполяцией.

8.5 Расчетный часовой расход сжиженных газов Qhd, кг/ч, при газоснабжении жилых зданий следует определять по формуле (25)

Qhd = [(nKθdQy)/(Qe1365)]Kθh, (25)

где n - число жителей, пользующихся газом, чел. При отсутствии данных n принимается по числу газифицируемых квартир и коэффициенту семейности, принятому по данным администрации газифицируемого района;

Kθd - коэффициент суточной неравномерности потребления газа в течение года (при наличии в квартирах газовых плит Kθd=1,4; при наличии плит и проточных водонагревателей Kθd=2,0);

Qy - годовой расход газа на одного человека в тепловых единицах, кДж/год (ккал/год), принимается по ГОСТ 51617 (приложение А);

Kθh - показатель часового максимума суточного расхода - 0,12;

Qe1 - теплота сгорания газа, кДж/год (ккал/год).

Расчетный часовой расход сжиженных газов для общественных, административных и производственных зданий определяется по тепловой мощности газоиспользующего оборудования.

8.6 На газопроводе паровой фазы, объединяющем подземные резервуары, предусматривают установку отключающего устройства между группами резервуаров на высоте не менее 0,5 м от земли. Арматуру и КИП резервуарных установок защищают от повреждений и атмосферных воздействий запирающимися кожухами.

8.7 Установку предохранительных сбросных клапанов (ПСК) предусматривают на каждом резервуаре, а при объединении резервуаров в группы (по жидкой и паровой фазам) - на одном из резервуаров каждой группы.

8.8 Пропускную способность ПСК следует определять расчетом в соответствии с ГОСТ 12.2.085.

8.9 Испарительные установки предусматривают в случаях, когда резервуарные установки с естественным испарением и резервуарные установки с грунтовыми испарителями не обеспечивают расчетную потребность в газе.

Испарительные установки необходимо оборудовать КИП, а также регулирующей и предохранительной арматурой, исключающей выход жидкой фазы из испарительной установки в газопровод паровой фазы и повышение давления паровой и жидкой фаз выше допустимого. Испарительные установки, для которых в качестве теплоносителя предусматривается горячая вода или водяной пар, должны быть оборудованы сигнализацией о недопустимом снижении температуры теплоносителя.

Температура паровой фазы не должна превышать температуру начала полимеризации непредельных углеводородов (70 °С) с отложением образовавшихся продуктов на поверхности испарителя, а жидкой фазы - минус 45 °С.

В элементах испарительной установки, включая регулятор давления, запорно-предохранительный клапан и трубопроводы, предусматривают мероприятия по предупреждению образования конденсата и кристаллогидратов.

8.10 Испарительные установки подразделяются на проточные, обеспечивающие получение паровой фазы постоянного состава в специальных теплообменных аппаратах (испарителях), и емкостные с испарением сжиженных газов непосредственно в расходных резервуарах с помощью специальных погружных нагревателей (регазификаторов).

Проточные и емкостные испарительные установки рекомендуется предусматривать с подземными резервуарами. Допускается использовать испарительные установки с надземными резервуарами при условии нанесения соответствующей тепловой изоляции на их наружную поверхность.

При испарении СУГ непосредственно в подземных резервуарах с помощью регазификаторов предусматривают систему автоматической защиты от снижения уровня жидкой фазы в резервуаре ниже минимально допустимой, а также от повышения температуры жидкой фазы в резервуаре по сравнению с температурой окружающего грунта сверх допустимой величины.

8.11 При использовании в испарительных установках электронагрева электрооборудование должно соответствовать требованиям ПУЭ в части взрывозащищенного исполнения. При этом система регулирования должна обеспечивать автоматическое включение электронагревателей после временных перебоев в подаче электроэнергии.

В электрических проточных испарительных установках с промежуточным теплоносителем (антифризом) должна предусматриваться система защиты от повышения температуры антифриза выше допустимого, предотвращения его вскипания и перегорания электронагревателей.

В районах особых грунтовых условий, а также в районах с сейсмичностью выше 6 баллов соединительную трубопроводную и электрическую обвязку рекомендуется устанавливать на крышках горловин подземных резервуаров с соблюдением соответствующих требований ПУЭ. Соединения подземных резервуаров с подземными распределительными газопроводами и линиями электропередачи в этих районах должны предусматривать компенсацию их взаимных, в том числе противоположно направленных, перемещений.

При использовании в испарительных установках в качестве теплоносителя горячей воды или пара из тепловых сетей следует предусматривать мероприятия (отстойники и т.д.), исключающие возможность попадания СУГ в тепловые сети.

8.12 Испарительные установки, для которых в качестве теплоносителя используются горячая вода или водяной пар, должны быть оборудованы сигнализацией о недопустимом снижении температуры теплоносителя.

Для испарителей, размещаемых вне помещений, следует предусматривать тепловую изоляцию корпуса и других элементов, теплопотери с наружных поверхностей которых могут нарушить их нормальный режим эксплуатации.

8.13 Испарительные установки в комплексе со смесительными установками (установки пропано-воздушной смеси) следует предусматривать в следующих случаях:

  • при газоснабжении районов или объектов, которые в перспективе будут снабжаться природным газом;
  • для покрытия пиковых нагрузок в сетях природного газа в периоды часового, суточного или сезонного максимума;
  • в качестве резервного топлива для объектов и установок, требующих бесперебойного газоснабжения;
  • при использовании в системах газоснабжения технического бутана.

8.14 Число квартир, которое целесообразно снабжать от одной резервуарной установки, допускается принимать при подаче паровой фазы СУГ по таблице 17.

Таблица 17
Преобладающая этажность застройкиОптимальная плотность газопотребления, кг/(ч·га)Число квартир в зависимости от типа испарителей газа
электрическихводяных и паровых
оптимальноедопустимоеоптимальноедопустимое
При установке газовых плит
21,65735513-1100975688-1563
32,151071725-170015531068-2500
42,301189775-201317651188-2813
52,601444913-247522431563-3850
93,4521381325-382536392238-5750
При установке газовых плит и проточных водонагревателей
22,95803488-1338956588-1575
33,801355788-25251580975-2675
44,201570900-293818181163-3200
54,6020511075-420023491400-4225

8.15 Групповые баллонные установки размещают в запирающихся шкафах из негорючих материалов, при этом шкафы должны устанавливаться на опорах и иметь естественную вентиляцию.

8.16 Прокладку подземных газопроводов низкого давления от групповых баллонных и резервуарных установок с искусственным испарением газа следует предусматривать на глубине, где минимальная температура выше температуры конденсации газа.

8.17 Прокладку надземных газопроводов от групповых баллонных установок, размещаемых в отапливаемых помещениях, и от подземных резервуарных установок следует (при необходимости) предусматривать с тепловой изоляцией и обогревом газопроводов. Необходимость обогрева газопровода определяется проектной организацией. Тепловую изоляцию следует предусматривать из негорючих материалов.

8.18 Уклон газопроводов следует предусматривать не менее 5‰ в сторону конденсатосборников для подземных газопроводов. Вместимость конденсатосборников следует принимать не менее 4 л на 1 м³ расчетного часового расхода газа.

9 ГАЗОНАПОЛНИТЕЛЬНЫЕ СТАНЦИИ (ПУНКТЫ)

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

9.1 Раздел содержит положения по проектированию и реконструкции газонаполнительных станций (ГНС), газонаполнительных пунктов (ГНП), складов баллонов (СБ). Проектировать станции регазификации рекомендуется по нормам ГНС.

ОСНОВНЫЕ ЗДАНИЯ И СООРУЖЕНИЯ

9.2 Территории ГНС, ГНП подразделяются на производственную и вспомогательную зоны, в пределах которых в зависимости от технологического процесса, транспортирования, хранения и поставки потребителям СУГ могут предусматриваться следующие основные здания, помещения и сооружения:

а) в производственной зоне:

  • железнодорожный путь с эстакадой и сливными устройствами для слива СУГ из железнодорожных цистерн в резервуары базы хранения;
  • база хранения с резервуарами для СУГ;
  • насосно-компрессорное отделение;
  • испарительное отделение;
  • наполнительный цех;
  • отделение технического освидетельствования баллонов;
  • отделение окраски баллонов;
  • колонки для наполнения автоцистерн, слива газа из автоцистерн при доставке газа на ГНС автомобильным транспортом, заправки газобаллонных автомобилей;
  • теплообменные установки для подогрева газа;
  • резервуары для слива из баллонов неиспарившегося газа и газа из переполненных и неисправных баллонов;
  • прирельсовый склад баллонов и другие здания и сооружения, требуемые по технологии ГНС;

б) во вспомогательной зоне:

  • цех вспомогательного назначения с размещением в нем административно-хозяйственных и бытовых помещений, лабораторий, насосной, механических мастерских по ремонту оборудования ГНС, баллонов и вентилей, аккумуляторной и других помещений;
  • котельную (при невозможности подключения к существующим источникам теплоснабжения);
  • трансформаторную подстанцию;
  • резервуары для противопожарного запаса воды с насосной станцией;
  • водонапорную башню;
  • складские и другие помещения;
  • очистные сооружения;
  • мойку для автомобилей;
  • здание для технического обслуживания автомобилей;
  • пункт технического контроля;
  • автовесы и другие здания и сооружения, связанные с функциональностью ГНС.

9.3 Во вспомогательной или производственной зоне допускается предусматривать:

  • воздушную компрессорную;
  • железнодорожные и автомобильные весы или заменяющие их весовые устройства.

9.4 В насосно-компрессорном и испарительном отделениях допускается предусматривать газорегуляторную установку для собственных нужд.

9.5 Подъездной железнодорожный путь к ГНС, как правило, не должен проходить через территорию других предприятий.

Допускается прохождение подъездного железнодорожного пути к ГНС через территорию не более одного предприятия (по согласованию с этим предприятием) с примыканием подъездного пути ГНС к существующей железнодорожной ветке предприятия.

9.6 Производственную и вспомогательную зоны и участок размещения автохозяйства следует разделять конструкциями облегченного типа из негорючих материалов, например, металлической сеткой.

Территория ГНС и ГНП должна быть ограждена проветриваемой оградой из негорючих материалов.

9.7 На территории складов баллонов (СБ) в зависимости от технологического процесса могут размещаться:

  • наполнительное отделение баллонов;
  • резервуар (баллон) для слива неиспарившихся газов, переполненных и неисправных баллонов;
  • отделение для пустых баллонов;
  • административные и бытовые помещения.

9.8 Котельная и испарительное отделение предусматриваются при отсутствии централизованного теплоснабжения.

9.9 Территории СБ должны быть ограждены проветриваемой оградой облегченного типа, например, металлической сеткой.

ПЛАНИРОВКА ТЕРРИТОРИИ

9.10 Планировка территорий должна исключать возможность образования мест скопления сжиженных газов (застойных зон) и вместе с системой водостоков обеспечивать водоотвод и защиту территории от попадания извне талых и ливневых вод.

9.11 Планировку площадок и проектирование подъездных и внутриплощадочных дорог следует выполнять в соответствии с требованиями СНиП II-89, СНиП 2.05.02, СНиП 2.05.07, ГОСТ Р 12.3.048 с учетом рекомендаций настоящего Свода правил.

9.12 Участок железной дороги от места примыкания, включая территорию ГНС, следует относить к подъездной дороге V категории; подъездную автодорогу ГНС - к IV категории.

9.13 Железнодорожные пути ГНС в местах слива газа должны предусматриваться в виде горизонтальных или с уклоном не круче 2,5% участков.

Для расцепки состава необходимо предусматривать дополнительный прямой участок пути со стороны тупика длиной не менее 20 м.

9.14 Территория ГНС, ГНП и СБ должна сообщаться с автомобильной дорогой общего назначения подъездной автодорогой IV категории.

Для резервуаров вместимостью свыше 500 м³ предусматривают два рассредоточенных выезда: основной и запасной для аварийной эвакуации автотранспорта.

Присоединение запасного выезда к подъездной автодороге предусматривают на расстоянии не менее 40 м от основного выезда.

9.15 Автомобильные дороги для противопожарных проездов проектируются на две полосы движения для ГНС.

Автомобильные дороги на территориях предусматривают по IV категории.

Перед территорией рекомендуется предусматривать площадку для разворота и стоянки автомашин исходя из производительности объекта.

9.16 Между колонками для наполнения автоцистерн и заправки газобаллонных автомобилей предусматривают сквозной проезд шириной не менее 6 м.

На подъездах к колонкам необходимо предусматривать защиту от наезда автомобилей.

9.17 Для ГНС, размещаемых на территории промышленных предприятий, следует предусматривать один въезд на их территорию с разработкой регламента.

9.18 Проектирование зданий и сооружений должно выполняться в соответствии с требованиями СНиП 2.08.02, СНиП 2.09.03, СНиП 21-01, СНиП 42-01 и настоящих положений.

9.19 Насосно-компрессорное отделение размещают в отдельно стоящем здании, в котором, при необходимости, допускается предусматривать размещение испарительной (теплообменной) установки.

Допускается совмещение в отдельно выделенном помещении насосно-компрессорного отделения с наполнительным отделением (цехом), за исключением ГНС и ГНП.

9.20 В здании наполнительного отделения (цеха) предусматривают следующие основные помещения:

  • наполнительное отделение с оборудованием для слива, наполнения, контроля герметичности и контроля заполнения баллонов;
  • отделение дегазации баллонов (по назначению объекта);
  • погрузочно-разгрузочную площадку для баллонов.

В помещении насосно-компрессорного и наполнительного отделений предусматривают порошковые огнетушители из расчета не менее 100 кг порошка при площади помещения до 200 м² включительно и не менее 250 кг при площади помещения до 500 м² включительно.

9.21 Отделение технического освидетельствования баллонов и отделение окраски баллонов могут размещаться в здании наполнительного отделения (цеха) или в отдельном здании, кроме ГНП, СБ.

9.22 Отделение окраски баллонов предусматривают сблокированным с отделением технического освидетельствования баллонов.

9.23 При реконструкции ГНС рекомендуется предусматривать размещение помещения для окраски баллонов в отдельном здании.

9.24 Для отделения технического освидетельствования баллонов предусматривают погрузочно-разгрузочную площадку для баллонов, поступающих на техническое освидетельствование.

Размеры площадки с учетом проходов и свободного проезда транспортных средств определяются из расчета обеспечения размещения баллонов в количестве двойной суточной производительности наполнительного отделения.

9.25 Площадку располагают на обособленном участке вне территории населенного пункта, преимущественно на возвышенном месте с подветренной стороны ветров преобладающего направления (по годовой "розе ветров") по отношению к жилым, общественным и производственным зданиям (сооружениям), а также к объектам с открытыми источниками пламени (котельные, факельные установки, печи и т.д.).

Территорию площадки следует планировать горизонтально с допустимым уклоном не более 2%.

Дороги въезда - выезда и территория площадки должны иметь твердое покрытие из негорючих материалов.

Территория площадки, за исключением въездов и выездов, должна иметь ограждение, обозначающее площадь, закрытую для посещения посторонними лицами. Ограждение должно быть выполнено из негорючих материалов в виде продуваемых преград высотой от 0,5 до 0,7 м. Допускается предусматривать ограждение в виде шнура с красными флажками с фиксацией его посредством металлических штырей.

Для въезда на территорию площадки и выезда на дороги, открытые для общего пользования, предусматривают наличие ограничителей проезда (шлагбаумы, переносные барьеры или дорожные знаки и т.п.).

Площадка имеет две зоны:

  • производственную, на которой осуществляется заправка бытовых баллонов;
  • складскую, на которой осуществляется хранение бытовых баллонов (с момента разгрузки порожних баллонов и до момента их заполнения и погрузки на специальные транспортные средства для доставки потребителям).

Места расположения порожних и наполненных баллонов должны обозначаться соответствующими табличками.

В складской зоне баллоны устанавливаются в специальных устройствах (рамах), препятствующих падению и соударению баллонов друг с другом. Допускается горизонтальное размещение баллонов с СУГ для временного складирования в складской зоне площадки. При этом высота штабеля не должна превышать 1,5 м, а вентили баллонов должны быть обращены в одну сторону.

Над погрузочно-разгрузочной площадкой предусматривают навесы из негорючих материалов, а по периметру - сплошное решетчатое ограждение (при необходимости). Полы следует предусматривать с покрытиями из негорючих, не дающих искры материалов. Выбор материалов для изготовления полов и различных металлических конструкций следует производить в соответствии с приложением И.

При необходимости территория площадки может быть оборудована наружным освещением, обеспечивающим требуемую нормативными документами величину минимальной общей освещенности. Освещение выполняют с применением арматуры, соответствующей уровню взрывозащиты, определяемому по ПУЭ, или устанавливают вне взрывоопасных зон.

Предусматривать на площадке воздушные линии электропередачи не допускается.

При размещении площадки вблизи посадок сельскохозяйственных культур, по которым возможно распространение пламени, вдоль прилегающих к посадкам границ площадки должны предусматриваться наземное покрытие, выполненное из материалов, не распространяющих пламя по своей поверхности, или вспаханная полоса земли шириной не менее 5 м. На расстоянии ближе 20 м от площадки не допускается расположение кустарников и деревьев, выделяющих при цветении хлопья, волокнистые вещества или опушенные семена.

СЛИВНЫЕ УСТРОЙСТВА

9.26 Число сливных устройств на железнодорожной эстакаде и сливных колонок определяют исходя из максимального суточного отпуска газа с ГНС с учетом неравномерности поступления газа в железнодорожных цистернах (коэффициент неравномерности принимают равным 2,0).

Для обслуживания сливных устройств необходимо предусматривать эстакады (колонки) из негорючих материалов с площадками для присоединения сливных устройств к цистернам (колонкам). В конце эстакады следует предусматривать лестницы шириной не менее 0,7 м, уклоном не более 45°. Лестницы, площадки эстакады должны иметь перила высотой 1 м со сплошной обшивкой понизу высотой не менее 90 мм.

9.27 На газопроводах для слива газа из железнодорожных цистерн в непосредственной близости от места соединения стационарных газопроводов ГНС со сливными устройствами транспортных средств предусматривают:

  • на газопроводах жидкой фазы - обратной клапан;
  • на газопроводах паровой фазы - скоростной клапан;
  • до отключающего устройства - штуцер с запорным органом для удаления остатков газа в систему газопроводов или продувочную свечу (газопровод).

Допускается не предусматривать скоростной клапан при бесшланговом способе слива (налива) газа по металлическим газопроводам специальной конструкции при обеспечении безопасных условий слива (налива).

9.28 Для слива газа, поступающего на ГНС и ГНП в автоцистернах, следует предусматривать сливные колонки, обвязка которых должна обеспечивать соединение автоцистерны с газопроводами паровой и жидкой фаз резервуаров базы хранения через запорно-предохранительную арматуру аналогично сливным железнодорожным устройствам.

Колонки для заправки газобаллонных автомобилей следует оборудовать запорно-предохранительной арматурой и устройством для замера расхода газа.

РЕЗЕРВУАРЫ ДЛЯ СУГ

9.29 Обвязку резервуаров, предназначенных для приема и хранения СУГ, предусматривают с учетом раздельного приема и хранения газа различных марок, предусмотренных ГОСТ 20448.

9.30 Вместимость базы хранения СУГ на ГНС определяют в зависимости от суточной производительности станции (без пунктов), степени заполнения резервуаров и количества резервируемых для хранения СУГ на газонаполнительной станции. Количество резервируемого для хранения газа следует определять в зависимости от расчетного времени работы объекта без поступления газа t, сут, определяемого по формуле (26)

t = L/V + t1 + t2, (26)

где L - расстояние от завода-поставщика сжиженных газов до объекта, км;

V - нормативная суточная скорость доставки грузов МПС повагонной отправки, км/сут (допускается 330 км/сут);

t1 - время, затрачиваемое на операции, связанные с отправлением и прибытием груза (принимается 1 сут);

t2 - время, которое следует предусматривать на эксплуатационный запас сжиженных газов на объекте (принимается в зависимости от местных условий в размере 3-5 сут).

При соответствующем обосновании (ненадежность транспортных связей и др.) допускается увеличивать t2, но не более чем до 10 сут.

9.31 При расположении объекта в непосредственной близости от предприятия, вырабатывающего сжиженные газы, транспортирование которых на объект осуществляется в автоцистернах или по трубопроводам, допускается сокращать запас газа до 2 сут.

При размещении ГНС на промышленном предприятии запас сжиженных газов следует определять в зависимости от принятого для промышленного предприятия норматива по хранению резервного топлива.

9.32 Надземные резервуары устанавливают с уклоном 2-3% в сторону сливного патрубка.

Надземными считаются резервуары, у которых нижняя образующая находится на одном уровне или выше планировочной отметки прилегающей территории.

9.33 Надземные резервуары устанавливают на опоры из негорючих материалов (с пределами огнестойкости не менее 2 ч) с устройством стационарных металлических площадок с лестницами.

Площадки должны предусматриваться с двух сторон от арматуры, приборов и люков. К штуцеру для вентиляции следует предусматривать площадку с одной стороны.

При устройстве одной площадки для нескольких резервуаров лестницы следует предусматривать в концах площадки. При длине площадки более 60 м в средней ее части следует предусматривать дополнительную лестницу. Лестницы должны выводиться за обвалование.

9.34 Надземные резервуары защищают от нагрева солнечными лучами (например, окраска резервуаров в белый или серебристый цвет, водяное охлаждение).

9.35 Для подземного размещения базы хранения предусматривают только цилиндрические резервуары.

9.36 Подземные и наземные резервуары, засыпаемые грунтом, устанавливают на фундаменты из негорючих материалов.

Допускается устанавливать такие резервуары непосредственно на грунт при несущей способности грунта не менее 0,1 МПа.

Подземно расположенными резервуарами следует считать резервуары, у которых верхняя образующая резервуара находится ниже планировочной отметки земли не менее чем на 0,2 м.

К подземным резервуарам приравниваются надземные, засыпаемые грунтом на высоту не менее 0,2 м выше их верхней образующей и шириной не менее 6 м, считая от стенки резервуара до бровки насыпи, или защищенные иным негорючим материалом, обеспечивающим такую же теплоизоляцию от воздействия пожара. При этом следует обеспечить предотвращение образования пустот между резервуаром и защищающим его материалом в течение времени эксплуатации резервуара.

Засыпку резервуаров следует предусматривать песками или глинистым грунтом, не имеющим в своем составе органических примесей с дерном.

9.37 В местах с прогнозированным высоким стоянием грунтовых вод должны быть предусмотрены решения, исключающие всплытие резервуаров.

9.38 Резервуары следует защищать от коррозии:

  • подземные - в соответствии с требованиями ГОСТ 9.602 и нормативно-технической документации, утвержденной в установленном порядке;
  • надземные - покрытием, состоящим из двух слоев грунтовки и двух слоев краски, лака и эмали, предназначенной для наружных работ при расчетной температуре в районе строительства.

9.39 Соединение электродвигателей с насосами и компрессорами предусматривают муфтовым с диэлектрическими прокладками и шайбами.

9.40 Контроль степени наполнения баллонов предусматривают независимо от способа их наполнения путем взвешивания или другим методом, обеспечивающим неменьшую точность определения степени наполнения всех баллонов (100%).

9.41 Испарители и теплообменники для подогрева СУГ (в дальнейшем - испарительные установки), размещаемые вне помещений, располагают на расстоянии не менее 10 м от резервуаров для хранения СУГ и не менее 1 м от стен здания насосно-компрессорного отделения или наполнительного цеха.

9.42 Испарительные установки производительностью до 200 кг/ч допускается размещать в насосно-компрессорном отделении или непосредственно на крышках горловин (на штуцерах) подземных и надземных резервуаров, а также в пределах базы хранения на расстоянии не менее 1 м от резервуаров.

9.43 Расстояние между испарителями принимают не менее диаметра испарителя, но не менее 1 м.

Газопроводы, арматура и КИП

9.44 На вводе газопроводов в насосно-компрессорное и наполнительное отделения предусматривают снаружи здания отключающее устройство с электроприводом на расстоянии от здания не менее 5 м и не более 30 м.

9.45 Газопроводы жидкой и паровой фазы СУГ следует предусматривать из стальных труб в соответствии с требованиями СНиП 42-01 и СП 42-102.

9.46 Для присоединения сливных, наливных и заправочных устройств ГНС предусматривают резиновые и резинотканевые рукава, материал которых должен обеспечивать стойкость рукавов к транспортируемому газу при заданных давлении и температуре.

9.47 Прокладку газопроводов в производственной зоне ГНС и ГНП предусматривают надземной на опорах из негорючих материалов высотой не менее 0,5 м от уровня земли.

9.48 Допускается прокладка газопроводов по наружным стенам, кроме стен зданий III и ниже степени огнестойкости основных производственных зданий на расстоянии 0,5 м выше или ниже оконных проемов и на 0,5 м выше дверных проемов. В этих случаях размещать арматуру, фланцевые и резьбовые соединения над и под проемами не допускается.

9.49 Проходы газопроводов и других коммуникаций через стены, отделяющие помещения с взрывоопасными зонами класса В-1а от помещений невзрывоопасных зон, предусматривают в футлярах, уплотненных с двух сторон газонепроницаемым материалом.

9.50 Расчет пропускной способности газопроводов сжиженных газов производят в соответствии с разделом "Расчет диаметра газопровода и допустимых потерь давления" настоящего СП.

9.51 На участках надземных газопроводов жидкой фазы, ограниченных запорными устройствами, для защиты газопровода от повышения давления при нагреве солнечными лучами предусматривают установку предохранительного клапана, сброс газа которого осуществляется через свечу на высоту не менее 3 м от уровня газопровода.

9.52 В помещениях насосно-компрессорном, наполнения и слива, дегазации баллонов, окрасочном, а также в других помещениях категории А предусматривают установку сигнализаторов опасной концентрации газа в воздухе помещения.

9.53 Для подземных и надземных резервуаров СУГ предусматривают КИП и предохранительную арматуру в соответствии с ПБ 03-576.

9.54 Пропускная способность предохранительных клапанов (количества газа, подлежащего отводу через предохранительный клапан) для надземных резервуаров определяется из условий теплообмена между надземным резервуаром и окружающей средой в случае пожара при температуре окружающего воздуха 600 °С, а для подземных резервуаров принимается в размере 30% расчетной пропускной способности, определенной для надземных резервуаров.

9.55 Отвод газа от предохранительных клапанов резервуаров предусматривают через сбросные газопроводы, которые должны быть выведены на высоту не менее 3 м от настила обслуживающей площадки надземных резервуаров или от поверхности засыпки подземных резервуаров. Допускается присоединение нескольких предохранительных клапанов к одному газопроводу.

На концах сбросных газопроводов предусматривают устройства, исключающие попадание атмосферных осадков в эти газопроводы и направление потока газа вниз.

На сбросных газопроводах от предохранительных клапанов установка отключающих устройств не допускается.

9.56 КИП, регулирующую, предохранительную и запорную арматуру подземных резервуаров устанавливают над засыпной частью и предусматривают защиту их от повреждений.

ИНЖЕНЕРНЫЕ КОММУНИКАЦИИ

9.57 Система водоснабжения должна обеспечивать производственные и бытовые нужды, а также потребность в воде на тушение пожара.

Расход воды на пожаротушение для резервуаров сжиженных газов должен быть обеспечен в количестве, определенном СНиП 42-01.

9.58 При водоснабжении газовых объектов от артезианских скважин или открытых водоемов вода, идущая на бытовые нужды, должна хлорироваться и подвергаться бактериологическому анализу в сроки, установленные органами санитарного надзора.

9.59 В теплое (жаркое) время года рекомендуется проверять работу системы орошения резервуаров парка хранения сжиженных газов.

9.60 Задвижки водопровода, подающего воду в систему орошения резервуаров, располагаются в доступных местах на расстоянии не менее 25 м от резервуаров.

9.61 При проектировании канализации предусматривают производственно-ливневую, хозяйственно-фекальную канализации и повторное использование незагрязненных производственных стоков, а также загрязненных стоков после их локальной очистки.

9.62 Для улавливания жидкостей, не растворяющихся в воде, а также взвешенных частиц на производственно-ливневой канализации устанавливается специальный отстойник.

9.63 Вода после гидравлических испытаний или промывок резервуаров, автоцистерн и баллонов отводится в канализацию только через отстойник с гидрозатвором, исключающим возможность попадания сжиженных газов в канализацию.

9.64 Отвод поверхностных вод с территории базы хранения, станции и других объектов предусматривают за счет планировки территорий с выпуском воды через дождеприемник с гидрозатвором.

9.65 В производственных и вспомогательных зданиях и помещениях допускается устройство водяного, парового (низкого давления) или воздушного отопления.

9.66 Трубопроводы тепловых сетей предусматриваются надземными. Подземная бесканальная прокладка трубопроводов допускается на отдельных участках при невозможности осуществить надземную прокладку.

9.67 Прокладка трубопроводов системы отопления внутри производственных помещений категории А предусматривается открытой. Допускается прокладка трубопроводов отопления в штрабе пола, засыпанной песком.

9.68 Вентиляторы и электродвигатели вытяжных вентиляторов должны применяться только во взрывобезопасном исполнении.

Stroy.Expert
65,72 75,57