|
9.38.* Стены зданий, непосредственно у которых размещаются групповые баллонные установки, должны быть не ниже III-IIIa степени огнестойкости и не иметь утеплителя из горючего материала, оконных и дверных проемов на расстоянии, не менее указанного в табл. 26, от групповой баллонной установки.
Возле общественного или производственного здания не допускается предусматривать размещение более одной групповой баллонной установки.
Возле жилого дома допускается предусматривать размещение не более трех групповых баллонных установок на расстоянии не менее 15 м одна от другой.
9.39. Шкафы и баллоны следует устанавливать на фундаменты, вокруг которых должна выполняться отмостка шириной не менее 1 м перед шкафом и 0,5 м с остальных сторон.
Групповые баллонные установки следует располагать в местах, имеющих удобный подъезд для автотранспорта.
Групповые баллонные установки, размещаемые под защитными кожухами, должны иметь ограждение из негорючих материалов.
Над групповыми баллонными установками допускается предусматривать теневой навес из негорючих материалов.
9.40. При необходимости обеспечения стабильного испарения СУГ и невозможности использования резервуарных установок допускается предусматривать размещение групповой баллонной установки в специальном строении или в пристройке к глухой наружной стене газифицируемого производственного здания. Указанные строения или пристройки должны отвечать требованиям разд. 5 как для отдельно стоящих или пристроенных ГРП.
Вентиляцию следует проектировать из расчета пятикратного воздухообмена в час с удалением 2/3 воздуха из нижней зоны помещения.
9.41. Требования п. 9.40 распространяются на проектирование помещений магазинов для продажи малолитражных баллонов населению. Максимальную вместимость баллонов, находящихся в магазине, и минимальное расстояние от магазина до зданий и сооружений следует принимать по табл. 25 и 26 как для промышленных предприятий.
ТРУБОПРОВОДЫ ГРУППОВЫХ БАЛЛОННЫХ И РЕЗЕРВУАРНЫХ УСТАНОВОК
9.42. Трубопроводы обвязки резервуаров, баллонов и регуляторов давления следует рассчитывать на давление, принятое для резервуаров или баллонов.
9.43. Наружные газопроводы от групповых баллонных и резервуарных установок следует предусматривать из стальных труб, отвечающих требованиям разд. 11.
Допускается предусматривать присоединение газового оборудования временных установок и установок сезонного характера, размещенных вне помещения, при помощи резинотканевых рукавов с выполнением требований разд. 6.
9.44. 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.
Газопроводы от емкостных испарителей следует прокладывать ниже глубины промерзания грунта.
При невозможности выполнения указанных требований следует предусматривать обогрев газопроводов или конденсатосборников.
9.45. Прокладку надземных газопроводов от групповых баллонных установок, размещаемых в отапливаемых помещениях, и от подземных резервуарных установок следует предусматривать с тепловой изоляцией и обогревом газопроводов. Тепловую изоляцию следует предусматривать из негорючих материалов.
9.46. Уклон газопроводов следует предусматривать не менее 5 о/оо в сторону конденсатосборников для подземных газопроводов и в сторону газоснабжающей установки для надземных газопроводов. Вместимость конденсатосборников следует принимать не менее 4 л на 1 м3 расчетного часового расхода газа.
9.47. Отключающие устройства на газопроводах низкого давления от групповых баллонных и резервуарных установок следует предусматривать в соответствии с указаниями разд. 4.
В случае газоснабжения более 400 квартир от одной резервуарной установки следует предусматривать дополнительное отключающее устройство на подземном газопроводе от резервуарной установки в колодце глубиной не более 1 м или над землей под защитным кожухом (в ограде).
ИНДИВИДУАЛЬНЫЕ БАЛЛОННЫЕ УСТАНОВКИ
9.48. Индивидуальной баллонной установкой следует считать установку газоснабжения СУГ, в состав которой входит не более двух баллонов.
9.49.* Индивидуальные баллонные установки допускается предусматривать как снаружи, так и внутри зданий.
При газоснабжении СУГ с повышенным содержанием бутана следует предусматривать размещение баллонов, как правило, внутри жилых зданий.
Размещение баллонов внутри жилых зданий, имеющих более двух этажей, не допускается.
9.50. При газификации двухэтажных жилых домов допускается установка баллонов внутри помещений при числе квартир:
не более четырех в домах новой застройки;
не более восьми в домах существующей застройки.
9.51. Помещения, в которых предусматривается размещение газовых приборов и баллонов с газом, должны отвечать требованиям, предусмотренным разд. 6.
Дополнительные требования к помещениям в связи с установкой баллонов не предъявляются.
При размещении баллонов в существующих жилых домах в помещениях, под которыми имеются подвалы или погреба и вход в них осуществляется из этих помещений, следует предусматривать уплотнение полов и входов в подвалы и погреба, заделку щелей для исключения возможности проникания газа в подземные сооружения.
9.52.* Установка баллонов с газом не допускается:
в жилых комнатах;
в цокольных и подвальных помещениях;
в помещениях, расположенных под обеденными и торговыми залами предприятий общественного питания, а также под аудиториями и учебными классами, под зрительными (актовыми) залами общественных и производственных зданий, больничными палатами и другими аналогичными помещениями; в помещениях без естественного освещения.
9.53. Газоснабжение СУГ агрегатов, установок и различных горелок, размещенных в цокольных и подвальных помещениях, не допускается.
9.54. Установку баллонов СУГ в производственных помещениях следует предусматривать в местах, защищенных от повреждения внутрицеховым транспортом, брызг металла и воздействия коррозионно-активных жидкостей и газов, а также от нагрева выше 45 °С. Допускается размещать баллоны непосредственно у агрегатов, потребляющих газ, если это предусмотрено конструкцией агрегата.
9.55. Индивидуальные баллонные установки, предназначенные для газоснабжения животноводческих и птицеводческих помещений, следует размещать вне зданий. В оранжереях и теплицах допускается размещение баллонов внутри зданий.
10. ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К СИСТЕМАМ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ В ОСОБЫХ ПРИРОДНЫХ И КЛИМАТИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ
ВЕЧНОМЕРЗЛЫЕ ГРУНТЫ
10.1. При проектировании систем газоснабжения для районов с вечномерзлыми грунтами кроме требований настоящих норм следует учитывать требования СНиП 2.02.04-88.
10.2.* Инженерно-геологические изыскания в районах распространения вечномерзлых грунтов следует производить в соответствии с требованиями СНиП 1.02.07-87.
10.3. Способы прокладки газопроводов в зависимости от объемно-планировочных решений застройки, мерзлотно-грунтовых условий по трассе теплового режима газопровода и принципа использования вечномерзлых грунтов в качестве основания следует принимать:
наземный - на подсыпке;
надземный - по опорам, эстакадам, конструкциям зданий и сооружений и др. с устройством пешеходных переходов при прокладке газопроводов на низких опорах;
подземный - бесканальный и канальный: в вентилируемых каналах с установкой сигнализаторов загазованности.
Примечание. Канальная прокладка допускается для газопроводов низкого давления.
10.4. Внутри жилых кварталов, на территориях промышленных предприятий в зоне распространения вечномерзлых грунтов следует применять, как правило, надземную и наземную прокладку газопроводов.
10.5. Для зданий, строящихся по принципу сохранения мерзлоты в основаниях фундаментов, следует предусматривать, как правило, совмещенный подвод газопроводов с трубопроводами различного назначения выше уровня земли или в каналах.
10.6. Высоту прокладки надземных газопроводов следует принимать с учетом их теплового воздействия на грунт, но не менее 0,5 м от поверхности земли.
10.7. Вводы газопроводов в здания следует проектировать с учетом возможности перемещения газопровода независимо от здания при деформации от просадки и выпучивания грунта.
10.8. При переходе подземного газопровода через железнодорожные пути следует предусматривать мероприятия по предупреждению оттаивания грунта земляного полотна и основания.
ПОДРАБАТЫВАЕМЫЕ ТЕРРИТОРИИ
10.9. При проектировании систем газоснабжения, размещаемых над месторождениями полезных ископаемых, где проводились, проводятся или предусматриваются горные разработки, необходимо руководствоваться, кроме настоящих норм, требованиями СНиП 3.02.01-87, инструкции "О порядке выдачи разрешений на застройку площадей залегания полезных ископаемых", утвержденной Госгортехнадзором СССР, а также ведомственными нормативными документами по проектированию зданий и сооружений на подрабатываемых территориях, утвержденными в установленном порядке.
10.10. Проект прокладки газопровода на подрабатываемой территории должен иметь в своем составе горно-геологическое обоснование.
Горно-геологическое обоснование должно уточняться по истечении двух лет после согласования проекта с соответствующими организациями.
10.11. При составлении проекта газоснабжения объектов, размещаемых на площадях залегания полезных ископаемых, необходимо учитывать программу развития горных работ на ближайшие 10 лет.
10.12. Прокладку газопроводов следует предусматривать преимущественно по территориям, на которых уже закончился процесс сдвижения земной поверхности или подработка которых намечается на более поздние сроки, а также по территориям, где ожидаемые деформации земной поверхности будут минимальными.
10.13. Ориентирование трасс распределительных газопроводов относительно направления простирания пластов следует производить на основании технико-экономических расчетов.
Трассу газопровода следует предусматривать преимущественно вне проезжей части территории с учетом возможного вскрытия траншей в период интенсивных деформаций земной поверхности в результате горных выработок.
10.14. Прочность и устойчивость подземных газопроводов, проектируемых для прокладки на подрабатываемых территориях, следует обеспечивать за счет:
повышения несущей способности газопровода;
увеличения подвижности газопровода в грунте;
снижения воздействия деформирующегося грунта на газопровод.
Преимущество должно отдаваться решениям, обеспечивающим максимальную безопасность населения.
10.15. Протяженность зоны защиты газопровода определяется длиной мульды сдвижения, увеличенной на 50 м.
10.16. Необходимость и объемы строительных мер защиты проектируемых и эксплуатируемых газопроводов следует определять по результатам расчета газопроводов на прочность с учетом технико-экономических обоснований вариантов защиты газопроводов.
10.17. При газоснабжении потребителей, для которых перерывы в подаче газа недопустимы по технологическим или другим причинам, следует предусматривать подачу газа этим потребителям от двух газопроводов, прокладываемых по территории, подработка которых начинается в разное время, с обязательным кольцеванием газопроводов.
10.18. Переходы газопроводов через реки, овраги и железнодорожные пути в выемках следует предусматривать, как правило, надземными.
10.19. На подземных газопроводах в пределах подрабатываемых территорий следует предусматривать установку контрольных трубок.
Контрольные трубки должны устанавливаться на углах поворотов, в местах разветвления сети, у компенсаторов бесколодезной установки.
В пределах населенных пунктов следует предусматривать установку контрольных трубок также на линейных участках газопроводов с расстоянием между ними не более 50 м.
Для предохранения от механических повреждений контрольные трубки в зависимости от местных условий должны быть выведены под ковер или другое защитное устройство.
10.20. Для обеспечения подвижности подземных газопроводов в грунте и снижения воздействия деформирующегося грунта на газопровод следует предусматривать применение малозащемляющих материалов для засыпки траншей после укладки труб или установку компенсаторов.
10.21. В качестве малозащемляющих материалов для засыпки траншей газопровода следует применять песок, песчаный грунт или другой грунт, обладающий малым сцеплением частиц.
10.22. Компенсаторы необходимо устанавливать в колодцах или нишах, доступных для наблюдения; допускается установка бесколодезных компенсаторов.
10.23. В местах пересечения подземных газопроводов с другими подземными коммуникациями следует предусматривать уплотнительные устройства (глиняные экраны, футляры на газопроводе и др.) и установку контрольных трубок.
10.24. Конструкция крепления надземных газопроводов должна допускать смещение труб по вертикали.
СЕЙСМИЧЕСКИЕ РАЙОНЫ
10.25. При проектировании систем газоснабжения для строительства в районах с сейсмичностью 7, 8 и 9 баллов кроме требований настоящих норм следует учитывать требования СНиП II-7-81.*
10.26. Определение сейсмичности площадок строительства ГРП, ГНС, ГНП, ПСБ, АГЗС и трассы газопровода следует производить на основании сейсмического микрорайонирования или в соответствии с указаниями, приведенными в СНиП II-7-81*.
10.27.* Внутреннее газооборудование следует проектировать в соответствии с указаниями разд. 6.
10.28. При проектировании газоснабжения городов с населением более 1 млн. чел. при сейсмичности местности 7 баллов и более, а также для городов с населением более 100 тыс. чел. при сейсмичности местности 8 и 9 баллов следует предусматривать не менее двух ГРС с размещением их с противоположных сторон города. Для предприятий с непрерывными технологическими процессами подачу газа следует предусматривать, как правило, от двух городских газопроводов.
10.29. Для ГРП с входным давлением свыше 0,6 МПа (6 кгс/см2) и ГРП предприятий с непрерывными технологическими процессами следует предусматривать наружные обводные газопроводы (байпасы) с установкой отключающих устройств вне зоны возможного обрушения ГРП.
10.30. Газопроводы высокого и среднего давления, предназначенные для газоснабжения населенных пунктов и объектов, указанных в п. 10.28, следует проектировать закольцованными с разделением их на секции отключающими устройствами.
10.31. На подземных газопроводах следует предусматривать контрольные трубки:
в местах врезки газопроводов;
на углах поворота газопровода;
в местах пересечения с подземными инженерными сетями, проложенными в каналах;
на вводах в здания.
10.32. Размещение запорной арматуры (отключающих устройств) следует предусматривать в соответствии с указаниями разд. 4.
10.33. В местах прохождения газопроводов через стены зданий и стенки колодцев между трубой и футляром следует предусматривать эластичную водонепроницаемую заделку, не препятствующую возможному смещению газопровода.
10.34. На надземных газопроводах, прокладываемых в районах с сейсмичностью 8 и 9 баллов, при отсутствии самокомпенсации следует предусматривать компенсирующие устройства в местах пересечения естественных и искусственных препятствий, присоединения газопроводов к оборудованию, установленному на фундаменты (резервуары СУГ, компрессоры, насосы и т.д.), а также на вводах в здания.
РАЙОНЫ С ПУЧИНИСТЫМИ, ПРОСАДОЧНЫМИ И НАБУХАЮЩИМИ ГРУНТАМИ
10.35. При проектировании систем газоснабжения для районов с пучинистыми, просадочными или набухающими грунтами, кроме требований настоящих норм, следует дополнительно руководствоваться указаниями СНиП 2.02.01-83.
10.36. Глубину прокладки газопроводов в среднепучинистых и сильнопучинистых грунтах при одинаковой степени пучинистости по трассе газопровода следует принимать не менее 0,9 м до верха трубы. Прокладка газопроводов в слабопучинистых грунтах должна предусматриваться в соответствии с требованиями разд. 4.
10.37. Прокладку газопроводов в грунтах неодинаковой степени пучинистости (резко меняющийся состав грунта, изменение уровня грунтовых вод, переход газопровода из проезжей части дороги в газон и др.) следует производить на глубине не менее 0,7-0,8 нормативной глубины промерзания, но не менее 0,9 м до верха трубы.
10.38. Глубину прокладки подземных газопроводов, предназначенных для транспортирования влажного газа, следует принимать в соответствии с требованиями разд. 4.
10.39. Противокоррозионную изоляцию вертикальных участков подземных газопроводов и футляров (вводы в здания и ГРП, конденсатосборники, гидрозатворы и др.) следует предусматривать из полимерных материалов. Допускается использовать другие проектные решения по защите этих участков от воздействия на них сил морозного пучения.
10.40. Для резервуарных установок СУГ с подземными резервуарами в среднепучинистых и сильнопучинистых грунтах следует предусматривать надземную прокладку соединяющих резервуары газопроводов жидкой и паровой фаз.
10.41. При проектировании колодцев следует предусматривать мероприятия по их защите от воздействия сил морозного пучения грунтов (гравийная или гравийно-песчаная засылка пазух, обмазка внешней стороны стен гидроизоляционными или несмерзающимися покрытиями, например, железнение и др.). Над перекрытием колодцев следует предусматривать асфальтовую отмостку, выходящую за пределы пазух не менее чем на 0,5 м.
10.42.* Проектирование газопроводов для районов с просадочными и набухающими грунтами следует вести с учетом свойств этих грунтов, предусматривая мероприятия по уменьшению деформации основания, например, уплотнение грунтов, химическое закрепление, водозащитные и конструктивные мероприятия с учетом имеющегося опыта использования таких грунтов в районе строительства в качестве оснований под здания и сооружения.
Прокладку газопроводов в грунтах I типа по просадочности следует предусматривать в соответствии с требованиями разд. 4.
Устройство вводов газопроводов должно соответствовать указаниям п. 4.19*.
11. МАТЕРИАЛЫ И ТЕХНИЧЕСКИЕ ИЗДЕЛИЯ
ОБЩИЕ УКАЗАНИЯ
11.1. Материалы и технические изделия, предусматриваемые в проектах систем газоснабжения, должны быть экономичными, надежными и соответствовать требованиям государственных стандартов или технических условий, утвержденных в установленном порядке и прошедших государственную регистрацию в соответствии с ГОСТ 2.114-70.
11.2. При выборе материалов, а также арматуры, оборудования, приборов и других технических изделий, предназначенных для строительства систем газоснабжения в районах с сейсмичностью 7 и более баллов, в зонах распространения пучинистых и просадочных грунтов, на подрабатываемых территориях и в районах с холодным климатом следует учитывать дополнительные требования, приведенные в пп. 11.53 - 11.58.
11.3. Допускается применять не предусмотренные настоящим разделом отечественные и импортные материалы и технические изделия, в том числе трубы, если они соответствуют требованиям настоящих норм.
Возможность замены труб и других технических изделий, принятых в проекте, должна определяться организацией - автором проекта.
11.4.* Для подземных межпоселковых газопроводов давлением до 0,6 МПа (6 кгс/см2) и подземных газопроводов давлением до 0,3 МПа (3 кгс/см2) прокладываемых на территории сельских поселений, следует предусматривать, как правило, полиэтиленовые трубы, за исключением случаев, когда по условиям прокладки и вида транспортируемого газа, эти трубы применять не допускается.
СТАЛЬНЫЕ ТРУБЫ
11.5.* Для строительства систем газоснабжения следует применять стальные прямошовные и спиральношовные сварные и бесшовные трубы, изготовленные из хорошо сваривающейся стали, содержащей не более 0,25 % углерода, 0,056 % серы и 0,046 % фосфора.
Толщину стенок труб следует определять расчетом в соответствии с требованиями СНиП 2.04.12-86 и принимать ее номинальную величину ближайшей большей по стандартам или техническим условиям на трубы, допускаемые настоящими нормами к применению. При этом для подземных и наземных (в насыпях) газопроводов номинальную толщину стенки труб следует принимать не менее 3 мм, а для наружных надземных и наземных газопроводов - не менее 2 мм.
Выбор стальных труб для конкретных условий строительства систем газоснабжения следует производить в соответствии с обязательным приложением 7.
11.6. Стальные трубы для строительства наружных и внутренних газопроводов следует предусматривать групп В и Г, изготовленные из спокойной малоуглеродистой стали группы В по ГОСТ 380-88 не ниже второй категории (для газопроводов диаметром более 530 мм при толщине стенки труб более 5 мм, как правило, не ниже третьей категории) марок Ст2, Ст3, а также Ст4 при содержании в ней углерода не более 0,25 %; стали марок 08, 10, 15, 20 по ГОСТ 1050-88; низколегированной стали марок 09Г2С, 17ГС, 17Г1С ГОСТ 19281-89 не ниже шестой категории; стали 10Г2 ГОСТ 4543-71.
11.7.* Допускается применять стальные трубы, указанные в п. 11.6, но изготовленные из полуспокойной и кипящей стали, в следующих случаях:
для подземных газопроводов, сооружаемых в районах с расчетной температурой наружного воздуха до минус 30 °С включ.;
для надземных газопроводов, сооружаемых в районах с расчетной температурой наружного воздуха до минус 10 °С включ. - трубы из полуспокойной и кипящей стали и с расчетной температурой до минус 20 °С включ. - трубы из полуспокойной стали;
для внутренних газопроводов с толщиной стенки не более 8 мм, если температура стенок труб в процессе эксплуатации не будет понижаться ниже 0 °С для труб из кипящей стали и ниже минус 10 °С для труб из полуспокойной стали.
При применении для наружных газопроводов труб из полуспокойной и кипящей стали в перечисленных случаях необходимо соблюдать следующие условия:
диаметр не должен превышать 820 мм для труб из полуспокойной стали и 530 мм для труб из кипящей стали;
толщина стенки труб должна быть не более 8 мм.
В районах с расчетной температурой наружного воздуха до минус 40 °С включ. для строительства наружных подземных и надземных газопроводов допускается применять трубы, изготовленные из полуспокойной стали диаметром не более 325 мм и толщиной стенки до 5 мм включ., а также трубы, изготовленные из полуспокойной и кипящей стали, диаметром не более 114 мм с толщиной стенки до 4,5 мм включ. для наружных подземных и надземных газопроводов.
Не допускается применять трубы из полуспокойной и кипящей стали для изготовления методом холодного гнутья отводов, соединительных частей и компенсирующих устройств для газопроводов высокого и среднего давления.
11.8. Для наружных и внутренних газопроводов низкого давления, в том числе для их гнутых отводов и соединительных частей, допускается применять трубы групп А, Б, В, изготовленные из спокойной, полуспокойной и кипящей стали марок Ст1, Ст2, Ст3, Ст4 категорий 1, 2, 3 групп А, Б и В по ГОСТ 380-88 и 08, 10, 15, 20 по ГОСТ 1050-88. Сталь марки 08 допускается применять при технико-экономическом обосновании, марки Ст4 - при содержании в ней углерода не более 0,25 %.
11.9. Для участков газопроводов всех давлений, испытывающих вибрационные нагрузки (соединенные непосредственно с источником вибрации в ГРП, ГРУ, компрессорных и др.), следует применять стальные трубы групп В и Г, изготовленные из спокойной стали с содержанием углерода не более 0,24 % (например, Ст2, Ст3 не менее третьей категории по ГОСТ 380-88; 08, 10, 15 по ГОСТ 1050-88).
11.10. Сварное соединение сварных труб должно быть равнопрочно основному металлу труб или иметь гарантированный заводом-изготовителем согласно стандарту или техническим условиям на трубы коэффициент прочности сварного соединения. Указанное требование следует вносить в заказные спецификации на трубы.
Допускается применять трубы по ГОСТ 3262-75, сварные швы которых не имеют характеристики прочности сварного соединения, на давление газа, указанное в обязательном приложении 7.
11.11. Требования к ударной вязкости металла труб для газопроводов, прокладываемых в районах с расчетной температурой наружного воздуха до минус 40 °С включ., как правило, не предъявляются.
Для наружных газопроводов, прокладываемых в районах с расчетной температурой наружного воздуха ниже минус 40 °С, величина ударной вязкости металла применяемых труб и соединительных частей должна быть не ниже 30 Дж/см2 (3 кгсЧм/см2) при минимальной температуре эксплуатации газопровода.
В зависимости от местных условий прокладки следует, как правило, предусматривать требования к ударной вязкости металла труб для газопроводов высокого давления I категории диаметром более 620 мм, а также для газопроводов, испытывающих вибрационные нагрузки, прокладываемых на участках перехода через железные и автомобильные дороги, водные преграды и для других ответственных газопроводов и их отдельных участков. Требования к ударной вязкости следует предусматривать для труб с толщиной стенки более 5 мм.
При этом величина ударной вязкости основного металла труб должна приниматься не ниже 30 Дж/см2 (3 кгсЧм/см2) при минимальной температуре эксплуатации газопровода.
11.12. Эквивалент углерода должен определяться по формулам: для низколегированной стали
 (10)
для малоуглеродистой стали или низколегированной стали только с кремнемарганцевой системой легирования, например, марок 17ГС, 17Г1С, 09Г2С и др.
 ; (11)
где С, Мn, Сr, Мо, V, Ti, Nb, Сu, Ni, В - содержание (процент от массы) в составе металла трубной стали соответственно углерода, марганца, хрома, молибдена, ванадия, титана, ниобия, меди, никеля, бора. Величина [С]э, не должна превышать 0,46.
11.13. Трубы, предусматриваемые для систем газоснабжения, должны быть испытаны гидравлическим давлением на заводе-изготовителе или иметь запись в сертификате о гарантии того, что трубы выдержат гидравлическое давление, величина которого соответствует требованиям стандартов или технических условий на трубы.
11.14. Импульсные газопроводы для присоединения контрольно-измерительных приборов и приборов автоматики обвязки газифицируемого оборудования следует предусматривать, как правило, из стальных труб, приведенных в обязательном приложении 7 или согласно данным, приведенным в паспортах на оборудование. Допускается применение для этих целей медных труб по ГОСТ 617-90, а также резинотканевых и резиновых рукавов и трубок согласно указаниям разд. 6.
СОЕДИНИТЕЛЬНЫЕ ЧАСТИ И ДЕТАЛИ
11.15. Соединительные части и детали для систем газоснабжения следует предусматривать из спокойной стали (литые, кованые, штампованные, гнутые или сварные) или из ковкого чугуна, изготовленными в соответствии с государственными и отраслевыми стандартами, приведенными в табл. 28.
Допускается применять соединительные части и детали, изготовленные по чертежам, выполненным проектными организациями с учетом технических требований одного из стандартов на соответствующую соединительную часть или деталь.
Таблица 28
|
Соединительные части и детали |
Стандарт |
|
1. Из ковкого чугуна с цилиндрической резьбой |
|
Угольники |
ГОСТ 8946-75
ГОСТ 8947-75 |
|
Тройники |
ГОСТ 8948-75
ГОСТ 8949-75
ГОСТ 8950-75 |
|
Кресты |
ГОСТ 8951-75
ГОСТ 8952-75
ГОСТ 8953-75 |
|
Муфты |
ГОСТ 8954-75
ГОСТ 8955-75
ГОСТ 8956-75
ГОСТ 8957-75 |
|
Гайки соединительные |
ГОСТ 8959-75 |
|
Пробки |
ГОСТ 8963-75 |
|
2. Стальные с цилиндрической резьбой |
|
Муфты |
ГОСТ 8966-75 |
|
Контргайки |
ГОСТ 8968-75 |
|
Сгоны |
ГОСТ 8969-75 |
|
3. Стальные приварные |
|
Отводы |
ГОСТ 17375-83 |
|
|
ОСТ 36-42-81 |
|
|
ОСТ 36-43-81 |
|
|
ОСТ 36-21-77 |
|
|
ОСТ 36-20-77 |
|
|
ОСТ 34-42-750-85 |
|
|
ОСТ 34-42-752-85 |
|
|
ОСТ 108-030-129-79 |
|
Переходы |
ГОСТ 17378-83 |
|
|
ОСТ 36-44-81 |
|
|
ОСТ 36-22-77 |
|
|
ОСТ 34-42-753-85 |
|
|
ОСТ 34-42-754-85 |
|
Тройники |
ГОСТ 17376-83 |
|
|
ОСТ 36-23-77, |
|
|
ОСТ 36-24-77, |
|
|
ОСТ 36-45-81, |
|
|
ОСТ 36-46-81, |
|
|
ОСТ 34-42-762-85, |
|
|
ОСТ 34-42-754-85 |
|
Заглушки |
ГОСТ 17379-83 |
|
|
ОСТ 36-25-77, |
|
|
ОСТ 36-47-81, |
|
|
ОСТ 36-48-81 |
|
|
ОСТ 34-42-758-85 |
|
|
ОСТ 34-42-759-85 |
|
Примечание. Для строительства газопроводов допускается применение соединительных частей и деталей по ОСТ 102-54-81 - ОСТ 102-62-81 и по ОСТ 102-39-85 - ОСТ 102-45-85. |
Соединительные части и детали систем газоснабжения допускается изготовлять из стальных бесшовных и прямошовных сварных труб или листового проката, металл которых отвечает техническим требованиям, предусмотренным пп. 11.5*-11.12 для соответствующего газопровода.
11.16. Соединительные части и детали должны быть заводского изготовления. Допускается применение соединительных частей и деталей, изготовленных на базах строительных организаций, при условии контроля всех сварных соединений (для сварных деталей) неразрушающими методами.
11.17. Фланцы, применяемые для присоединения к газопроводам арматуры, оборудования и приборов, должны соответствовать ГОСТ 12820-80 и ГОСТ 12821-80.
11.18. Для уплотнения фланцевых соединений следует применять прокладки, изготовленные из материалов, указанных в табл. 29.
Допускается предусматривать прокладки из другого уплотнительного материала, обеспечивающего не меньшую герметичность по сравнению с материалами, приведенными в табл. 29 (с учетом среды, давления и температуры).
ЗАЩИТНЫЕ ПРОТИВОКОРРОЗИОННЫЕ МАТЕРИАЛЫ
11.19. Материалы и конструкции, применяемые для защиты подземных газопроводов и резервуаров от коррозии, должны соответствовать требованиям ГОСТ 9.602-89.
11.20. Для анодных заземлений катодных установок следует применять железокремневые, графитовые, графитопластовые и другие малорастворимые материалы, а также чугунные трубы без антикоррозионного покрытия.
11.21. Для защиты от атмосферной коррозии надземных газопроводов и надземных резервуаров СУГ следует применять лакокрасочные покрытия (краски, лаки, эмали), выдерживающие изменение температуры наружного воздуха и влияние атмосферных осадков.
11.22. Прокладки и подкладки для изоляции газопроводов от металлических и железобетонных конструкций следует изготавливать из полиэтилена ГОСТ 16338-85Е или других материалов, равноценных ему по диэлектрическим свойствам.
ТРУБЫ И ДЕТАЛИ СОЕДИНИТЕЛЬНЫЕ ИЗ ПОЛИЭТИЛЕНА
11.23.* Для подземных газопроводов следует применять трубы из полиэтилена низкого - давления с маркировкой «ГАЗ», изготовленные в соответствии с ТУ 6-19-352-87, а также трубы, специально предназначенные для газопроводов из полиэтилена средней плотности, изготовленные по стандартам или техническим условиям, утвержденным в установленном порядке.
11.24. В зависимости от рабочего давления газа в газопроводе следует предусматривать:
для газопроводов низкого и среднего давления трубы типа С (средний);
для газопроводов высокого давления II категории - трубы типа Т (тяжелый).
Таблица 29
|
Прокладочные листовые материалы для фланцевых соединений (стандарт, марка) |
Толщина листа, мм |
Назначение |
|
1. Паронит ГОСТ 481-80 (марка ПМБ) |
1-4 |
Для уплотнения соединений на газопроводах давлением до 1,6 МПа (16 кгс/см2) включ. |
|
2. Резина маслобензостойкая ГОСТ 7338-90 |
3-5 |
Для уплотнения соединений на газопроводах давлением до 0,6 МПа (6 кгс/см2) включ. |
|
3. Алюминий ГОСТ 21631-76 или ГОСТ 13726-78 |
1-4 |
Для уплотнения соединений на газопроводах всех давлений, в том числе транспортирующих сернистый газ |
|
4. Медь ГОСТ 495-92 (марка M1, М2) |
1-4 |
Для уплотнения соединений на газопроводах всех давлений, кроме газопроводов, транспортирующих сернистый газ |
|
Примечание. Прокладки из паронита должны соответствовать требованиям ГОСТ 15180-86. |
11.25.* Детали соединительные (втулки под фланцы, переходы, отводы, тройники и др.) для полиэтиленовых газопроводов должны предусматриваться по ТУ 6-19-359-87 и соответствовать типу труб С или Т.
11.26. Разъемные соединения полиэтиленовых труб со стальными трубами, компенсаторами и запорной арматурой следует предусматривать на втулках под фланец. При отсутствии втулок под фланцы допускается выполнять разъемные соединения полиэтилен - сталь по чертежам, разработанным проектной организацией.
ЗАПОРНОЕ И РЕГУЛИРУЮЩЕЕ ОБОРУДОВАНИЕ, ПРИБОРЫ И ДРУГИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ИЗДЕЛИЯ
11.27. При выборе запорной арматуры следует учитывать условия ее эксплуатации по давлению газа и температуре согласно данным, приведенным в табл. 30*
Таблица 30*
|
Материал запорной |
Условия применения |
|
арматуры |
Давление газа, МПа (кгс/см2), не более |
Температура,° С |
|
Серый чугун |
0,6 (6) |
He ниже минус 35 |
|
Ковкий чугун |
1,6 (16) |
То же |
|
Углеродистая сталь |
То же |
He ниже минус 40 |
|
Легированная сталь |
« |
Ниже минус 40 |
|
Латунь, бронза |
« |
То же |
11.28. При выборе запорной арматуры для резервуаров СУГ следует принимать следующие условные давления, МПа (кгс/см2):
для надземных ......1,6 (16)
" подземных ......1,0 (10)
В системах газоснабжения СУГ запорная арматура из серого чугуна допускается к применению только на газопроводах паровой фазы низкого давления.
11.29. Вентили, краны, задвижки и затворы поворотные, предусматриваемые для систем газоснабжения в качестве запорной арматуры (отключающих устройств), должны быть предназначены для газовой среды. Герметичность затворов должна соответствовать I классу по ГОСТ 9544-75.
Допускается применять для систем газоснабжения запорную арматуру общего назначения при условии выполнения дополнительных работ по притирке и испытанию затвора арматуры на герметичность I класса в соответствии с ГОСТ 9544-75.
Электрооборудование приводов и других элементов трубопроводной арматуры по требованиям взрывобезопасности следует принимать в соответствии с указаниями ПУЭ.
На газопроводах низкого давления в качестве запорных устройств допускается применять гидрозатворы.
Краны и поворотные затворы должны иметь ограничители поворота и указатели положения «открыто - закрыто», а задвижки с невыдвижным шпинделем - указатели степени открытия.
11.30. Основные параметры регуляторов давления газа, применяемых в системах газоснабжения, должны соответствовать данным, приведенным в табл. 31.
11.31. Конструкция регуляторов давления газа должна соответствовать ГОСТ 11881 - 76Е (СТ СЭВ 3048-81) и удовлетворять следующим требованиям:
зона пропорциональности не должна превышать ± 20 % верхнего предела настройки выходного давления для комбинированных регуляторов и регуляторов баллонных установок и ±10 % для всех других регуляторов;
зона нечувствительности не должна быть более 2,5 % верхнего предела настройки выходного давления;
постоянная времени (время переходного процесса регулирования при резких изменениях расхода газа или входного давления) не должна превышать 60 с.
11.32. Относительная нерегулируемая протечка газа через закрытые клапаны двухседельных регуляторов допускается не более 0,1 % номинального расхода; для односедельного клапана герметичность затворов должна соответствовать I классу по ГОСТ 9544-75.
Таблица 31
|
Параметр |
Значение параметра |
|
Проход условный, мм |
По СТ СЭВ 254-76 |
|
Давление, МПа(кгс/см2): |
|
|
на входе (рабочее) |
0,05 (0,5) ; 0,3 (3) ; 0,6 (6); 1,2 (12); 1,6 (16) |
|
на выходе |
От 0,001 (0,01) до 1,2 (12) |
Допустимая нерегулируемая протечка газа при применении в качестве регулирующих устройств поворотных заслонок не должна превышать 1 % пропускной способности.
11.33. Основные параметры ПЗК, применяемых в ГРП (ГРУ) для прекращения подачи газа к потребителям при недопустимом повышении и понижении контролируемого давления газа, приведены в табл. 32.
Таблица 32
|
Параметр |
Значение параметра |
|
Проход условный, мм |
По СТ СЭВ 254-76 |
|
Давление на входе (рабочее), МПа (кгс/см2), |
0,05 (0,5); 0,3 (3); 0,6 (6); 1,2 (12); 1,6 (16) |
|
Диапазон срабатывания при повышении давления, МПа (кгс/см2) |
0,002 (0,02) . . . 0,75 (7,5) |
|
Диапазон срабатывания при понижении давления; МПа (кгс/см2) |
0,0003 (0,003) . . . 0,03 (0,3) |
Точность срабатывания ПЗК должна составлять ± 5 % заданных величин контролируемого давления для ПЗК, устанавливаемых в ГРП, и ± 10 % для ПЗК в шкафных ГРП, ГРУ и комбинированных регуляторах.
11.34. Основные параметры ПСК, устанавливаемых в ГРП (ГРУ) и на резервуарах СУГ, приведены в табл. 33.
11.35. ПСК должны обеспечивать открытие при превышении установленного максимального рабочего давления не более чем на 15 %.
Давление, при котором происходит полное закрытие клапана, устанавливается соответствующим стандартом или техническими условиями на изготовление клапанов, утвержденными в установленном порядке.
Пружинные ПСК должны быть снабжены устройством для их принудительного открытия.
На газопроводах низкого давления допускается установка ПСК без приспособления для принудительного открытия.
11.36. Основные параметры фильтров, устанавливаемых в ГРП (ГРУ) для защиты регулирующих и предохранительных устройств от засорения механическими примесями, должны соответствовать данным, приведенным в табл. 34.
11.37*. Фильтры должны иметь штуцера для присоединения к ним дифманометров или другие устройства для определения потери давления на фильтре (степени засоренности кассеты).
Таблица 33
|
Параметр |
Значение параметра |
|
Проход условный, мм |
По СТ СЭВ 254-76 |
|
Давление перед клапаном (рабочее), МПа (кгс/см2) |
0,001 (0,01); 0,3 (3); 0,6 (6); 1,0 (10); 2,0 (20) |
|
Диапазон срабатывания, МПа (кгс/см2) |
От 0,001 (0.01) до 2,0 (20) |
Таблица 34
|
Параметр |
Значение параметра |
|
Проход условный, мм |
По СТ СЭВ 254-76 |
|
Давление на входе (рабочее), МПа (кгс/см2) |
0,3 (3) ; 0,6 (6) ; 1,2 (12) |
|
Максимально допустимое падение давления на кассете фильтра, даПа (кгс/м2): |
|
|
сетчатого |
500 (500) |
|
висцинового |
500 (500) |
|
волосяного |
1000 (1000) |
11.38. Фильтрующие материалы должны обеспечивать требуемую очистку газа, не образовывать с ним химических соединений и не разрушаться от постоянного воздействия газа.
11.39. Для изготовления гнутых и сварных компенсаторов следует использовать трубы, равноценные принятым для соответствующего газопровода (для газопроводов высокого и среднего давления следует учитывать указания п. 11.7*). Отводы, применяемые для изготовления сварных компенсаторов, следует принимать в соответствии с п. 11.15.
11.40. Применение сальниковых компенсаторов на газопроводах не допускается.
11.41. Изделия для закрепления газопроводов, прокладываемых через водные преграды, на заболоченных и обводненных участках, должны соответствовать требованиям СНиП 2.05.06-85.
11.42. Материалы и конструкции сосудов (резервуаров, испарителей, автомобильных и железнодорожных цистерн) для СУГ должны соответствовать требованиям «Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением», утвержденных Госгортехнадзором СССР, ГОСТ 14249-59, ОСТ 26-291-79, ГОСТ 9931-85. ГОСТ 6533-78, а также отраслевым стандартам или техническим условиям, утвержденным в установленном порядке.
11.43. Резервуары СУГ следует изготавливать из стали с гарантированной величиной ударной вязкости не менее 30 Дж/см2 (3 кгсЧм/см2) :
для районов с расчетной температурой до минус 40 °С включ. - при температуре минус 40 °С;
для районов с холодным климатом, указанных в п. 11.57 - при температуре минус 60 °С,
11.44. Бытовые газовые плиты должны отвечать требованиям ГОСТ 10798-85 или техническим условиям на эти приборы, утвержденным в установленном порядке.
11.45. Плиты с отводом продуктов сгорания в дымоход должны иметь автоматику, обеспечивающую прекращение подачи газа к плите при отсутствии необходимого разрежения в дымоходе.
11.46. Газовое 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 (расход газа менее 0,5 м3/ч) установка автоматики безопасности не обязательна.
Необходимость оснащения газовых аппаратов автоматикой для отключения подачи газа при нарушении других параметров и обеспечение автоматического регулирования процессов горения решается разработчиком оборудования в зависимости от технологии и режимов работы аппаратов.
11.47. Для нагрева воды в бытовых условиях следует применять газовые проточные и емкостные водонагреватели, соответствующие требованиям ГОСТ 11032-80, ГОСТ 19910-74 или технических условий, утвержденных в установленном порядке.
11.48. Газовые воздушные калориферы и конвекторы, применяемые для отопления зданий, а также помещений цехов промышленных предприятий следует комплектовать автоматикой регулирования и безопасности, обеспечивающей:
поддержание в отапливаемом помещении заданной температуры или подогрев воздуха до заданной температуры;
отключение подачи газа к горелкам при недопустимом изменении давления газа, уменьшении разрежения в дымоходе ниже установленной величины, остановке дутьевого вентилятора, подающего воздух через калорифер в помещение, или при погасании пламени.
11.49.* Горелки газовые, предназначенные для тепловых установок промышленных, сельскохозяйственных предприятий, предприятий бытового обслуживания производственного характера, в том числе установок, переводимых на газ с других видов топлива, должны быть изготовлены организацией по технической документации, утвержденной в установленном порядке.
Промышленные газовые горелки должны соответствовать требованиям ГОСТ 21204-83.
Горелки инфракрасного излучения (ГНИ) должны соответствовать требованиям ГОСТ 25696-83.
11.50. Выбор КИП надлежит производить в соответствии со следующими основными положениями:
параметры, наблюдение за которыми необходимо для правильного ведения установленных режимов эксплуатации, должны контролироваться при помощи показывающих приборов;
параметры, изменение которых может привести к аварийному состоянию оборудования, должны контролироваться при помощи регистрирующих и показывающих приборов; допускается не предусматривать регистрирующие приборы при наличии защиты - предохранительных устройств по контролируемым параметрам;
параметры, учет которых необходим для систематического анализа работы оборудования или хозяйственных расчетов, должны контролироваться при помощи регистрирующих или интегрирующих приборов.
11.51. При выборе КИП для ГРП и ГРУ следует руководствоваться указаниями разд. 5.
11.52. Класс точности КИП следует принимать в зависимости от конкретного их назначения и особенностей условий эксплуатации объекта, но не ниже класса 2,5.
ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ ДЛЯ ОСОБЫХ ПРИРОДНЫХ И КЛИМАТИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ
11.53. Для строительства подземных газопроводов, проектируемых в районах с пучинистыми и просадочными грунтами, в сейсмических районах и на подрабатываемых территориях, не допускается применять трубы из кипящей стали.
11.54. Для подземных газопроводов с условным диаметром больше 80 мм, проектируемых для районов со среднепучинистыми и сильнопучинистыми грунтами и подрабатываемых территорий, следует предусматривать стальную арматуру; для газопроводов с условным диаметром до 80 мм включ. допускается применение запорной арматуры из ковкого чугуна.
Для подземных газопроводов давлением до 0,6 МПа (6 кгс/см2), проектируемых для районов со среднепучинистыми грунтами, допускается применять чугунную запорную арматуру, при этом арматуру из серого чугуна следует устанавливать с компенсирующим устройством, допускающим вертикальное перемещение газопровода.
На подземных газопроводах, прокладываемых в районах с сейсмичностью 8 и 9 баллов, следует применять стальную запорную арматуру.
11.55. Для подземных газопроводов, прокладываемых на подрабатываемых территориях и в районах с сейсмичностью 7 баллов и более, толщину стенок труб следует принимать не менее 3 мм для труб диаметром до 80 мм включ., а для труб диаметром 100 мм и более - на 2 - 3мм больше расчетной толщины, определенной в соответствии с п. 11.5.
11.56. Для внутренних и надземных газопроводов, прокладываемых в районах с пучинистыми и просадочными грунтами, в сейсмических районах и на подрабатываемых территориях, требования к трубам и техническим изделиям предъявляются такие же, как для соответствующих газопроводов, сооружаемых в обычных условиях строительства.
11.57. Технические изделия, кроме труб, предназначенные для строительства систем газоснабжения в районах с холодным климатом, следует применять в исполнении ХЛ соответствующей категории в зависимости от места установки по ГОСТ 15150-69.
Границы районов с холодным климатом следует определять согласно ГОСТ 16350-80 (район I1 и I2).
Трубы для этих районов следует предусматривать в соответствии с обязательным приложением 7.
11.58. В районах с холодным климатом допускается применение технических изделий в исполнении У по ГОСТ 15150-69, в том числе труб по табл. 1 обязательного приложения 7, если они будут эксплуатироваться в отапливаемых помещениях или под землей (при температуре не ниже минус 40 °С), а при транспортировании, хранении и монтаже будет обеспечена полная сохранность и работоспособность в соответствии с технической документацией на их изготовление.
12. ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИЯ И АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ПРОЦЕССАМИ В СИСТЕМАХ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ
12.1. Для обеспечения централизованного оперативного управления системами газоснабжения следует предусматривать в проектах газоснабжения телемеханизацию (ТМ) или автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУ ТП).
ТМ следует предусматривать при проектировании газоснабжения городов с населением свыше 100 тыс. чел. или при расширении, реконструкции и техническом перевооружении действующих систем газоснабжения с числом объектов, подлежащих контролю, более 15.
АСУ ТП следует предусматривать при проектировании газоснабжения городов с населением, как правило, свыше 500 тыс. чел. и при расширении, реконструкции и техническом перевооружении систем газоснабжения - с числом объектов, подлежащих контролю, более 50.
12.2. Проектные решения должны предусматривать возможность дальнейшей модернизации и развития ТМ и АСУ ТП.
12.3. Внедрение ТМ и АСУ ТП допускается осуществлять по очередям. Выделение очередей проводится по количеству контролируемых объектов к уровню решаемых задач. Первая очередь внедрения АСУ ТП допускает ее функционирование в режиме централизованного контроля при ограниченном числе контролируемых объектов.
12.4. Структуру, функции и технические средства ТМ и АСУ ТП допускается принимать в соответствии с рекомендуемым приложением 11.
ПРИЛОЖЕНИЕ 1
Справочное
КЛАССИФИКАЦИЯ ГАЗОПРОВОДОВ, ВХОДЯЩИХ В СИСТЕМУ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ
|
Газопроводы |
Классификационные показатели |
|
Наружные (уличные, внутриквартальные, дворовые, межцеховые) и внутренние (расположенные внутри зданий и помещений) |
Местоположение относительно планировки поселений |
|
Подземные (подводные), надземные (надводные), наземные |
Местоположение относительно поверхности земли |
|
Распределительные, газопроводы-вводы, вводные, продувочные, сбросные, импульсные, а также межпоселковые |
Назначение в системе газоснабжения |
|
Высокого давления I категории, высокого давления II категории, среднего давления, низкого давления |
Давление газа |
|
Металлические (стальные, медные и др.) и неметаллические (полиэтиленовые и др.) |
Материал труб |
|
Природного газа, попутного газа и СУГ |
Вид транспортируемого газа |
Распределительными газопроводами следует считать наружные газопроводы, обеспечивающие подачу газа от источников газоснабжения до газопроводов-вводов, а также газопроводы высокого и среднего давления, предназначенные для подачи газа к одному объекту (ГРП, промышленное предприятие. котельная и т. п.) .
Газопроводом-вводом следует считать газопровод от места присоединения к распределительному газопроводу до отключающего устройства на вводе.
Вводным газопроводом следует считать участок газопровода от отключающего устройства на вводе в здание (при установке отключающего устройства снаружи здания) до внутреннего газопровода, включая газопровод, проложенный в футляре через стену здания.
Межпоселковыми газопроводами следует считать распределительные газопроводы, прокладываемые вне территории населенных пунктов.
Внутренним газопроводом следует считать участок газопровода от газопровода-ввода (при установке отключающего устройства внутри здания) или от вводного газопровода до места подключения прибора, теплового агрегата и др.
ПРИЛОЖЕНИЕ 2
Рекомендуемое
ЗНАЧЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТОВ ЧАСОВОГО МАКСИМУМА РАСХОДА ГАЗА ПО ОТРАСЛЯМ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
|
|
Коэффициент часового максимума расхода газа,  |
|
Отрасль промышленности |
в целом по предприятию |
по котельным |
по промышленным печам |
|
Черная металлургия |
1/6100 |
1/5200 |
1/7500 |
|
Судостроительная |
1/3200 |
1/3100 |
1/3400 |
|
Резиноасбестовая |
1/5200 |
1/5200 |
- |
|
Химическая |
1/5900 |
1/5600 |
1/7300 |
|
Строительных материалов |
1/5900 |
1/5500 |
1/6200 |
|
Радиопромышленность |
1/3600 |
1/3300 |
1/5500 |
|
Электротехническая |
1/3800 |
1/3600 |
1/5500 |
|
Цветная металлургия |
1/3800 |
1/3100 |
1/5400 |
|
Станкостроительная и инструментальная |
1/2700 |
1/2900 |
1/2600 |
|
Машиностроение |
1/2700 |
1/2600 |
1/3200 |
|
Текстильная |
1/4500 |
1/4500 |
- |
|
Целлюлозно-бумажная |
1/6100 |
1/6100 |
- |
|
Деревообрабатывающая |
1/5400 |
1/5400 |
- |
|
Пищевая |
1/5700 |
1/5900 |
1/4500 |
|
Пивоваренная |
1/5400 |
1/5200 |
1/6900 |
|
Винодельческая |
1/5700 |
1/5700 |
- |
|
Обувная |
1/3500 |
1/3500 |
- |
|
Фарфоро-фаянсовая |
1/5200 |
1/3900 |
1/6500 |
|
Кожевенно-галантерейная |
1/4800 |
1/4800 |
- |
|
Полиграфическая |
1/4000 |
1/3900 |
1/4200 |
|
Швейная |
1/4900 |
1/4900 |
- |
|
Мукомольно-крупяная |
1/3500 |
1/3600 |
1/3200 |
|
Табачно-махорочная |
1/3800 |
1/3500 |
- |
ПРИЛОЖЕНИЕ 3*
Справочное
ЗНАЧЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ОДНОВРЕМЕННОСТИ Кsim ДЛЯ ЖИЛЫХ ДОМОВ
|
Число квартир |
Коэффициенты одновременности Кsim в зависимости от установки в жилых домах газового оборудования |
|
|
Плита
4 -конфорочная |
Плита
2 -конфорочная |
Плита 4 - конфорочная и тяговый проточный водонагреватель |
Плита 2-конфорочная и газовый проточный водонагреватель |
|
1 |
1 |
1 |
0,700 |
0,750 |
|
2 |
0,650 |
0,840 |
0,560 |
0,640 |
|
3 |
0,450 |
0,730 |
0,480 |
0,520 |
|
4 |
0,350 |
0,590 |
0,430 |
0,390 |
|
5 |
0,290 |
0,480 |
0,400 |
0,375 |
|
6 |
0,280 |
0,410 |
0,392 |
0,360 |
|
7 |
0,280 |
0,360 |
0,370 |
0,345 |
|
8 |
0,265 |
0,320 |
0,360 |
0,335 |
|
9 |
0,258 |
0,289 |
0,345 |
0,320 |
|
10 |
0,254 |
0,263 |
0,340 |
0,315 |
|
15 |
0,240 |
0,242 |
0,300 |
0,275 |
|
20 |
0,235 |
0,230 |
0,280 |
0,260 |
|
30 |
0,231 |
0,218 |
0,250 |
0,235 |
|
40 |
0,227 |
0,213 |
0,230 |
0,205 |
|
50 |
0,223 |
0,210 |
0,215 |
0,193 |
|
60 |
0,220 |
0,207 |
0,203 |
0,186 |
|
70 |
0,217 |
0,205 |
0,195 |
0,180 |
|
80 |
0,214 |
0,204 |
0,192 |
0,175 |
|
90 |
0,212 |
0,203 |
0,187 |
0,171 |
|
100 |
0,210 |
0,202 |
0,185 |
0,163 |
|
400 |
0,180 |
0,170 |
0,150 |
0,135 |
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.
ПРИЛОЖЕНИЕ 4
Отменяется
ПРИЛОЖЕНИЕ 5*
Справочное
ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ГАЗОПРОВОДОВ
1. Гидравлический расчет газопроводов следует выполнять, как правило, на электронно-вычислительной машине с оптимальным распределением расчетной потери давления между участками сети.
При невозможности или нецелесообразности выполнения расчета на электронно-вычислительной машине (отсутствие соответствующей программы, отдельные участки газопроводов и т. п.) гидравлический расчет допускается производить по приведенным в данном приложении формулам или по номограммам, составленным по этим формулам.
2. Расчетные потери давления в газопроводах высокого и среднего давления следует принимать в пределах давления, принятого для газопровода.
3. Расчетные потери давления газа в распределительных газопроводах низкого давления следует принимать не более 180 даПа.
Распределение величины потери давления между уличными, дворовыми и внутренними газопроводами следует принимать по таблице.
|
Суммарная потеря давления газа от ГРП или другого регулирующего устройства до наиболее удаленного |
В том числе в газопроводах |
|
прибора, даПа (мм вод. ст.) |
уличных и внутри квартальных |
дворовых и внутренних |
|
180 |
120 |
60 |
В тех случаях, когда газоснабжение СУГ является временным (с последующим переводом на снабжение природным газом), газопроводы следует проектировать из условий возможности их использования в будущем на природном газе. При этом количество газа необходимо определять как эквивалентное (по теплоте сгорания) расчетному расходу СУГ.
4. Значения расчетной потери давления газа при проектировании газопроводов всех давлений для промышленных, сельскохозяйственных и бытовых предприятий и учреждений коммунального хозяйства принимаются в зависимости от давления газа в месте подключения с учетом технических характеристик принимаемых к установке газовых горелок. устройств автоматики безопасности и автоматики регулирования технологического режима тепловых агрегатов.
5. Падение давления в газопроводах низкого давления следует определять в зависимости от режима движения газа по газопроводу, характеризуемого числом Рейнольдса:
 , (1)
|
где Q |
- |
расход газа, м3/ч, при температуре 0 °С и давлении 0,10132 МПа (760 мм. рт. ст.); |
|
d |
- |
внутренний диаметр газопровода, см; |
|
v |
- |
коэффициент кинематической вязкости газа, м2/с (при температуре 0 °С и давлении 0,10132 МПа). |
В зависимости от значения Re падение давления в газопроводах определяется по следующим формулам:
для ламинарного режима движения газа при Re 2000
 , (2)
для критического режима движения газа при Re = 2000 - 4000
 , (3)
для турбулентного режима движения газа при Re > 4000
 , (4)
|
где H |
- |
падение давления, Па; |
|
р |
- |
плотность газа, кг/м3, при температуре 0 °С и давлении 0,10132 МПа; |
|
l |
- |
расчетная длина газопровода постоянного диаметра, м; |
|
п |
- |
эквивалентная абсолютная шероховатость внутренней поверхности стенки трубы принимается равной, см: для стальных труб - 0,01; для полиэтиленовых труб - 0,002; |
|
Q, d, v |
- |
обозначения те же, что и в формуле (1). |
6. 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.
7. Гидравлический расчет газопроводов среднего и высокого давления по всей области турбулентного режима движения газа следует производить по формуле
 , (5)
|
где Р1 |
- |
абсолютное значение газа в начале газопровода, МПа; |
|
Р2 |
- |
то же в конце газопровода, МПа; |
|
l, n, d,
v, p, Q |
- |
обозначения те же, что и в формуле (4) |
8. Падение давления в местных сопротивлениях (колена, тройники, запорная арматура и др.) допускается учитывать путем увеличения расчетной длины газопроводов на 5 - 10 %.
9. Для наружных надземных и внутренних газопроводов расчетную длину газопроводов следует определять по формуле
 , (6)
|
где l1 |
- |
действительная длина газопровода, м; |
|
|
- |
сумма коэффициентов местных сопротивлений участка газопровода длиной l1; |
|
ld |
- |
эквивалентная длина прямолинейного участка газопровода, м, потери давления на котором равны потерям давления в местном сопротивлении со значением коэффициента  =1. |
Эквивалентную длину газопровода следует определять в зависимости от режима движения газа в газопроводе по следующим формулам:
для ламинарного режима движения газа
 , (7)
для критического режима движения газа
 , (8)
для всей области турбулентного режима движения газа
 . (9)
10. Падение давления в трубопроводах жидкой фазы СУГ следует определять по формуле
 , (10)
где  - коэффициент гидравлического сопротивления;
V - средняя скорость движения сжиженных газов, м/с.
С учетом противокавитационного запаса средние скорости движения жидкой фазы следует принимать: во всасывающих трубопроводах - не более 1,2 м/с; в напорных трубопроводах - не более 3 м/с.
Коэффициент гидравлического сопротивления следует определять по формуле
 . (11)
Обозначения в формулах (7) - (11) те же, что и в формулах (1) - (4), (6).
11. Гидравлический расчет газопроводов паровой фазы СУГ должен выполняться в соответствии с указаниями по расчету газопроводов природного газа соответствующего давления.
12. 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 то же
на внутриквартирной разводке:
при длине разводки 1-2 м - 450 «
« « « 3-4 « - 300 «
« « « 5-7 « - 120 «
« « « 8-12 « - 50 «
13. При расчете газопроводов низкого давления следует учитывать гидростатический напор Нg, Па, определяемый по формуле
 , (12)
|
где 9,81 |
- |
g (ускорение свободного падения), м/с2; |
|
h |
- |
разность абсолютных отметок начальных и конечных участков газопровода, м; |
|
|
- |
плотность воздуха, кг/м3, при температуре 0 °С и давлении 0,10132 МПа; |
|
|
- |
обозначение то же, что в формуле (4). |
14. Гидравлический расчет кольцевых сетей газопроводов следует выполнять с увязкой давлений газа в узловых точках расчетных колец при максимальном использовании допустимой потери давления газа. Неувязка потерь давления в кольце допускается до 10 %.
15. 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.
16. При выполнении гидравлического расчета газопроводов по формулам (1)-(2), приведенным в настоящем приложении, а также по различным методикам и программам для электронно-вычислительных машин, составленным на основе этих формул, диаметр газопровода следует предварительно определять по формуле
 , (13)
|
где d |
- |
диаметр газопровода, см; |
|
Q |
- |
расход газа, м3/ч, при температуре 0 °С и давлении 0,10132 МПа (760 мм. рт. ст.); |
|
t |
- |
температура газа, °С; |
|
Pт |
|
- среднее давление газа (абсолютное) на расчетном участке газопровода, МПа; |
|
V |
- |
скорость газа, м/с. |
17. Полученное значение диаметра газопровода следует принимать в качестве исходной величины при выполнении гидравлического расчета газопроводов.
ПРИЛОЖЕНИЕ 6
Справочное
ОТВОД ПРОДУКТОВ СГОРАНИЯ
1. Отвод продуктов сгорания от бытовых газовых приборов, печей и другого бытового газового оборудования, в конструкции которых предусмотрен отвод продуктов сгорания в дымоход, следует предусматривать от каждого прибора, агрегата или печи по обособленному дымоходу.
В существующих зданиях допускается предусматривать присоединение к одному дымоходу не более двух водонагревателей или отопительных печей, расположенных на одном или разных этажах здания, при условии ввода продуктов сгорания в дымоход на разных уровнях, не ближе 0,75 м один от другого, или на одном уровне с устройством в дымоходе рассечки на высоту не менее 0,75 м.
2. В существующих зданиях при отсутствии дымоходов допускается предусматривать устройство приставных дымоходов.
3. Допускается присоединение к дымоходу отопительной печи периодического действия газового водонагревателя, используемого для горячего водоснабжения, или другого газового прибора, не работающего непрерывно, при условии разновременной работы и достаточного сечения дымохода для удаления продуктов сгорания от присоединяемого прибора.
Присоединение дымоотводящей трубы газового прибора к оборотам дымохода отопительной печи не допускается.
4. Площадь сечения дымохода не должна быть меньше площади патрубка газового прибора, присоединяемого к дымоходу. При присоединении к дымоходу двух приборов, печей и т. п. сечение дымохода следует определять с учетом одновременной их работы. Конструктивные размеры дымоходов должны определяться расчетом.
5. Небытовые газовые приборы (ресторанные плиты, пищеварочные котлы и т.п.) допускается присоединять как к обособленным, так и общему дымоходу.
Допускается предусматривать соединительные дымоотводящие трубы, общие для нескольких агрегатов.
Ввод продуктов сгорания в общий дымоход для нескольких приборов следует предусматривать на разных уровнях или на одном уровне с устройством рассечек согласно п. 1.
Сечения дымоходов и соединительных труб должны определяться расчетом исходя из условия одновременной работы всех приборов, присоединенных к дымоходу.
6.* Дымоходы должны быть вертикальными, без уступов. Допускается уклон дымоходов от вертикали до 30° с отклонением в сторону до 1 м при обеспечении площади сечения наклонных участков дымохода не менее сечения вертикальных участков.
7. Для отвода продуктов сгорания от ресторанных плит и других небытовых газовых приборов допускается предусматривать горизонтальные участки дымоходов общей длиной не более 10 м.
Допускается предусматривать дымоходы в перекрытии с устройством противопожарной разделки для горючих конструкций перекрытия.
8. Присоединение газовых водонагревателей и других газовых приборов к дымоходам следует предусматривать трубами, изготовленными из кровельной стали.
Суммарную длину участков соединительной трубы в новых зданиях следует принимать не более 3 м, в существующих зданиях - не более 6 м.
Уклон трубы следует назначать не менее 0,01 в сторону газового прибора.
На дымоотводящих трубах допускается предусматривать не более трех поворотов с радиусом закругления не менее диаметра трубы.
Ниже места присоединений дымоотводящей трубы от прибора к дымоходам должно быть предусмотрено устройство «кармана» с люком для чистки.
Дымоотводящие трубы, прокладываемые через неотапливаемые помещения, при необходимости должны быть покрыты теплоизоляцией.
9. Расстояние от соединительной дымоотводящей трубы до потолка или стены из негорючих материалов следует принимать не менее 5 см, до деревянных оштукатуренных потолков и стен - не менее 25 см. Допускается уменьшение указанного расстояния с 25 до 10 см при условии обивки деревянных оштукатуренных стен или потолка кровельной сталью по листу асбеста толщиной 3 мм. Обивка должна выступать за габариты дымоотводящей трубы на 15 см с каждой стороны.
10. При присоединении к дымоходу одного прибора, а также приборов со стабилизаторами тяги шиберы на дымоотводящих трубах не предусматриваются .
При присоединении к общему дымоходу нескольких приборов: ресторанных плит, кипятильников и других газовых приборов, не имеющих стабилизаторов тяги, на дымоотводящих трубах от приборов должны предусматриваться шиберы (заслонки), имеющие отверстие диаметром не менее 15 мм.
11. В шиберах, установленных на дымоходах от котлов, должны предусматриваться отверстия диаметром не менее 50 мм.
12. Дымовые трубы от газовых приборов в зданиях должны быть выведены: выше границы зоны ветрового подпора, но не менее 0,5 м выше конька крыши при расположении их (считая по горизонтали) не далее 1,5 м от конька крыши;
в уровень с коньком крыши, если они отстоят на расстоянии до 3 м от конька крыши;
не ниже прямой, проведенной от конька вниз под углом 10° к горизонту, при расположении труб на расстоянии более 3 м от конька крыши.
Во всех случаях высота трубы над прилегающей частью крыши должна быть не менее 0,5 м, а для домов с совмещенной кровлей (плоской крышей) - не менее 2,0 м.
Установка на дымоходах зонтов и дефлекторов не допускается.
13.* Отвод продуктов сгорания от газифицированных установок промышленных предприятий, котельных, предприятий бытового обслуживания допускается предусматривать по стальным дымовым трубам.
ПРИЛОЖЕНИЕ 7*
Обязательное
ВЫБОР СТАЛЬНЫХ ТРУБ ДЛЯ СИСТЕМ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ
1. Стальные трубы для систем газоснабжения давлением до 1,6 МПа (16 кгс/см2) в зависимости от расчетной температуры наружного воздуха района строительства и местоположения газопровода относительно поверхности земли следует принимать:
по табл. 1* - для наружных надземных газопроводов, прокладываемых в районах с расчетной температурой наружного воздуха не ниже минус 40 °С, а также подземных и внутренних газопроводов, которые не охлаждаются до температуры ниже минус 40 °С;
по табл. 2 - для надземных газопроводов, прокладываемых в районах с расчетной температурой наружного воздуха ниже минус 40 °С и подземных газопроводов, которые могут охлаждаться до температуры ниже минус 40 °С.
2. Для систем газоснабжения следует принимать трубы, изготовленные, как правило, из углеродистой стали обыкновенного качества по ГОСТ 380-88 и качественной стали по ГОСТ 1050-88.
3. Для газопроводов жидкой фазы СУГ следует применять, как правило, бесшовные трубы.
Допускается применять для этих газопроводов электросварные трубы. При этом трубы диаметром до 50 мм должны пройти 100%-ный контроль сварного шва неразрушающими методами, а трубы диаметром 50 мм и более также и испытание сварного шва на растяжение.
Таблица 1*
Стальные трубы для строительства наружных надземных газопроводов, прокладываемых в районах с расчетной температурой наружного воздуха не ниже минус 40 °С, а также подземных и внутренних газопроводов, которые не охлаждаются до температуры ниже минус 40 ° С
|
Стандарт или технические условия на трубы |
Марка стали, стандарт на сталь |
Наружный диаметр трубы (включ.), мм |
|
1. Электросварные прямошовные ГОСТ 10705-80 (группа В) „Технические условия" и ГОСТ 10704-91 „Сортамент" |
ВСт2сп, ВСт3сп не менее 2-й категории ГОСТ 380-88; 10, 15, 20 ГОСТ 1050-88 |
10 - 530 |
|
2. Электросварные ТУ 14-3-943-80 |
ВСт3сп не менее 2-й категории ГОСТ 380-88;
10 ГОСТ 1050-88 |
219 - 530 |
|
3. Электросварные для магистральных газонефтепроводов (прямошовные и спиральношовные) ГОСТ 20295-85 |
ВСт3сп не менее 2-й категории (К38) ГОСТ 380 - 88; 10 (К34), 15 (К38), 20 (К42) ГОСТ 1050-88 |
По ГОСТ 20295-74 |
|
4. Электросварные прямошовные ГОСТ 10706-76 (группа В) „Технические требования" и ГОСТ 10704-91 „Сортамент" |
ВСт2сп, ВСт3сп не менее 2-й категории ГОСТ 380-88 |
630 - 1220 |
|
5. Электросварные со спиральным швом ГОСТ 8696-74 (группа В) |
ВСт2сп, ВСт3сп не менее 2-й категории ГОСТ 380-88 |
159 - 1220 |
|
6. Бесшовные горячедеформированные ГОСТ 8731-87 (группа В и Г) „Технические требования" и ГОСТ 8732-78 „Сортамент" |
10, 20 ГОСТ 1050-88 |
45 - 325 |
|
7. Бесшовные холоднодеформированные, теплодеформированные ГОСТ 8733-87 (группа В и Г) „Технические требования" и ГОСТ 8734-75 „Сортамент" |
10, 20 ГОСТ 1050-88 |
10 - 45 |
|
8. Электросварные спиральношовные ТУ 14-3-808-78 |
ТУ 14-3-808-78 |
530 - 820; 1020; 1220 |
|
9. Бесшовные горячедеформированные по ТУ 14-3-190-82 (только для тепловых электростанций) |
10, 20 ГОСТ 1050-88 |
57 - 426 |
|
Примечания: 1. Трубы по пп. 6 и 7 следует применять как правило, для газопроводов жидкой фазы СУГ.
2. Исключено.
3. Для тепловых электростанций трубы из стали 20 применять в районах с расчетной температурой до минус 30 °С |
4.* Трубы по ГОСТ 3262-75 допускается применять для строительства наружных и внутренних газопроводов низкого давления.
Трубы по ГОСТ 3262-75 с условным диаметром до 32 мм включ. допускается применять для строительства импульсных газопроводов давлением до 1,2 МПа (12 кгс/см2) включ. При этом гнутые участки импульсных газопроводов должны иметь радиус гиба не менее 2De а температура стенки трубы в период эксплуатации не должна быть ниже 0° С.
5.* Трубы со спиральным швом по ТУ 102-39-84 с противокоррозионным покрытием по ТУ 102-176-85 допускается применять только для подземных межпоселковых газопроводов природного газа с давлением до 1,2 МПа (12 кгс/см2) в районах с расчетной температурой наружного воздуха до минус 40 °С включ.
При этом не применять данные трубы для выполнения упругого изгиба (поворота) газопровода в вертикальной и горизонтальной плоскостях радиусом менее 1500 диаметра трубы, а также для прокладки газопроводов в поселениях.
6. Возможность применения труб по государственным стандартам и техническим условиям, приведенным в табл. 1 и 2* настоящего приложения, но изготовленных из полуспокойной и кипящей стали, регламентируется пунктами 11.7, 11.8.
7. Трубы по ГОСТ 8731 - 87, изготовляемые из слитка, не применять без проведения 100%-ного контроля неразрушающими методами металла труб.
При заказе труб по ГОСТ 8731-87 указывать, что трубы по этому стандарту, изготовляемые из слитка, не поставлять без 100%-ного контроля неразрушающими методами.
Таблица 2*
Стальные трубы для строительства надземных газопроводов, прокладываемых в районах с расчетной температурой наружного воздуха ниже минус 40 °С, и подземных газопроводов, которые могут охлаждаться до температуры ниже минус 40 °С
|
Стандарт или технические условия на трубы |
Марка стали, стандарт на сталь |
Наружный диаметр трубы (включ.), мм |
|
1. Бесшовные холоднодеформированные и теплодеформированные ГОСТ 8733-87 (группа В и Г) «Технические требования» и ГОСТ 8734-75 «Сортамент» |
10, 20 ГОСТ 1050-88 |
10 - 103 |
|
2. Бесшовные горячедеформированные ГОСТ 8731-87 (Группа В и Г) «Технические требования» и ГОСТ «Сортамент» |
10, 20 ГОСТ 1050-88 09Г2С категория 6 ГОСТ 19281-89
10Г2 ГОСТ 4543-71 |
45 - 108; 127 - 325 |
|
3. Бесшовные горячедеформированные ТУ 14-3-1128-82 |
09Г2С категории 6-8 ГОСТ 19281-89 |
57 - 426 |
|
4. Электросварные прямошовные
ТУ 14-3-1138-82 |
17Г1С-У
ТУ 14-3-1138-82 |
1020; 1220 |
|
5. Электросварные для магистральных газонефтепроводов (прямошовные и спиральношовные) ГОСТ 20295-85 |
17Г1С (К52), 17ГС (К52); 14ХГС (К50) категории 6-8 ГОСТ 19282-73 |
По ГОСТ 20295-85 |
|
6. Электросварные прямошовные ГОСТ 10705-80 (группа В) «Технические условия» и ГОСТ 10704-91 «Сортамент» |
ВСт3сп не менее 2-й категории ГОСТ 380-88; 10, 15, 20
Гост 1050-88 |
10 - 108 |
|
Примечания.* 1. Трубы по поз. 6 для газопроводов давлением свыше 0.6 МПа (6 кгс/см2) не применять.
2. Трубы, изготовляемые из стали 20, следует применять как исключение. |
ПРИЛОЖЕНИЕ 8
Рекомендуемое
ОБЪЕМ ИЗМЕРЕНИЙ, СИГНАЛИЗАЦИИ И АВТОМАТИЧЕСКОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ
В СИСТЕМАХ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
Таблица - скачать
ПРИЛОЖЕНИЕ 9
Рекомендуемое
ЧИСЛО КВАРТИР, КОТОРОЕ ЦЕЛЕСООБРАЗНО СНАБЖАТЬ ПАРОВОЙ ФАЗОЙ СУГ ОТ ОДНОЙ РЕЗЕРВУАРНОЙ УСТАНОВКИ
|
Преобла-дающая |
Оптимальная |
Число квартир в зависимости от типа испарителей газа |
|
этажность застройки |
плотность газопотреб-ления, |
огневых |
электрических |
водяных и паровых |
|
|
кг/(чЧга) |
оптималь-ное |
допустимое |
оптималь-ное |
допустимое |
оптималь-ное |
допустимое |
|
При установке газовых плит |
|
2 |
1,65 |
356 |
240-600 |
588 |
410-880 |
780 |
550-1250 |
|
3 |
2,15 |
653 |
400-1140 |
857 |
580-1360 |
1242 |
850-2000 |
|
4 |
2,30 |
773 |
470-1420 |
951 |
620-1610 |
1412 |
950-2250 |
|
5 |
2,60 |
1057 |
610-1800 |
1155 |
730-1980 |
1794 |
1250-3080 |
|
9 |
3,45 |
1988 |
1050-3820 |
1710 |
1060-3060 |
2911 |
1790-4600 |
|
При установке газовых плит и проточных водонагревателей |
|
2 |
2,95 |
635 |
360-1040 |
642 |
390-1070 |
765 |
470-1260 |
|
3 |
3,80 |
956 |
610-1590 |
1084 |
630-2020 |
1264 |
780-2140 |
|
4 |
4,20 |
1072 |
660-1920 |
1256 |
720-2350 |
1454 |
930-2560 |
|
5 |
4,60 |
1322 |
750-1540 |
1641 |
860-3360 |
1879 |
1120-3380 |
ПРИЛОЖЕНИЕ 10
Рекомендуемое
ЧИСЛО КВАРТИР, КОТОРОЕ ЦЕЛЕСООБРАЗНО СНАБЖАТЬ ГАЗОВОЗДУШНОЙ СМЕСЬЮ ОТ ОДНОЙ РЕЗЕРВУАРНОЙ УСТАНОВКИ
|
Преобла-дающая |
Оптимальная |
Число квартир в зависимости от типа испарителей газа |
|
этажность застройки |
плотность газопотреб-ления, |
огневых |
электрических |
водяных и паровых |
|
|
кг/(чЧга) |
оптималь-ное |
допустимое |
оптималь-ное |
допустимое |
оптималь-ное |
допустимое |
|
При установке газовых плит |
|
2 |
2,40 |
634 |
350-1150 |
1159 |
760-1800 |
931 |
650-1450 |
|
3 |
3,20 |
1288 |
740-2400 |
1856 |
1200-3150 |
1564 |
1000-2500 |
|
4 |
3,45 |
1554 |
860-2980 |
2102 |
1350-3600 |
1793 |
1240-3050 |
|
5 |
3,95 |
2180 |
1150-4200 |
2632 |
1600-4520 |
2296 |
1400-3900 |
|
9 |
5,20 |
4293 |
2210-6700 |
4127 |
2350-6400 |
3767 |
2100-6500 |
|
При установке газовых плит и проточных водонагревателей |
|
2 |
4,40 |
1165 |
700-2000 |
1274 |
800-2300 |
1270 |
850-2150 |
|
3 |
5,75 |
1828 |
1000-3700 |
2024 |
1200-3700 |
1969 |
1250-3400 |
|
4 |
6,20 |
2076 |
1200-3800 |
2312 |
1300-4300 |
2221 |
1350-3860 |
|
5 |
7,10 |
2619 |
1300-5000 |
2946 |
1600-6000 |
2766 |
1700-4900 |
ПРИЛОЖЕНИЕ 11
Рекомендуемое
СТРУКТУРА, ФУНКЦИИ И ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИИ И АВТОМАТИЗИРОВАННЫХ СИСТЕМ УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ПРОЦЕССАМИ
1. Проектирование ТМ и АСУ ТП систем газоснабжения следует осуществлять в соответствии с требованиями настоящего раздела, ПУЭ и других нормативных документов по проектированию ТМ и АСУ ТП, утвержденных в установленном порядке.
2. Внедрение ТМ и АСУ ТП должно обеспечивать бесперебойную и безопасную подачу и использование газа и улучшение технико-экономических показателей в системах газоснабжения, а также выработку и реализацию оптимальных (рациональных) управляющих воздействий на систему распределения газа в режимах нормального ее функционирования.
СТРУКТУРА
3. ТМ и АСУ ТП следует создавать путем устройства в газовых хозяйствах пункта управления (ПУ), а на наружных сетях и сооружениях систем распределения газа - контролируемых пунктов (КП).
При необходимости создания многоуровневых АСУ ТП должен предусматриваться центральный пункт управления (ЦПУ), координирующий работу ПУ. Допускается совмещать ЦПУ с одним из ПУ.
4. На сооружениях, не оснащенных полностью средствами автоматики и телемеханики и требующих для обслуживания постоянного дежурного персонала, допускается устройство операторских пунктов (ОП), подчиненных службе ПУ.
5. Выбор мест размещения КП следует осуществлять в соответствии с требованиями техники безопасности с учетом важности контролируемого объекта и его влияния на функционирование системы распределения газа с учетом перспективы ее развития.
6. ТМ, как правило, следует охватывать:
все ГРС (при соответствующем согласовании с эксплуатационными организациями Мингазпрома СССР) или точки газопроводов на выходе из ГРС;
все ГРП, питающие сети высокого и среднего давления или перераспределяющие в них потоки;
ГРП, питающие тупиковые сети низкого давления;
ГРП или замерные пункты потребителей с расчетным расходом газа свыше 1000 м3/ч, имеющие особые режимы газоснабжения или резервное топливное хозяйство;
ГРП, питающие закольцованные сети низкого давления, а также ГРП или замерные пункты потребителей, выбор которых производится в зависимости от особенностей схемы газоснабжения.
В АСУ ТП выбранные КП должны, кроме того, обеспечивать заданное качество моделирования, прогнозирования и управления распределением потоков газа.
ФУНКЦИИ
7. Проектируемые ТМ и АСУ ТП должны выполнять информационные и управляющие функции (задачи) в объеме, приведенном в табл. 1.
8. Информационную емкость КП следует принимать согласно данным табл. 2.
Таблица 1
|
Вид и тип функции |
Функция |
Необходимость выполнения функции |
|
|
|
ТМ |
АСУ ТП |
|
Информационные функции |
|
|
|
|
1. Централизованный контроль за состоянием системы газоснабжения |
1. Автоматический с заданным периодом или по вызову измерение и подготовка к выдаче оперативному персоналу значений технологических параметров на всех или группе КП |
+ |
+ |
|
|
2. Автоматический с заданным периодом или по вызову отображение и (или) регистрация значений необходимых технологических параметров на всех или группе КП |
+ |
+ |
|
|
3. Оперативный с автоматическим обнаружением, отображением, регистрацией и общим оповещением о выходе значений технологических параметров за допустимые пределы, а также о срабатывании средств защиты |
+ |
+ |
|
|
4. Автоматический с обнаружением, отображением и регистрацией изменения показателей состояния оборудования на КП |
+ |
+ |
|
|
5. Автоматический с отображением и регистрацией отклонений регистрируемых технологических параметров от заданных значений |
* |
+ |
|
|
6. Изменение значений технологических параметров и определение показателей состояния оборудования выбранного КП по вызову с отображением или регистрацией фактических, договорных и заданных значений технологических параметров |
+ |
+ |
|
|
7. Оперативный с отображением и регистрацией результатов вычислительных и логических операций, выполняемых комплексом технологических средств |
* |
+ |
|
2. Вычислительные и логические операции |
1. Косвенные измерения расходов газа с коррекцией на температуру и давление газа |
+ |
+ |
|
информационного характера |
2. Учет количества газа, поданного в систему по каждой магистральной ГРС и в целом по городу за различные периоды |
* |
+ |
|
|
3. Учет количества газа, израсходованного каждым телемеханизированным потребителем за различные периоды |
* |
+ |
|
|
4. Вычисление и анализ обобщенных показателей качества газоснабжения |
* |
+ |
|
|
5. Диагностика режимов газоснабжения потребителей |
* |
+ |
|
|
6. Прогнозирование газопотребления |
* |
+ |
|
|
7. Прогнозирование состояния системы газоснабжения |
* |
+ |
|
|
8. Подготовка информации и отчетов для смежных и вышестоящих систем управления |
* |
+ |
|
|
9. Выполнение процедур обмена информацией со смежными и вышестоящими системами управления |
* |
+ |
|
Управляющие функции |
|
|
|
|
1. Определение рационального режима ведения |
1. Выработка рациональных значений давления газа на выходе из источников различных ступеней системы газоснабжения |
- |
+ |
|
технологического процесса |
2. Выработка рационального варианта газоснабжения потребителей, сглаживающих пиковую неравномерность газопотребления |
- |
+ |
|
|
3. Выработка рационального варианта локализации аварийного участка системы газоснабжения |
- |
+ |
|
|
4. Выработка рационального варианта распределения потоков в системе газоснабжения |
- |
* |
|
|
5. Выдача рекомендаций оперативному персоналу по рациональному ведению технологического процесса |
- |
+ |
|
2. Формирование и передача управляющих воздействий |
1. Дистанционная настройка регуляторов на источниках газоснабжения различных ступеней системы газоснабжения |
* |
+ |
|
|
2. Выдача команд-инструкций на сокращение или увеличение потребления газа |
* |
* |
|
|
3. Выдача команд на принудительное сокращение подачи газа потребителям, превышающим установленные лимиты |
* |
* |
|
|
4. Дистанционная настройка регуляторов ГРП, перераспределяющих потоки в системе газоснабжения |
* |
* |
|
|
5. Дистанционное управление отключающими устройствами |
* |
* |
|
Примечание. Знак «+» - функция нормируется; знак «-» - не нормируется; позиции, отмеченные «*», принимаются при обосновании необходимости. |
Таблица 2
|
|
Категории КП |
|
Телемеханические функции |
ГРС |
ГРП |
Отдельные |
|
|
|
сетевые |
объектовые |
характерные точки |
|
1. Измерение текущее: |
|
|
|
|
|
давление газа на: |
|
|
|
|
|
входе |
- |
+ |
+ |
+ |
|
выходе |
+ |
+ |
- |
- |
|
расход газа |
+ |
* |
+ |
- |
|
температура газа |
+ |
* |
+ |
- |
|
2. Измерение интегральное: |
|
|
|
|
|
количество газа |
+ |
- |
+ |
- |
|
3. Сигнализация: |
|
|
|
|
|
предельных давлений газа на входе |
- |
+ |
+ |
* |
|
предельных давлений газа на выходе |
+ |
+ |
* |
- |
|
предельной засоренности фильтров |
- |
+ |
- |
- |
|
предельной загазованности воздуха |
- |
+ |
- |
- |
|
предельной температуры воздуха |
- |
+ |
- |
- |
|
срабатывания предохранительного клапана |
- |
+ |
- |
- |
|
положения телеуправляемых объектов (электроуправляемых задвижек, устройств дистанционного управления регуляторов давления газа) |
- |
+ |
* |
- |
|
4. Управление: |
|
|
|
|
|
отключающими устройствами |
- |
+ |
* |
* |
|
настройкой регуляторов давления газа |
- |
* |
- |
- |
|
устройствами ограничения подачи газа |
- |
- |
* |
- |
|
телефонной связью |
+ |
+ |
+ |
* |
|
двусторонним телевызовом |
+ |
+ |
+ |
* |
|
передачей команд-инструкций |
- |
- |
* |
- |
|
Примечание. Знак «+» - функция нормируется; знак «-» - функция не нормируется; знак «*» - функция нормируется при обосновании необходимости. |
9. Допускается выполнять вычисление расхода и количества газа с приведением к нормальным условиям на пункте управления.
Дискретность измерений при определении количества газа должна обеспечивать необходимую точность учета.
10. При использовании метода спорадической телепередачи (передача технологической информации по инициативе КП по мере отклонения значений от заданных величин) не реже одного раза в час должен осуществляться общий опрос информации о состоянии КП.
ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА
11. В комплекс технических средств следует включать средства измерений и автоматизации (СИА), выполняющие функции восприятия, преобразования, измерения, обработки, передачи, хранения, отображения и использования информации, а также вспомогательные функции.
12. Используемые СИА должны удовлетворять требованиям Единой системы стандартов приборостроения, а также соответствовать техническим условиям на конкретные СИА и приниматься с учетом требований настоящих норм.
13. Выходные сигналы средств восприятия и преобразования информации должны соответствовать ГОСТ 26.011-80 и ГОСТ 26.013-81.
14. Измерение, обработка, передача, хранение и отображение информации должны, как правило, обеспечиваться СИА класса управляющих вычислительных телемеханических комплексов (УВТК), включающих средства вычислительной техники по ГОСТ 21552-84Е и устройства телемеханики по ГОСТ 26.205-88Е.
15.* УВТК по быстродействию должны соответствовать 2-й группе, по точности - классу 1,5, по достоверности - категории 3 и по надежности - группе 2 по ГОСТ 26.205-88Е либо иметь лучшие характеристики.
16.* По устойчивости к воздействию климатических факторов УВТК на пункте управления должны соответствовать 2-й группе ГОСТ 21552-84Е для средств вычислительной техники и группе В1 по ГОСТ 26.205-88Е для устройств телемеханики, а на контролируемом пункте - группе В3 или В4 по ГОСТ 26.205-88Е.
17. Телепередачу информации следует осуществлять по телемеханической сети произвольной многоточечной структуры с дальностью действия не менее 25 км. Допускается использование иерархической телемеханической сети.
18. При использовании для передачи информации каналов {телефонных или радио) Минсвязи СССР параметры линейных цепей технических средств, сопрягаемых с этими каналами, должны соответствовать нормативным документам Минсвязи СССР, при использовании ведомственных каналов связи параметры линейных цепей устанавливают в технических условиях, утвержденных в установленном порядке на конкретное техническое средство. Допускается прокладка ведомственного кабеля связи внутри газопровода.
19. Использование коммутируемых каналов связи допускается для УВТК с децентрализованной (на КП) обработкой и хранением информации, при этом для приема аварийных сигналов на ПУ должен выделяться отдельный телефонный номер.
20. Средства использования информации должны обеспечивать отключение (включение) подачи газа и настройку регуляторов давления в соответствии с требованиями настоящих норм.
Для управления отключающими устройствами должны применяться дистанционно управляемые задвижки или предохранительные клапаны, а для управления настройкой регуляторов давления газа - переключаемые или плавно перенастраиваемые регуляторы управления, при этом на ГРП низкого давления перенастройка должна осуществляться с установкой не менее трех уровней выходного давления.
21. Допускается использование технических средств, обеспечивающих оперативное управление инженерными сетями другого назначения, а также вычислительных центров и сетей передачи данных коллективного пользования, если при этом обеспечиваются требуемые надежность и быстродействие выполнения функций ТМ и АСУ ТП.
ПОМЕЩЕНИЯ
22. Пункт управления следует размещать в помещениях, обеспечивающих оптимальные условия эксплуатации аппаратуры и комфортные условия работы диспетчерского персонала.
При проектировании строительной части ПУ следует руководствоваться указаниями СНиП 2.04.09-84, СН 512-78.
23. При проектировании ПУ следует предусматривать устройство:
резервного ввода электроснабжения от отдельной трансформаторной подстанции с автоматическим включением резерва или резервного источника постоянного тока (аккумуляторной установки с автоматическим подзарядом) с автоматическим подключением к резерву;
отопления и приточно-вытяжной вентиляции;
защиты диспетчерского и аппаратного зала от проникания пыли;
акустического благоустройства диспетчерского зала;
подпольных каналов сечением не менее 10ґ30 см или фальшполов, обеспечивающих прокладку кабельных коммуникаций.
24. ПУ рекомендуется оборудовать диспетчерскими телефонными станциями, внутренней сигнализацией, переговорными устройствами и аппаратурой для звукозаписи телефонных сообщений.
25. Контролируемые пункты (КП), оборудуемые на ГРС, ГРП и замерных пунктах систем газоснабжения, должны иметь аппаратные помещения площадью не менее 4 м2.
Для размещения технических средств АСУ ТП допускается использовать наружные аппаратные киоски, а также приспособленные помещения производственных зданий.
Аппаратные помещения должны отвечать требованиям, предъявляемым к помещениям КИП в ГРП.
СОДЕРЖАНИЕ
1. Общие положения
2. Системы газоснабжения и нормы давления газа
3. Расчетные расходы газа, гидравлический расчет газопроводов
Расчетные расходы газа
4. Наружные газопроводы и сооружения
Общие положения
Подземные газопроводы
Надземные и наземные газопроводы
Переходы газопроводов через водные преграды и овраги
Переходы газопроводов через железнодорожные и трамвайные пути и автомобильные дороги
Размещение отключающих устройств на газопроводах
Сооружения на газопроводах
Защита от коррозии
Газопроводы из полиэтиленовых труб
5. Газорегуляторные пункты (ГРП) и газорегуляторные установки (ГРУ)
Размещение ГРП
Размещение ГРУ
Оборудование ГРП и ГРУ
Размещение комбинированных регуляторов
6. Внутренние устройства газоснабжения
Общие указания
Прокладка газопроводов
Газоснабжение жилых домов
Газоснабжение жилых зданий
Газоснабжение производственных установок и котлов
Горелки инфракрасного излучения
7. Системы газоснабжения тепловых электростанций
Общие указания
Наружные газопроводы и устройства
Газорегуляторные пункты
Внутреннее газовое оборудование
Трубопроводы и КИП
8. Газонаполнительные станции, газонаполнительные пункты, промежуточные склады баллонов, автомобильные газозаправочные станции
Общие указания
Газонаполнительные станции сжиженных газов
Основные здания и сооружения ГНС
Размещение зданий и сооружений ГНС
Планировка территории, дороги, требования к зданиям и сооружениям
Сливные устройства
Резервуары для СУГ
Технологическое оборудование ГНС
Газопроводы, арматура и КИП
Водоснабжение, канализация, отопление и вентиляция
Газонаполнительные пункты
Промежуточные склады баллонов
Автомобильные газозаправочные станции сжиженных газов
Электроснабжение, электрооборудование, молниезащита и связь
9. Газоснабжение сжиженными газами от резервуарных и баллонных установок
Общие указания
Резервуарные установки
Испарительные и смесительные установки
Групповые баллонные установки
Трубопроводы баллонных и резервуарных установок
Индивидуальные баллонные установки
10. Дополнительные требования к системам газоснабжения в особых природных и климатических условиях
Вечномерзлые грунты
Подрабатываемые территории
Сейсмические районы
Районы с пучинистыми, просадочными и набухающими грунтами
11. Материалы и технические изделия
Общие указания
Стальные трубы
Соединительные части и детали
Защитные противокоррозионные материалы
Трубы и детали соединительные из полиэтилена
Запорное и регулирующее оборудование, приборы и другие технические изделия
Дополнительные требования для особых природных и климатических условий
12. Телемеханизация и автоматизированные системы управления технологическими процессами в системах газоснабжения
Приложение 1. Справочное. Классификация газопроводов, входящих в систему газоснабжения
Приложение 2. Рекомендуемое. Значение коэффициентов часового максимума расхода газа по отраслям промышленности
Приложение 3*. Справочное. Значение коэффициента одновременности Кsim для жилых домов
Приложение 4. Отменяется
Приложение 5. Справочное. Гидравлический расчет газопроводов
Приложение 6. Справочное. Отвод продуктов сгорания
Приложение 7*. Обязательное. Выбор стальных труб для систем газоснабжения
Приложение 8. Рекомендуемое. Объем измерений, сигнализации, автоматического регулирования и управления в системах газоснабжения тепловых электростанций
Приложение 9. Рекомендуемое. Число квартир, которое целесообразно снабжать паровой фазой СУГ от одной резервуарной установки
Приложение 10. Рекомендуемое. Число квартир, которое целесообразно снабжать газовоздушной смесью от одной резервуарной установки
Приложение 11. Рекомендуемое. Структура, функции и технические средства телемеханизации и автоматизированных систем управления технологическими процессами
 |
