СТРОИТЕЛЬНЫЕ НОРМЫ КЫРГЫЗСКОЙ РЕСПУБЛИКИ «ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ» (Утверждены и введены в действие приказом Государственного агентства архитектуры, строительства и жилищно-коммунального хозяйства при Правительстве Кыргызской Республики от 28 января 2020 года № 39»

Утверждены и введены в действие приказом Государственного агентства архитектуры, строительства и жилищно-коммунального хозяйства при Правительстве Кыргызской Республики от 28 января 2021 года № 39

СТРОИТЕЛЬНЫЕ НОРМЫ КЫРГЫЗСКОЙ РЕСПУБЛИКИ ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ

ГАЗ МЕНЕН КАМСЫЗДАНДЫРУУ СИСТЕМАЛАРЫН ДОЛБООРЛОО

DESIGN OF GAS-SUPPLYING

Область применения

1.1 Настоящие строительные нормы распространяются на проектирование новых, расширяемых и реконструируемых систем газоснабжения, сооружаемых на территории поселений, и предназначены для обеспечения природным газом (газовых и нефтяных месторождений) газами и газовоздушными смесями с избыточным давлением не более 1,2МПа (12кгс/см2), сжиженными углеводородными газами (в дальнейшем – СУГ) с избыточным давлением до 1,6МПа (16 кгс/см2), включая потребителей, использующих выше названные газы в качестве топлива.

Настоящие нормы распространяются также на проектирование межпоселковых газопроводов и внеплощадочных газопроводов промышленных предприятий, использующих газ в качестве топлива и сырья. Настоящие нормы не распространяются на проектирование систем газоснабжения предприятий черной металлургии, нефтеперерабатывающей и других отраслей промышленности, для которых проектирование газоснабжения осуществляется в соответствии с отраслевыми нормативными документами, утвержденными в установленном порядке, а также на проектирование автомобильных заправочных станций природного газа, внутриплощадочных газопроводов предприятий, использующих газ в качестве сырья, и газооборудование передвижных средств. В состав систем газоснабжения входят наружные и внутренние (прокладываемые внутри зданий) газопроводы и относящиеся к ним здания, сооружения, устройства и оборудование.

2 Нормативные ссылки В настоящих строительных нормах использованы ссылки на нормативные документы, перечень которых приведен в приложении А.

3 Общие положения

3.1 При проектировании систем газоснабжения должны учитываться утвержденные схемы газоснабжения областей, городов и других населенных пунктов, а также схемы районной планировки и генеральных планов населенных пунктов.

Схемы газоснабжения населенных пунктов при выполнении проектно-изыскательских работ подлежат уточнению в местных управлениях архитектуры с учетом перспективы развития.

3.2 При проектировании систем газоснабжения, кроме требований настоящих норм, необходимо руководствоваться указаниями «Правилам безопасности для объектов, использующих сжиженные углеводородные газы», СНиП КР 42-02 «Строительство систем газоснабжения», СН КР 20-02 «Сейсмостойкое строительство. Нормы проектирования», а также других нормативных документов.

3.3 Газ, предусматриваемый для использования в качестве топлива, должен соответствовать ГОСТ 5542 для природного газа и ГОСТ 20448 для сжиженных углеводородных газов (СУГ).

3.4 Допускается подача неодорированного газа для производственных установок промышленных предприятий при условии прохождения подводящего газопровода к предприятию вне территории населенных пунктов, установки сигнализаторов загазованности в помещениях, где расположены газовое оборудование и газопроводы, и выполнения других дополнительных решений, обеспечивающих безопасное использование неодорированного газа.

3.5 Температура газа, выходящего из газораспределительных станций (далее – ГРС) должна быть не ниже минус 10°С при подаче в подземные газопроводы и не ниже расчетной температуры наружного воздуха для района строительства при подаче газа в наземные и надземные газопроводы.

За расчетную температуру наружного воздуха необходимо принимать температуру наиболее холодной пятидневки обеспеченностью 0,92 по СНиП КР 23-02.

3.6 Использование в качестве топлива смеси СУГ с воздухом и других газовоздушных смесей допускается при содержании горючих и негорючих компонентов в соотношении, обеспечивающем превышение верхнего предела воспламеняемости смеси не менее чем в 2 раза.

Содержание вредных примесей в газовоздушных смесях не должно превышать значений, приведенных в ГОСТ 5542 и ГОСТ 20448 соответственно для природного газа и СУГ.

3.7 При проектировании систем газоснабжения населенных пунктов и отдельных объектов рекомендуется предусматривать технические решения, обеспечивающие рациональное использование газового топлива. При проектировании газоснабжения городов с населением более 1 млн. чел., а также для городов с населением более 100 тыс. чел. при сейсмичности местности 8 и 9 баллов необходимо предусматривать не менее двух ГРС с размещением их с противоположных сторон города. Для предприятий с непрерывными технологическими процессами подачу газа необходимо предусматривать от двух городских газопроводов.

Газопроводы высокого и среднего давления, предназначенные для газоснабжения населенных пунктов и объектов, указанных в данном пункте, необходимо проектировать закольцованными с разделением их на секции отключающими устройствами.

3.8 Газовые сети и сооружения на них требуется проектировать с учетом применения модульных, сборно-блочных, стандартных и типовых элементов, и деталей, изготавливаемых на специализированных предприятиях и адаптированных к условиям Кыргызской Республики. При этом рекомендуется учитывать современные методы производства строительно-монтажных работ и возможность использования типовых проектов.

3.9 В проектах на прокладку межпоселковых газопроводов необходимо предусматривать решения по охране окружающей среды в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06, МСН 2.03-02.

3.10 При проектировании и строительстве газораспределительных систем должны применяться материалы, изделия, газовое оборудование соответствующие требованиям действующих нормативных документов (приложение А).

Пригодность для применения в газораспределительных системах новых материалов, изделий газового оборудования, в том числе зарубежного производства должны быть подтверждены сертификатами соответствия, выданными в установленном порядке аккредитованными сертификационными центрами в соответствии с Законом Кыргызской Республики «Об основах технического регулирования в Кыргызской Республике» от 22 мая 2004 года № 67. 4 Системы газоснабжения и нормы давления газа

4.1 Выбор системы распределения, числа газораспределительных станций (ГРС), газорегуляторных пунктов (ГРП) и принципа построения распределительных газопроводов (кольцевые, тупиковые, смешанные) необходимо производить на основании технико-экономических расчетов с учетом объема, структуры и плотности газопотребления, надежности газоснабжения, а также местных условий строительства и эксплуатации.

4.2 Газопроводы систем газоснабжения в зависимости от давления транспортируемого газа подразделяются на:

- газопроводы высокого давления І категории – при рабочем давлении газа свыше 0,6МПа (6кгс/см2) до 1,2МПа (12кгс/см2) включительно для природного газа и газовоздушных смесей и до 1,6МПа (16кгс/см2) для сжиженных углеводородных газов (СУГ);

- газопроводы высокого давления ІІ категории – при рабочем давлении газа свыше 0,3МПа (3кгс/см2) до 0,6МПа (6кгс/см2);

- газопроводы среднего давления – при рабочем давлении газа свыше 0,005МПа (0,05кгс/см2) до 0,3МПа (3кгс/см2);

- газопроводы низкого давления – при рабочем давлении газа до 0,005МПа (0,05кгс/см2) включительно.

4.3 Классификация газопроводов, входящих в систему газоснабжения, приведена в справочном приложении Б.

4.4 Давление газа в газопроводах, прокладываемых внутри зданий, необходимо принимать не более значений, приведенных в таблице 1.

Таблица 1

№ п/п

Потребители газа

Давление газа, МПа (кгс/см2)

1

Производственные здания промышленных и сельскохозяйственных предприятий, а также отдельно стоящие котельные и предприятия бытового обслуживания производственного характера (бани, прачечные, фабрики химчистки, предприятия по производству хлеба и кондитерских изделий и др.)

0,6 (6)

2

Предприятия бытового обслуживания производственного характера, перечисленные в позиции 1, пристроенные к зданиям другого производственного назначения или встроенные в эти здания

0,3 (3)

3

Предприятия бытового обслуживания непроизводственного характера и общественные здания

0,005 (0,05)

4

Жилые дома

0,003 (0,03)

Для тепловых установок промышленных предприятий и отдельно стоящих котельных допускается использование газа с давлением до 1,2МПа (12кгс/см2), если такое давление требуется по условиям технологии производства. Допускается использование газа давлением до 0,6МПа (6кгс/см2) в котельных, расположенных в пристройках к производственным зданиям.

4.5 Давление газа перед бытовыми газовыми приборами требуется принимать в соответствии с паспортными данными приборов, но не более указанного в позиции 4 таблицы 1.

5 Расчетные расходы газа, гидравлический расчет газопроводов

5.1.1 Годовые расходы газа для каждой категории потребителей необходимо определять на конец расчетного периода с учетом перспективы развития объектов – потребителей газа.

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

5.1.2 Годовые расходы газа для жилых домов, предприятий бытового обслуживания населения, общественного питания, предприятий по производству хлеба и кондитерских изделий, а также для учреждений здравоохранения необходимо определять по нормам расхода теплоты, приведенным в таблице 2.

Таблица 2

Потребители газа

Показатель потребления газа

Нормы расхода теплоты, МДж (тыс. ккал)

1

2

3

1 Жилые дома

при наличии в квартире газовой плиты и централизованного горячего водоснабжения при газоснабжении: природным газом

на 1 чел. в год

2800 (660)

СУГ

на 1 чел. в год

2540 (610)

При наличии в квартире газовой плиты и газового водонагревателя (при отсутствии централизованного горячего водоснабжения) при газоснабжении: природным газом

на 1 чел. в год

8000 (1900)

СУГ

на 1 чел. в год

7300 (1750)

При наличии в квартире газовой плиты и при отсутствии централизованного горячего водоснабжения и газового водонагревателя при газоснабжении: природным газом

на 1 чел. в год

4600 (1100)

СУГ

на 1 чел. в год

4240 (1050)

2 Предприятия бытового обслуживания населения

Фабрика – прачечные: на стирку белья в механизированных прачечных

на 1т сухого белья

8800 (2100)

на стирку белья в немеханизированных прачечных с сушильными шкафами

на 1т сухого белья

12600 (3000)

на стирку белья в механизированных прачечных, включая сушку и глаженье

на 1т сухого белья

18800 (4500)

Дезкамеры: на дезинфекцию белья в паровых камерах

на 1т сухого белья

2240 (535)

на дезинфекцию белья и одежды в горяче-воздушных камерах

на 1т сухого белья

1260 (300)

Бани: мытье без ванн

на 1 помывку

40 (9,5)

мытье в ваннах

на 1 помывку

50 (12)

3 Предприятия общественного питания

Столовые, рестораны, кафе: на приготовление обедов (вне зависимости от пропускной способности предприятия)

на 1 обед

4,2 (1)

на приготовление завтраков или ужинов

на 1 завтрак или ужин

2,1 (0,5)

4 Учреждения здравоохранения

Больницы, родильные дома: на приготовление пищи

на 1 койку в год

3200 (760)

на приготовление горячей воды для хозяйственно-бытовых нужд и лечебных процедур (без стирки белья)

на 1 койку в год

9200 (2200)

5 Предприятия по производству хлеба и кондитерских изделий

Хлебозаводы, комбинаты, пекарни: на выпечку хлеба формового

на 1т изделий

2500 (600)

на выпечку хлеба подового, батонов, булок, сдобы

на 1т изделий

5450 (1300)

на выпечку кондитерских изделий (тортов, пирожных, печенья, пряников и т.д.)

на 1т изделий

7750 (1850)

Примечания:

1. Нормы расхода теплоты на жилые дома, приведенные в таблице, учитывают расход теплоты на стирку белья в домашних условиях.

2. При применении газа для лабораторных нужд школ, ВУЗов, техникумов и других специальных учебных заведений норму расхода теплоты следует принимать в размере 50МДж (12тыс. ккал) в год на одного учащегося.

Нормы расхода газа для потребителей, не перечисленных в таблице 2, рекомендуется принимать по нормам расхода других видов топлива или по данным фактического расхода используемого топлива с учетом КПД при переходе на газовое топливо.

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

- при наличии централизованного горячего водоснабжения – 100;

- при горячем водоснабжении от газовых водонагревателей – 250;

- при отсутствии всяких видов горячего водоснабжения – 125 (165 в сельской местности).

5.1.4 Годовые расходы газа на нужды предприятий торговли, предприятий бытового обслуживания непроизводственного характера и т.п. допускается принимать в размере до 5% суммарного расхода теплоты на жилые дома, приведенного в таблице 2.

5.1.5 Годовые расходы газа на технологические нужды промышленных и сельскохозяйственных предприятий рекомендуется 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).

5.1.6 Годовые расходы теплоты на приготовление кормов и подогрев воды для животных рекомендуется принимать по таблице 3.

Таблица 3

Назначение расходуемого газа

Расход газа на одно животное

Нормы расхода теплоты на нужды животных, МДж (тыс. ккал)

Приготовление кормов для животных с учетом запаривания грубых кормов и корне-, клубнеплодов

на 1 лошадь, на 1 корову, на 1 свинью

1700 (400) 8400 (2000) 4200 (1000)

Подогрев воды для питья и санитарных целей

на одно животное

420 (100)

5.1.7 Система газоснабжения городов, населенных пунктов, микрорайонов, жилых массивов, кварталов и других потребителей должна рассчитываться на максимальный часовой расход газа.

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

где Khmax – коэффициент часового максимума (коэффициент перехода от годового расхода к максимальному часовому расходу); Qy – годовой расход газа, м3/год. Коэффициент часового максимума расхода газа требуется принимать дифференцированно по каждому району газоснабжения, сети которого представляют самостоятельную систему, гидравлически не связанную с системами других районов. Значения коэффициентов часового максимума расхода газа на хозяйственно-бытовые нужды в зависимости от численности населения, снабжаемого газом, приведены в таблице 4; для бань, прачечных, предприятий общественного и предприятий по производству хлеба и кондитерских изделий – в таблице 5.

Таблица 4

Число жителей, снабжаемых газом, тыс. чел.

Коэффициент часового максимума расхода газа (без отопления), Khmax

1

1/1800

2

1/2000

3

1/2050

5

1/2100

10

1/2200

20

1/2300

30

1/2400

40

1/2500

50

1/2600

100

1/2800

300

1/3000

500

1/3300

750

1/3500

1000

1/3700

2000 и более

1/4700

5.1.9 Расчетный часовой расход газа для предприятий различных отраслей промышленности и предприятий бытового обслуживания производственного характера (за исключением предприятий, приведенных в таблице 5) необходимо определять по данным топливо потребления (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 рекомендуемом приложении В.

Таблица 5

Предприятия

Коэффициент часового максимума расхода газа, Khmax

Бани

1/2700

Прачечные

1/2900

Предприятия общественного питания

1/2000

Предприятия по производству хлеба и кондитерских изделий

1/6000

Примечание: для бань и прачечных коэффициенты часового максимума расхода газа приведены с учетом расхода газа на нужды отопления и вентиляции.

5.1.10 Для отдельных жилых домов и общественных зданий расчетный часовой расход газа Ohd, м3/ч, необходимо 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 т; Ksim - коэффициент одновременности, значение которого следует принимать для жилых домов по справочному приложению Г; 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.

5.1.11 Годовые и расчетные часовые расходы теплоты на нужды отопления, вентиляции и горячего водоснабжения необходимо определять в соответствии с указаниями СНиП 2.04.01, СНиП 2.04.05 и СНиП КР 41-01 и другими действующими нормативно-техническими документами, действующими на территории Кыргызской Республики.

5.1.12 Гидравлические режимы работы распределительных газопроводов низкого, среднего и высокого давления должны 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.

5.1.13 Расчетные внутренние диаметры газопроводов необходимо определять гидравлическим расчетом из условия обеспечения бесперебойного газоснабжения в часы максимального потребления газа всех существующих, а также перспективных потребителей.

Гидравлический расчет газопроводов допускается производить или с использованием программно-технических средств, или по расчетным номограммам, или по данным, приведенным в справочном приложении Д настоящего норматива.

6 Наружные газопроводы и сооружения

6.1 Общие указания

6.1.1 Требования настоящего раздела распространяются на проектирование наружных газопроводов от ГРС или ГРП до потребителей газа (наружных стен зданий и сооружений).

6.1.2 Проекты наружных газопроводов, прокладываемых по территории населенных пунктов, необходимо выполнять на топографических съемках в масштабах, предусмотренных ГОСТ 21.610.

Допускается выполнение проектов межпоселковых газопроводов на планах М 1:1000 при закреплении оси трассы в натуре. Допускается не составлять продольные профили участков газопровода, прокладываемого на местности со спокойным рельефом, при отсутствии пересечений газопровода с естественными преградами и различными сооружениями, при условии детальной привязки и отображения на топографических съемках (М 1:500) трассы надземного газопровода. В случае наличия однотипных пересечений по трассе проектируемых участков газопровода с естественными преградами и инженерными сетями допускается применять унифицированные проектные решения. Определение сейсмичности площадок строительства трассы газопровода необходимо производить на основании сейсмического микрорайонирования или в соответствии с указаниями, приведенными в СНиП КР 20-02.

6.1.3 Прокладку наружных газопроводов на территории населенных пунктов рекомендуется предусматривать подземной с соблюдением минимально-допустимых расстояний, указанных в Приложении П настоящего норматива.

Допускается на территории населенных пунктов предусматривать надземную прокладку газопроводов низкого давления, а также, в стесненных условиях на отдельных участках трассы газопроводов среднего давления на отдельно стоящих опорах при условии соблюдения минимально-допустимых расстояний, указанных в Приложении П настоящего норматива. На территории промышленных предприятий прокладку наружных газопроводов необходимо осуществлять надземно в соответствии с требованиями СНиП II-89.

6.1.4 Выбор трассы подземных газопроводов необходимо производить с учетом коррозионной активности грунтов и наличия блуждающих токов в соответствии с требованиями ГОСТ 9.602.

6.1.5 Соединения стальных, а также полиэтиленовых труб требуется предусматривать на сварке.

Допускается предусматривать разъемные (фланцевые и резьбовые) соединения в местах установки запорной арматуры (краны, задвижки). При этом, размещение запорной арматуры необходимо предусматривать в колодцах (для подземных газопроводов) или на надземных газопроводах в доступном для обслуживания месте. Размещение разъемных соединений в грунте запрещено.

6.1.6 На надземных газопроводах при отсутствии самокомпенсации необходимо предусматривать компенсирующие устройства на протяженных прямолинейных участках трассы (для газопроводов условным диаметром до 150мм (включительно) - на прямолинейных участках протяженностью более 200,0м, для газопроводов условным диаметром более 150мм - прямолинейных участках протяженностью более 400,0м), а также в местах присоединения газопроводов к оборудованию, установленному на фундаменты (резервуары СУГ, компрессоры, насосы и т.д.) и на вводах в здания.

6.1.7 Трубы, соединительные детали и запорная арматура для наружных газопроводов должны соответствовать требованиям раздела 13 и Приложения Ж настоящего норматива.

6.2 Подземные газопроводы

6.2.1 Минимальные расстояния по горизонтали и вертикали в свету от стальных подземных, наземных (в насыпи) и надземных газопроводов всех давлений до зданий, сооружений, инженерных коммуникаций, а также искусственных и естественных преград необходимо принимать в соответствии с требованиями Приложения П настоящего норматива.

Допускается уменьшение до 50% расстояний, указанных в Приложении П, для газопроводов давлением до 0,6МПа (6кгс/см2), при прокладке в стесненных условиях местности, включая участки трассы при параллельной прокладке с другими инженерными сетями, между зданиями и под арками зданий, а также от газопроводов давлением свыше 0,6МПа до 1,2МПа до отдельно стоящих нежилых и подсобных строений. При этом, необходимо предусматривать одно из нижеперечисленных мероприятий:

- применение бесшовных или электросварных труб, прошедших 100% контроль заводского сварного соединения неразрушающими методами. При этом длина участка применения таких труб должна быть на 5,0м больше в каждую сторону от края места сближения;

- применение электросварных труб, не прошедших 100% контроль заводского сварного соединения неразрушающими методами, с прокладкой их в футляре, длина которого должна быть больше участка сближения на 2,0м в каждую сторону;

- увеличение толщины стенки участка трубопровода на 2мм больше значения, принятого для основного участка трубопровода (длина газопровода с увеличенной толщиной стенки трубы должна быть больше участка сближения на 5,0м в каждую сторону);

- проверку всех сварных (монтажных) стыков неразрушающими методами контроля.

На участках, где расстояние в свету от газопровода до колодцев и камер других подземных инженерных сетей составляет от 0,3м до нормативного расстояния для данной коммуникации, газопроводы необходимо прокладывать с соблюдением требований, предъявляемых к прокладке газопроводов в стесненных условиях. При прокладке электросварных труб в футляре последний должен выходить не менее чем на 2,0м в каждую сторону от стенки колодца или камеры. Расстояния от межпоселковых газопроводов давлением 0,6МПа и более до подошвы насыпи и бровки откоса выемки или от крайнего рельса на нулевых отметках железных дорог общей сети требуется принимать не менее 50,0м. В стесненных условиях по согласованию с государственными органами в сфере транспорта и безопасности дорожного движения допускается сокращение указанного расстояния до значений, приведенных в Приложении П, при условии прокладки газопровода на этом участке на глубине не менее 2,0м, увеличения толщины стенки труб на 2-3мм больше расчетной и проверки всех сварных соединений неразрушающими методами контроля.

6.2.2 Допускается укладка двух и более газопроводов низкого и среднего давления в одной траншее, на одном или разных уровнях (ступенями). При этом расстояние между газопроводами в свету должно быть не менее наружного диаметра наибольшего газопровода, но не менее 0,4м.

6.2.3 В местах пересечения подземными газопроводами каналов тепловой сети, коммуникационных коллекторов, каналов различного назначения с проходом над или под пересекаемыми сооружениями необходимо предусматривать прокладку газопровода в футляре, выходящем на 2,0м в обе стороны от наружных стенок пересекаемых сооружений, а также проверку неразрушающими методами контроля всех сварных стыков в пределах пересечения и по 5,0м в стороны от наружных стенок пересекаемых сооружений. Диаметр футляра должен быть не менее, чем на 100-150мм больше диаметра газопровода.

6.2.4 Глубину прокладки газопроводов требуется принимать не менее 0,8м до верха газопровода или футляра.

При пересечении газопроводом автодорог (вне зависимости от категории дороги) глубина прокладки газопровода должна составлять не менее 1,0м. При обосновании невозможности сохранения глубины заложения газопровода допускается прокладывать газопровод в футляре на глубине не менее 0,6м до верха футляра. При этом диаметр футляра должен быть не менее, чем на 150мм больше диаметра газопровода. Концы футляра должны выходить на 2,0м в каждую сторону от границ мест уменьшения глубины прокладки. В местах, где не предусматривается движение транспорта, допускается прокладка газопроводов, транспортирующих осушенный газ, на глубине 0,6м и не выше глубины сезонного промерзания грунта для газопроводов, транспортирующих неосушенный газ.

6.2.5 Прокладка газопроводов, транспортирующих неосушенный газ, должна предусматриваться ниже зоны сезонного промерзания грунта с уклоном к конденсатосборникам не менее 3%.

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 конденсатосборников в низшей точке. Прокладку газопроводов паровой фазы СУГ необходимо предусматривать в соответствии с указаниями раздела 10.

6.2.6 Прокладку газопроводов в грунтах, с включением камней и валунов фракцией размерами более 10 см, строительного мусора и перегноя требуется предусматривать с устройством под газопровод основания из мягкого или песчаного грунта толщиной не менее 20см и не менее 10см над выступающими неровностями основания. Обсыпку газопровода необходимо предусматривать мягким или песчаным грунтом на высоту не менее 20см от верха трубы. Засыпку траншеи на оставшуюся глубину осуществлять вынутым грунтом с обязательной послойной трамбовкой, обеспечивающей требуемый уровень плотности грунта.

В грунтах с несущей способностью менее 0,025МПа (0,25кгс/см2) дно траншеи необходимо усиливать путем подкладки антисептированных деревянных брусьев, бетонных брусьев, устройства свайного основания или втрамбовывания щебня или гравия. В этом случае подсыпку грунта под газопровод и засыпку его необходимо производить, как указано в первом абзаце данного пункта.

6.2.7 При наличии в зоне прокладки газопроводов подземных вод необходимо предусматривать мероприятия по предотвращению всплытия газопроводов с выполнением соответствующих расчетов.

6.2.8 На подземных газопроводах необходимо предусматривать контрольные трубки:

- в местах врезки газопроводов;

- на углах поворота газопровода (кроме выполненных упругим изгибом);

- в местах разветвления сети;

- на одном конце футляра, в котором прокладывается газопровод (за исключением мест пересечения стенок колодцев);

- в местах расположения переходов «полиэтилен - сталь»;

- в местах расположения переходов «земля – воздух»;

- на линейных участках стальных газопроводов в пределах населенных пунктов в характерных точках, но не реже чем через 100,0м;

- на линейных участках стальных газопроводов вне населенных пунктов в характерных точках, но не реже чем через 200,0м.

6.3 Надземные и наземные газопроводы

6.3.1 Надземные газопроводы рекомендуется прокладывать на отдельно стоящих опорах, этажерках и колоннах из негорючих материалов, по стенам газифицируемых зданий, или с креплением к бетонным капитальным сооружениям и элементам ограждающих конструкций.

При этом, разрешается прокладка:

- газопроводов всех давлений на отдельно стоящих опорах, колоннах, эстакадах и этажерках;

- газопроводов давлением до 0,6МПа (6кгс/см2) по стенам газифицируемых производственных зданий с помещениями категорий В, Г и Д;

- газопроводов давлением до 0,3МПа (3кгс/см2) по стенам газифицируемых общественных и жилых зданий, не ниже III-IIIа степени огнестойкости при размещении регуляторов давления газа на наружных стенах и других конструкциях этих зданий на участках до ввода их в регулятор;

- газопроводов давлением до 0,005МПа (0,05кгс/см2) с условным диаметром труб не более 50мм по стенам общественных и жилых зданий IV-V степени огнестойкости и не более 150мм по стенам общественных и жилых зданий, не ниже III-IIIа степени огнестойкости.

Запрещается транзитная прокладка газопроводов всех давлений по стенам отдельно стоящих зданий детских учреждений, больниц, поликлиник, библиотек, образовательных учреждений, торговых и зрелищно-развлекательных предприятий. Запрещается транзитная прокладка газопроводов среднего и высокого давления по стенам жилых и общественных зданий. Запрещается прокладка газопроводов всех давлений по зданиям со стенами из панелей с полимерным утеплителем и по зданиям категорий А и Б. Запрещается прокладка газопроводов под балконами общественных и жилых зданий в случае, если пространство между балконом и землей закрыто, а также не обеспечивается доступ для технического обслуживания данного участка газопровода (расстояние в свету от земли до балкона менее 0,5м) и возможно скопление газов.

6.3.2 Надземные газопроводы, прокладываемые на территории промышленных предприятий, и опоры для этих газопроводов необходимо проектировать с учетом требований СНиП II-89 и СНиП 2.09.03.

6.3.3 Газопроводы высокого давления разрешается прокладывать по глухим стенам, над окнами и дверными проемами одноэтажных и над окнами верхних этажей многоэтажных производственных зданий с помещениями по взрывопожарной и пожарной опасности категорий В, Г и Д и сблокированных с ними вспомогательных зданий, а также зданий отдельно стоящих котельных.

В производственных зданиях допускается прокладка газопроводов низкого и среднего давления вдоль переплетов не открывающихся окон и пересечение указанными газопроводами световых проемов, заполненных стеклоблоками.

6.3.4 Расстояния между проложенными по стенам зданий газопроводами и другими инженерными сетями необходимо принимать в соответствии с требованиями, предъявляемыми к прокладке газопроводов внутри помещений (раздел 8).

6.3.5 Не допускается предусматривать разъемные соединения на газопроводах под оконными проемами и балконами жилых зданий и общественных зданий непроизводственного характера.

6.3.6 Высоту прокладки надземных газопроводов необходимо принимать в свету от земли до низа трубы:

- не менее 0,35м на свободной территории вне проезда транспорта и прохода людей;

- не менее 2,2м в местах прохода людей;

- не менее 3,5м в местах нерегулярного проезда автотранспорта, на территории промышленных предприятий, на выездах из частных дворов;

- не менее 5,0м в местах регулярного проезда автотранспорта, на надземных переходах через улицы (внутриквартальные, а также автодороги III и IV категорий), а также в местах возможного проезда габаритного транспорта;

- не менее 7,3м в местах пересечения с контактной сетью троллейбуса (от верха покрытия проезжей части дороги);

- в местах пересечения с внутренними железнодорожными подъездными путями и железнодорожными путями общей сети - в соответствии с требованиями ГОСТ 9238.

6.3.7 На переходах «земля-воздух», в местах пересечения газопроводом твердых покрытий (асфальтовое, бетонное покрытие, тротуарная плитка и др.) и в местах, где в дальнейшем предполагается устройство твердых покрытий, газопровод необходимо заключать в футляр, выходящий не менее, чем на 0,3м выше уровня покрытия. Диаметр футляра должен быть на 100-150мм больше диаметра газопровода.

В местах, где исключена возможность механических повреждений газопроводов (непроезжая часть территории и т.д.), установка футляра не обязательна. При отсутствии футляра на переходе «земля-воздух» необходимо предусматривать защитное изоляционное покрытие на высоту не менее 0,3м от земли, обеспечивающее защиту газопровода от коррозии.

6.3.8 Надземные газопроводы, транспортирующие неосушенный газ, необходимо прокладывать с уклоном не менее 3‰ с установкой в низших точках устройств для удаления конденсата (дренажные штуцера с запорным устройством). Для указанных газопроводов требуется предусматривать тепловую изоляцию.

6.3.9 Прокладку газопроводов СУГ необходимо предусматривать в соответствии с указаниями раздела 11.

6.3.10 Расстояния по горизонтали в свету от надземных газопроводов, проложенных на опорах, и наземных (без обвалования) до зданий и сооружений, а также надземных инженерных коммуникаций необходимо принимать не менее значений, указанных в Приложении П настоящего норматива.

6.3.11 Расстояние между надземными газопроводами и другими инженерными коммуникациями надземной и наземной прокладки необходимо принимать с учетом возможности монтажа, осмотра и ремонта каждого из трубопроводов, но не менее значений, указанных в Приложении П настоящего норматива.

6.3.12 Расстояния между газопроводами и воздушными линиями электропередачи, а также кабелями необходимо принимать в соответствии с требованиями Приложения П настоящего норматива.

6.3.13 Максимально допустимые расстояния между опорами надземных газопроводов требуется принимать в зависимости от диаметра газопроводов:

Диаметр газопровода, мм Шаг опор, м Ду50 5,0 Ду65 6,0 Ду80 6,5 Ду100 7,0 Ду125 8,0 Ду150 10,0 Ду200 12,0 Ду250 14,5 Ду300 16,5 Ду400 23,2 Ду500 23,4 Допускается увеличивать расстояние между опорами надземных газопроводов при выполнении соответствующего расчета на самонесущую способность трубопровода, связанного с увеличением толщины стенки трубы.

6.3.14 Допускается предусматривать прокладку на отдельно стоящих опорах, колоннах, эстакадах, этажерках газопроводов с трубопроводами другого назначения согласно СНиП II-89.

6.3.15 Совместную прокладку газопроводов с электрическими кабелями и проводами, в том числе предназначенными для обслуживания газопроводов (силовыми, для сигнализации, диспетчеризации, управления задвижками), необходимо предусматривать в соответствии с указаниями ПУЭ.

6.3.16 Прокладку газопроводов по железнодорожным и автомобильным мостам разрешается предусматривать в случаях, когда это допускается требованиями СНиП 2.05.03. При этом, прокладку газопроводов необходимо осуществлять в местах, исключающих возможность скопления газа (в случае его утечки) в конструкциях моста.

6.3.17 Расстояние фундаментов опорных стоек, эстакад и колонн до подземных коммуникаций необходимо принимать не менее 0,5м (в свету).

6.4 Переходы газопроводов через водные преграды и овраги

6.4.1 Подводные переходы газопроводов через водные преграды требуется предусматривать на основании данных гидрологических, инженерно-геологических и топографических изысканий.

6.4.2 Створы подводных переходов через реки требуется предусматривать на прямолинейных устойчивых плесовых участках с пологими не размываемыми берегами русла при минимальной ширине заливаемой поймы. Створ подводного перехода необходимо предусматривать перпендикулярным динамической оси потока, избегая участков, сложенных скальными грунтами.

6.4.3 Подводные переходы газопроводов при ширине водных преград при меженном горизонте 75,0м и более необходимо предусматривать в две нитки с пропускной способностью каждой по 0,75 расчетного расхода газа.

Допускается не предусматривать вторую (резервную) нитку газопровода при прокладке закольцованных газопроводов, если при отключении подводного перехода обеспечивается бесперебойное снабжение газом потребителей тупиковых газопроводов и промышленных потребителей, если данные потребители могут перейти на другой вид топлива на период ремонта подводного перехода.

6.4.4 При пересечении водных преград шириной менее 75,0м газопроводами, предназначенными для газоснабжения потребителей, не допускающих перерывов в подаче газа, или при ширине заливаемой поймы более 500,0м по уровню горизонта высоких вод (ГВВ) при 10% обеспеченности и продолжительности подтопления паводковыми водами более 20 дней, а также горных рек и водных преград с неустойчивым дном и берегами допускается прокладка второй (резервной) нитки.

6.4.5 Минимальные расстояния по горизонтали от автомобильных и железнодорожных мостов до подводных и надводных газопроводов в местах перехода их через водные преграды необходимо принимать по таблице 6.

Таблица 6

Водные преграды

Тип моста

Расстояние по горизонтали между газопроводом и мостом, м, при прокладке газопровода

выше моста

ниже моста

от надводного газопровода

от подводного газопровода

от надводного газопровода

от подводного газопровода

Несудоходные незамерзающие реки

Одно- и двух-пролетные

20

20

20

20

Несудоходные реки для газопроводов давления: низкого

Одно- и двух-пролетные

2

20

2

10

среднего и высокого

Одно- и двух-пролетные

5

20

5

20

6.4.6 Толщину стенок труб для подводных переходов необходимо принимать на 2мм больше расчетной, но не менее 5мм. Для газопроводов диаметром менее 250мм допускается увеличивать толщину стенки для обеспечения отрицательной плавучести газопровода.

6.4.7 Границами подводного перехода газопровода, определяющими длину перехода, требуется считать участок, ограниченный ГВВ не ниже отметок 10% обеспеченности. Запорную арматуру необходимо размещать вне границ этого участка.

6.4.8 Расстояния между осями параллельных газопроводов на подводных переходах необходимо принимать не менее 30,0м.

На несудоходных реках с руслом, не подверженным размыву, а также при пересечении водных преград в пределах населенных пунктов допускается предусматривать укладку двух газопроводов в одну траншею. Расстояние между газопроводами в свету в этом случае должно быть не менее 0,5м. При прокладке газопроводов на пойменных участках расстояние между газопроводами допускается принимать таким же, как для линейной части газопровода.

6.4.9 Прокладку газопроводов на подводных переходах требуется предусматривать с заглублением в дно пересекаемых водных преград. Проектную отметку верха забалластированного газопровода необходимо принимать на 0,5м ниже прогнозируемого профиля дна, определяемого с учетом возможного разлива русла в течении 25 лет после окончания строительства перехода.

На подводных переходах через водные преграды с дном из скальных грунтов допускается уменьшение глубины укладки газопроводов, но верх забалластированного газопровода во всех случаях должен быть ниже отметки возможного размыва дна водоема на расчетный срок эксплуатации газопровода.

6.4.10 Ширину траншеи по дну необходимо принимать в зависимости от методов ее разработки и характера грунтов, режима водной преграды и необходимости проведения водолазного обследования.

Крутизну откосов подводных траншей необходимо принимать в соответствии с требованиями СНиП III-42.

6.4.11 Расчет подводных газопроводов против всплытия (на устойчивость) и их балластировку требуется выполнять в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06.

6.4.12 Для газопроводов, прокладываемых на участках подводных переходов, необходимо предусматривать решения по защите изоляции от повреждения.

6.5 Переходы газопроводов через железнодорожные пути и автомобильные дороги

6.5.1 Пересечения газопроводов с железнодорожными путями, а также с автомобильными дорогами рекомендуется предусматривать, как правило, под углом 90°.

В стесненных условиях допускается пересечение автомобильных дорог под углом не менее 60°. Минимальное расстояние от подземных газопроводов в местах их пересечения с железнодорожными путями требуется принимать:

- до мостов, труб, тоннелей, пешеходных мостов и тоннелей с большим скоплением людей на железных дорогах – не менее 30,0м;

- до стрелок (начала остряков, хвоста крестовин, мест присоединения к рельсам отсасывающих кабелей) – не менее 10,0м для железных дорог;

- до опор контактной сети - не менее 3,0м.

Уменьшение указанных расстояний допускается по согласованию с организациями, в ведении которых находятся пересекаемые сооружения. Необходимость установки опознавательных столбиков (знаков) и их оформление на переходах газопроводов через железные дороги общей сети решается по согласованию с государственными органами в сфере транспорта и безопасности дорожного движения.

6.5.2 Прокладку подземных газопроводов всех давлений в местах пересечений с железнодорожными путями, автомобильными дорогами I, II категорий, скоростными и грузовыми дорогами, магистральными улицами и дорогами общегородского значения необходимо предусматривать в стальных футлярах.

Газопровод, прокладываемый в футляре, должен быть оборудован опорными диэлектрическими кольцами, обеспечивающими свободный монтаж. Концы футляра должны быть уплотнены эластичным материалом. На одном конце футляра необходимо предусматривать контрольную трубку, выходящую под защитное устройство, а на футляре межпоселкового газопровода высокого давления - вытяжную свечу с устройством для отбора проб, выведенную на расстояние не менее 50,0м от края дорожного полотна или крайнего рельса железнодорожного пути. При пересечении дорог III и IV категорий, улиц и дорог местного значения устройство футляров не обязательно. Решение об устройстве футляров на дорогах районного грузового значения принимается проектной организацией в зависимости от интенсивности движения транспорта, определенной местным управлением архитектуры в соответствующих инженерно-технических условиях (ИТУ). При этом допускается предусматривать неметаллические футляры, удовлетворяющие условиям прочности и долговечности. В межтрубном пространстве футляра допускается прокладка эксплуатационного кабеля связи, телемеханики, дренажного кабеля электрозащиты, предназначенного для обслуживания системы газоснабжения.

6.5.3 Диаметр футляра должен быть на 100-150мм больше диаметра газопровода. Концы футляра требуется выводить в каждую сторону на расстояние не менее:

- 2,0м от края дорожного полотна или проезжей части улиц;

– 3,0м от края водоотводного сооружения железнодорожного земляного полотна (кювета, канавы, резерва), от крайнего рельса железнодорожного пути промышленного предприятия, от края проезжей части автомобильных дорог;

- 10,0м от крайнего рельса железнодорожного пути общей сети.

Во всех случаях концы футляров должны быть выведены за пределы подошвы насыпи или верха выемки на расстояние не менее 2,0м.

6.5.4 Глубину укладки газопровода под железнодорожными путями и автомобильными дорогами необходимо принимать в зависимости от способа производства строительных работ и характера грунтов с целью обеспечения безопасности движения.

Минимальную глубину укладки газопровода до верха футляра от подошвы рельса или верха покрытия на нулевых отметках и выемках, а при наличии насыпи от подошвы насыпи необходимо предусматривать, м: под железными дорогами общей сети - 2,0 (от дна водоотводных сооружений - 1,5), а при производстве работ методом прокола - 2,5; под трамвайными путями, железными дорогами промышленных предприятий и автомобильными дорогами: 1,0 - при производстве работ открытым способом; 1,5 - при производстве работ методом продавливания, горизонтального бурения или щитовой проходки; 2,5 - при производстве работ методом прокола. При этом на пересечениях железных дорог общей сети глубина укладки газопровода на участках за пределами футляра на расстоянии 50,0м в обе стороны от земельного полотна должна приниматься не менее 2,10м от поверхности земли до верха газопровода. При устройстве переходов под железными дорогами общей сети в пучинистых грунтах для газопроводов с температурой транспортируемого газа в зимнее время выше 5°С следует проверять их минимальную глубину прокладки расчетом на соблюдение условий, при которых исключается влияние тепловыделений на равномерность морозного пучения грунта. При невозможности обеспечить заданный температурный режим должна предусматриваться замена пучинистого грунта или другие проектные решения.

6.6 Размещение отключающих устройств на газопроводах

6.6.1 Отключающие устройства на газопроводах требуется предусматривать:

- на вводах в жилые, общественные, производственные здания или в группу смежных зданий;

- перед газопотребляющими установками;

- на вводах в ГРП;

- на выходе из ГРП при закольцованных газопроводах в системах с двумя и более ГРП;

- на ответвлениях от уличных газопроводов к отдельным микрорайонам, кварталам, группам жилых домов;

- для отключения отдельных участков газопроводов с целью обеспечения безопасности и надежности газоснабжения;

- для секционирования участков газопровода;

- при пересечении водных преград двумя нитками и более, а также одной ниткой при ширине водной преграды 75,0м и более при меженном горизонте;

- при пересечении железных дорог общей сети и автомобильных дорог I и II категорий.

Отключающие устройства допускается не предусматривать:

- перед ГРП предприятий, если отключающее устройство, имеющееся на отводе от распределительного газопровода, находится от ГРП на расстоянии не более 100,0м;

- на пересечении железнодорожных путей общей сети и автомобильных дорог I и II категорий при наличии отключающего устройства на расстоянии от путей (дорог) не более 500,0м, обеспечивающего прекращение подачи газа на участке перехода (линейные задвижки, отключающие устройства после ГРП, ГРС).

6.6.2 Отключающие устройства на наружных газопроводах рекомендуется размещать в колодцах, наземных шкафах или оградах, а также на стенах газифицируемых зданий.

На подземных газопроводах среднего и низкого давления допускается, при согласовании с эксплуатирующей организацией, бесколодезная установка запорных устройств подземного исполнения под приварку с заводским антикоррозийным полимерным покрытием и с выводом штока под ковер, рассчитанных на работу в условиях с сейсмичностью 9 баллов. При этом место установки данного устройства необходимо предусматривать вне проезжей части улиц. На надземных газопроводах отключающие устройства допускается устанавливать, как на вертикальных, так и на горизонтальных участках газопровода в доступном для обслуживания месте на высоте не более 1,8м от уровня земли.

6.6.3 Размещение отключающих устройств требуется предусматривать в доступном для обслуживания месте.

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

6.6.4 В колодцах требуется предусматривать компенсирующие устройства, обеспечивающие монтаж и демонтаж запорной арматуры.

При установке в колодце стальной фланцевой арматуры на газопроводах всех давлений допускается предусматривать вместо компенсирующего устройства косую фланцевую вставку. Установку стальной арматуры, изготовленной для присоединения на сварке, необходимо предусматривать без компенсирующего устройства и без косой вставки.

6.6.5 Колодцы необходимо предусматривать на расстоянии не менее 2,0м от линии застройки и ограждения территории предприятий.

В местах отсутствия проезда транспорта и прохода людей люки колодцев допускается предусматривать выше уровня земли.

6.6.6 Отключающие устройства, предусмотренные к установке на стенах газифицируемых зданий, необходимо размещать в соответствии с указаниями Приложения П настоящего норматива.

При расположении отключающей арматуры на высоте более 1,8м для обеспечения удобства обслуживания необходимо предусматривать площадки из негорючих материалов с лестницами.

6.6.7 Отключающие устройства, проектируемые к установке на участке закольцованных распределительных газопроводов, проходящих по территории промышленных и других предприятий, необходимо размещать вне территории этих предприятий.

6.6.8 На вводах и выводах газопроводов из здания ГРП установку отключающих устройств требуется предусматривать на расстоянии не менее 5,0м и не более 100,0м от ГРП.

Отключающие устройства ГРП, размещаемые в пристройках к котельным и промышленным зданиям, и шкафных ГРП допускается предусматривать на наружных надземных газопроводах на расстоянии менее 5,0м от ГРП в удобном для обслуживания месте.

6.6.9 Отключающие устройства, предусмотренные согласно п.6.6.1 к установке на переходах газопроводов через водные преграды, необходимо размещать на берегах на отметках не ниже отметок ГВВ при 10% обеспеченности и выше отметок ледохода, а на горных реках - не ниже отметок ГВВ при 2% обеспеченности.

При этом на закольцованных газопроводах отключающие устройства необходимо предусматривать на обоих берегах, а на тупиковых одиночных газопроводах - на одном берегу, до перехода (по ходу газа).

6.6.10 Отключающие устройства, предусмотренные к установке на переходах через железные дороги, необходимо размещать:

- на тупиковых газопроводах - не более 500,0м до перехода (по ходу газа);

- на кольцевых газопроводах - по обе стороны перехода на расстоянии не более 500,0м от перехода.

6.6.11 В качестве запорной арматуры на наружных газопроводах рекомендуется применять краны шаровые с герметичностью затвора по классу А (ГОСТ Р 54808).

Срок службы запорной арматуры должен обеспечивать ее эксплуатацию на протяжении не менее 30 лет.

6.7 Сооружения на газопроводах

6.7.1 Колодцы для размещения отключающих устройств на газопроводах необходимо предусматривать из негорючих, влагостойких и биостойких материалов. Конструкцию и материал колодцев требуется принимать из условия исключения проникания в них грунтовых вод.

Наружную поверхность стенок колодцев необходимо предусматривать гладкой, оштукатуренной и покрытой битумными гидроизоляционными материалами.

6.7.2 В местах прохода газопровода через стенки колодцев необходимо предусматривать футляры.

Диаметр футляра должен быть на 100мм больше диаметра газопровода. Концы футляра должны выходить за края стенок колодца не менее, чем на 0,2м с каждой стороны. Концы футляра должны быть заделаны эластичным влагостойким материалом, не препятствующим возможному смещению газопровода.

6.7.3 Для защиты от механических повреждений контрольных трубок, контактных выводов контрольно-измерительных пунктов, водоотводящих трубок конденсатосборников, гидрозатворов и штоков подземных кранов требуется предусматривать коверы, которые необходимо устанавливать на бетонные, железобетонные или другие основания, обеспечивающие устойчивость и исключающие их просадку.

6.7.4 Для определения местоположения сооружений на подземном газопроводе (колодцев, запорно-регулирующей арматуры, контрольных трубок, конденсатосборников и других) необходимо предусматривать установку над газопроводом или вблизи от него (на стенах зданий и сооружений или на специальных ориентирных столбиках) табличек-указателей.

6.8 Защита от коррозии

6.8.1 При проектировании трасс газопроводов требуется учитывать коррозионную активность грунтов и наличие блуждающих токов в соответствии с требованиями ГОСТ 9.602.

6.8.2 Для подземных стальных газопроводов, прокладываемых в грунтах с высокой коррозионной активностью или при наличии в них блуждающих электрических токов, требуется предусматривать активную электрохимическую защиту.

При прокладке подземных стальных газопроводов в грунтах со средней и низкой коррозийностью активная электрохимическая защита трубопроводов не требуется. Для всех подземных стальных газопроводов необходимо предусматривать изоляционное покрытие «весьма усиленного» типа заводского изготовления, обеспечивающее требуемый уровень защиты, адгезии и сплошности. Защита сварных стыков стальных газопроводов подземной прокладки должна предусматриваться термоусаживающимися манжетами. Соединительные детали подземного газопровода необходимо изолировать в трассовых условиях антикоррозионным битумно-уретановым покрытием или полимерно-битумной лентой, исходя из возможности технологии монтажа на местности. Защиту от коррозии подземных газопроводов необходимо проектировать в соответствии с требованиями ГОСТ 9.602, нормативно-технической документации, утвержденной в установленном порядке, и требованиями настоящего подраздела. Защита надземных газопроводов от воздействия окружающей среды должна обеспечиваться путем применения лакокрасочных покрытий, обеспечивающих срок службы не менее 5 лет при расчетной температуре наружного воздуха в районе строительства. Материал для защитных покрытий должен соответствовать требованиям подраздела 13.4 настоящего норматива.

6.8.3 При организации активной электрохимической защиты от коррозии на подземных газопроводах в пределах населенных пунктов необходимо предусматривать установку контрольно-измерительных пунктов подземного или надземного исполнения с интервалами между ними не более 200,0м, вне территории населенных пунктов — не более 500,0м, на пахотных землях - устанавливается проектом.

Необходимость установки контрольно-измерительных пунктов в местах пересечения газопроводов с подземными металлическими коммуникациями решается проектной организацией в зависимости от коррозионных условий.

6.8.4 Для измерения защитных электропотенциалов газопроводов допускается использовать отключающие устройства, конденсатосборники и другое оборудование и сооружения на газопроводах.

6.8.5 При электрохимической защите газопроводов необходимо предусматривать вставки электроизолирующие (ВЭИ) или изолирующие фланцевые соединения (ИФС):

- на входе и выходе газопровода из земли;

- на входе и выходе из ГРП;

- на вводе газопроводов в здания, где возможен электрический контакт газопровода с землей через металлические конструкции здания и инженерные сети;

- на вводе газопровода на объект, являющийся источником блуждающих токов;

- для секционирования газопроводов;

- в местах присоединения газопроводов, обеспеченных системами электрохимической защиты, к газопроводам, не обеспеченных системами электрохимической защиты.

Если сопротивление растеканию контура заземления ГРП или подземных резервуаров СУГ составляет более 50,0м, ВЭИ на газопроводах допускается не устанавливать. Необходимо предусматривать электрическую изоляцию надземных газопроводов от металлических конструкций опор, по которым проложен данный газопровод, электроизолирующими прокладками (ложементами), выполненными из полимерных материалов ГОСТ16338-85Е или других материалов, равноценных по диэлектрическим свойствам.

6.8.6 На подземных газопроводах необходимо предусматривать установку ВЭИ.

На надземных газопроводах ВЭИ и ИФС необходимо размещать на высоте не менее 0,5м и не более 1,8м от уровня земли. Расстояние от ВЭИ и ИФС до дверных и оконных проемов, источников открытого огня, электрооборудования и др. необходимо предусматривать в соответствии с указаниями Приложения П настоящего норматива.

6.8.7 Для фланцевых соединений газопроводов в колодцах необходимо предусматривать постоянные шунтирующие электроперемычки.

6.8.8 Расстояние от установок электрохимической защиты и от их контактных устройств до резервуаров СУГ необходимо принимать не менее 5,0м.

6.8.9 Протекторы, применяемые для защиты стальных резервуаров СУГ от коррозии, допускается предусматривать в качестве основных заземлителей защиты от прямых ударов молнии. При этом следует учитывать требования РД 34.21.122.

6.8.10 Электроперемычки между трубопроводами, выполненные из полосовой стали, и стальные футляры (за исключением прокладываемых методом прокола) должны иметь изоляционное покрытие весьма усиленного типа.

6.8.11 Надземные газопроводы необходимо защищать от атмосферной коррозии покрытием, состоящим из двух слоев грунтовки и двух слоев краски, лака или эмали, предназначенных для наружных работ при расчетной температуре наружного воздуха в районе строительства и обеспечивающих срок службы газопроводов не менее 5 лет.

6.8.12 Решения по электрохимической защите требуется приниматься с учетом обеспечения срока эксплуатации газопроводов не менее 30 лет.

6.8.13 При разработке раздела ПОС рекомендуется предусматривать одновременное строительство подземных газопроводов и средств электрохимической защиты этих трубопроводов, а также предусматривать включение в работу средства электрохимической защиты трубопроводов в течение периода не более 3-х месяцев после укладки и засыпки трубопровода. В случае невозможности ввода в эксплуатацию в указанные сроки средств постоянной электрохимической защиты должна предусматриваться временная система ЭХЗ. Временную защиту трубопровода на период строительства рекомендуется предусматривать протекторными установками. Протекторы устанавливаются на глубине ниже глубины сезонного промерзания грунта на расстоянии 3,0-5,0м от боковой образующей трубопровода. Расстояние между пунктами установок временной защиты рекомендуется предусматривать 1,0-3,0км.

6.9 Газопроводы из полиэтиленовых труб

6.9.1 В настоящем подразделе приведены дополнительные требования, которые необходимо учитывать при проектировании новых и реконструкции действующих подземных газопроводов из полиэтиленовых труб (в дальнейшем тексте подраздела - "газопроводы").

Требования настоящего подраздела должны выполняться также при реконструкции металлических ветхих (изношенных) подземных газопроводов, выполняемой методом протяжки в них полиэтиленовых труб (плетью).

6.9.2 Область применения полиэтиленовых труб для строительства газопроводов в зависимости от давления и состава газа необходимо принимать в соответствии с таблицей 7 и с учетом требований, приведенных в пп.6.9.3 –6.9.4.

Таблица 7

Давление газа, Мпа (кгс/см2), не более

Область применений полиэтиленовых труб

Газы, допускаемые для транспортирования

0,3 (3)

Подземные газопроводы на территории населенных пунктов, в том числе для реконструкции подземных стальных газопроводов

Природные газы по ГОСТ 5542, а также газо-воздушные смеси, не содержащие ароматических и хлорированных углеводородов

0,6 (6)

Межпоселковые газопроводы

6.9.3 Газопроводы из полиэтиленовых труб должны предусматриваться из труб в бухтах, катушках или на барабанах (длинномерные трубы) или труб мерной длины, соединяемых муфтами с закладными нагревателями или стыковой сваркой со 100% проверкой всех соединений физическими методами контроля.

При этом, полиэтиленовые трубы, соединяемые стык в стык, должны иметь толщину стенок не менее 5мм и приниматься из полиэтилена марки не ниже ПЭ100. Не допускается сварка стык в стык трубопроводов и соединительных деталей с различной толщиной стенки.

6.9.4 Полиэтиленовые трубы, применяемые для строительства газопроводов, должны иметь коэффициент запаса прочности по ГОСТ Р 50838.

Для полиэтиленовых газопроводов низкого давления необходимо применять трубы и соединительные детали с SDR не более SDR 11 из ПЭ 100 или из ПЭ 100/ПЭ 100-RC с коэффициентом запаса прочности не менее 3,2 для газопроводов, прокладываемых на территориях населенных пунктов, и не менее 2,0 - для межпоселковых газопроводов. При давлении газа до 0,3МПа включительно и диаметрах 225мм и менее необходимо применять полиэтиленовые трубы и соединительные детали из ПЭ 80, ПЭ 100 или ПЭ 100/ПЭ 100-RC с SDR не более 11, а при диаметрах свыше 225мм - с SDR не более 17,6.

6.9.5 Не допускается прокладка газопроводов из полиэтиленовых труб:

-в районах с расчетной температурой наружного воздуха ниже -45°С;

- на подрабатываемых и закарстованных площадках;

- в грунтах II типа просадочности на территории населенных пунктов;

- надземно и наземно;

- на участках вновь проектируемых переходов через искусственные и естественные преграды, указанных в пп.6.9.12 - 6.9.13 настоящего норматива.

6.9.6 Полиэтиленовые газопроводы в сильнопучинистых грунтах должны укладываться ниже зоны сезонного промерзания.

6.9.7 Гидравлический расчет газопроводов допускается производить согласно справочному приложению Д.

6.9.8 При реконструкции металлического газопровода низкого давления в нем могут быть протянуты полиэтиленовые трубы как для газопровода низкого давления, так и среднего в соответствии с расчетом.

6.9.9 Минимальные расстояния по горизонтали и вертикали в свету от полиэтиленовых газопроводов всех давлений до зданий, сооружений, инженерных коммуникаций (кроме тепловых сетей), а также искусственных и естественных преград необходимо принимать как для стальных газопроводов с учетом требований Приложения П настоящего норматива.

На отдельных участках в стесненных условиях допускается уменьшение до 50% расстояний, указанных в Приложении П, при условии, что на участках сближения и по 5,0м (для низкого давления 2,0м) в каждую сторону от них будет выполнено одно из следующих требований:

- применение длинномерных труб без соединений;

- использование труб мерной длины, соединенных муфтами с закладными нагревателями;

- прокладка труб мерной длины в стальном футляре;

- замена на стальные трубы при условии соблюдения требований п.6.2.1.

Участки открытой прокладки полиэтиленовых труб (вне стальных) в местах приближения должны быть защищены от механических повреждений (металлические футляры, сетки, железобетонные плиты и пр.). Минимальные расстояния от зданий и сооружений до реконструируемого стального газопровода низкого давления при протяжке в нем полиэтиленового газопровода среднего давления (до 0,3МПа) допускается принимать по нормам для стальных газопроводов низкого давления с учетом требований п.6.2.1 и Приложения П настоящего норматива при условии, что сварные и другие соединения полиэтиленового газопровода и его открытые участки расположены на расстоянии не менее 5,0м от зданий и сооружений.

6.9.10 Минимальное расстояние по вертикали в свету между полиэтиленовыми газопроводами и тепловыми сетями должно определяться из условия исключения возможности нагрева полиэтиленовых труб выше температуры, установленной для принятой марки полиэтилена.

6.9.11 Глубину прокладки полиэтиленового газопровода до верха трубы необходимо предусматривать не менее 1,0м, а для районов с расчетной температурой наружного воздуха ниже минус 40°С (до минус 45°С) — 1,4м. Глубина заложения металлических газопроводов, в которых предусматривается протяжка полиэтиленовых труб, должна соответствовать требованиям п.6.2.4.

6.9.12 Для газопроводов, прокладываемых на местности с уклоном 1:5 и более, необходимо предусматривать мероприятия по предотвращению размыва траншеи. Прокладка газопроводов с уклоном 1:2 и более не допускается.

6.9.13 Переходы газопроводов через железные дороги общей сети и автомобильные дороги I-II категории, под скоростными дорогами, магистральными улицами и дорогами общегородского значения, а также через водные преграды шириной более 25,0м при меженном горизонте необходимо выполнять из стальных труб. При реконструкции стальных газопроводов допускается на указанных участках, за исключением переходов через железные дороги общей сети и переходов, для которых нормами не предусматривается устройство футляров, протяжка в них полиэтиленовых труб.

6.9.14 Переходы газопроводов через подъездные железные дороги промышленных предприятий, автомобильные дороги всех категорий (за исключением оговоренных в п.6.9.13), под магистральными улицами и дорогами районного, местного и грузового значения в черте поселения, а также пересечения с коллекторами, тоннелями и каналами, и места прохода газопроводов через стенки колодцев должны предусматриваться в металлических футлярах. При протяжке на указанных участках полиэтиленовых труб установка дополнительных футляров не требуется.

Допускается предусматривать на переходах через автомобильные дороги I и II категорий и дороги другого назначения, перечисленные в п.6.9.13 полиэтиленовые трубы в стальных футлярах при условии применения длинномерных труб из полиэтилена средней плотности без сварных и других соединений на участках перехода.

6.9.15 Прокладку полиэтиленового газопровода в футляре необходимо выполнять в соответствии с требованиями пп.6.2.3, 6.5.2 - 6.5.4, 6.7.2 настоящего норматива, как для стальных газопроводов. При этом глубина заложения полиэтиленового газопровода должна во всех случаях предусматриваться не менее 1,0м, а при прокладке его в районе с расчетной температурой от минус 40°С до минус 45°С - не менее 1,4м от верха трубы.

6.9.16 На участках прокладки полиэтиленовых труб в футлярах и по 5,0м в обе стороны от концов футляра, а также на участках прохождения их в ветхих стальных газопроводах, полиэтиленовые газопроводы не должны иметь сварных и других соединений.

При невозможности выполнения требования по протяжке цельнотянутой трубы соединение труб (плетей) должно выполняться муфтами с закладными нагревателями или сваркой встык при обеспечении 100% проверки сварных соединений физическими методами контроля.

6.9.17 Не допускается прокладка в межтрубном пространстве полиэтиленовой и стальной трубы эксплуатационного кабеля связи, телемеханики, телефона и дренажного кабеля электрозащиты. Указанные коммуникации могут быть оставлены в межтрубном пространстве реконструируемого стального газопровода и его футляра.

6.9.18 Необходимость устройства футляров и их конструкция на газопроводах при пересечении ими подземных инженерных коммуникаций бесканальной прокладки и бескатегорийных грунтовых дорог, в том числе на территории сельских поселений, решается проектной организацией. При этом допускается предусматривать футляры из асбоцементных или полиэтиленовых труб, а глубина прокладки под дорогою должна быть не менее 1,5м.

6.9.19 Арматуру и оборудование на полиэтиленовых газопроводах необходимо предусматривать как для стальных газопроводов. Допускается установка полиэтиленовых кранов в грунте (без колодца) при условии размещения их в футляре или другой защитной конструкции с устройством ковера.

6.9.20 Вводы к зданиям должны выполняться из стальных труб. Расстояние от фундамента здания до полиэтиленового газопровода должно быть не менее 1,0м для газопровода низкого давления и 2,0м - среднего давления.

6.9.21 Допускается предусматривать прокладку в одной траншее двух полиэтиленовых газопроводов и более, а также полиэтиленового и стального газопроводов. Расстояние между газопроводами в свету необходимо принимать из условий возможности производства работ по монтажу и ремонту газопроводов, но не менее 0,4м.

6.9.22 Полиэтиленовые трубы необходимо соединять между собой на сварных установках сваркой встык или муфтами с закладными нагревателями - при толщине стенок труб менее 5мм.

Соединение полиэтиленовых газопроводов давлением до 0,6МПа со стальными участками допускается предусматривать как разъемными (фланцевыми), так и неразъемными (раструбными обычного или нахлесточными усиленного типов). Разъемные соединения необходимо размещать в колодцах, неразъемные соединения - в грунте или колодцах. Неразъемные соединения обычного типа требуется предусматривать на газопроводах давлением не выше 0,3МПа. Для присоединения полиэтиленового трубопровода к стальному трубопроводу или арматуре рекомендуется использовать неразъемные соединения «полиэтилен-сталь». Не допускается располагать полиэтиленовую часть соединения «полиэтилен–сталь» выше уровня земли на вертикальном участке газопровода.

6.9.23 Присоединение ответвлений к полиэтиленовому газопроводу необходимо предусматривать с помощью соединительных деталей из полиэтилена или стальными вставками. Длина стальных вставок должна быть не менее 0,8м.

6.9.24 Переходы полиэтиленовых труб с одного диаметра на другой, а также повороты газопроводов необходимо выполнять с помощью соединительных деталей из равнопрочного полиэтилена с толщиной стенки, соответствующей основному газопроводу.

При отсутствии полиэтиленовых отводов повороты газопровода среднего давления для диаметра 63мм и менее, независимо от места прокладки, допускается выполнять упругим изгибом с радиусом не менее 25Дн (наружных диаметров) трубы. Для газопроводов низкого давления диаметром до 63мм включительно допускается предусматривать повороты полиэтиленовых труб с радиусом не менее 3Дн, выполняемые путем изгиба труб в горячем состоянии по технологии, в соответствии с проектом производства работ.

6.9.25 Контрольные трубки на полиэтиленовых газопроводах необходимо предусматривать на одном конце металлических футляров при пересечении газопроводом железных дорог, трамвайных путей, автомобильных дорог, каналов, коллекторов и тоннелей, а также на вертикальных подземных участках в местах выхода полиэтиленовых труб из земли при применении разъемных соединений в футляре, в местах бесколодезного расположения разъемных соединений и на одном из концов секции реконструируемого стального участка газопровода, в которой протягивается полиэтиленовый газопровод. При протяжке трубы без сварных соединений и длине секции не более 150,0м допускается не устанавливать контрольную трубку.

6.9.26 При укладке газопровода из полиэтиленовых труб в скальных грунтах, в грунтах I и II типа просадочности, среднепучинистых и грунтах с включениями щебня и валунов, а также в местах открытой (вне стального газопровода) прокладки полиэтиленовых труб при реконструкции стальных газопроводов необходимо предусматривать устройство под газопроводы основания из мягкого (не содержащего включений более 2см) непучинистого грунта или песка толщиной не менее 20см, и засыпку таким же мягким непучинистым грунтом или песком на высоту от верхней образующей трубопровода не менее 20см.

6.9.27 Обозначение трассы полиэтиленового газопровода за пределами населенных пунктов необходимо предусматривать путем установки опознавательных знаков, располагаемых на расстоянии не более 500,0м друг от друга и на расстоянии 1,0м от оси газопровода, справа по ходу газа, а также на поворотах, в местах ответвлений и расположения контрольных трубок и путем прокладки над газопроводом изолированного алюминиевого или медного провода сечением 2,5-4,0мм2.

При использовании для обозначения трассы газопровода изолированного провода опознавательные знаки допускается устанавливать в местах вывода провода на поверхность земли и в местах расположения контрольных трубок.

6.9.28 Газопроводы, реконструируемые путем протяжки в них полиэтиленовых труб, должны быть ограничены отдельными участками (секциями), концы которых между полиэтиленовой и стальной трубами заделываются. Конструкция заделки определяется проектом.

Длина таких участков определяется с учетом протяженности цельнотянутых труб в бухтах (на барабанах) и, как правило, не должна превышать 150,0м. В зависимости от местных условий прохождения трассы газопровода, принятой технологии реконструкции газопровода, плотности и этажности застройки и прочего допускается увеличение протяженности секций до 500,0м при условии применения: длинномерных труб с количеством сварных соединений до 3шт.; труб мерной длины, соединяемых муфтами с закладными нагревателями или сваркой встык, сварные соединения которых проверены физическими методами контроля. При протяженности секций более 150,0м рекомендуется установка сигнализаторов загазованности.

6.9.29 На территории населенных пунктов обозначение трассы полиэтиленового газопровода и открытых (вне стального газопровода) участков реконструируемых газопроводов необходимо предусматривать путем установки опознавательных знаков, располагаемых в местах расположения контрольных трубок и на пересечениях со всеми инженерными коммуникациями и путем прокладки над газопроводом (на расстоянии 0,25м от верха полиэтиленового газопровода) изолированного алюминиевого или медного провода сечением 2,5-4,0мм2 и полиэтиленовой сигнальной ленты шириной не менее 0,20м, с несмываемой надписью: «Осторожно. Газ».

Открытые участки полиэтиленовых газопроводов в местах прокладки их на глубине менее 1,0м и под дорогами должны быть защищены от механических повреждений в случае проведения земляных работ. Способ защиты определяется проектом. На участке протяжки полиэтиленового газопровода в реконструируемом стальном газопроводе прокладка изолированного алюминиевого или медного провода и сигнальной ленты не требуется.

6.9.30 Максимальный наружный диаметр полиэтиленовых труб по отношению к внутреннему диаметру реконструируемого стального газопровода необходимо принимать не менее чем:

- на 20мм меньше - при использовании плетей (без сварных соединений);

- на 40мм меньше - при использовании плетей, сваренных из отдельных труб.

6.9.31 Проектные решения по реконструкции стальных газопроводов должны предусматривать защиту от электрохимической коррозии стальных вставок, вводов и других металлических участков, и частей газопровода.

Необходимость сохранения активной защиты реконструируемого газопровода решается проектной организацией в зависимости от конкретных условий прохождения трассы газопровода, наличия совместной защиты и влияние ее на другие подземные сооружения, степени ответственности отдельных участков газопровода, его технического состояния.

7 Газорегуляторные пункты (ГРП) и газорегуляторные установки (ГРУ) Для снижения давления газа и поддержания его на заданных уровнях в системах газоснабжения требуется предусматривать ГРП или ГРУ. Допускается применение комбинированных (домовых) регуляторов давления газа со встроенными предохранительными устройствами.

7.1 Размещение ГРП

7.1.1 ГРП в зависимости от назначения и технической целесообразности рекомендуется предусматривать:

- в пристройках к зданиям;

- встроенными в одноэтажные производственные здания или котельные;

- в отдельно стоящих зданиях;

- в шкафах на наружных стенах газифицируемых зданий или на отдельно стоящих опорах из негорючих материалов;

- на покрытиях газифицируемых производственных зданий I и II степени огнестойкости с негорючим утеплителем;

- на открытых огражденных площадках под навесом на территории промышленных предприятий, если климатические условия позволяют обеспечить нормальную (в соответствии с паспортными данными) работу технологического оборудования и контрольно-измерительных приборов (КИП).

Запрещается предусматривать ГРП встроенными и пристроенными к жилым и общественным зданиям (кроме зданий производственного характера), а также размешать их в подвальных и цокольных помещениях зданий любого назначения. Определение сейсмичности площадок строительства ГРП необходимо производить на основании сейсмического микрорайонирования или в соответствии с указаниями, приведенными в СНиП КР 20-02.

7.1.2 Отдельно стоящие ГРП (включая шкафные, устанавливаемые на опорах) на территории населенных пунктов необходимо размещать в соответствии с требованиями Приложения П настоящего норматива.

При входном давлении газа до 0,3МПа (3кгс/см2) ГРП шкафного типа допускается размещать на наружных стенах газифицируемых жилых и общественных зданий не ниже III степени огнестойкости класса С0 (кроме стен из панелей с металлической обшивкой и сгораемым утеплителем) с условием соблюдения требований Приложения П настоящего норматива. ГРП шкафного типа с входным давлением газа до 0,6МПа разрешается устанавливать на наружных стенах действующих ГРП.

7.1.3 Допускается вынос из ГРП части оборудования (задвижек, фильтров и т. п.), если позволяют климатические условия. Оборудование, размещенное вне ГРП, должно иметь ограждение, примыкающее к зданию ГРП или общее с ограждением ГРП.

7.1.4 ГРП (включая шкафные, устанавливаемые на опорах) на территории промышленных предприятий и других предприятий производственного характера необходимо размещать в зависимости от степени огнестойкости и категории производства в соответствии с требованиями СНиП II-89 и с учетом расстояний, указанных в Приложении П настоящего норматива.

ГРП с входным давлением газа не более 0,6МПа (6кгс/см2) допускается пристраивать и встраивать в газифицируемые производственные здания не ниже I и II степени огнестойкости с помещениями категорий Г и Д, а также в отдельно стоящие здания газифицируемых котельных, прачечных, предприятий химчистки и других аналогичных объектов не ниже I и II степени огнестойкости. Пристройки должны примыкать к зданиям со стороны глухой противопожарной газонепроницаемой (в пределах примыкания ГРП) стены. ГРП шкафного типа с входным давлением газа не более 0,6МПа (6кгс/см2) разрешается устанавливать на наружных стенах газифицируемых зданий не ниже III степени огнестойкости класса С0 (кроме стен из панелей с металлической обшивкой и сгораемым утеплителем) промышленных (в том числе котельных), сельскохозяйственных предприятий, предприятий бытового обслуживания производственного характера. Для ГРП с входным давлением свыше 0,6МПа (6кгс/см2) и ГРП предприятий с непрерывными технологическими процессами необходимо предусматривать наружные обводные газопроводы (байпасы) с установкой отключающих устройств вне зоны возможного обрушения ГРП. Разрешается размещение ГРП шкафного типа на покрытиях с негорючим утеплителем газифицируемых производственных зданий I, II степеней огнестойкости класса С0 со стороны выхода на кровлю на расстоянии не менее 5,0м от выхода. Для крышной котельной размещение ГРП внутри этой котельной, а также на кровле здания, где устанавливается данная котельная, не допускается.

7.1.5 Установка ГРП шкафного типа с входным давлением газа свыше 0,6МПа до 1,2МПа (от 6кгс/см2 до 12кгс/см2) на наружных стенах зданий любого назначения запрещена.

Установка ГРП шкафного типа на наружных стенах газифицируемых жилых, коммунально-бытовых, общественных и административных зданий под балконами, лоджиями, консолями и другим, выступающими от общего тела здания, объектами выше лежащих этажей запрещена.

7.1.6 Отдельно стоящие здания ГРП должны быть одноэтажными I и II степени огнестойкости с совмещенной кровлей. Швы сопряжения кирпичных стен и фундаментов всех помещений ГРП должны быть перевязаны.

Стены, разделяющие помещение ГРП, необходимо предусматривать противопожарными I типа и газонепроницаемыми. Разделяющие стены из кирпича необходимо оштукатуривать с двух сторон. Устройство дымовых и вентиляционных каналов в разделяющих стенах, а также в стенах зданий, к которым пристраивается ГРП (в пределах примыкания ГРП), не допускается. Помещения регуляторов отдельно стоящих, пристроенных и встроенных ГРП должны отвечать требованиям, установленным СНиП 2.09.02 и МСН 2.02-01 для помещений категории А.

7.1.7 Необходимость отопления помещения ГРП требуется определять в зависимости от климатических условий, влажности транспортируемого газа и конструкции применяемого оборудования и контрольно-измерительных приборов.

Максимальная температура теплоносителя не должна превышать 130°С. При устройстве в ГРП местного отопления отопительный аппарат необходимо размещать в изолированном, имеющем самостоятельный выход, помещении, отделенном от технологического, а также от других помещений ГРП глухими газонепроницаемыми и противопожарными стенами с пределом огнестойкости не менее 2,5ч. Труба подводки газа к отопительной установке и трубы системы отопления при проходе через стену помещения регуляторов давления газа должны иметь сальниковые уплотнения или другие уплотнители, исключающие возможность проникновения газа.

7.1.8 Для обогрева шкафных ГРП допускается использование газовых горелок при условии обеспечения взрывопожаробезопасности.

7.1.9 Во всех помещениях ГРП необходимо предусматривать естественное и искусственное освещение и естественную постоянно действующую вентиляцию, обеспечивающую не менее трехкратного воздухообмена в 1ч.

7.2 Размещение ГРУ

7.2.1 ГРУ необходимо предусматривать с входным давлением газа не более 0,6Мпа (6кгс/см2) с устройством не более двух линий регулирования.

7.2.2 ГРУ необходимо размещать в газифицируемых зданиях, как правило, вблизи от ввода газопровода непосредственно в помещениях котельных и цехов, где находятся агрегаты, использующие газ, или в смежных помещениях, соединенных с ними открытыми проемами и имеющих не менее чем трехкратный воздухообмен в 1ч. Размещение ГРУ в помещениях категорий А, Б и В не допускается.

Подача газа от ГРУ к потребителям, расположенным в других отдельно стоящих зданиях, не допускается. Оборудование ГРУ должно быть защищено от механических повреждений, а место размещения ГРУ - освещено. Размещение ГРУ под лестничными маршами не допускается.

7.2.3 Допускается подача газа от одной ГРУ к тепловым агрегатам, расположенным в других помещениях одного здания, при условии, что эти агрегаты работают на одинаковых режимах давления газа, и в помещения, где находятся агрегаты, обеспечен круглосуточный доступ обслуживающего персонала газовой службы.

7.3 Оборудование ГРП и ГРУ

7.3.1 В ГРП и ГРУ необходимо предусматривать установку: фильтра, предохранительного запорного клапана (ПЗК), регулятора давления газа, предохранительного сбросного клапана (ПСК), запорной арматуры, контрольно-измерительных приборов (КИП), приборов учета расхода газа, а также устройство обводных газопроводов (байпасов).

ПСК для шкафных ГРП допускается выносить за пределы шкафа. Допускается не предусматривать установку ПЗК в ГРП или ГРУ промышленных предприятий, если по условиям производства не допускаются перерывы в подаче газа. В этих случаях необходимо устройство сигнализации о повышении или понижении давления газа сверх допустимых пределов. Допускается не предусматривать устройство байпаса в шкафном ГРП при газоснабжении жилых домов.

7.3.2 На обводном газопроводе (байпасе) необходимо предусматривать установку последовательно двух отключающих устройств.

Диаметр обводного газопровода должен быть не менее диаметра седла клапана регулятора давления газа. Для ГРП с входным давлением свыше 0,6МПа (6кгс/см2) и ГРП предприятий с непрерывными технологическими процессами необходимо предусматривать наружные обводные газопроводы (байпасы) с установкой отключающих устройств вне зоны возможного обрушения ГРП. Для ГРП с входным давлением газа свыше 0,6МПа (6кгс/см2) и пропускной способностью более 5000м3/ч вместо байпаса необходимо предусматривать устройство дополнительной резервной линии регулирования.

7.3.3 Выбор регулятора давления ГРП и ГРУ необходимо производить по максимальному расчетному расходу газа потребителями и требуемому перепаду давления. Пропускную способность регулятора давления необходимо принимать на 15 - 20% больше максимального расчетного расхода газа.

В качестве регулирующего устройства в ГРП промышленных предприятий при максимальном расчетном расходе газа 50000м3/ч и выше допускается применять регулирующие заслонки.

7.3.4 Установку ПЗК необходимо предусматривать перед регулятором давления. Установку ПСК необходимо предусматривать за регуляторами давления, а при наличии расходомера - после расходомера.

Перед ПСК необходимо предусматривать отключающие устройства.

7.3.5 Проверку пропускной способности ПСК требуется производить в соответствии с указаниями "Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением", действующими на территории Кыргызской Республики.

Количество газа, подлежащего сбросу ПСК, необходимо определять:

- при наличии перед регулятором давления ПЗК - по формуле:

Q≥0,0005Qd, (3), где Q - количество газа, подлежащего сбросу ПСК в течение часа, м3/ч (при 0°С и 0,10132МПа); Qd- расчетная пропускная способность регулятора давления, м3/ч (при 0°С и 0,10132МПа);

- при отсутствии перед регулятором давления ПЗК-по формулам:

для регуляторов давления с золотниковыми клапанами Q≥0,01Qd, (4), для регулирующих заслонок с электронными регуляторами Q≥0,02Qd, (5). При необходимости установки в ГРП (ГРУ) параллельно нескольких регуляторов давления количество газа, подлежащего сбросу ПСК, требуется определять по формуле: Q/≥Qn, (6), где Q'- необходимое суммарное количество газа, подлежащего сбросу ПСК в течение часа, м3/ч (при 0°С и 0,10132МПа); n - количество регуляторов давления газа, шт.; Q - количество газа, подлежащего сбросу ПСК в течение часа для каждого регулятора, м3/ч (при 0°С и 0,10132МПа).

7.3.6 В ГРП и ГРУ необходимо предусматривать установку показывающих и регистрирующих приборов для измерения входного и выходного давления и температуры газа. В шкафных ГРП допускается не предусматривать установку регистрирующих приборов.

Во всех ГРП (включая шкафные) и ГРУ необходимо предусматривать место под установку блока телеметрии. На одном газопроводе допускается установка параллельно не более двух газовых счетчиков.

7.3.7 В ГРП и ГРУ необходимо предусматривать продувочные и сбросные трубопроводы. Продувочные трубопроводы требуется размещать:

- на входном газопроводе после первого отключающего устройства;

- на обводном газопроводе (байпасе) между двумя отключающими устройствами;

- на участках газопровода с оборудованием, отключаемым для производства профилактического осмотра и ремонта.

Условный диаметр продувочного трубопровода должен быть не менее 20мм. Допускается объединять продувочные трубопроводы одинакового давления в общий продувочный трубопровод. Условный диаметр сбросного трубопровода, отводящего газ от ПСК, должен быть равен условному диаметру выходного патрубка клапана, но не менее 20мм. Продувочные и сбросные трубопроводы необходимо выводить наружу в места, обеспечивающие безопасные условия для рассеивания газа, но не менее чем на 1,0м выше карниза здания. Продувочные и сбросные трубопроводы должны иметь минимальное число поворотов. На концах продувочных и сбросных трубопроводов необходимо предусматривать устройства, исключающие попадание атмосферных осадков в эти трубопроводы.

7.3.8 Трубопроводы, отводящие газ от ПСК шкафных ГРП и комбинированных регуляторов давления, устанавливаемых на опорах, требуется выводить на высоту не менее 4,0м от уровня земли, а при размещении шкафных ГРП и комбинированных регуляторов давления на стене здания - на 1,0м выше карниза здания.

7.3.9 КИП с электрическим выходным сигналом и электрооборудование, размещаемые в помещении ГРП с взрывоопасными зонами, требуется предусматривать во взрывозащищенном исполнении.

КИП с электрическим выходным сигналом в нормальном исполнении необходимо размещать снаружи вне взрывоопасной зоны в закрывающемся шкафу (ящике), изготовленном из несгораемых материалов, или в обособленном помещении ГРП, пристроенном к противопожарной газонепроницаемой (в пределах примыкания) стене ГРП. Ввод импульсных газопроводов в это помещение необходимо предусматривать через разделительные устройства, конструкция которых должна исключать возможность попадания газа в помещения КИП, или с установкой дроссельных шайб с диаметром отверстия не более 0,3мм на каждом импульсном газопроводе. Установка дроссельных шайб на импульсных газопроводах к расходомерам не допускается. В местах прохода импульсных газопроводов через стену, отделяющую помещение КИП, требуется предусматривать сальниковые уплотнения или другие уплотнители, исключающие возможность проникновения газа.

7.3.10 При компоновке оборудования ГРП и ГРУ необходимо предусматривать возможность доступа к оборудованию для монтажа, обслуживания и ремонта.

Расстояние между параллельными рядами оборудования требуется принимать не менее 0,4м в свету. Ширина основного прохода в помещении ГРП и со стороны обслуживания ГРУ должна быть не менее 0,8м. Для обслуживания оборудования, размещенного на высоте более 1,5м, необходимо предусматривать площадки с лестницами, имеющими перила. Газопроводы ГРП требуется окрашивать в цвета согласно ГОСТ 14202. Установка арматуры, оборудования, а также устройство фланцевых и резьбовых соединений в каналах не допускаются.

7.3.11 Входные и выходные газопроводы ГРП необходимо предусматривать надземными с проходом через наружную часть зданий с устройством футляра и установкой вставки электроизолирующей (ВЭИ) или изолирующего фланцевого соединения (ИФС).

Допускается пересечение фундаментов на входе и выходе газопроводов ГРП. Диаметр футляра должен быть на 100-150мм больше диаметра газопровода. Пространство между стеной и футляром необходимо тщательно заделывать на всю толщину пересекаемой конструкции. Концы футляра необходимо уплотнять эластичным материалом. Конструктивные решения вводов необходимо принимать с учетом требований п.6.2.5.

7.3.12 Электрооборудование и электроосвещение ГРП должно проектироваться в соответствии с требованиями ПУЭ и дополнительными указаниями данного раздела.

По надежности электроснабжения ГРП населенных пунктов требуется относить к 3-й категории. Надежность электроснабжения ГРП промышленных предприятий должна определяться по основному производству.

7.3.13 Для ГРП требуется предусматривать II категорию устройства молниезащиты. При проектировании молниезащиты необходимо руководствоваться соответствующими требованиями.

7.3.14 Вводы в здание ГРП сетей электроснабжения и связи необходимо предусматривать кабелем, как для объектов молниезащиты II категории.

7.3.15 При наличии телефонной связи установку телефонного аппарата рекомендуется предусматривать вне помещения регуляторов или снаружи здания в запирающемся ящике.

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

7.3.16 В отдельно стоящих узлах учета газа, а также находящихся в составе ГРП или ГРУ (до или после них) необходима установка обводных газопроводов (байпасов). На обводном газопроводе (байпасе) узла учета газа необходимо предусматривать установку последовательно двух отключающих устройств и продувочного трубопровода между ними, условным диаметром не менее 20мм.

7.4 Размещение комбинированных регуляторов

7.4.1 Комбинированные регуляторы давления газа рекомендуется устанавливать на опорах из негорючих материалов или на наружных стенах газифицируемых зданий не ниже III и IIIа степени огнестойкости, кроме стен из панелей с металлической обшивкой и горючим утеплителем, или внутри зданий (кроме жилых домов и общественных зданий непроизводственного характера).

Входное давление газа в комбинированный регулятор давления не должно превышать:

- для жилых домов и общественных зданий непроизводственного характера - 0,3МПа (3кгс/см2) при установке на стенах газифицируемых зданий и 0,6Мпа (6,0кгс/см2) при размещении на отдельно стоящей опоре;

- для промышленных (в том числе котельных) и сельскохозяйственных

предприятий - 0,6МПа (6,0кгс/см2) при установке на стенах здания и 1,2МПа (12,0кгс/см2) при размещении на отдельно стоящих опорах.

7.4.2 Комбинированные регуляторы давления необходимо устанавливать на горизонтальном участке газопровода на высоте не более 1,8м. При необходимости установки регулятора на высоте более 1,8м требуется предусматривать площадку для его обслуживания.

7.4.3 Расстояние от комбинированного регулятора давления, устанавливаемого на стене газифицируемого здания до оконных, дверных и других проемов необходимо принимать в соответствии с требованиями Приложения П настоящего норматива.

Установка комбинированных регуляторов давления под балконами, лоджиями, консолями и другим, выступающими от общего тела здания, объектами выше лежащих этажей не допускается. Расстояние от комбинированного регулятора давления, устанавливаемого на опоре, до зданий и сооружений необходимо принимать как от ГРП соответствующего давления в соответствии с требованиями Приложения П настоящего норматива.

7.4.4 При размещении комбинированных регуляторов давления внутри газифицируемых производственных зданий необходимо руководствоваться требованиями подраздела 7. 3 настоящего норматива.

8 Внутренние устройства газопроводов

8.1 Общие указания

8.1.1 Возможность размещения газоиспользующего оборудования в помещениях зданий различного назначения и требования к этим помещениям устанавливаются соответствующими строительными нормами и правилами по проектированию и строительству зданий с учетом требований стандартов и других документов на поставку указанного оборудования, а также данных заводских паспортов и инструкций, определяющих область и условия его применения.

8.2 Прокладка газопроводов

8.2.1 Конструктивные решения вводов требуется принимать с учетом требований п.6.2.5 настоящего норматива.

8.2.2 Газопроводы в местах прохода через наружные стены зданий требуется заключать в футляры, диаметр которых должен быть не менее, чем на 50 мм больше диаметра газопровода.

Пространство между стеной и футляром необходимо тщательно заделывать на всю толщину пересекаемой конструкции. Концы футляра необходимо уплотнять эластичным водонепроницаемым материалом, не препятствующим возможному смещению газопровода.

8.2.3 Газопроводы, прокладываемые внутри зданий и сооружений, требуется предусматривать из стальных труб, отвечающих требованиям раздела 13.

8.2.4 Соединение внутренних газопроводов необходимо предусматривать на сварке. Разъемные (резьбовые и фланцевые) соединения допускается предусматривать только в местах установки запорной арматуры, газовых приборов, КИП, регуляторов давления и другого оборудования.

Установку разъемных соединений газопроводов необходимо предусматривать в местах, доступных для осмотра и ремонта. Расстояние от места резьбового соединения газопроводов должно быть:

- от электрического счетчика и электрического щита не менее 60см;

- от дымохода (без тепловой изоляции) и электрического включателя и места электрических соединений не менее 30см;

- от электрических кабельных каналов не менее 10см;

- от электрических кабельных каналов без дополнительной изоляции не менее 15см.

8.2.5 Прокладку газопроводов внутри зданий и сооружений различного назначения необходимо предусматривать открытой.

Допускается предусматривать скрытую прокладку газопроводов (кроме газопроводов СУГ) в бороздах стен, закрывающихся легко снимаемыми щитами, имеющими отверстия для вентиляции.

8.2.6 Прокладку газопроводов в жилых домах требуется предусматривать по нежилым помещениям.

В жилых домах допускается предусматривать транзитную прокладку газопроводов низкого давления (разводящих – для индивидуальных жилых домов и стояков – для многоэтажных жилых домов) через жилые комнаты при отсутствии возможности другой прокладки. Транзитные газопроводы в пределах жилых помещений не должны иметь резьбовых соединений и арматуры.

8.2.7 В многоэтажных жилых домах допускается прокладка газопровода (разводящего и стояков): по лестничным площадкам; по вентилируемым или проветриваемым помещениям общего пользования, имеющим естественное освещение или освещение, выполненное во взрывозащищенном исполнении; по балконам и лоджиям; по кухням; по нежилым вентилируемым помещениям квартир (кроме ванных комнат и санитарных узлов); по коридорам.

Допускается выполнять прокладку внутренних газопроводов (кроме газопроводов СУГ) в бороздах стен или коробах, закрывающихся легко снимаемыми щитами, имеющими отверстия для вентиляции. Для обслуживания газопровода должен быть предусмотрен постоянный доступ в помещения, по которым он проложен. Допускается прокладка газопроводов (стояков и разводящих) по фасадам многоэтажных жилых зданий с установкой (при необходимости) компенсирующих устройств и при условии обеспечения доступа для обслуживания данного газопровода.

8.2.8 В общественных зданиях, а также на предприятиях общественного питания и в помещениях административного назначения, расположенных на нижних этажах многоэтажных жилых домов общей этажностью не более 10 этажей (высотой до 30,0м включительно), допускается прокладка газопровода (разводящего и стояков): по лестничным площадкам; по вентилируемым или проветриваемым помещениям общего пользования (кроме помещений, в которых возможно скопление людей), имеющим естественное освещение или освещение, выполненное во взрывозащищенном исполнении; по балконам и лоджиям; по коридорам.

Допускается выполнять прокладку внутренних газопроводов (кроме газопроводов СУГ) в бороздах стен или коробах, закрывающихся легко снимаемыми щитами, имеющими отверстия для вентиляции. Для обслуживания газопровода должен быть предусмотрен постоянный доступ в помещения, по которым он проложен. Допускается прокладка газопроводов (стояков и разводящих) по фасадам общественных зданий с установкой (при необходимости) компенсирующих устройств и при условии обеспечения доступа для обслуживания данного газопровода.

8.2.9 В производственных помещениях промышленных предприятий, в том числе котельных, зданий предприятий бытового обслуживания производственного назначения при отсутствии возможности другой прокладки допускается транзитная прокладка газопроводов по лестничным площадкам; по вентилируемым или проветриваемым помещениям общего пользования (кроме помещений, в которых возможно скопление людей), имеющим естественное освещение или освещение, выполненное во взрывозащищенном исполнении.

8.2.10 В производственных помещениях промышленных предприятий, в том числе котельных, зданий предприятий бытового обслуживания производственного назначения и общественного питания, а также лабораторий допускается прокладка подводящих газопроводов к отдельным агрегатам и газовым приборам в полах монолитной конструкции с последующей заделкой труб цементным раствором. При этом необходимо предусматривать окраску труб масляными или нитроэмалевыми водостойкими красками.

В местах входа и выхода газопровода из пола необходимо предусматривать футляры, концы которых должны выступать над полом не менее чем на 3см.

8.2.11 В производственных помещениях промышленных предприятий допускается прокладка газопроводов в полу в каналах, засыпанных песком и закрытых легко снимаемыми плитами.

Конструкции каналов должны исключать возможность распространения газа под полом. Прокладка газопроводов в каналах не допускается в местах, где по условиям производства возможно попадание в каналы веществ, вызывающих коррозию труб. Каналы, предназначенные для прокладки газопроводов не должны пересекаться с другими каналами. При необходимости пересечения каналов необходимо предусматривать устройство уплотнительных перемычек и прокладку газопроводов в футлярах из стальных труб. Концы футляров должны быть выведены за пределы перемычек на 30см в обе стороны.

8.2.12 Газопроводы при совместной прокладке с другими трубопроводами на общих опорах необходимо размещать выше их на расстоянии, обеспечивающем удобство осмотра и ремонта, но не менее 0,4м в свету.

8.2.13 При отсутствии возможности другой прокладки допускается транзитная прокладка газопроводов, в том числе через помещения общественного назначения и производственные помещения зданий всех назначений (кроме помещений, указанных в п. 8.2.13 настоящего норматива) с учетом требований таблицы 1 по давлению газа. Транзитный газопровод должен быть открытым, не должен иметь резьбовых соединений. В помещения, по которым прокладывается транзитный газопровод, должен быть обеспечен беспрепятственный доступ персонала в эти помещения для осмотра и обслуживания газопроводов.

8.2.14 Не допускается предусматривать прокладку газопроводов внутри зданий и сооружений различного назначения в подвалах (кроме индивидуальных жилых домов); через вентиляционные камеры, шахты и каналы; дымоходы; санитарные узлы и ванные комнаты; непроветриваемые помещения; помещения подстанций и распределительных устройств; шахты лифтов; помещения мусоросборников; помещения, относящиеся по взрывопожарной опасности к категориям А и Б; складские здания взрывоопасных и горючих материалов; взрывоопасные зоны всех помещений; помещения, где газопровод может быть подвержен коррозии, а также в местах возможного воздействия агрессивных веществ и в местах, где газопроводы могут омываться горячими продуктами сгорания или соприкасаться с нагретым или расплавленным металлом.

8.2.15 Для внутренних газопроводов, испытывающих температурные воздействия, необходимо предусматривать проектные решения по компенсации температурных деформаций.

8.2.16 Для газопроводов, транспортирующих влажный газ и прокладываемых в помещениях, в которых температура воздуха может быть ниже 3°С, необходимо предусматривать тепловую изоляцию из негорючих материалов.

8.2.17 Крепление открыто прокладываемых газопроводов к стенам, колоннам и перекрытиям внутри зданий требуется предусматривать при помощи кронштейнов, хомутов, крючьев или подвесок и т.п. на расстоянии, обеспечивающем возможность осмотра и ремонта газопровода и установленной на нем арматуры.

Расстояния между креплениями газопровода диаметром менее 15мм необходимо предусматривать не более 1,0м. При диаметре газопровода более 15мм (включительно) и менее 50мм расстояния между креплениями должно быть не более 3,0м. Расстояние между креплениями газопровода диаметром свыше 50мм (включительно) должно приниматься в соответствии с требованиями п.6.3.13 настоящего норматива. При этом между газопроводом и металлическими частями креплений необходимо предусматривать защитный электроизолирующий ложемент, выполненный из полимерных материалов ГОСТ16338-85Е или других материалов, равноценных по диэлектрическим свойствам. В местах прохождения внутреннего газопровода через строительные конструкции зданий и сооружений должны учитываться конструктивные материалы пересекаемых конструкций. В местах пересечений газопровод необходимо прокладывать в защитных гильзах, диаметр которых должен быть не менее чем на 50мм больше диаметра газопровода. Пространство между пересекаемой строительной конструкцией и защитной гильзой необходимо тщательно заделывать на всю толщину пересекаемой конструкции. Концы защитной гильзы необходимо уплотнять эластичным материалом

8.2.18 Выбор системы учета расхода природного газа на объектах газоснабжения должен определяться в соответствии с «Правилами поставки и пользования природным газом» и «Правилами учета природного газа», утвержденными приказом Министерства энергетики и промышленности Кыргызской Республики от 17 октября 2015 года № 152.

Системы учета расхода природного газа, в том числе и бытовые счетчики газа, должны иметь возможность подключения устройства для передачи данных поставщику газа. Необходимость установки системы передачи данных определяется поставщиком газа и указывается в технических условиях на подключение к газораспределительной сети.

8.2.19 Расстояние от газопроводов, прокладываемых открыто и в полу внутри помещений, до строительных конструкций, технологического оборудования и трубопроводов другого назначения необходимо принимать из условия обеспечения возможности монтажа, осмотра и ремонта газопроводов и устанавливаемой на них арматуры, при этом газопроводы не должны пересекать вентиляционные решетки, оконные и дверные проемы. В производственных помещениях допускается пересечение световых проемов, заполненных стеклоблоками, а также прокладка газопровода вдоль переплетов не открывающихся окон.

8.2.20 Минимальные расстояния в свету между газопроводом, проложенным по стене здания, и сооружениями связи и проводного вещания необходимо принимать в соответствии с требованиями Приложения П настоящего норматива.

8.2.21 Расстояния между газопроводами и инженерными коммуникациями электроснабжения, расположенными внутри помещений, в местах сближения и пересечения необходимо принимать в соответствии с требованиями Приложения П настоящего норматива.

8.2.22 Прокладку газопроводов в местах прохода людей внутри помещений необходимо предусматривать на высоте не менее 2,2м от пола до низа газопровода, а при наличии тепловой изоляции - до низа изоляции.

8.2.23 Прокладку газопроводов, транспортирующих влажный газ, необходимо предусматривать с уклоном не менее 3‰ с установкой в нижних точках газопровода устройств для слива конденсата.

При наличии газового счетчика на газопроводах, транспортирующих влажный газ, уклон газопровода необходимо предусматривать от счетчика.

8.2.24 Вертикальные газопроводы в местах пересечения строительных конструкций необходимо прокладывать в футлярах. Пространство между газопроводом и футляром необходимо заделывать просмоленной паклей, резиновыми втулками или другим эластичным материалом. Конец футляра должен выступать над полом не менее чем на 3см, а диаметр его приниматься из условия, чтобы кольцевой зазор между газопроводом и футляром был не менее 5мм для газопроводов номинальным диаметром не более 32мм и не менее 10мм для газопроводов большего диаметра.

8.2.25 Внутренние газопроводы, в том числе прокладываемые в каналах, необходимо окрашивать. Для окраски необходимо предусматривать водостойкие лакокрасочные материалы.

8.2.26 Газовые приборы и газогорелочные устройства рекомендуется присоединять к газопроводам жестким соединением.

Присоединение к газопроводу бытовых газовых приборов, лабораторных горелок, а также устанавливаемых в цехах промышленных предприятий переносных и передвижных газогорелочных устройств, и агрегатов допускается предусматривать после отключающего крана мягкими резиновыми, резинотканевыми и гибкими сильфонными газовыми рукавами. При этом, необходимо соблюдать следующие требования:

- рукава должны иметь соответствующую маркировку, подтверждающую, что данное приспособление предназначено для транспортировки газа;

- рукава должны быть цельными и не иметь стыковых соединений;

- рукава должны быть открыты и не должны проходить сквозь строительные конструкции;

- рукава не должны иметь провисов, изломов, зажимов, трещин и т.д.;

- длина рукава не должна превышать 3,0м.

При выборе рукавов необходимо учитывать их стойкость к транспортируемому газу при заданных давлении и температуре.

8.2.27 На газопроводах промышленных (в том числе, котельных), сельскохозяйственных предприятий, предприятий бытового обслуживания производственного характера необходимо предусматривать продувочные трубопроводы от наиболее удаленных от места ввода участков внутреннего разводящего газопровода, а также от отводов к каждому агрегату перед последним по ходу газа отключающим устройством, в случае, если в конструкции газифицируемого агрегата не предусмотрена проверочная огневая горелка.

Допускается объединение продувочных трубопроводов от газопроводов с одинаковым давлением газа, за исключением продувочных трубопроводов для газов, имеющих плотность больше плотности воздуха. Диаметр продувочного трубопровода требуется принимать не менее 20мм. После отключающего устройства на продувочном трубопроводе необходимо предусматривать штуцер с краном для отбора пробы, если для этого не может быть использован штуцер для присоединения запальника. В отдельных случаях (например, для постов резки и сварки, небольших промышленных печей) при подводящем газопроводе диаметром не более 32мм допускается вместо продувочных трубопроводов предусматривать установку запорного устройства с глухим штуцером-заглушкой

8.2.28 Расстояние от концевых участков продувочных трубопроводов до заборных устройств приточной вентиляции должно быть не менее 3,0м.

При расположении здания вне зоны молниезащиты выводы продувочных трубопроводов требуется заземлять.

8.3 Газоснабжение индивидуальных жилых домов

8.3.1. Установку газовых плит в индивидуальных жилых домах необходимо предусматривать в помещениях отдельно выделенных кухонь (не совмещенных с жилыми помещениями) высотой не менее 2,2м, имеющих окно с форточкой (фрамугой), вытяжной вентиляционной канал и естественное освещение.

При этом, внутренний объем помещений кухонь должен быть, м3, не менее: для газовой плиты с 2 горелками ……….. 8 “ “ “ 3 “ ……….. 12 “ “ “ 4 “ ……….. 15

8.3.2 В существующих индивидуальных жилых домах допускается установка газовых плит:

- в помещениях кухонь высотой не менее 2,2м и объемом, не менее указанного в п.8.3.1, при отсутствии вентиляционного канала и невозможности использования в качестве такого канала дымоходов, но при наличии в помещении окна с форточкой или фрамугой в верхней части окна;

- в коридорах индивидуального пользования при наличии в коридоре окна с форточкой или фрамугой в верхней части окна, при этом проход между плитой и противоположной стеной должен быть шириной не менее 1,0м, стены и потолки коридора, выполненные из горючих материалов, должны быть оштукатурены, а жилые помещения отделены от коридора плотными перегородками и дверью;

- в кухнях с наклонным потолками, имеющих высоту в средней части не менее 2м, установку газового оборудования необходимо предусматривать в той части кухни, где высота не менее 2.2м.

8.3.3 В существующих индивидуальных жилых домах допускается установка газовых плит в помещениях, соответствующих требованиям пп.8.3.1 и 8.3.2, но имеющих высоту от 2,0м (включительно) до 2,2м, если эти помещения имеют объем не менее чем в 1,25 раза больше нормативного, указанного в п.8.3.1.

В индивидуальных жилых домах, не имеющих выделенной кухни, допускается объединять помещение газифицируемой кухни с помещениями, в которых пребывание человека ограничено в течении дня (столовые). При этом, объем такого помещения должен быть в два раза больше, указанного в п.8.3.1 настоящего норматива.

8.3.4 Возможность установки газовых плит, отопительных и других аппаратов в строениях, расположенных вне жилого дома, решается проектной организацией и эксплуатационной организацией газового хозяйства с учетом конкретных местных условий, в том числе, наличия газа для этих целей. При этом помещения, в которых предусматривается установка газовых приборов, должны соответствовать требованиям, предъявляемым к помещениям жилых домов, где допускается размещение таких приборов.

8.3.5. Деревянные неоштукатуренные стены и стены из других горючих материалов в местах установки плит необходимо изолировать негорючими материалами: штукатуркой, кровельной сталью по листу асбеста толщиной не менее 3мм и др. Изоляция должна выступать за габариты плиты на 10см с каждой стороны и не менее 80см сверху.

Расстояние от плиты до изолированных негорючими материалами стен помещения должны быть не менее 7см. Расстояние между плитой и противоположной стеной должно быть не менее 1,0м.

8.3.6 Для горячего водоснабжения необходимо предусматривать проточные или емкостные газовые водонагреватели, а для отопления - емкостные газовые водонагреватели, малометражные отопительные котлы или другие отопительные аппараты заводского изготовления, предназначенные для работы на газовом топливе. Для покрытия нужд на отопление и горячее водоснабжение допускается устанавливать двухконтурные проточные газовые водонагреватели.

8.3.7 Допускается перевод на газовое топливо малометражных (малогабаритных) отопительных котлов заводского изготовления, предназначенных для твердого или жидкого топлива.

Переводимые на газовое топливо отопительные установки должны быть оборудованы газогорелочными устройствами с автоматикой безопасности в соответствии с требованиями, предусмотренными подразделом 13.6. В одном помещении не допускается предусматривать установку более двух емкостных водонагревателей или двух малометражных отопительных котлов или двух других отопительных аппаратов.

8.3.8 Устройство дымоходов должно соответствовать требованиям СНиП 2.04.05 как для отопительных печей. При решении вопроса о возможности присоединения газовых приборов к дымоходам допускается руководствоваться данными, приведенными в справочном приложении Е.

8.3.9 Установку водонагревателей, отопительных котлов и отопительных аппаратов необходимо предусматривать в кухнях и нежилых помещениях, предназначенных для их размещения и отвечающих требованиям по пп.8.3.14 и 8.3.15.

Установка указанных приборов в ванных комнатах не допускается. Вопрос о необходимости перестановки газовых водонагревателей из ванных комнат, в которых они были размещены в соответствии с ранее действующими нормами, в кухни или другие нежилые помещения индивидуального жилого дома при реконструкции дома или системы газоснабжения должен решаться в каждом конкретном случае проектной организацией по согласованию с местными эксплуатационными организациями газового хозяйства. В существующих индивидуальных жилых домах допускается предусматривать установку отопительных газовых приборов и отопительных аппаратов в коридорах индивидуального пользования, отвечающих требованиям пп.8.3.14 и 8.3.15. Расстояние от выступающих частей газовых горелок или арматуры до противоположной стены должно быть не менее 1,0м.

8.3.10 Установку газовых проточных водонагревателей необходимо предусматривать на стенах из негорючих материалов на расстоянии не менее 2см от стены (в т. ч. от боковой стены).

При отсутствии в помещении стен из негорючих материалов допускается предусматривать установку проточного водонагревателя на оштукатуренных, а также на облицованных негорючими или трудно-горючими материалами стенах на расстоянии не менее 3см от стены. Поверхность трудно горючих стен требуется изолировать кровельной сталью по листу асбеста толщиной не менее 3мм. Изоляция должна выступать за габариты корпуса водонагревателя на 10см.

8.3.11 Установку газовых отопительных котлов, отопительных аппаратов и емкостных газовых водонагревателей необходимо предусматривать у стен из негорючих материалов на расстоянии не менее 10см от стены.

При отсутствии в помещении стен из негорючих материалов допускается установка вышеперечисленных отопительных приборов у стен, защищенных в соответствии с указаниями п.8.3.10, на расстоянии не менее 10см от стены.

8.3.12 Расстояние по горизонтали в свету между выступающими частями проточного водонагревателя и газовой плиты необходимо принимать не менее 10см.

8.3.13 При установке в кухне газовой плиты и проточного водонагревателя объем кухни необходимо принимать согласно п.8.3.1.

При установке в кухне газовой плиты и емкостного водонагревателя, газовой плиты и отопительного котла или отопительного аппарата, а также газовой плиты с встроенными устройствами для нагрева воды (отопления, горячего водоснабжения) объем кухни должен быть на 6м3 больше объема, предусмотренного в п.8.3.1.

8.3.14 Помещение, предназначенное для размещения газового водонагревателя, а также отопительного котла или отопительного аппарата, отвод продуктов сгорания от которых предусмотрен в дымоход, должно иметь высоту не менее 2,0м. Объем помещения должен быть не менее 7,5м3 при установке одного прибора и не менее 13,5м3 при установке двух отопительных приборов. В помещении должно быть окно с форточкой (фрамугой), вытяжной вентиляционной канал и естественное освещение.

8.3.15 Кухня или помещение, где устанавливаются котлы, отопительные аппараты и газовые водонагреватели, должны иметь вентиляционный канал. Для притока воздуха необходимо предусматривать в нижней части двери или стены, выходящей в смежное помещение (кроме жилого помещения), решетку или зазор между дверью и полом с живым сечением не менее 0,02м2.

8.3.16 В индивидуальных жилых домах допускается установка газового оборудования, работающего на газовом топливе (кроме СУГ), в помещениях, расположенных в подвальных, полуподвальных и цокольных этажах, при условии соблюдения требований настоящего подраздела.

8.3.17 Допускается перевод на газовое топливо отопительных и отопительно-варочных печей, при условии, что:

- настил со съемными конфорочными кольцами заменен на сплошной настил;

- газогорелочные устройства оснащены автоматикой безопасности и соответствуют требованиям, предусмотренным подразделом 13.6 настоящего норматива;

- дымовые и вентиляционные каналы удовлетворяют требованиям ведомственных норм, утвержденных в установленном порядке.

8.3.18 Топки газифицируемых печей необходимо предусматривать со стороны коридора или другого нежилого помещения.

При невозможности обеспечения указанного требования допускается предусматривать топки газифицируемых печей со стороны жилых помещений. При этом, подачу газа к печам необходимо предусматривать самостоятельными ответвлениями, на которых должно устанавливаться вне жилых помещений отключающее устройство. Помещения, в которые выходят топки газифицируемых отопительных и отопительно-варочных печей, должны иметь вытяжной вентиляционный канал либо окно с форточкой, либо дверь, выходящую в нежилое помещение или тамбур. Перед печью должен быть предусмотрен проход шириной не менее 1,0м.

8.3.19 Для отопления помещений допускается предусматривать газовые камины, калориферы и другие приборы заводского изготовления, устанавливаемые в нежилых помещениях, с отводом продуктов сгорания в дымоход. Газогорелочные устройства этих приборов должны быть оснащены автоматикой безопасности в соответствии с требованиями, предусмотренными подразделом 13.6.

Помещение, в котором предусматривается установка газового камина или калорифера, должно иметь окно с форточкой или вытяжной вентиляционный канал. При установке указанных приборов необходимо соблюдать требования настоящего подраздела.

8.3.20 Возможность применения и условия размещения бытовых газовых приборов, не указанных в настоящем подразделе, необходимо определять с учетом назначения приборов, их тепловой нагрузки, необходимости отвода продуктов сгорания и других параметров, нормируемых данным подразделом.

8.3.21 При установке в отдельном нежилом помещении индивидуального жилого дома (топочной) одного отопительного аппарата на природном газе тепловой мощностью до 35кВт (включительно) объем помещения должен быть не менее 7,5м3. При установке в нежилом помещении индивидуального жилого дома одного отопительного аппарата тепловой мощностью свыше 35кВт до 100кВт объем помещения должен быть не менее 15м3.

8.3.22 Установку отопительных аппаратов тепловой мощностью до 35кВт допускается предусматривать в кухнях. При этом, при установке отопительных аппаратов с открытой камерой сгорания мощностью до 35кВт (включительно) в кухнях высотой не менее 2,2м, объем кухни должен быть не менее:

- газовая плита 2-х конфорочная + отопительный аппарат 8м3+6м3=14м3;

- газовая плита 3-х конфорочная + отопительный аппарат 12м3+6м3=18м3;

- газовая плита 4-х конфорочная + отопительный аппарат 15м3+6м3=21м3.

При установке отопительных аппаратов с закрытой камерой сгорания в кухне внутренний объем газифицируемого помещения должен быть не менее указанного в п.8.3.1 настоящего норматива.

8.3.23 Помещение топочной должно размещаться у наружной стены здания и иметь окно с площадью остекления из расчета 0,03м на 1м3 объема помещения, с форточкой или другим специальным устройством для проветривания, расположенной в верхней части окна.

8.3.24 Размещение котла над газовой плитой и кухонной мойкой не допускается.

Перед фронтоном котла должна быть зона обслуживания не менее 1,0м. Расстояние по горизонтали между выступающими частями котла и кухонным оборудованием требуется принимать не менее 10см.

8.3.25 Установку отключающих устройств механического типа (кранов, задвижек) на газопроводах, прокладываемых в индивидуальных жилых домах, необходимо предусматривать:

- для отключения газифицируемого здания;

- перед каждым газовым прибором.

Отключающие устройства, предусматриваемые для отключения индивидуальных жилых домов, необходимо устанавливать возле места врезки в распределительный газопровод на границе участка домовладения с учетом требований Приложения П (таблица П7) настоящего норматива. Установка отключающих устройств автоматического типа (электромагнитных клапанов) в индивидуальных жилых домах не требуется.

8.3.26 Для учета расхода газа в индивидуальных жилых домах необходимо предусматривать установку бытового газового счетчика.

Бытовой газовый счетчик разрешается устанавливать:

- в газифицируемых помещениях;

- на наружных стенах зданий, сооружений и ограждающих конструкций газифицируемого домовладения в вентилируемом защитном коробе, ограждающем газовый счетчик от попадания прямых солнечных лучей и атмосферных осадков.

При установке бытового газового счетчика в газифицируемом помещении необходимо соблюдать следующие требования, если иное не предусмотрено технической документацией на газовый счетчик:

а) бытовой газовый счетчик необходимо устанавливать на расстоянии не менее 0,1м от газовых приборов в свету по горизонтали, в помещении, имеющем естественное освещение и вентиляцию, в удобном для обслуживания месте на высоте не менее 1,5м и не более 2,0м от уровня пола (земли);

б) расстояние между бытовым газовым счетчиком и электрическим измерительным прибором, а также мест электрического соединения должно быть не менее 50см;

в) расстояние от бытового газового счетчика до дымохода (без тепловой изоляции), до электрического выключателя и мест электрических соединений должно быть не менее 30см;

г) расстояние от бытового газового счетчика до электрических кабельных каналов без дополнительной изоляции должно составлять не менее 15см.

При установке бытового газового счетчика на наружных стенах зданий, сооружений и ограждающих конструкций газифицируемого домовладения счетчик должен быть с термокоррекцией.

8.3.27 При газификации блокированных малоэтажных жилых домов (таунхаусов), жилых домов типа «дуплекс» и существующих жилых домов барачного типа необходимо соблюдать требования настоящего подраздела.

8.4 Газоснабжение многоэтажных жилых домов.

8.4.1. Установку газовых плит в многоэтажных жилых домах общей этажностью до 25 этажей (высотой до 75,0м* включительно) необходимо предусматривать в помещениях отдельно выделенных кухонь, не совмещенных с жилыми помещениями, при условии соблюдения требований п.8.3.1, и Приложения Н настоящего норматива.

*- высота здания определяется разностью отметок поверхности проезда для пожарных машин и нижней границы открывающегося проема (окна) в наружной стене верхнего этажа, в том числе мансардного. При этом верхний технический этаж не учитывается.

Если количество жилых комнат в квартире составляет две и более, допускается объединять помещение газифицируемой кухни с помещениями, в которых пребывание человека ограничено в течении дня (столовые), при условии обеспечения нормативного расчетного количества обмена воздуха (общеобменная вентиляция) на всю площадь объединяемых помещений.

8.4.2 Естественное освещение кухонь необходимо предусматривать в соответствии с требованиями МСН 3.02-04.

8.4.3 В газифицируемых кухнях необходимо предусматривать две вентиляционные шахты:

- одну для общеобменной вентиляции;

- вторую для присоединения вытяжных зонтов, осуществляющих принудительную вентиляцию (местную вытяжку) от газовых плит.

Не допускается использование вентиляционной шахты, предназначенной для обеспечения общеобменной вентиляции в помещении кухни, для присоединения местной принудительной системы вентиляции (вытяжного зонта) от газовой плиты.

8.4.4 Допускается устанавливать газовые плиты в малосемейных общежитиях, общежитиях, апартамент-отелях и гостевых домах общей этажностью не более 18 этажей (высотой до 55,0м включительно), при условии соблюдения требований настоящего подраздела и Приложения Н настоящего норматива.

8.4.5 Для поквартирных систем теплоснабжения многоэтажных жилых домов общей этажностью не более 25 этажей (высотой до 75,0м включительно), а также малосемейных общежитий, общежитий, апартамент-отелей, гостевых домов и гостиниц общей этажностью не более 18 этажей (высотой до 55,0м включительно), а также при реконструкции систем теплоснабжения, связанной с переходом на поквартирное теплоснабжение, существующих многоквартирных жилых домов общей этажностью не более 10 этажей (высотой до 30,0м включительно), необходимо применять теплогенераторы на природном газе с закрытыми камерами сгорания полной заводской готовности по ГОСТ Р 54826.

Для поквартирных систем теплоснабжения многоэтажных жилых домов, малосемейных общежитий, апартамент-отелей и гостевых домов общей этажностью не более 5 этажей (высотой до 15,0м включительно), допускается применять теплогенераторы на природном газе с открытыми камерами сгорания полной заводской готовности по ГОСТ Р 51733. При поквартирной системе теплоснабжения теплопроизводительностъ каждого теплогенератора не должна превышать 35кВт.

8.4.6 Теплогенераторы могут быть двухконтурные - со встроенным контуром горячего водоснабжения и одноконтурные - с возможностью присоединения емкостного водо-водяного подогревателя горячего водоснабжения.

Теплопроизводительность теплогенераторов для поквартирных систем теплоснабжения жилых квартир определяют максимальной нагрузкой горячего водоснабжения. Для квартир большой площади, в которых расчетная тепловая нагрузка отопления равна или более нагрузки горячего водоснабжения, а также для нежилых помещений общественного назначения производительность теплогенератора определяется расчетной нагрузкой отопления и средней нагрузкой теплопотребления для приготовления горячей воды.

8.4.7 Теплогенераторы должны иметь сертификаты соответствия на основании испытаний, проведенных в аккредитованных сертификационных центрах.

К применению разрешены теплогенераторы, автоматика безопасности которых обеспечивает прекращение подачи топлива в следующих ситуациях:

- прекращение подачи электроэнергии;

- неисправность цепей защиты;

- погасание пламени горелки;

- падение давления теплоносителя ниже предельно допустимого значения;

- достижение предельно допустимой температуры теплоносителя;

- нарушение удаления продуктов сгорания топлива;

- превышение давления газа выше предельно допустимого.

Предельные значения контролируемых параметров определяются рекомендациями предприятий-изготовителей.

8.4.8 Индивидуальные газовые теплогенераторы теплопроизводительностью не более 35кВт допускается устанавливать:

- в квартирах многоэтажных многоквартирных жилых домов - в кухнях, коридорах, на лоджиях и в нежилых помещениях (кроме ванных комнат и санитарных узлов);

- в помещениях общественного и административного назначения, расположенных на нижних этажах (кроме подвальных и полуподвальных) многоэтажных жилых домов, - в специальных помещениях без постоянного пребывания людей (теплогенераторных).

Газовые теплогенераторы для помещений общественного и административного назначения, расположенных на нижних этажах (кроме подвальных и полуподвальных) многоэтажных жилых домов, теплопроизводительностью более 35кВт необходимо размещать в отдельном, специально выделенном встроенном или пристроенном помещении без постоянного пребывания людей (теплогенераторной). При этом, помещения, в которых устанавливаются теплогенераторы, должны соответствовать требованиям пп. 8.3.6, 8.3.8-8.3.15, 8.3.21-8.3.24 и Приложения Н настоящего норматива. Отвод продуктов сгорания должен быть выполнен в соответствии с требованиями Приложения Е настоящего норматива.

8.4.9 При поквартирном отоплении не допускается размещение газифицируемых теплогенераторных, непосредственно над, под или смежно с жилыми помещениями соседних квартир и помещениями общественного назначения с пребыванием людей более 50 человек.

8.4.10 Для теплоснабжения систем отопления и горячего водоснабжения жилых многоквартирных зданий общей этажностью не более 25 этажей (высотой до 75,0м включительно) допускается предусматривать крышные и пристроенные котельные, работающие на газовом топливе (кроме СУГ) при условии соблюдения требований СНиП ΙΙ-35-76* (кроме п.1.19) и МСП 4.02-103-99 (кроме п.3.6).

Подвод природного газа к данным котельным необходимо предусматривать давлением до 5кПа. Между крышной котельной и основным зданием необходимо предусматривать устройство технического этажа. Допускается размещение крышной котельной при устройстве дублирующего перекрытия. Высоту дублирующего перекрытия принять не менее 1,2 м. Газопровод к крышной котельной должен прокладываться по наружной стене здания по простенку шириной не менее 1,5м. Для обеспечения возможности обслуживания газопровода, проложенного к крышной котельной, необходимо предусматривать конструктивные решения (лестницы, площадки, ниши и т.д.). Не допускается подключение после отключающего устройства на вводе других потребителей газа к газопроводу, предназначенному для газоснабжения автономного источника тепла (АИТ). Тепловая мощность интегрированных АИТ ограничивается расчетной тепловой нагрузкой основного здания или сооружения. С разрешения собственника АИТ при технико-экономическом обосновании и обеспечении нормируемых показателей энергоэффективности допускается увеличение суммарной мощности АИТ для теплоснабжения функционально зависимых, объединенных общей собственностью объектов (товариществ собственников жилья), а также близлежащих объектов социально-культурного и бытового назначения:

- для крышных АИТ, размещаемых на жилых зданиях, - до 5МВт, на общественно-административных и бытовых зданиях - до 10МВт, на производственных зданиях до - 15МВт;

- АИТ, встроенных в общественно-административные и бытовые здания, - до 5МВт, в производственные здания до - 10МВт. Размещение встроенных АИТ в жилые здания не допускается;

- АИТ, пристроенных к жилым зданиям, - до 5МВт, общественно-административным, бытового назначения - до 10МВт, производственного назначения - до 15МВт.

При компоновке оборудования АИТ необходимо предусматривать возможность доступа к газовому оборудованию для монтажа, обслуживания и ремонта. От наиболее удаленных от места ввода участков внутреннего разводящего газопровода АИТ и от отводов к каждому котлу перед последним по ходу газа отключающим устройством необходимо предусматривать продувочные трубопроводы с установкой на них отключающего устройства и штуцера с краном для отбора пробы, если для этого не может быть использован штуцер для присоединения запальника. Условный диаметр продувочного трубопровода должен быть не менее 20мм. Допускается объединять продувочные трубопроводы одинакового давления в общий продувочный трубопровод. Продувочные трубопроводы необходимо выводить наружу в места, обеспечивающие безопасные условия для рассеивания газа, но не менее чем на 1,0м выше карниза здания. Продувочные трубопроводы должны иметь минимальное число поворотов. На концах продувочных трубопроводов требуется предусматривать устройства, исключающие попадание атмосферных осадков в эти трубопроводы. В нижнем конце вертикального участка продувочного газопровода требуется предусматривать установку пробки. Помещения автономных источников тепла, где устанавливается газоиспользующее оборудование, работающее в автоматическом режиме без постоянного присутствия обслуживающего персонала, необходимо оснащать системами контроля загазованности с автоматическим отключением подачи газа и выводом сигнала о загазованности на диспетчерский пункт или в помещение с постоянным присутствием персонала, если другие требования не регламентированы соответствующими строительными нормами и правилами. На вводе газопровода в помещение крышной котельной необходимо устанавливать сейсмодатчик, сблокированный с электромагнитным клапаном, либо газовый сейсмический клапан (предпочтительно – энергонезависимый) для отключения подачи газа в котельную при появлении сейсмических колебаний выше 5 баллов. Для учета расхода газа, потребляемого крышной котельной, перед редуцирующим устройством необходимо предусматривать установку прибора учета расхода газа с корректором по температуре и давлению. Выбор прибора учета расхода газа необходимо выполнить с учетом режима работы газовых котлов и по согласованию с эксплуатирующей организацией. Прибор учета расхода газа должен обеспечивать учет при максимально возможных и минимально возможных часовых расходах газа устанавливаемого оборудования (без учета резервного). Необходимо предусматривать место под установку в перспективе телеметрического оборудования для передачи данных поставщику газа.

8.4.11 Для теплоснабжения систем отопления и горячего водоснабжения многоквартирных жилых домов, апартамент-отелей, гостевых домов, гостиниц, малосемейных общежитий и общежитий общей этажностью не более 18 этажей (высотой до 55,0м включительно), а также при реконструкции систем теплоснабжения существующих многоэтажных жилых домов общей этажностью не более 10 этажей (высотой до 30,0м включительно) допускается устанавливать возле наружных стен выше названных зданий котлы наружного размещения, работающие на газовом топливе (кроме СУГ). При этом, котел наружного размещения необходимо рассматривать как полнокомплектное оборудование заводской готовности.

Расстояние от котла наружного размещения до окна, двери и других проемов по горизонтали в свету должно быть не менее 3,0м при давлении газа на входе до 0,3МПа (3кгс/см2) и не менее 5,0м при давлении газа на входе свыше 0,3МПа (3кгс/см2) до 0,6МПа (6кгс/см2); расстояние по вертикали от верхней образующей котла наружного размещения до оконных проемов должно быть не менее 5,0м. Отвод продуктов сгорания должен быть выполнен в соответствии с требованиями СНиП ІІ-35. Не допускается установка котла наружного размещения под балконами, лоджиями, консолями и другими объектами выше лежащих этажей, выступающими от общего тела здания. Для учета расхода газа котлами наружного размещения необходимо предусматривать установку узла учета расхода газа с учетом требований п.8.4.8 настоящего норматива.

8.4.12 Допускается установка оборудования, работающего на газовом топливе (кроме СУГ), на предприятиях общественного питания, расположенных на нижних этажах (кроме подвальных этажей) многоэтажных жилых домов общей этажностью не более 25 этажей (высотой до 75,0м включительно), а также малосемейных общежитий, общежитий, апартамент-отелей, гостевых домов и гостиниц общей этажностью не более 18 этажей (высотой до 55,0м включительно) или пристроенных к выше названным зданиям при соблюдении требований настоящего подраздела и Приложения Н настоящего норматива. При этом, необходимо предусматривать установку индивидуальных систем отвода продуктов сгорания от всех газовых приборов.

8.4.13 При установке газового оборудования на предприятиях общественного питания, пристроенных или расположенных на нижних этажах (кроме подвальных этажей) многоэтажных жилых домов, гостиниц, малосемейных общежитий, общежитий, апартамент-отелей, гостевых домов и гостиниц необходимо соблюдать следующие требования:

- количество посадочных мест в столовых, кафе, ресторанах, в обеденных залах гостиниц должно быть не более 50 мест;

- общая площадь обеденных залов столовых, кафе, ресторанов не должна превышать 250м2;

- суммарная мощность газового оборудования на предприятиях общественного питания не должна превышать 16м3/ч;

- в газифицируемых помещениях должны быть установлены сигнализаторы загазованности по метану.

Помещения, в которых предусматривается установка газового оборудования, должны быть специально выделенными и отвечать следующим требованиям:

- кухни должны располагаться под нежилыми помещениями;

- кухни не должны располагаться под помещениями, где возможно скопление людей (обеденные, торговые залы и т.д.).

При установке двух и более газовых плит и нескольких проточных водонагревателей, внутренний объем помещения должен быть рассчитан, как сумма объемов для соответствующих газовых плит (учитывается объем помещения для установки одной газовой плиты, указанный в п.8.3.1 настоящего норматива) и по 6м3 на каждый водонагреватель. Совмещать вводы газопроводов на предприятие общественного питания и в жилой дом не допускается.

8.4.14 Для учета расхода газа в многоквартирных жилых домах, апартамент-отелях, гостевых домах, гостиницах, малосемейных общежитиях и общежитиях необходимо предусматривать установку в каждом газифицируемом помещении индивидуального бытового газового счетчика, с учетом требований п.8.3.26 настоящего норматива.

Установка индивидуальных бытовых газовых счетчиков допускается на кухнях, лоджиях, балконах, в индивидуальных коридорах, в местах общего пользования (на лестничных клетках, площадках, в коридорах, холлах и т.д.). Данные помещения должны быть хорошо проветриваемы и иметь естественное освещение или освещение, выполненное во взрывозащищенном исполнении. В случае установки газового счетчика в местах общего пользования, счетчик рекомендуется размещать в специализированных проветриваемых нишах с обязательным выполнением мероприятий, ограничивающих вмешательство посторонних лиц в работу счетчиков.

8.4.15 Для учета расхода газа на каждом предприятии общественного питания, пристроенных или расположенных на нижних этажах (кроме подвальных этажей) многоэтажных жилых домов, гостиниц, малосемейных общежитий, общежитий, апартамент-отелей, гостевых домов и гостиниц необходимо предусматривать единый ввод с установкой в газифицируемом помещении механических или ультразвуковых счетчиков расхода газа с электронной коррекцией по температуре с учетом требований пп.8.2.18 и 8.3.26.

8.4.16 В многоэтажных жилых домах, малосемейных общежитиях, общежитиях, апартамент-отелях и гостевых домах необходимо предусматривать установку отключающих устройств механического типа (краны, задвижки) и отключающих устройств автоматического типа (электромагнитные клапана) с учетом требований Приложения П (таблица П7) и Приложения Н настоящего норматива.

Установку отключающих устройств механического типа (краны, задвижки) необходимо предусматривать:

- для отключения газифицируемого здания;

- для отключения подъездов (при наличии единого ввода в подъезд);

- для отключения стояков;

- перед каждым газовым прибором.

Установку отключающих устройств автоматического типа (электромагнитных клапанов) необходимо предусматривать для отключения каждой отдельно взятой квартиры. Решение по установке электромагнитных клапанов для отключения стояков, подъездов или здания в целом принимается проектной организацией в зависимости от конкретных условий и по согласованию с эксплуатирующей организацией. На подводящих газопроводах к газовым приборам, у которых отключающее устройство перед горелками предусмотрено в их конструкции (газовые плиты, водонагреватели и др.), необходимо устанавливать одно отключающее устройство. Устройства, предусматриваемые для отключения стояков и подъездов, рекомендуется устанавливать снаружи здания.

8.4.17 На предприятиях общественного питания, пристроенных или расположенных на нижних этажах (кроме подвальных этажей) многоэтажных жилых домов, гостиниц, малосемейных общежитий, общежитий, апартамент-отелей, гостевых домов и гостиниц необходимо предусматривать установку отключающих устройств механического типа (краны, задвижки) и отключающих устройств автоматического типа (электромагнитные клапана) с учетом требований Приложения П (таблица П7) и Приложения Н настоящего норматива.

Установку отключающих устройств механического типа (краны, задвижки) необходимо предусматривать:

- для отключения газифицируемого предприятия общественного питания;

- для отключения газифицируемого помещения;

- перед каждым газовым прибором.

Установку отключающих устройств автоматического типа (электромагнитных клапанов) необходимо предусматривать для отключения всего предприятия общественного питания.

8.5 Газоснабжение общественных зданий

8.5.1 Допускается установка оборудования, работающего на газовом топливе (кроме СУГ), на предприятиях общественного питания, расположенных на нижних этажах (кроме подвальных этажей) общественных зданий общей этажностью не более 10 этажей (высотой до 30,0м включительно) и пристроенных к этим зданиям, при соблюдении требований подраздела 8.4 настоящего норматива и Приложения Н настоящего норматива. При этом, необходимо предусматривать установку индивидуальных систем отвода продуктов сгорания от всех газовых приборов.

При установке в здании лабораторных горелок или не более двух газовых плит допускается не предусматривать установку систем для отвода продуктов сгорания.

8.5.2 Помещение, в котором предусматривается установка газового оборудования, должно иметь естественное освещение (из расчета 0,03м2 на 1м3 объема газифицируемого помещения) или электроосвещение во взрывозащищённом исполнении и постоянно действующую приточно-вытяжную вентиляцию с кратностью обмена воздуха, определяемой расчетом, но не менее трехкратного в рабочее время и однократного – в нерабочее время.

8.5.3 На предприятиях общественного питания отвод продуктов сгорания от группы газовых приборов (два прибора и более), установленных в непосредственной близости друг от друга, допускается производить под один зонт с последующим подключением в сборный дымоход, оборудованный вытяжным вентилятором.

8.5.4 При установке бытовых газовых плит и других газовых приборов необходимо соблюдать требования пп.8.3.1, 8.3.5-8.3.7, 8.3.10–8.3.13, 8.3.15, 8.3.19–8.3.24, 8.4.2, 8.4.3 и 8.4.11 настоящего норматива.

8.5.5 Пищеварочные котлы и плиты, кипятильники и т. п., предназначенные для работы на твердом или жидком топливе, допускается переводить на газовое топливо при условии соблюдения требований п.8.3.17 настоящего норматива.

8.5.6 Допускается установка оборудования, работающего на газовом топливе (кроме СУГ), на предприятиях общественного питания, встроенных в здания торгово-развлекательных комплексов общей этажностью не более 5 этажей (высотой до 15,0м включительно), а также расположенных отдельно или пристраиваемых к общественным зданиям общей этажностью не более 10 этажей (высотой до 30,0м включительно) при соблюдении требований настоящего подраздела и Приложения Н настоящего норматива. При этом, необходимо предусматривать установку индивидуальных систем отвода продуктов сгорания от всех газовых приборов с выводом в общий дымоход.

При этом, в соответствующих разделах проекта, необходимо разработать дополнительные требования по путям эвакуации, огнестойкости ограждающих конструкций, а также по системам автоматического пожаротушения и автоматизации систем внутреннего газоснабжения.

8.5.7 В лечебных, амбулаторно-поликлинических, детских дошкольных учреждениях, общеобразовательных школах, средних и высших образовательных учреждениях, центрах дополнительного образования, религиозных учреждениях, допускается устанавливать оборудование, работающее на газовом топливе (кроме СУГ), при условии его размещения в отдельно стоящих зданиях, расположенных с соблюдением противопожарных норм и правил и при выполнении требований подраздела 8.4 и Приложения Н настоящего норматива.

Установка газового оборудования, работающего на углеводородном газовом топливе (СУГ), в буфетах и кафе театров, кинотеатров и торгово-развлекательных комплексов не допускается.

8.5.8 Для теплоснабжения систем отопления и горячего водоснабжения общественных зданий общей этажностью не более 18 этажей (высотой до 55,0м включительно) допускается предусматривать крышные, встроенные и пристроенные котельные, работающие на газовом топливе (кроме СУГ) при условии соблюдения требований СНиП ΙΙ-35-76*, МСП 4.02-103-99 и п.8.4.8 настоящего норматива.

8.5.9 Для теплоснабжения систем отопления и горячего водоснабжения коммунально-бытовых и общественных зданий общей этажностью не более 18 этажей (высотой до 55,0м включительно) допускается устанавливать возле наружных стен выше названных зданий котлы наружного размещения, работающие на газовом топливе (кроме СУГ). При этом, котел наружного размещения необходимо рассматривать, как полнокомплектное оборудование заводской готовности.

При установке котлов наружного размещения необходимо соблюдать требования п.8.4.9 настоящего норматива.

8.5.10 Решение о количестве и местах установки приборов учета расхода газа в общественном здании принимается проектной организацией с учетом требований пп.8.2.18 и 8.4.13 настоящего норматива в зависимости от конкретных условий и по согласованию с эксплуатирующей организацией.

8.5.11 Для учета расхода газа на предприятиях общественного питания с максимальным расходом природного газа менее 40м3/ч, пристроенных или расположенных на нижних этажах (кроме подвальных этажей) общественных зданий, указанных в пп.8.5.1, 8.5.6 и 8.5.7, необходимо предусматривать установку счетчиков с учетом требований п.8.4.13.

8.5.12 В общественных зданиях (за исключением предприятий общественного питания и предприятий бытового обслуживания производственного характера) необходимо предусматривать установку отключающих устройств механического типа (краны, задвижки) и отключающих устройств автоматического типа (электромагнитные клапана) с учетом требований Приложения П (таблица П7) и Приложения Н настоящего норматива.

Установку отключающих устройств механического типа (краны, задвижки) необходимо предусматривать:

- для отключения газифицируемого здания;

- для отключения стояков;

- перед каждым газовым прибором.

Установку отключающих устройств автоматического типа (электромагнитные клапана) необходимо предусматривать для отключения каждого газифицируемого помещения. Решение по установке электромагнитных клапанов для отключения стояков или всего общественного здания в целом принимается проектной организацией в зависимости от конкретных условий и по согласованию с эксплуатирующей организацией. Устройства, предусматриваемые для отключения стояков, рекомендуется устанавливать снаружи здания.

8.5.13 На предприятиях общественного питания, пристроенных или расположенных на нижних этажах (кроме подвальных этажей) общественных зданий, указанных в пп.8.5.1, 8.5.6 и 8.5.7, необходимо предусматривать установку отключающих устройств механического типа (краны, задвижки) и отключающих устройств автоматического типа (электромагнитные клапана) с учетом требований Приложения П (таблица П7) и Приложения Н настоящего норматива.

Установку отключающих устройств механического типа (краны, задвижки) необходимо предусматривать:

- для отключения газифицируемого предприятия общественного питания;

- на подводящих газопроводах к пищеварочным котлам, ресторанным плитам и другому аналогичному оборудованию - последовательно двух отключающих устройств: одного - для отключения прибора (оборудования) в целом, другого - для отключения горелок;

- на подводящих газопроводах к газовым приборам, у которых отключающее устройство перед горелками предусмотрено в их конструкции (газовые плиты, водонагреватели и др.) - одно отключающее устройство.

Установку отключающих устройств автоматического типа (электромагнитных клапанов) необходимо предусматривать для отключения всего предприятия общественного питания.

8.6 Газоснабжение промышленных предприятий, котельных и коммунально-бытовых предприятий производственного назначения

8.6.1 При проектировании газового оборудования котельных или при переводе на газовое топливо существующих котельных кроме требований настоящих норм необходимо руководствоваться требованиями СНиП II-35. При проектировании газооборудования производственных и отопительных котельных мощностью единичного котлоагрегата 420ГДж/ч (100Гкал/ч) и более необходимо руководствоваться указаниями раздела 9.

При переводе существующих котлов с твердого или жидкого на газовое топливо расчетом должны быть подтверждены: объемная плотность теплового потока, достаточность сечения дымоходов, производительность и давление дымососов и дутьевых вентиляторов.

8.6.2 Газогорелочные устройства промышленных установок, паровых и водогрейных котлов, использующих газовое топливо, должны соответствовать требованиям, предусмотренным подразделом 13.6.

Расстояние от выступающих частей газовых горелок или арматуры до стен или других частей здания, а также до сооружений и оборудования должно быть не менее 1,0м по горизонтали. Для розжига газовых горелок и наблюдения за их работой необходимо предусматривать смотровые отверстия с крышками. Перед горелками, в которые подается готовая газо-воздушная смесь, а также при подводке кислорода к горелкам для резки и сварки металла для предотвращения проникания пламени в подводящий трубопровод необходимо предусматривать установку огнепреградителей.

8.6.3 На котлоагрегатах, работающих на газовом топливе, и на дымоходах от них необходимо предусматривать взрывные клапаны.

Для паровых котлов с давлением пара свыше 0,07МПа (0,7кгс/см2) и водогрейных котлов с температурой воды выше 115°С взрывные клапаны необходимо предусматривать в соответствии с "Правилами устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов". Число взрывных клапанов, их расположение и размеры для паровых котлов с давлением пара не более 0,07МПа (0,7кгс/см2) и водогрейных котлов с температурой воды не более 115°С, а также для дымоходов от котлоагрегатов должна определять проектная организация. Взрывные предохранительные клапаны допускается не предусматривать в обмуровке одноходовых по дымовым газам котлов, для вертикальных цилиндрических котлов, котлов локомобилей и паровозного типа, а также на дымоходах перед дымососами.

8.6.4 Необходимость установки взрывных клапанов на промышленных печах и дымоходах от них, а также места установки взрывных клапанов и их число следует определять нормами технологического проектирования, а при отсутствии указанных норм - проектной организацией.

8.6.5 Площадь одного взрывного клапана необходимо принимать не менее 0,05м2.

8.6.6 Взрывные предохранительные клапаны необходимо предусматривать в верхней части топки и дымоходов, а также в других местах, где возможно скопление газа.

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

8.6.7 Вентиляция котельных, цехов промышленных и сельскохозяйственных предприятий, зданий предприятий бытового обслуживания производственного характера должна соответствовать требованиям строительных норм и правил по размещенному в них производству.

Дополнительные требования к газифицируемым помещениям этих зданий по вентиляции не предъявляются. При использовании СУГ удаление воздуха из газифицируемого помещения необходимо предусматривать из нижней зоны в количестве не менее 2/3 общего количества удаляемого воздуха.

8.6.8 Во всех газифицируемых помещениях промышленных предприятий, котельных и коммунально-бытовых предприятий производственного назначения, а также в помещениях, по которым предусматривается транзитная прокладка газопроводов, необходимо предусматривать установку системы автоматического контроля загазованности, а перед вводом в здание - установку электромагнитного клапана, отключающего подачу газа в случае возникновения внештатной ситуации.

8.6.9 Газифицируемые котлы должны быть оборудованы КИП, автоматикой безопасности и автоматическим регулированием в соответствии с требованиями СНиП II-35.

8.6.10 Газифицируемые производственные агрегаты должны быть оборудованы КИП для измерений:

- давления газа у горелки или группы горелок после последнего (по ходу газа) отключающего устройства и при необходимости у агрегата;

- давления воздуха в воздуховоде у горелок после последнего шибера или дроссельной заслонки и при необходимости у вентиляторов;

- разрежения в топке и при необходимости в дымоходе до шибера.

8.6.11 Размещение КИП требуется предусматривать у места регулирования измеряемого параметра или на специальном приборном щите.

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

8.6.12 Газифицируемые производственные агрегаты должны быть оборудованы автоматикой безопасности, обеспечивающей прекращение подачи газа при:

- недопустимом отклонении давления газа от заданного;

- погасании пламени у рабочих горелок или группы горелок, объединенных в блок;

- уменьшении разрежения в топке (для агрегатов, оборудованных дымососами или инжекционными горелками);

- понижении давления воздуха (для агрегатов, оборудованных горелками с принудительной подачей воздуха).

Допускается не оборудовать производственные агрегаты автоматикой безопасности, обеспечивающей прекращение подачи газа при погасании пламени у рабочих горелок или группы горелок, если технологический процесс сжигания газа и условия эксплуатации агрегатов (температура в топочном пространстве, число и размещение горелок, частота остановок и пуска агрегатов и др.) обеспечивают безопасность работы газифицируемых агрегатов. Для производственных агрегатов, отдельных горелок или группы горелок, объединенных в блок, имеющих номинальную тепловую мощность менее 5,6кВт, автоматику безопасности допускается не предусматривать.

8.6.13 Необходимость оборудования производственных агрегатов автоматикой для отключения газа при нарушении не указанных выше параметров и обеспечения автоматического регулирования процессов горения решается в зависимости от мощности, технологии и режима работы агрегатов и определяется заданием на проектирование.

8.6.14 Для производственных агрегатов, не допускающих перерывов в подаче газа, отключение подачи газа в системе автоматики безопасности может быть заменено сигнализацией об изменении контролируемых параметров.

8.6.15 Присоединение КИП и приборов автоматики к газопроводам с давлением газа свыше 0,1Мпа (1кгс/см2) необходимо предусматривать с помощью стальных труб. Для коммутации щитов КИП и автоматики допускается применение трубок из цветных металлов.

На отводах к КИП должны предусматриваться отключающие устройства. При давлении газа до 0,1МПа (1кгс/см2) допускается предусматривать присоединение КИП с помощью резиновых или резинотканевых рукавов длиной не более 1,0м, а также резиновых трубок, соответствующих требованиям п.8.2.26.

8.6.16 Прокладку импульсных линий необходимо предусматривать в соответствии с требованиями СНиП 3.05.07.

8.6.17 Для учета расхода газа промышленными предприятиями, котельными и коммунально-бытовыми предприятиями производственного характера перед узлом редуцирования газа необходимо предусматривать установку узла учета расхода газа, рассчитанного на проектный рабочий расход газа, который основывается на тепломеханическом расчете.

При газоснабжении промышленных предприятий, котельных и коммунально-бытовых предприятий производственного характера с расходом природного газа менее 40м3/ч необходимо предусматривать установку механических или ультразвуковых счетчиков расхода газа с электронной коррекцией по температуре. Для узлов измерения расхода газа с максимальным расходом газа 40м3/ч и более необходимо предусматривать измерительные комплексы с автоматическим расчетом количества газа, обеспечивающие приведение поставленного объема газа к стандартным условиям. При установке газового счетчика необходимо руководствоваться требованиями пп.8.2.18 и 8.3.26 настоящего норматива.

8.6.18 При газоснабжении промышленных предприятий, котельных и коммунально-бытовых предприятий производственного характера необходимо предусматривать установку отключающих устройств механического типа (краны, задвижки) и отключающих устройств автоматического типа (электромагнитные клапана) с учетом требований Приложения П (таблица П7) и Приложения Н настоящего норматива.

Отключающие устройства механического типа (краны, задвижки) необходимо устанавливать:

- перед вводом в газифицируемое помещение;

- на ответвлениях к каждому агрегату;

- перед горелками и запальниками;

- на продувочных трубопроводах, в местах присоединения их к газопроводам.

Установку отключающих устройств автоматического типа (электромагнитных клапанов) необходимо предусматривать для отключения газифицируемого помещения. Установка арматуры на газопроводах, прокладываемых в каналах, в бетонном полу или в бороздах стен, не допускается.

8.7 Горелки инфракрасного излучения

8.7.1 Горелки инфракрасного излучения (ГИИ) должны соответствовать требованиям, предусмотренным разделом 13. ГИИ допускается применять как в стационарных, так и передвижных установках.

8.7.2 Отопительные системы с горелками инфракрасного излучения (ГИИ), предназначенные для отопления помещений без постоянного обслуживающего персонала, необходимо предусматривать с автоматикой, обеспечивающей прекращение подачи газа в случае погасания пламени горелки.

При этом, в газифицируемом помещении необходимо предусмотреть установку системы автоматического контроля загазованности, а перед вводом в здание предусмотреть установку электромагнитного клапана, отключающего подачу газа в случае возникновения внештатной ситуации.

8.7.3 ГИИ не допускается устанавливать в производственных помещениях категорий А, Б, В по взрывопожарной и пожарной опасности, складских помещениях и в помещениях, выполненных из легких металлических конструкций с горючим и трудно горючим утеплителем в стенах, покрытиях и перекрытиях, помещениях, крытых соломой и камышом, а также в помещениях подвальных этажей.

8.7.4 Расстояние от ГИИ до конструкций помещения из горючих и трудно горючих материалов (потолка, оконных и дверных коробок и т. п.) должно быть не менее 0,5м при температуре излучающей поверхности до 900°С и не менее 1,25м для температуры выше 900°С.

Потолок или конструкцию из горючих материалов над горелкой необходимо защищать или экранировать негорючим материалом (кровельной сталью по асбесту, асбестоцементным листом и т. п.). Открытая электропроводка должна находиться на расстоянии не менее 1,0м от ГИИ и зоны облучения.

8.7.5 Расчет вентиляции помещений, где предусматривается установка ГИИ, необходимо выполнять из условий допустимых концентраций СО2 и NO2 в рабочей зоне. Размещение вытяжных устройств необходимо предусматривать выше излучателей (горелок), а приточных устройств - вне зоны излучения горелок.

9 Системы газоснабжения тепловых электростанций

9.1 Общие указания

9.1.1 В настоящем разделе приведены дополнительные требования, которые необходимо учитывать при проектировании систем газоснабжения электростанций.

9.1.2 При проектировании систем газоснабжения (при давлении газа до 1,2Мпа (12кгс/см2)) электростанций, кроме требований настоящих норм, необходимо руководствоваться требованиями СНиП ΙΙ-58 «Электростанции тепловые» и СНиП II-89 «Генеральные планы промышленных предприятий».

9.1.3 Проектирование газопроводов с давлением газа свыше 1,2МПа (12кгс/см2) необходимо осуществлять с учетом требований СНиП ΙΙ-58 «Электростанции тепловые», СНиП II-89 «Генеральные планы промышленных предприятий», СНиП 2.05.06 «Магистральные трубопроводы» и СНиП III-42 «Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемка работ».

9.2 Наружные газопроводы и устройства

9.2.1 Внеплощадочные газопроводы электростанций необходимо прокладывать подземно. Присоединение к этим газопроводам других потребителей допускается только по согласованию с поставщиком газа и организацией, эксплуатирующей данные газопроводы.

9.2.2 На внеплощадочном газопроводе необходимо предусматривать установку отключающего устройства с электроприводом вне территории электростанции на расстоянии не менее 5,0м от ее ограждения.

9.2.3 Прокладку газопроводов по территории электростанции необходимо предусматривать надземной, с учетом максимального использования существующих или проектируемых эстакад и опор других трубопроводов.

Не допускается предусматривать прокладку газопроводов по территории открытой подстанции, склада топлива.

9.3 Газорегуляторные пункты

9.3.1 На газопроводе при вводе его в ГРП, расположенный на территории электростанции, необходимо предусматривать отключающее устройство с электроприводом на расстоянии не менее 10,0м от здания ГРП.

При сооружении ГРП для одного блока мощностью 800МВт и выше непосредственно после отключающего устройства перед ГРП необходимо предусматривать отсечной быстродействующий клапан. Для блоков мощностью 800МВт и выше допускается совмещение узлов редуцирования давления и расхода газа в блочном ГРП, т.е. не предусматривать регулятор расхода на подводе газа к котлу.

9.3.2 Выбор пропускной способности регуляторов давления, устанавливаемых на каждой линии регулирования в ГРП, необходимо производить с учетом нарастания расходов газа по мере ввода котельных агрегатов, а также с учетом летних расходов газа.

9.3.3 В ГРП с входным давлением газа свыше 0,6МПа (6кгс/см2) необходимо предусматривать не менее двух линий регулирования.

В качестве регулирующего устройства в ГРП допускается применять регулирующие заслонки.

9.3.4 В ГРП необходимо предусматривать не менее двух (один резервный) предохранительных сбросных клапанов (ПСК). Пропускную способность ПСК необходимо принимать в размере 10-15% максимальной производительности ГРП. Перед каждым ПСК необходимо предусматривать отключающее устройство.

Допускается не предусматривать установку ПСК в ГРП с расчетным расходом газа 100 000м3/ч и более при размещении их вблизи воздухозаборных шахт производственных помещений. В этом случае все газопроводы и оборудование, устанавливаемое за регулятором давления до отключающего устройства перед горелками котла включительно, должны быть рассчитаны и приняты исходя из рабочего давления газа до ГРП.

9.3.5 В ГРП необходимо предусматривать помещение щита управления для размещения щитов вторичных КИП, аппаратуры автоматического регулирования, управления и сигнализации, шкафов сборок задвижек, исполнительных механизмов регулирующих клапанов, телефона.

9.3.6 Сбросные трубопроводы от ПСК необходимо располагать со стороны здания ГРП, противоположной воздухозаборным устройствам систем вентиляции. Расстояние от концевых участков сбросных трубопроводов до мест забора воздуха для приточной вентиляции должно быть не менее 10,0м по горизонтали и 6,0м по вертикали.

Если расстояние от сбросных газопроводов ПСК по горизонтали до светоаэрационного фонаря самого высокого соседнего здания меньше 20,0м, сбросные газопроводы должны быть выведены на 2,0м выше фонаря этого здания. Продувочные газопроводы необходимо выводить выше дефлекторов ГРП не менее чем на 1,0м, но не менее 5,0м от уровня земли.

9.3.7 На каждой линии регулирования в ГРП необходимо предусматривать установку листовых заглушек после первого и перед последним по ходу газа отключающим устройством.

9.3.8 Тяги, соединяющие рычаги исполнительных механизмов и регулирующих органов и проходящие через стены регуляторного зала, необходимо прокладывать в футлярах, забетонированных в стенах. Футляры необходимо заполнять асбестовой пушонкой. Сальники с обеих сторон футляра необходимо заполнять асбестовым шнуром.

9.3.9 Газопроводы ГРП после регуляторов давления, в том числе наружные надземные газопроводы на участке длиной не менее 20,0м от ГРП, должны иметь звукопоглощающую изоляцию.

9.3.10 Управление регулирующей и запорной арматурой ГРП необходимо предусматривать со щита главного корпуса при сохранении возможности управления с местного щита ГРП,

Указатель положения регулирующей арматуры необходимо предусматривать на щите главного корпуса и на местном щите ГРП. Управление регулирующей и запорной арматурой блочного ГРП необходимо предусматривать с блочного щита управления энергоблока с сохранением при необходимости управления с местного щита ГРП.

9.4 Внутреннее газовое оборудование

9.4.1 При подаче газа в разводящий коллектор котельной от двух и более ГРП на коллекторе необходимо предусматривать отключающие устройства.

9.4.2 На отводе газопровода к каждому котлоагрегату необходимо предусматривать быстродействующий запорный (отсечной) клапан, прекращающий подачу газа к горелкам в течение не более 3с.

9.4.3 Питание электроприводов отсечных быстродействующих клапанов необходимо предусматривать от шин аккумуляторной батареи электростанции или от двух независимых источников переменного тока с автоматическим включением резервного питания, или от батареи предварительно заряженных конденсаторов.

9.4.4 Устройство, регулирующее расход газа на котел (заслонка, клапан и др.), необходимо предусматривать с дистанционным и ручным управлением.

9.4.5 Перед каждой горелкой необходимо предусматривать установку последовательно двух запорных устройств. Первое по ходу газа запорное устройство должно иметь электрический привод, второе - электрический или ручной привод. Между этими запорными устройствами необходимо предусматривать продувочный газопровод (свеча безопасности) с установкой на нем запорного устройства с электроприводом.

9.4.6 На котлоагрегатах, помимо основного регулирующего клапана подачи газа (регулятора топлива), допускается установка растопочного регулятора подачи газа.

9.4.7 На газопроводе внутри котельной необходимо предусматривать штуцер для отбора пробы газа.

9.4.8 Допускается присоединять к газопроводу внутри котельной газопроводы для лабораторных нужд и постов резки металла с устройством ГРУ в месте потребления газа.

9.4.9 На газоходах отходящих газов после котельной установки необходимо предусмотреть пробоотборные лючки для отбора проб дымовых газов, для контроля соблюдения нормативов предельно-допустимых выбросов загрязняющих веществ в атмосферу.

9.5 Трубопроводы и КИП

9.5.1 Для газопроводов электростанций необходимо предусматривать стальные трубы в соответствии с обязательным приложением Ж.

Сварные трубы допускается применять при условии 100% контроля неразрушающими методами заводского шва, что должно быть указано в сертификате на трубы.

9.5.2 Детали, блоки, сборные единицы трубопроводов, опоры и подвески для газопроводов, сооружаемых на территории электростанций, необходимо принимать в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06 «Магистральные трубопроводы» и СНиП III-42 «Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемка работ». Фасонные части и детали необходимо изготовлять из спокойных сталей.

Отводы диаметром до 100мм должны быть гнутыми или штампованными. Гнутые отводы для подземных газопроводов необходимо изготовлять из бесшовных труб.

9.5.3 Для газопроводов с толщиной стенки свыше 5мм, прокладываемых на участках перехода через железные и автомобильные дороги, водные преграды и другие естественные и искусственные преграды, а также для надземных газопроводов, прокладываемых в районах с расчетной температурой наружного воздуха ниже минус 30°С, величина ударной вязкости металла труб и сварных соединений должна быть не ниже 29Дж/см2 (3кгс×м/см2) при расчетной температуре наружного воздуха района строительства.

9.5.4 Объем измерений, сигнализации и автоматического регулирования в системах газоснабжения тепловых электростанций допускается предусматривать согласно рекомендуемому приложению И.

9.5.5 На общем подводящем газопроводе в ГРП необходимо предусматривать прибор для измерения расхода газа с обеспечением измерения как номинального, так и малого (до 30% номинального) расходов.

10 Газонаполнительные станции, газонаполнительные пункты, промежуточные склады баллонов, автомобильные газозаправочные станции

10.1 Общие указания

10.1.1 Настоящий раздел устанавливает требования к проектированию газонаполнительных станций (ГНС), газонаполнительных пунктов (ГНП), промежуточных складов баллонов (ПСБ) и автомобильных газозаправочных станций (АГЗС), предназначенных для снабжения сжиженными углеводородными газами (СУГ) потребителей, использующих эти газы в качестве топлива.

10.1.2 При проектировании установок (станций) регазификации СУГ необходимо руководствоваться требованиями, относящимися к ГНС такой же общей вместимости резервуаров для хранения газа.

10.1.3 Нормы настоящего раздела не распространяются на проектирование сооружений и установок, в составе которых предусматриваются изотермические и неметаллические резервуары, подземные хранилища, а также на проектирование складов, предназначенных для хранения СУГ, используемых в качестве сырья на предприятиях химической, нефтехимической и других отраслей промышленности.

10.1.4 При проектировании определение сейсмичности площадок строительства ГНС, ГНП, ПСБ и АГЗС необходимо производить на основании сейсмического микрорайонирования или в соответствии с указаниями, приведенными в СНиП КР 20-02.

10.2 Газонаполнительные станции сжиженных газов

10.2.1 ГНС предназначаются для приема СУГ, поступающих железнодорожным, водным, автомобильным и трубопроводным транспортом; хранения и поставки СУГ потребителям в автоцистернах и баллонах; ремонта, технического освидетельствования и окраски баллонов.

Требования, предъявляемые к проектированию кустовых баз сжиженных газов, аналогичны требованиям к проектированию ГНС, изложенным в настоящих нормах.

10.2.2 ГНС необходимо располагать вне селитебной территории населенных пунктов с подветренной стороны для ветров преобладающего направления по отношению к жилым районам.

10.2.3 Выбор площадки для строительства ГНС необходимо предусматривать с учетом приведенных в п.10.4.1 расстояний до окружающих ГНС зданий и сооружений, а также наличия в районе строительства железных и автомобильных дорог.

10.2.4 Площадку для строительства ГНС необходимо предусматривать с учетом обеспечения снаружи ограждения газонаполнительной станции противопожарной полосы шириной 10,0м и минимальных расстояний до лесных массивов: хвойных пород – 50,0м, лиственных пород – 20,0м.

10.2.5 Подъездной железнодорожный путь, как правило, не рекомендуется предусматривать через территорию других предприятий. Допускается прохождение подъездного железнодорожного пути к ГНС через территорию не более одного предприятия (по согласованию с этим предприятием) при условии устройства в пределах территории предприятия самостоятельного транзитного пути для ГНС.

10.3 Основные здания и сооружения ГНС

10.3.1 Территория ГНС подразделяется на производственную и вспомогательную зоны, в пределах которых в зависимости от технологического процесса, транспортирования, хранения и поставки потребителям газа необходимо размещать следующие основные здания (помещения) и сооружения 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 СУГ, колонки для слива газов из автоцистерн при доставке газа на ГНС автомобильным транспортом и колонки для заправки принадлежащих предприятиям газового хозяйства газобаллонных автомобилей;

- теплообменные установки для подогрева газа;

- резервуары для слива из баллонов неиспарившегося газа и газа из переполненных и неисправных баллонов;

- прирельсовый склад баллонов; 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;

- котельная (при невозможности подключения к существующим источникам теплоснабжения);

- трансформаторная подстанция;

- резервуары для противопожарного запаса воды;

- водонапорная башня; складские и другие помещения;

- здание для технического обслуживания автомобилей;

- открытая стоянка с воздухоподогревом для автотранспорта;

- мойка для автомобилей;

- пункт технического контроля.

Как во вспомогательной, так и в производственной зоне допускается предусматривать:

- воздушную компрессорную;

- автовесы.

В насосно-компрессорном и испарительном отделениях допускается предусматривать газорегуляторную установку для собственных нужд ГНС. В каждом здании производственной зоны необходимо предусматривать санузел и гардеробные. Перечень зданий и сооружений ГНС необходимо уточнять в соответствии с техническими условиями на проектирование. В производственной зоне допускается предусматривать железнодорожные весы. Гараж допускается выделять в самостоятельное хозяйство с размещением его вне территории ГНС.

10.3.2 Допускается предусматривать размещение службы эксплуатации газового хозяйства с примыканием к территории ГНС со стороны вспомогательной зоны.

10.4 Размещение зданий и сооружений ГНС

10.4.1 Минимальные расстояния от резервуаров для хранения СУГ, размещаемых на ГНС, до зданий и сооружений, не относящихся к ГНС, необходимо принимать по таблице 8, до дорог - по таблице 9.

10.4.2 Минимальное расстояние от надземных резервуаров до мест, где одновременно может находиться более 800 чел. (стадионов, рынков, парков и т.п.), а также до территории школ и детских учреждений независимо от числа мест в них необходимо увеличивать в 2 раза по сравнению с указанными в таблице 8.

Таблица 8

Общая вместимость* резервуаров, м3

Максимальная вместимость одного резервуара, м3

Расстояние от резервуаров до зданий (жилых, общественных, промышленных и др.) и сооружений, не относящихся к ГНС, м

надземных

подземных

Св. 50 до 200

25

80

50

Св. 50 до 200

50

150

75

«

100

200

100

Св. 200 до 500

50

150

75

Св. 200 до 500

100

200

100

«

Св. 100, но не более 200

300

150

Св. 500 до 2000

100

200

100

Св. 500 до 2000

Св. 100, но не более 600

300

150

Св. 2000 до 8000 включ.

Св. 100, но не более 600

300

150

* Внутренний объём

10.4.3 Расстояние до базы хранения с резервуарами различной вместимости необходимо принимать по резервуару с наибольшей вместимостью.

10.4.4 Размещение на ГНС шаровых резервуаров с единичной вместимостью свыше 200м3 необходимо предусматривать по нормам проектирования товарных складов предприятий нефтяной и нефтехимической промышленности. При этом расстояния от этих резервуаров до зданий и сооружений, а также расстояния между резервуарами необходимо принимать не менее значений, приведенных в настоящем подразделе.

10.4.5 Расстояние от железнодорожной сливной эстакады ГНС необходимо принимать не менее:

- до зданий и сооружений, не относящихся к ГНС, - по таблице 8 и 9 как до надземных резервуаров с общей вместимостью, равной вместимости железнодорожных цистерн, которые могут одновременно находиться под сливом на территории ГНС;

- до зданий и сооружений на территории ГНС - по таблице 12;

- до надземных резервуаров базы хранения ГНС - не менее 20,0м.

Таблица 9

Дороги, находящиеся вне территории ГНС

Расстояние от резервуаров до дорог при общей вместимости резервуаров на ГНС, м

до 200 м3

св. 200 м3

от надземных

от подземных

от надземных

от подземных

Железные дороги общей сети (до подошвы насыпи или бровки выемки со стороны резервуаров)

75

50

100

75

Подъездные пути железных дорог промышленных предприятий (до оси пути) и автомобильные дороги (до края проезжей части)

30

20

40

25

10.4.6 Расстояние от ГНС общей вместимостью резервуаров свыше 100м3 до предприятий с легковоспламеняющимися материалами (нефтебазы, нефтеперерабатывающие заводы, ацетиленовые станции, склады кинопленок и т. п.) необходимо принимать по нормам для этих предприятий, но не менее расстояний, указанных в таблице 8.

10.4.7 Минимальные расстояния от резервуаров ГНС, размещаемых на территории промышленных предприятий, до зданий и сооружений этих предприятий необходимо принимать по таблице 10 и 11.

Расстояние от железнодорожной сливной эстакады до зданий предприятия должно быть не менее 40,0м.

Таблица 10

Общая вместимость резервуаров ГНС, размещаемой на территории промышленного предприятия

Максимальная вместимость одного резервуара, м3

Расстояние от резервуаров до зданий и сооружений предприятия, м

надземных

подземных

До 50

10

30

15

Св. 50 до 100

25

50

25

Св. 100 до 200

50

70

35

Св. 200 до 300

50

90

45

Св. 300 до 500

50

110

55

Св. 500 до 2000

100

200

100

Св. 2000 до 8000 включ.

св. 100, но не более 600

300

150

10.4.8 Расстояние от резервуаров СУГ общей вместимостью 500м3 и меньше для ГНС, размещаемых на территории промышленных предприятий, до зданий, агрегатов и установок категории Г, относящихся к предприятию, необходимо принимать на 30% более, указанных в таблице 10.

Таблица 11

Дороги промышленного предприятия

Общая вместимость резервуаров ГНС, размещаемой на территории предприятия, м3

Расстояние от резервуаров, м

надземных

подземных

Железнодорожные пути (до оси пути) и автомобильные дороги (до края проезжей части)

До 100

20

10

Св. 100

30

15

10.4.9 Расстояния между зданиями и сооружениями, размещаемыми на территории ГНС, необходимо принимать не менее значений, указанных в таблице 12.

Таблица 12

Здания и сооружения ГНС

Расстояние между зданиями и сооружениями ГНС, м

Порядковые номера зданий и сооружений, приведенные в графе 1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1. Надземные резервуары базы хранения и железнодорожная сливная эстакада

-

10

15

30

40

15

30

10

10

40

2. Подземные резервуары базы хранения

10

-

10

20

30

10

20

10

5

40

3. Помещения категории А и погрузочно-разгрузочные площадки для баллонов

15

10

-

15

40

15

30

5

10

40

4. Колонки для налива СУГ в автоцистерны и заправочные колонки

30

20

15

-

30

15

15

10

10

15

5. Котельная, ремонтная мастерская, здание для технического обслуживания автомобилей, складские здания

40

30

40

30

-

20

*

*

*

**

6. Прирельсовый склад баллонов

15

10

15

15

20

-

100

5

*

40

7. Вспомогательные здания без применения открытого огня

30

20

30

15

*

100

-

*

*

**

8 Автомобильные дороги, кроме местных подъездов (до края проезжей части)

10

10

5

10

*

5

*

-

1,5

*

9 Ограждение территории

10

5

10

10

*

*

*

1,5

-

*

10 Резервуары для пожаротушения (до водозаборных колодцев)

40

40

40

15

**

40

**

*

*

-

* Расстояния следует принимать по СНиП II-89

**Расстояния следует принимать по СНиП 2.04.02.

Примечание - Расстояния от зданий и сооружений, размещаемых на территории ГНС, до зданий подстанций и помещений электрораспределительных устройств следует принимать в соответствии с требованиями раздела 9 ПУЭ, а до электрораспределительных устройств, размещенных непосредственно в производственных невзрывоопасных помещениях, - по таблице 14.

10.4.10 В зданиях, находящихся на территории ГНС, предусматривать жилые помещения и не относящиеся к ГНС производства, не допускается.

10.5 Планировка территории, дороги. Требования к зданиям и сооружениям

10.5.1 Территория ГНС должна быть ограждена проветриваемой оградой из негорючих материалов.

10.5.2 Производственную и вспомогательную зоны и участок размещения автохозяйства необходимо разделять конструкциями облегченного типа из негорючих материалов или посадкой кустарника высотой не более 1,0м.

10.5.3 Планировка территории ГНС 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.

10.5.4 Планировку площадок ГНС и проектирование подъездных и внутриплощадочных дорог необходимо выполнять в соответствии с требованиями СНиП II-89, СНиП 2.05.02, СНиП 32-01, СНиП 2.05.07 и настоящих норм.

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

10.5.6 Железнодорожные пути ГНС в местах слива газа необходимо предусматривать в виде горизонтальных или с уклоном не круче 2,5‰ участков.

Для расцепки состава должен быть предусмотрен дополнительный прямой участок пути со стороны тупика длиной не менее 20,0м.

10.5.7 Территория ГНС должна сообщаться с автомобильной дорогой общего назначения подъездной автодорогой IV категории.

Для ГНС с резервуарами вместимостью свыше 500м3 необходимо предусматривать два рассредоточенных выезда: основной и запасной для аварийной эвакуации автотранспорта. Присоединение запасного выезда к подъездной автодороге необходимо предусматривать на расстоянии не менее 40,0м от основного выезда. Автомобильные дороги для противопожарных проездов должны проектироваться на две полосы движения. Ширину автомобильных дорог на территории ГНС на две полосы движения необходимо принимать 6,0м, а для одной полосы движения - 4,5м. Перед въездом на территорию ГНС необходимо предусматривать площадку для разворота и стоянки автомашин. Внутриплощадочные дороги и открытые производственные площадки необходимо проектировать и строить с твердым покрытием и системой сбора и очистки ливневых стоков.

10.5.8 Между колонками для наполнения автоцистерн и заправки газобаллонных автомобилей необходимо предусматривать сквозной проезд шириной не менее 6,0м.

Для колонок необходимо предусматривать защиту от наезда автомобилей.

10.5.9 Для ГНС и установок регазификации СУГ, размещаемых на территории промышленных предприятий, допускается предусматривать один въезд на территорию ГНС.

10.5.10 Транспортные сооружения на внутриплощадочных дорогах ГНС необходимо предусматривать из негорючих материалов.

10.5.11При проектировании зданий и сооружений ГНС необходимо выполнять кроме требований настоящего раздела требования, предусмотренные СНиП 2.09.03, МСН 2.02-01.

10.5.12 Насосно-компрессорное отделение необходимо размещать в отдельно стоящем здании, в котором допускается предусматривать также размещение испарительной (теплообменной) установки.

Допускается блокировка насосно-компрессорного отделения с наполнительным цехом.

10.5.13 В здании наполнительного цеха необходимо предусматривать:

- наполнительное отделение с оборудованием для слива, наполнения, контроля герметичности и контроля заполнения баллонов;

- отделение дегазации баллонов;

- погрузочно-разгрузочную площадку для баллонов.

Отделение технического освидетельствования баллонов и отделение окраски баллонов необходимо предусматривать или в здании наполнительного цеха, или в отдельном здании.

10.5.14 Для отделения технического освидетельствования баллонов необходимо предусматривать погрузочно-разгрузочную площадку для баллонов, поступающих на техническое освидетельствование.

Отделение окраски баллонов необходимо предусматривать сблокированным с отделением технического освидетельствования баллонов. При реконструкции ГНС допускается предусматривать размещение отделения окраски баллонов в отдельном здании.

10.5.15 Производственные процессы в зданиях и помещениях ГНС, где возможно образование взрывоопасной среды (отделения: насосно-компрессорное, наполнения и слива, дегазации баллонов, окрасочное, а также помещения испарительных установок и вытяжных венткамер), необходимо относить по взрывопожарной опасности к категории А. Категорийность зданий и помещений должна указываться в проекте.

10.5.16 Производственные здания, установки и сооружения ГНС в отношении опасности при применении электрооборудования необходимо относить:

к классу В-1а - помещения отделений: насосно-компрессорного, наполнения и слива баллонов, дегазации баллонов, окрасочного, испарительного, а также вентиляционные камеры вытяжной вентиляции для этих помещений; к классу В-1г - резервуары, сливные эстакады, колонки для слива и налива сжиженных газов, колонки для заправки газобаллонных автомобилей, площадки для открытой стоянки автоцистерн, погрузочно-разгрузочные площадки, а также испарительные (теплообменные) установки, размещенные на открытых площадках. Размер зоны В - 1г для открытых пространств следует определять в соответствии с ПУЭ.

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

10.5.18 Погрузочно-разгрузочные площадки для размещения наполненных и пустых баллонов необходимо предусматривать пристроенными непосредственно к наполнительным отделениям.

Размеры площадок с учетом проходов должны определяться из расчета обеспечения размещения баллонов в количестве двойной суточной производительности наполнительного отделения. Над погрузочно-разгрузочными площадками необходимо предусматривать навесы из негорючих материалов, а по периметру - не сплошное ограждение (при необходимости). Полы необходимо предусматривать с покрытиями из негорючих, не дающих искры материалов.

10.6 Сливные устройства

10.6.1 Число сливных устройств на железнодорожной эстакаде необходимо определять, исходя из максимального суточного отпуска газа с ГНС с учетом неравномерности поступления газа в железнодорожных цистернах (коэффициент неравномерности следует принимать равным 2,0).

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

10.6.2 На трубопроводах для слива газа из железнодорожных цистерн в непосредственной близости от места соединения стационарных трубопроводов ГНС со сливными устройствами транспортных средств необходимо предусматривать:

на трубопроводах жидкой фазы - обратный клапан; на трубопроводах паровой фазы - скоростной клапан; до отключающего устройства - штуцер с отключающим устройством для удаления остатков газа в систему трубопроводов или продувочную свечу. Допускается не предусматривать скоростной клапан при бесшланговом способе слива (налива) газа (по металлическим трубопроводам специальной конструкции) при условии обоснования надежности этой конструкции и согласования с эксплуатационной организацией.

10.6.3Для слива газа, поступающего на ГНС в автоцистернах, необходимо предусматривать сливные колонки, обвязка которых должна обеспечивать соединение автоцистерны с трубопроводами паровой и жидкой фазы резервуаров базы хранения через запорно-предохранительную арматуру аналогично сливным железнодорожным устройствам.

10.7 Резервуары для СУГ

10.7.1 Резервуары, предназначенные для приема и хранения СУГ на ГНС, должны соответствовать требованиям раздела 13.

Обвязку резервуаров необходимо предусматривать с учетом возможности раздельного приема и хранения газа различных марок, предусмотренных ГОСТ 20448.

10.7.2 Вместимость базы хранения необходимо определять в зависимости от суточной производительности ГНС, степени заполнения резервуаров и количества резервируемых для хранения СУГ на газонаполнительной станции. Число резервируемых для хранения СУГ необходимо определять в зависимости от расчетного времени работы ГНС без поступления газа t, сут, определяемого по формуле:

(7), где L - расстояние от завода—поставщика сжиженных газов до ГНС, 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 сутки); t2 -время, на которое следует предусматривать эксплуатационный запас сжиженных газов на ГНС (принимается в зависимости от местных условий в размере 3—5сут). При соответствующем обосновании (ненадежность транспортных связей и др.) допускается увеличивать t2, но не более чем до 10 суток.

10.7.3 При расположении ГНС в непосредственной близости от предприятия, вырабатывающего сжиженные газы, транспортирование которых на ГНС осуществляется в автоцистернах или по трубопроводам, а также для АГЗС с получением сжиженных газов с ГНС допускается сокращать t до 2 суток.

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

10.7.4 Резервуары для сжиженных газов на ГНС допускается устанавливать надземно и подземно.

Надземными считаются резервуары, у которых нижняя образующая находится на одном уровне или выше планировочной отметки прилегающей территории. Подземно расположенными резервуарами считаются резервуары, у которых верхняя образующая резервуара находятся ниже планировочной отметки земли не менее чем на 0,2м. К подземным резервуарам приравниваются надземные, засыпаемые грунтом на высоту не менее 0,2м выше их верхней образующей и шириной не менее 6,0м, считая от стенки резервуара до бровки насыпи. Размещение резервуаров в помещениях не допускается. Примечание - Прилегающей к резервуару территорией считается территория на расстоянии 6,0м от стенки резервуара.

10.7.5 Резервуары должны устанавливаться с уклоном 2-3‰ в сторону сливного патрубка.

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

Площадки должны предусматриваться с двух сторон от арматуры, приборов и люков. К штуцеру для вентиляции необходимо предусматривать площадку, с одной стороны. Площадки и лестницы необходимо выполнять в соответствии с требованиями, предусмотренными п.10.6.1. При устройстве одной площадки для нескольких резервуаров лестницы необходимо предусматривать в концах площадки. При длине площадки более 60,0м в средней ее части необходимо предусматривать дополнительную лестницу. Лестницы должны выводиться за обвалование.

10.7.7 Надземные резервуары должны быть защищены от нагрева солнечными лучами (например, окраска резервуаров в белый или серебристый цвет, водяное охлаждение в соответствии с указаниями п.8.91).

10.7.8 Надземные резервуары необходимо располагать группами, как правило, в районе пониженных планировочных отметок площадки ГНС. Максимальную общую вместимость надземных резервуаров в группе необходимо принимать в соответствии с таблицей 13.

Таблица 13

Общая вместимость резервуаров ГНС, м3

Общая вместимость резервуаров в группе м3

До 2000

1000

Св. 2000 до 8000

2000

Максимальные расстояния в свету между группами резервуаров необходимо принимать по табл. 13.

Таблица 13

Общая вместимость резервуаров в группе, м3

Расстояние в свету между внешними образующими крайних резервуаров групп, расположенных надземно, м

До 200

5

Св. 200 до 700

10

10.7.9. Внутри группы расстояния в свету между надземными резервуарами должны быть не менее диаметра наибольшего из рядом стоящих резервуаров, а при диаметре резервуаров до 2,0м - не менее 2,0м.

Расстояние между рядами надземных резервуаров, размещаемых в два и более рядов, необходимо принимать равным длине наибольшего резервуара, но не менее 10,0м.

10.7.10. Для каждой группы надземных резервуаров по периметру должно предусматриваться замкнутое обвалование или ограждающая стенка из негорючих материалов (например: из кирпича, бутобетона, бетона и т. п.) высотой не менее 1,0м, рассчитанные на 85% вместимости резервуаров в группе. Ширина земляного вала по верху должна быть не менее 0,5м. Расстояния от резервуаров до подошвы обвалования или ограждающей стенки должны быть равны половине диаметра ближайшего резервуара, но не менее 1,0м.

Для входа на территорию резервуарного парка по обе стороны обвалования или ограждающей стенки должны быть предусмотрены лестницы-переходы шириной 0,7м, не менее двух на каждую группу, расположенные в разных концах обвалования.

10.7.11 Для подземного размещения допускается предусматривать только цилиндрические резервуары.

Расстояния в свету между отдельными подземными резервуарами должны быть равны половине диаметра большего смежного резервуара, но не менее 1,0м.

10.7.12 Подземные и надземные, засыпаемые грунтом, резервуары должны устанавливаться непосредственно на грунт.

Устройство фундаментов для резервуаров необходимо предусматривать при неблагоприятных грунтовых условиях: наличии грунтовых вод на глубине разработки котлована или несущей способности грунта менее 0,1МПа (1кгс/см2), или опирании резервуара на пучинистый грунт и др. Фундаменты под резервуары необходимо предусматривать из негорючих материалов, например: камня, бетона, железобетона и др. Засыпку резервуаров необходимо предусматривать песчаным или глинистым грунтом, не имеющем в своем составе органических примесей.

10.7.13 При размещении подземных резервуаров в пучинистом грунте последний должен быть заменен песчаным на глубину промерзания, а в местах с высоким стоянием грунтовых вод (выше нижней образующей резервуаров) необходимо предусматривать решения по предотвращению всплытия резервуаров.

10.7.14 Резервуары необходимо 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 или эмали, предназначенных для наружных работ при расчетной температуре в районе строительства.

10.8 Технологическое оборудование ГНС

10.8.1 Для перемещения жидкой и паровой фаз СУГ по трубопроводам ГНС необходимо предусматривать насосы, компрессоры или испарительные (теплообменные) установки.

Допускается использовать энергию природного газа для слива и налива СУГ, давление насыщенных паров которых при температуре 45°С не превышает 1,2МПа (12кгс/см2). При этом, парциальное давление природного газа в опорожняемых резервуарах должно быть не более 0,2МПа (2кгс/см2). При большем парциальном давлении, но не выше 0,5МПа (5кгс/см2) необходимо предусматривать контроль компонентного состава СУГ. При этом, содержание этана-этиленовых фракций в природном газе должно быть не более 5%, а содержание метана К, % (моль), в сжиженных газах не должно быть более величины, определяемой по формуле: (8), где К2 - концентрация бутановых фракций в СУГ, % (моль).

10.8.2 Компрессоры необходимо размещать в отапливаемых помещениях.

Пол помещения, где размещаются насосы и компрессоры, должен быть не менее чем на 0,15м выше планировочных отметок прилегающей территории.

10.8.3 Насосы и компрессоры необходимо устанавливать на фундаментах, не связанных с фундаментами другого оборудования и стенами здания.

При размещении в один ряд двух и более насосов или компрессоров необходимо предусматривать, м, не менее:

- ширину основного прохода по фронту обслуживания ………1,5

- расстояние между насосами........................................................0,8

- расстояние между компрессорами............................................. 1,5

- расстояние между насосами и компрессорами ........................ 1,0

- расстояние от насосов и компрессоров до стен помещения.…1,0

10.8.4 На всасывающих трубопроводах насосов и компрессоров необходимо предусматривать запорные устройства, на напорных трубопроводах - запорные устройства и обратные клапаны.

Перед насосами необходимо предусматривать фильтры с продувочными трубопроводами, за насосами на напорных трубопроводах - продувочные трубопроводы, которые допускается объединять с продувочными трубопроводами от фильтров. На напорном коллекторе насосов необходимо предусматривать перепускное устройство, соединенное с всасывающей линией насоса. На перепускном устройстве не допускается предусматривать запорную арматуру. На всасывающих линиях компрессоров должны предусматриваться конденсатосборники, на нагнетательных линиях за компрессорами - маслоотделители. Конденсатосборники должны оборудоваться сигнализаторами уровня и дренажными устройствами. Сигнализаторы уровня должны иметь блокировку с компрессорами, обеспечивающую остановку компрессора при максимальном уровне газа в конденсат сборнике.

10.8.5 Компрессоры и насосы должны быть оборудованы автоматикой, отключающей электродвигатели во всех случаях, предусмотренных в техническом паспорте компрессора или насоса, а также в случае:

- загазованности помещения в соответствии с указаниями по п.10.10.18 и п.10.10.19;

- повышения давления на нагнетательных линиях насоса и компрессора свыше 1,6МПа (16кгс/см2);

- достижения максимального уровня в заполняемом резервуаре (для агрегатов, предусматриваемых для заполнения резервуаров).

10.8.6 Испарители (теплообменники) необходимо оборудовать автоматикой, обеспечивающей отключение испарителя в случаях, указанных в п.11.3.6, а также при максимальном уровне газа в заполняемом резервуаре в случае заполнения резервуаров с помощью испарителей (теплообменников).

10.8.7 Соединение электродвигателей с насосами и компрессорами необходимо предусматривать муфтовым с диэлектрическими прокладками и шайбами.

При реконструкции существующих насосно-компрессорных отделений допускается сохранять соединение двигателя с насосом или компрессором клиноременной передачей при условии исключения возможности искрообразования.

10.8.8 Оборудование наполнительного отделения необходимо принимать из условия обеспечения механизированного комплексного выполнения операций по сливу, наполнению, контролю герметичности и контролю наполнения баллонов.

10.8.9 Контроль степени наполнения баллонов необходимо предусматривать независимо от способа их наполнения путем взвешивания или другим методом, обеспечивающим не меньшую точность определения степени наполнения всех баллонов (100%).

Для обеспечения контроля герметичности баллонов в холодное время года допускается предусматривать установки для подогрева газа.

10.8.10 Для слива газа из переполненных баллонов и неиспарившегося газа необходимо предусматривать резервуары, размещаемые:

- в пределах базы хранения - при общей вместимости резервуаров свыше 10м3;

- на расстоянии не менее 3,0м от здания наполнительного цеха (на непроезжей территории) - при общей вместимости резервуаров до 10м3.

10.8.11 Для наполнения СУГ автоцистерн и заправки газобаллонных автомобилей, принадлежащих предприятиям газового хозяйства, необходимо предусматривать наполнительные и заправочные колонки, которые необходимо размещать на общей площадке. Допускается предусматривать заправочные колонки вне территории ГНС на расстоянии не менее 20,0м от ограды ГНС.

10.8.12 На трубопроводах паровой й жидкой фазы в непосредственной близости от места соединения стационарных трубопроводов колонок с наполнительными и заправочными устройствами автомобилей необходимо предусматривать специальные клапаны, обеспечивающие предотвращение поступления газа в атмосферу при нарушении герметичности наполнительных и заправочных устройств

Допускается не предусматривать указанные клапаны при бесшланговом способе налива (слива) газа при условии обоснования надежности принятой конструкции и согласования с эксплуатирующей организацией.

10.8.13 Для контроля степени заполнения автоцистерн необходимо предусматривать автовесы.

При использовании подогретого газа необходимо контролировать его температуру, которая не должна превышать 45°С.

10.8.14 На трубопроводах жидкой и паровой фазы к колонкам необходимо предусматривать отключающие устройства на расстоянии не менее 10,0м от колонок.

10.8.15 Испарители и теплообменники для подогрева СУГ (в дальнейшем - испарительные установки), предусматриваемые вне помещений, необходимо размешать на расстоянии не менее 10,0м от резервуаров для хранения СУГ и не менее 1,0м от стен здания насосно-компрессорного отделения или наполнительного цеха

10.8.16 Испарительные установки, размещаемые в помещениях, необходимо устанавливать в здании наполнительного цеха или в отдельном помещении того здания, где имеются газопотребляющие установки, или в отдельном здании, отвечающем требованиям, установленным для зданий категории А. При этом, испарительные установки, располагаемые в помещениях ГНС без постоянного пребывания обслуживающего персонала, должны быть оборудованы дублирующими приборами контроля технологического процесса, размещаемыми в помещениях ГНС с обслуживающим персоналом.

10.8.17 Испарительные установки производительностью до 200кг/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 1,0м от резервуаров.

10.8.18 Расстояние между испарителями необходимо принимать не менее диаметра испарителя, но во всех случаях - не менее 1,0м.

10.8.19 Не допускается предусматривать на ГНС испарительные установки с применением открытого огня.

10.9 Газопроводы. Арматура и КИП

10.9.1 Газопроводы ГНС необходимо проектировать с учетом обеспечения раздельного приема, хранения и выдачи газа различных марок, предусмотренных ГОСТ 20448.

На вводе газопроводов в насосно-компрессорное и наполнительное отделения необходимо предусматривать снаружи здания отключающее устройство с электроприводом на расстоянии не менее 5,0м и не более 30,0м.

10.9.2 Газопроводы жидкой и паровой фазы с рабочим давлением до 1,6МПа (16кгс/см2) необходимо предусматривать из стальных труб в соответствии с требованиями, предусмотренными в разделе 13.

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

10.9.3 Прокладку газопроводов в производственной зоне ГНС необходимо предусматривать надземной на опорах из негорючих материалов высотой не менее 0,5м от уровня земли.

Допускается прокладка газопроводов по наружным стенам (кроме стен из панелей с металлическими обшивками и полимерным утеплителем) основных производственных зданий ГНС на расстоянии 0,5м выше или ниже оконных и на 0,5м выше дверных проемов. В этих случаях размещать арматуру, фланцевые и резьбовые соединения над и под проемами не допускается. При проходе газопроводов через наружные стены необходимо учитывать требования по п.6.2.7

10.9.4 Проходы газопроводов и других коммуникаций через стены, отделяющие помещения с взрывоопасными зонами класса В-I от помещений без взрывоопасных зон, необходимо предусматривать уплотненными, в футлярах с сальниками со стороны взрывоопасного помещения.

10.9.5 Гидравлический расчет трубопроводов сжиженных газов необходимо производить в соответствии со справочным приложением Д.

10.9.6 На участках надземных газопроводов жидкой фазы, ограниченных запорными устройствами, для защиты трубопровода от повышения давления при нагреве солнечными лучами параллельно запорному устройству необходимо предусматривать установку обратного клапана, обеспечивающего пропуск газа в резервуары базы хранения, или предохранительного клапана, сброс газа от которого должен предусматриваться через свечу на высоту не менее 3,0м от уровня земли.

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

10.9.8 Для подземных и надземных резервуаров СУГ необходимо предусматривать КИП и предохранительную арматуру в соответствии с «Правилами безопасности для объектов, использующих сжиженные углеводородные газы», утвержденными постановлением Правительства Кыргызской Республики от 19 июня 2019 года № 298.

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

10.9.10 Отвод газа от предохранительных клапанов резервуаров необходимо предусматривать через продувочные (сбросные) трубопроводы, которые должны быть выведены на высоту, определяемую расчетом, но не менее 3,0м от настила обслуживающей площадки надземных резервуаров или от поверхности засыпки подземных резервуаров. Допускается присоединение нескольких предохранительных клапанов к одному продувочному трубопроводу.

На концах сбросных трубопроводов необходимо предусматривать устройства, исключающие попадание атмосферных осадков в эти трубопроводы и направление потока газа вниз. На сбросных трубопроводах от предохранительных клапанов установка отключающих устройств не допускается

10.9.11 КИП, регулирующую, предохранительную и запорную арматуру подземных резервуаров необходимо устанавливать над засыпной частью и предусматривать защиту их от повреждений.

10.10 Водоснабжение. Канализация. Отопление и вентиляция

10.10.1 При проектировании водоснабжения, канализации, отопления и вентиляции ГНС необходимо выполнять требования СНиП 2.04.01, СНиП 2.04.02, СНиП 2.04.03, СНиП 2.04.05, СНиП КР 41-01, МСН 2.02-01 и настоящего раздела.

10.10.2 На ГНС необходимо предусматривать систему наружного пожаротушения, включающую резервуары с противопожарным запасом воды, насосную станцию и кольцевой водопровод высокого давления с пожарными гидрантами.

При общей вместимости резервуаров на базе хранения 200м3 и менее необходимо предусматривать для тушения пожара систему водопровода низкого давления или пожаротушение из водоемов.

10.10.3 Расход воды на наружное пожаротушение ГНС необходимо принимать по таблице 14.

Таблица 14

Общая вместимость резервуаров сжиженных газов на базе хранения, м3

Расход воды, л/с, резервуарами

надземными

подземными

До 200 включ.

15

15

До 1000 включ.

20

15

До 2000 включ.

40

20

Св. 2000, но не более 8000

80

40

10.10.4 Противопожарную насосную станцию на ГНС с надземными резервуарами по надежности действия необходимо относить к I категории.

При электроснабжении ГНС от одного источника питания необходимо предусматривать установку резервных противопожарных насосов с двигателями внутреннего сгорания.

10.10.5 На ГНС с надземными резервуарами хранения СУГ при общей вместимости резервуаров более 200м3 необходимо предусматривать стационарную автоматическую систему водяного охлаждения резервуаров, которая должна обеспечивать интенсивность орошения в течение 75мин. всех боковых и торцевых поверхностей резервуаров 0,1л/с×м2) и 0,5л/(с×м2) для торцевых стенок, имеющих арматуру.

Расход воды необходимо принимать из расчета одновременного орошения трех резервуаров при однорядном расположении резервуаров в группе и шести резервуаров при двухрядном расположении в одной группе и учитывать дополнительно к расходу воды, указанному в таблице 18. При определении общего расхода воды на наружное пожаротушение и орошение резервуаров необходимо учитывать расход воды из гидрантов в количестве 25% расхода, указанного в таблице 15.

Таблица 15

Общая вместимость резервуаров, м3

Максимальная вместимость одного резервуара, м3

Расстояние от резервуаров до зданий (жилых, общественных, производственных и др.) не относящихся к ГНП, м

надземных

подземных

От 50 до 100

25

80

40

От 50 до 100

50

100

50

Св. 100 до 200

50

150

75

10.10.6 Пожаротушение сливной эстакады необходимо предусматривать передвижными средствами от принятой для ГНС системы противопожарного водоснабжения.

10.10.7 На водопроводных колодцах, располагаемых в зоне радиусом 50,0м от зданий по взрывопожарной опасности категории А, а также наружных установок и сооружений ГНС с взрывоопасными зонами класса В-1г, необходимо предусматривать по две крышки; пространство между крышками должно быть засыпано песком слоем не менее 0,15м или уплотнено другим материалом, исключающим проникновение газа в колодцы в случае его утечки.

10.10.8 На ГНС необходимо предусматривать производственную и бытовую канализацию.

10.10.9 При проектировании канализации ГНС необходимо при возможности предусматривать совместное отведение бытовых и производственных сточных вод и повторное использование незагрязненных производственных стоков, а также загрязненных производственных стоков после их локальной очистки.

10.10.10 Отвод сточных вод после пропарки (промывки) резервуаров, автоцистерн и баллонов необходимо предусматривать в производственную канализацию через отстойник, конструкция которого должна давать возможность улавливания плавающих загрязнений, аналогичных по составу нефтепродуктам.

10.10.11 Отвод поверхностных вод, а также воды после гидравлического испытания резервуаров с обвалованной территории базы хранения необходимо предусматривать за счет планировки территории базы хранения с выпуском воды через дождеприемник с гидрозатвором.

10.10.12 На выпусках производственной канализации из помещений по взрывопожарной опасности категории А необходимо предусматривать колодцы с гидрозатворами. Канализационные колодцы, располагаемые в зоне радиусом до 50,0м от этих зданий, наружных установок и сооружений ГНС со взрывоопасными зонами класса В-1г, необходимо предусматривать с двумя крышками, пространство между крышками должно быть засыпано песком на высоту не менее 0,15м или уплотнено другим материалом, исключающим проникновение газа в колодцы в случае его утечки.

10.10.13 Трубопроводы тепловых сетей на территории ГНС необходимо предусматривать надземными. Подземная прокладка допускается на отдельных участках при невозможности осуществить надземную прокладку.

10.10.14 Прокладку трубопроводов систем отопления внутри производственных помещений категории А необходимо предусматривать открытой. Допускается прокладка трубопроводов в борозде.

10.10.15 Для закрытых помещений категории А необходимо предусматривать системы искусственной приточно-вытяжной вентиляции. Для обеспечения расчетного воздухообмена в верхних зонах помещений допускается устройство естественной вентиляции с установкой дефлекторов. В нерабочее время допускается предусматривать в этих помещениях естественную или смешанную вентиляцию.

10.10.16 Кратность воздухообмена в помещениях насосно-компрессорного, испарительного, наполнительного отделений, отделениях дегазации и окраски баллонов необходимо предусматривать в размере не менее десяти обменов в час в рабочее время и трех обменов в час в нерабочее время.

10.10.17 Вытяжку из производственных помещений категории А, в которых обращаются сжиженные газы, необходимо предусматривать из нижней и верхней зон помещения, при этом из нижней зоны необходимо забирать не менее 2/3 нормируемого объема удаляемого воздуха с учетом количества воздуха, удаляемого местными отсосами. Проемы систем общеобменной вытяжной вентиляции необходимо предусматривать на уровне 0,3м от пола.

10.10.18 Аварийную вентиляцию необходимо предусматривать в соответствии с требованиями СНиП 2.04.05. Включение аварийной вентиляции необходимо предусматривать автоматическое от приборов, сигнализирующих об опасной концентрации газа в воздухе помещения. Удаление воздуха при этом, необходимо предусматривать из нижней зоны помещения. Одновременно с включением аварийной вытяжной вентиляции должно обеспечиваться отключение электроприводов насосов и компрессоров.

Примечание: Опасной концентрацией газа в воздухе помещения необходимо считать концентрацию более 20% нижнего концентрационного предела воспламеняемости газа.

10.10.19 Электроприводы насосов, компрессоров и другого оборудования, устанавливаемого в производственных помещениях категории А, необходимо блокировать с вентиляторами вытяжных систем таким образом, чтобы они не могли работать при отключении вентиляции.

10.10.20 В неотапливаемых производственных помещениях ГНС, в которых обслуживающий персонал находится менее двух часов, допускается предусматривать естественную вентиляцию через жалюзийные решетки, размещаемые в нижней части наружных стен.

10.10.21 От оборудования, в конструкции которого имеются местные отсосы, удаление воздуха необходимо предусматривать отдельными вентиляционными системами.

10.11 Газонаполнительные пункты

10.11.1 ГНП предназначаются для приема СУГ, поступающих преимущественно автомобильным транспортом, хранения и отпуска СУГ потребителям в баллонах.

10.11.2 Здания, сооружения и устройства ГНП необходимо проектировать в соответствии с требованиями, предъявляемыми к аналогичным объектам и устройствам ГНС, с учетом дополнительных указаний настоящего подраздела.

10.11.3 Вместимость базы хранения на ГНП необходимо определять в соответствии с требованиями пп.10.7.2 и 10.7.3. При этом запас газа необходимо принимать из условия обеспечения не менее 2-суточной производительности ГНП.

10.11.4 ГНП необходимо располагать в пределах территории населенных пунктов, по возможности с подветренной стороны для ветров преобладающего направления по отношению к жилой застройке.

10.11.5 Выбор площадки для строительства ГНП необходимо производить с учетом обеспечения снаружи ограждения ГНП, свободной от застройки зоны шириной не менее 10,0м. Указанное требование не распространяется на расширяемые и реконструируемые ГНП.

10.11.6 Территория ГНП подразделяется на производственную и вспомогательную зоны, на которых в зависимости от технологического процесса приема, транспортирования, хранения и отпуска СУГ потребителям необходимо предусматривать следующие основные здания и сооружения:

а) в производственной зоне:

- колонки для слива газа;

- базу хранения с резервуарами для хранения СУГ;

- наполнительный цех с погрузочно-разгрузочной площадкой для размещения наполненных и пустых баллонов;

- насосно-компрессорную и воздушную компрессорную;

- испарительную (теплообменную) установку;

- резервуары для слива из баллонов неиспарившегося газа;

- внутриплощадочные трубопроводы для перемещения паровой и жидкой фазы СУГ в соответствии с технологической схемой ГНП;

б) во вспомогательной зоне:

- производственно-вспомогательное здание с размещением в нем механической мастерской, сантехнической насосной, административно- хозяйственных и других помещений;

- трансформаторную подстанцию;

- котельную (если невозможно подключение к существующим источникам теплоснабжения);

- площадку для открытой стоянки автомобилей;

- резервуары для противопожарного запаса воды;

- складские и другие помещения.

Перечень зданий и сооружений, размещаемых во вспомогательной зоне, необходимо уточнять в соответствии с техническими условиями на проектирование. Допускается предусматривать размещение службы эксплуатации газового хозяйства с примыканием к территории ГНП.

10.11.7 Минимальные расстояния от резервуаров для хранения СУГ, размещаемых на ГНП, до зданий и сооружений, не относящихся к ГНП, необходимо принимать по таблице 15, до дорог — по таблице 16.

Расстояние до базы хранения с резервуарами различной вместимости необходимо принимать по резервуару с наибольшей вместимостью.

Таблица 16

Дороги, находящиеся вне территории ГНП

Расстояния от резервуаров сжиженных газов при общей вместимости резервуаров на ГНП, м

до 100 м3

св. 100 м3

надземных

подземных

надземных

подземных

Железные дороги общей сети (до подошвы насыпи или бровки выемки со стороны резервуаров)

50

30

75

50

Подъездные пути железных дорог промышленных предприятий, автомобильные дороги (до края проезжей части)

20

15

30

20

10.11.8 Минимальные расстояния между зданиями и сооружениями, размещаемыми на территории ГНП, необходимо принимать по таблице 12 как для ГНС.

При размещении на ГНП резервуаров для хранения сжиженного газа общей вместимостью менее 50м3 указанное расстояние необходимо принимать по таблице 17 как для ПСБ. Расстояния до зданий подстанций необходимо принимать в соответствии с примечанием к таблице 12. В зданиях, находящихся на территории ГНП, предусматривать производства, не относящиеся к ГНП, и жилые помещения не допускается.

10.12 Промежуточные склады баллонов

10.12.1 ПСБ предназначаются для приема, хранения и отпуска потребителям баллонов, наполненных сжиженными газами на ГНС и ГНП.

10.12.2 В составе ПСБ необходимо предусматривать помещения для складирования наполненных и пустых баллонов (из расчета размещения 25% баллонов от числа обслуживаемых установок) и погрузочно-разгрузочные площадки для приема и отпуска баллонов. Для площадок с размещением свыше 400 баллонов необходимо предусматривать механизацию погрузочно-разгрузочных работ.

Допускается хранение не более 10 баллонов в шкафах из негорючих материалов. Минимальные расстояния от шкафов до зданий и сооружений необходимо принимать по таблице 22 и 23.

10.12.3 Здания для складирования баллонов должны соответствовать требованиям «Правил безопасности для объектов, использующих сжиженные углеводородные газы», утвержденным постановлением Правительства Кыргызской Республики от 19 июня 2019 года № 298.

10.12.4 ПСБ необходимо располагать в пределах территории поселений с подветренной стороны для ветров преобладающего направления по отношению к жилой застройке, вблизи от автомобильных дорог.

10.12.5 Расстояния от склада и погрузочно-разгрузочных площадок ПСБ до зданий и сооружений различного назначения необходимо принимать не менее значений, указанных в таблице 17, при этом приведенное в позиции 2 расстояние от ПСБ до одноэтажных зданий садоводческих и дачных поселков допускается уменьшать не более чем в 2 раза при условии размещения на ПСБ не более 150 баллонов.

Таблица 17

Здания и сооружения

Расстояния от здания склада и погрузочно- разгрузочных площадок в зависимости от числа наполненных 50 - литровых баллонов, м

до 400

от 400 до 1200

св. 1200

независимо от вместимости склада

1 Здания и сооружения на территории ПСБ

20

25

30

-

2 Жилые здания

-

-

-

50

3 Общественные здания непроизводственного характера

-

-

-

100

4 Здания промышленных и сельскохозяйственных предприятий, а также предприятий бытового обслуживания производственного характера, автомобильные дороги (до края дороги) и железные дороги, включая подъездные (до оси пути)

-

-

-

20

Размещение складов с баллонами для сжиженных газов на территории промышленных предприятий необходимо предусматривать в соответствии с указаниями СНиП II-89.

10.13 Автомобильные газозаправочные станции сжиженных газов

10.13.1 АГЗС необходимо размещать с соблюдением требований, предъявляемых к размещению ГНП без учета требований п.10.11.5.

10.13.2 В составе АГЗС необходимо предусматривать резервуары для хранения газа, сливные и заправочные колонки, производственное здание для размещения оборудования для перекачки СУГ, вентиляционного и другого оборудования, а также бытовых помещений.

Допускается использовать передвижные АГЗС, размещаемые вне населенных пунктов в безопасных местах на расстоянии не менее 20,0м от зданий и сооружений различного назначения.

10.13.3 Сливные колонки, предназначенные для слива газа из автоцистерн в резервуары АГЗС, необходимо оборудовать трубопроводами паровой и жидкой фазы, запорно-предохранительной арматурой, а также скоростными и обратными клапанами в соответствии с указаниями п.10.6.2.

Оборудование заправочных колонок, предназначенных для заправки газобаллонных автомобилей, необходимо предусматривать согласно требованиям 10.8.12. Заправочные колонки необходимо оборудовать устройством для замера расхода газа.

10.13.4 Территория АГЗС должна быть ограждена проветриваемой оградой из негорючих материалов, за исключением стороны подъезда автомобилей, и в местах проезда автомобилей иметь твердое покрытие.

10.13.5 Максимальная вместимость резервуаров АГЗС, располагаемой в границах селитебной территории, не должна превышать 100м3, а вместимость одного резервуара – 50м3. Установку резервуаров при этом необходимо предусматривать подземной.

В случае, когда АГЗС размещается вне населенного пункта, допускается устанавливать резервуары надземно. Общая вместимость резервуаров при этом не должна превышать 50м3.

10.13.6 Здания, резервуары, трубопроводы, оборудование и КИП, предусматриваемые для АГЗС, должны соответствовать требованиям, предъявляемым к аналогичным объектам и коммуникациям ГНС (ГНП). При этом на АГЗС необходимо предусматривать только бытовую канализацию.

Отвод воды после охлаждения компрессора необходимо предусматривать в бытовую канализацию через гидрозатвор, конструкция которого должна исключать возможность попадания сжиженных газов в канализацию.

10.13.7 Минимальные расстояния от резервуаров на АГЗС до зданий и сооружений, не относящихся к АГЗС, необходимо принимать по таблицам 15 и 16, до зданий и сооружений, расположенных на территории АГЗС, - по таблице 12.

При суммарной вместимости подземных резервуаров не более 50м3 (при вместимости одного резервуара не более 5м3) требования к размещению резервуаров необходимо предъявлять как к резервуарным установкам. Минимальное расстояние от заправочных колонок до зданий и сооружений, расположенных вне пределов АГЗС, необходимо принимать не менее 15,0м, до ограждения АГЗС - не менее 10,0м.

10.13.8На территории АГЗС не допускается предусматривать жилые помещения и не относящиеся к АГЗС производства, а также предусматривать оборудование и приборы с открытым огнем.

10.14 Электроснабжение, электроборудование, молниезащита и связь

10.14.1 При проектировании электроснабжения и электрооборудования зданий и сооружений ГНС, ГНП, ПСБ и АГЗС необходимо руководствоваться требованиями ПУЭ и настоящего подраздела.

10.14.2 Класс взрывоопасной зоны в помещениях и у наружных установок, в соответствии с которым должен производиться выбор электрооборудования для ГНС, ГНП, ПСБ и АГЗС, необходимо принимать согласно требованиям п.10.5.16.

10.14.3 Электроприемники ГНС, ГНП, ПСБ и АГЗС в отношении обеспечения надежности электроснабжения необходимо относить к III категории, за исключением электроприемников противопожарной насосной станции, которые необходимо относить к I категории.

При невозможности питания пожарных насосов от двух независимых источников электроснабжения допускается предусматривать их подключение в соответствии с указаниями СНиП 2.04.01 или предусматривать установку резервного насоса с дизельным приводом.

10.14.4 В помещениях насосно-компрессорного, наполнительного и испарительного отделений кроме рабочего освещения необходимо предусматривать дополнительное аварийное освещение.

10.14.5 Схема электроснабжения должна предусматривать в случае возникновения пожара автоматическое отключение технологического оборудования в помещениях со взрывоопасными зонами при опасной концентрации газа в воздухе помещения и централизованное отключение вентиляционного оборудования в соответствии с указаниями СНиП 2.04.05.

10.14.6 На территории ГНС необходимо предусматривать наружное и охранное освещение, а на территории ГНП, ПСБ и АГЗС - наружное освещение.

Управление наружным и охранным освещением необходимо предусматривать из мест с постоянным пребыванием персонала (например, из помещения проходной).

10.14.7 Прокладка воздушных линий электропередачи над территорией базы хранения ГНС, ГНП и АГЗС не допускается.

Прокладка подземных кабельных линий на территории базы хранения ГНС и ГНП допускается к КИП, приборам автоматики и арматуре с электроприводом, предназначенным для эксплуатации ГНС и ГНП. КИП и электрооборудование, размещаемые на территории базы хранения, должны быть во взрывозащищенном исполнении.

10.14.8Для зданий, сооружений, наружных технологических установок и коммуникаций в зависимости от класса взрывоопасных зон необходимо предусматривать молниезащиту.

10.14.9Для ГНС, ГНП и АГЗС необходимо предусматривать внешнюю телефонную связь и диспетчерское оповещение через громкоговоритель на территории.

Для зданий ГНС допускается предусматривать внутреннюю связь. Для ПСБ рекомендуется предусматривать возможность выхода во внешнюю телефонную сеть.

11 Газоснабжение сжиженными газами от резервуарных и баллонных установок

11.1 Общие указания

11.1.1 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.

11.1.2 При проектировании систем газоснабжения СУГ для районов с особыми природными или климатическими условиями необходимо дополнительно учитывать требования, предусмотренные разделами 12 и 13.

11.1.3 Прокладку газопроводов внутри помещений, размещение газовых приборов и проектирование газоснабжения производственных установок необходимо осуществлять в соответствии с требованиями, изложенными в разделе 8.

11.2 Резервуарные установки

11.2.1 В составе резервуарной установки необходимо предусматривать: резервуары, трубопроводы жидкой и паровой фаз, запорную арматуру, регуляторы давления газа, предохранительные клапаны (запорные и сбросные), манометр (показывающий), штуцер с краном после регулятора давления для присоединения контрольного манометра, устройство для контроля уровня СУГ в резервуарах. В зависимости от состава СУГ и климатических условий в состав резервуарной установки могут входить также испарители или испарительные установки.

При наличии в регуляторе давления встроенного ПСК установка дополнительного сбросного клапана после регулятора не требуется. Устройство для контроля уровня жидкости допускается предусматривать общее на группу резервуаров. При двухступенчатом регулировании давления газа ПЗК необходимо устанавливать перед регулятором давления I ступени с подключением импульсной трубки за регулятором давления II ступени.

11.2.2 Число резервуаров в установке необходимо определять расчетом и принимать не менее двух.

Для потребителей с расчетным часовым расходом газа до 4,5м3/ч допускается установка одного резервуара, при этом необходимо предусматривать две параллельные линии регулирования давления газа. Резервуары допускается устанавливать как подземно, так и надземно. Допускается предусматривать съемные резервуары, наполняемые газом на ГНС или ГНП.

11.2.3 КИП, регулирующая, предохранительная и запорная арматура резервуарных установок должны соответствовать требованиям раздела 13.

11.2.4 Арматуру и приборы резервуарных установок необходимо защищать кожухами от атмосферных осадков и повреждений.

11.2.5 Резервуарные установки должны иметь ограждение высотой не менее 1,6м из негорючих материалов. Расстояние от резервуаров до ограждения необходимо предусматривать не менее 1,0м.

Допускается предусматривать теневой навес для надземных резервуаров.

11.1.6 Производительность резервуаров при естественном испарении необходимо определять:

- при подземном расположении - по номограмме (рисунок 1);

- при надземном расположении – расчетом, исходя из условий теплообмена с окружающей средой.

Для учета теплового воздействия рядом расположенных подземных резервуаров полученную по номограмме производительность необходимо умножить на коэффициент теплового взаимодействия в зависимости от числа резервуаров в установке: Число резервуаров Значение коэффициента в установке теплового воздействия m 2 0,93 3 0,84 4 0,74 6 0,67 8 0,64

11.2.7 Расчетный часовой расход сжиженных газов, Qdh, кг/ч, при газоснабжении жилых зданий необходимо определять по формуле:

(9), где n - число жителей, пользующихся газом, чел. При отсутствии данных n принимается по числу газифицируемых квартир и коэффициенту семейности для газифицируемого района; 𝐾𝑑𝑣- коэффициент суточной неравномерности потребления газа в течение года (при наличии в квартирах газовых плит 𝐾𝑑𝑣=1,4; при наличии плит и проточных водонагревателей 𝐾𝑑𝑣=2,0); Qy- годовой расход газа на одного человека в тепловых единицах. кДж/год (ккал/год); 𝐾ℎ𝑣- показатель часового максимума суточного расхода — 0,12; Qeh- теплота сгорания газа, кДж/кг (ккал/кг).

Рисунок 1 - Номограмма для определения производительности резервуара сжиженного газа вместимостью 2,5 м3 и 5м3 (подземного)

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

Пример. Дано: давление газа - 0,04МПа (0,4кгс/см2); содержание пропана С3Н8 - 60%; температура грунта — 270К; теплопроводность грунта - 2,33Вт/(м×К); заполнение 35%. Находим: производительность резервуара - 2м3/ч по линии А—С—В—Г—Д—Е—Ж.

11.2.8 Максимальную общую вместимость резервуаров в установке в зависимости от категории потребителей необходимо принимать по таблице 18, максимальную вместимость одного резервуара — по таблице 19.

Таблица 18

Назначение резервуарной установки

Общая вместимость резервуаров, м

надземных

подземных

Газоснабжение жилых домов и общественных зданий и сооружений

5

300

Газоснабжение промышленных, сельскохозяйственных предприятий и предприятий бытового обслуживания производственного характера

20

300

Таблица 19

Общая вместимость резервуарной установки, м3

Максимальная вместимость одного резервуара, м3

надземного

подземного

при стационарных резервуарах:

до 20

5

5

свыше 20 до 50

-

10

свыше 50 до 100

-

25

свыше 100 до 300

-

50

при съемных резервуарах до 5

1,6

-

11.2.9 Расстояния от резервуарных установок, считая от крайнего резервуара, до зданий и сооружений различного назначения необходимо принимать не менее указанных в таблице 20; до подземных сооружений – не менее указанных в таблице 23, как до групповых баллонных установок; до линий электропередачи – по ПУЭ.

Расстояние от резервуарных установок, предназначенных для газоснабжения жилых и общественных зданий, до трансформаторных подстанций и распределительных устройств необходимо принимать по позициям 1 и 2 таблицы 20, но не менее 15,0м от подземных резервуаров и 20,0м от надземных резервуаров.

Таблица 20

Здания и сооружения

Расстояние, м, от резервуаров

надземных

подземных

при общей вместимости резервуаров в резервуарной установке, м3

ДО 5

св. 5 до 10

св. 10 до 20

ДО 10

св. 10 до 20

св. 20 до 50

св. 50 до 100

св. 100 до 200

св. 200 ДО

300

1 Общественные здания и сооружения

40

-

-

15

20

30

40

40

75

2.Жилые дома: с проемами в стенах, обращенных к установке

20

-

-

10

15

20

40

40

75

без проемов в стенах, обращенных к установке

15

-

-

8

10

15

40

40

75

3. Здания и сооружения промышленных, сельскохозяйственных предприятий и предприятий бытового обслуживания производственного характера

15

20

25

8

10

15

25

35

45

Примечания: 1 Если в жилом доме размещены учреждения (предприятия) общественного назначения, расстояния следует принимать как до жилого дома. 2 Расстояния между смежными резервуарными установками следует принимать по позиции 3.

11.2.10 Для резервуарных установок необходимо применять стальные сварные резервуары цилиндрической формы, располагаемые горизонтально. Установку подземных резервуаров необходимо выполнять в соответствии с требованиями раздела 10.

Резервуары, предназначенные для подземной установки, надземно устанавливать не разрешается.

11.2.11 Защиту подземных резервуаров от коррозии необходимо предусматривать в соответствии с требованиями ГОСТ 9.602 и указаниями раздела 4. Надземные резервуары необходимо окрашивать в светлый цвет.

11.2.12 Подземные резервуары необходимо устанавливать на глубине не менее 0,6м от поверхности земли до верхней образующей резервуара в районах с сезонным промерзанием грунта и 0,2м в районах без промерзания грунта.

При установке резервуаров в водонасыщенных грунтах необходимо предусматривать мероприятия по предотвращению всплытия резервуаров при уровне грунтовых вод:

- для резервуаров вместимостью не более 5м3 — выше диаметральной горизонтальной плоскости резервуара;

- для резервуаров вместимостью более 5м3 — выше нижней образующей резервуара.

Расстояние в свету между подземными резервуарами должно быть не менее 1,0м, а между надземными резервуарами — равны диаметру большего смежного резервуара, но не менее 1,0м.

11.2.13 Над подземным газопроводом жидкой фазы, объединяющим подземные резервуары, необходимо предусматривать контрольную трубку, выведенную над поверхностью земли на высоту не менее 1,0м. При этом должна исключаться возможность попадания в трубку атмосферных осадков.

11.2.14 На газопроводе паровой фазы, объединяющем резервуары, необходимо предусматривать установку отключающего устройства между группами резервуаров на высоте не менее 0,5м от земли.

11.2.15 Установку предохранительных клапанов необходимо предусматривать на каждом резервуаре, а при объединении резервуаров в группы (по жидкой и паровой фазам) - на одном из резервуаров каждой группы.

11.2.16 Пропускную способность ПСК необходимо определять расчетом в соответствии с «Правилами безопасности для объектов, использующих сжиженные углеводородные газы», утвержденным постановлением Правительства Кыргызской Республики от 19 июня 2019 года № 298. Количество газа, подлежащего отводу через предохранительный клапан, должно определяться из условий теплообмена между резервуаром и окружающей средой.

11.3 Испарительные и смесительные установки

11.3.1 Испарительные установки с искусственным испарением необходимо предусматривать в следующих случаях:

- резервуарные установки при естественном испарении и резервуарные установки с грунтовыми испарителями не обеспечивают расчетную потребность в газе;

- при необходимости обеспечения подачи газа постоянного состава (постоянной теплоты сгорания, постоянной плотности);

- при поставке газов с повышенным содержанием бутанов (свыше 30%) в местностях, где температура грунта на глубине установки резервуаров ниже 0°С.

11.3.2 Испарительные установки в комплексе со смесительными установками (установки пропано-воздушной смеси) необходимо 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.

11.3.3 При проектировании газоснабжения жилых районов от резервуарных установок, оснащенных испарительными и смесительными установками, предпочтение необходимо отдавать укрупненным системам с централизованными испарительными и смесительными установками.

При этом число квартир, которое целесообразно снабжать от одной резервуарной установки, допускается принимать при подаче паровой фазы СУГ по рекомендуемому приложению К, при подаче газовоздушной смеси - по рекомендуемому приложению Л.

11.3.4 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 нагревателей (регазификаторов).

Проточные и емкостные испарительные установки допускается предусматривать с подземными и надземными резервуарами.

11.3.5 При использовании в испарительных установках в качестве теплоносителя горячей воды или пара из тепловых сетей необходимо предусматривать мероприятия, исключающие возможность попадания паров СУГ в тепловые сети.

При использовании в испарительных установках электронагрева электрооборудование должно соответствовать требованиям ПУЭ.

11.3.6 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 нагретая жидкость или пар, должны быть оборудованы сигнализацией о недопустимом снижении температуры теплоносителя.

11.3.7 Испарительные установки допускается размещать на открытых площадках или в помещениях, уровень пола которых расположен выше планировочной отметки земли.

Испарители производительностью до 200кг/ч допускается размещать непосредственно на крышках горловин резервуаров или в пределах резервуарной установки на расстоянии не менее 1,0м от подземных или надземных резервуаров, а также непосредственно у агрегатов, потребляющих газ, если агрегаты размещены в отдельных помещениях или на открытых площадках. Испарители производительностью более 200кг/ч необходимо размещать вне пределов резервуарной установки на расстоянии не менее:

- от зданий и сооружений ...................................................по таблицам 22, 23

- от ограды резервуарной установки................................. 10,0м

11.3.8 Для испарителей, размещаемых вне помещений, необходимо предусматривать тепловую изоляцию корпуса. При групповом размещении испарителей расстояния между ними необходимо принимать не менее 1,0м.

11.3.9 Смешение газов с воздухом допускается осуществлять при давлении газа до 0,6МПа (6кгс/см2).

11.3.10 Смешение паровой фазы СУГ с воздухом необходимо предусматривать в соотношениях, обеспечивающих превышение верхнего предела воспламеняемости смеси не менее чем в 2 раза, при этом должны предусматриваться автоматические устройства для отключения смесительной установки в случае приближения состава смеси к пределам опасной концентрации или в случае внезапного прекращения поступления одного из компонентов смеси.

11.3.11 Смесительные установки необходимо размещать в помещениях или на открытых площадках в соответствии с требованиями, предусмотренными в подразделе 10.4 настоящего норматива.

При поступлении газа в смесительные установки из газопроводов размещение смесительных установок необходимо предусматривать на расстоянии не менее указанного в таблицах 22, 23 настоящего норматива.

11.3.12 Здания и помещения, предназначенные для размещения испарительных и смесительных установок, должны соответствовать требованиям, установленным для помещений категории А, приведенным в разделе 10 настоящего норматива для аналогичных установок.

11.4 Групповые баллонные установки

11.4.1 Групповой баллонной установкой необходимо считать установку газоснабжения, в состав которой входит более двух баллонов. В каждом конкретном случае применение групповой баллонной установки должно быть обосновано.

11.4.2 В составе групповой баллонной установки необходимо предусматривать баллоны для СУГ, коллектор высокого давления, регулятор давления газа или регулятор-переключатель автоматический, общее отключающее устройство, манометр (показывающий), ПСК (сбросной) и трубопроводы.

При наличии в регуляторе давления встроенного ПСК установка дополнительного клапана не требуется.

11.4.3 Число баллонов в одной групповой установке необходимо определять расчетом, исходя из часового расхода газа и производительности одного баллона в зависимости от температуры окружающего воздуха, марки газа и продолжительности отбора газа.

11.4.4 Максимальную суммарную вместимость баллонов в групповой баллонной установке необходимо принимать по таблице 21.

Таблица 21

Назначение групповой баллонной установки

Вместимость всех баллонов в групповой баллонной установке, л, при размещении

у стен здания

на расстоянии от зданий

Газоснабжение жилых домов и общественных зданий непроизводственного характера

600

1000

Газоснабжение промышленных и сельскохозяйственных предприятий и предприятий бытового обслуживания производственного характера

1000

1500

11.4.5 Групповые баллонные установки необходимо размещать в шкафах из негорючих материалов или под защитными кожухами.

Размещение групповых баллонных установок необходимо предусматривать непосредственно у зданий или на расстоянии от зданий, не менее указанного в таблице 22, и от сооружений на расстоянии, не менее указанного в таблице 23.

11.4.6 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 таблице 22, 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 15,0м одна от другой.

Таблица 22

Здания

Расстояние от групповой баллонной установки, м

Жилые дома, производственные здания промышленных предприятий, здания предприятий бытового обслуживания производственного характера и другие здания степени огнестойкости: I и II

8

III и Ша

10

IV, IVa и V

12

Общественные здания независимо от степени огнестойкости

25

Временные отдельно стоящие хозяйственные строения (например: дровяные сараи, навесы и т. п.)

8

Таблица 23

Сооружения

Расстояние по горизонтали от шкафа групповой баллонной установки, м

Канализация, теплотрасса

3,5

Водопровод и другие бесканальные коммуникации

2,0

Колодцы подземных коммуникаций, выгребные ямы

5,0

Электрокабели и воздушные линии электропередачи

В соответствии с ПУЭ

Телефонные кабели и воздушные линии телефонной и радиотрансляционной сети

В соответствии с СН

11.4.7 Шкафы и баллоны необходимо устанавливать на фундаменты, вокруг которых должна выполняться отмостка шириной не менее 1,0м перед шкафом и по 0,5м с остальных сторон.

Групповые баллонные установки необходимо 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.

11.4.8 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 раздела 7 как для отдельно стоящих или пристроенных ГРП.

Вентиляцию необходимо проектировать из расчета пятикратного воздухообмена в час с удалением 2/3 воздуха из нижней зоны помещения.

11.4.9 Требования п.11.4.8 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 необходимо принимать по таблицам 21 и 22 как для промышленных предприятий.

11.5 Трубопроводы групповых баллонных и резервуарных установок

11.5.1 Трубопроводы обвязки резервуаров, баллонов и регуляторов давления необходимо рассчитывать на давление, принятое для резервуаров или баллонов.

11.5.2 Наружные газопроводы от групповых баллонных и резервуарных установок необходимо предусматривать из стальных труб, отвечающих требованиям раздела 13.

Допускается предусматривать присоединение газового оборудования временных установок и установок сезонного характера, размещенных вне помещения, при помощи резинотканевых рукавов с выполнением требований раздела 8.

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

Газопроводы от емкостных испарителей необходимо прокладывать ниже глубины промерзания грунта. При невозможности выполнения указанных требований необходимо предусматривать, обогрев газопроводов и конденсатосборников.

11.5.4 Прокладку надземных газопроводов от групповых баллонных установок, размещаемых в отапливаемых помещениях, и от подземных резервуарных установок необходимо предусматривать с тепловой изоляцией и обогревом газопроводов. Тепловую изоляцию необходимо предусматривать из негорючих материалов.

11.5.5 Уклон газопроводов необходимо предусматривать не менее 3‰ в сторону конденсатосборников для подземных газопроводов и в сторону газоснабжающей установки для надземных газопроводов. Вместимость конденсатосборников необходимо принимать не менее 4л на 1,0м3 расчетного часового расхода газа.

11.5.6 Отключающие устройства на газопроводах низкого давления от групповых баллонных и резервуарных установок необходимо предусматривать в соответствии с указаниями раздела 6.

В случае газоснабжения более 400 квартир от одной резервуарной установки необходимо предусматривать дополнительное отключающее устройство на подземном газопроводе от резервуарной установки в колодце глубиной не более 1,0м или над землей под защитным кожухом (в ограде).

11.6 Индивидуальные баллонные установки

11.6.1 Индивидуальной баллонной установкой необходимо считать установку газоснабжения СУГ, в состав которой входит не более двух баллонов.

11.6.2 Индивидуальные баллонные установки допускается предусматривать как снаружи, так и внутри зданий.

При газоснабжении СУГ с повышенным содержанием бутана необходимо предусматривать размещение баллонов внутри жилых зданий. Размещение баллонов внутри жилых зданий, имеющих более двух этажей, не допускается.

11.6.3 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.

11.6.4 Помещения, в которых предусматривается размещение газовых приборов и баллонов с газом, должны отвечать требованиям, предусмотренным разделом 8.

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, необходимо предусматривать уплотнение полов и входов в подвалы и погреба, заделку щелей для исключения возможности проникания газа в подземные сооружения.

11.6.5 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.

11.6.6 Газоснабжение СУГ агрегатов, установок и различных горелок, размещенных в цокольных и подвальных помещениях, не допускается.

11.6.7 Установку баллонов СУГ в производственных помещениях необходимо 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.

11.6.8 Индивидуальные баллонные установки, предназначенные для газоснабжения животноводческих и птицеводческих помещений, необходимо размещать вне зданий. В оранжереях и теплицах допускается размещение баллонов внутри зданий.

12 Дополнительные требования к системам газоснабжения в особых климатических условиях

12.1 Вечномерзлые грунты

12.1.1 При проектировании систем газоснабжения для районов с вечномерзлыми грунтами кроме требований настоящих норм необходимо учитывать требования СНиП 2.02.04.

12.1.2 Инженерно-геологические изыскания в районах распространения вечномерзлых грунтов необходимо производить в соответствии с требованиями СНиП 11-01.

12.1.3 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 необходимо 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.

12.1.4 Внутри жилых кварталов, на территориях промышленных предприятий в зоне распространения вечномерзлых грунтов рекомендуется применять надземную и наземную прокладку газопроводов.

12.1.5 Для зданий, строящихся по принципу сохранения мерзлоты в основаниях фундаментов, необходимо предусматривать совмещенный подвод газопроводов с трубопроводами различного назначения выше уровня земли или в каналах.

12.1.6 Высоту прокладки надземных газопроводов необходимо принимать с учетом их теплового воздействия на грунт, но не менее 0,5м от поверхности земли.

12.1.7 Вводы газопроводов в здания необходимо проектировать с учетом возможности перемещения газопровода независимо от здания при деформации от просадки и выпучивания грунта.

12.1.8 При переходе подземного газопровода через железнодорожные пути необходимо предусматривать мероприятия по предупреждению оттаивания грунта земляного полотна и основания.

12.2 Подрабатываемые территории

12.2.1 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, а также ведомственными нормативными документами по проектированию зданий и сооружений на подрабатываемых территориях, утвержденными в установленном порядке.

12.2.2 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.

12.2.3 При составлении проекта газоснабжения объектов, размещаемых на площадях залегания полезных ископаемых, необходимо учитывать программу развития горных работ на ближайшие 10 лет.

12.2.4 Прокладку газопроводов необходимо 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.

12.2.5 Ориентирование трасс распределительных газопроводов относительно направления простирания пластов необходимо производить на основании технико- экономических расчетов.

Трассу газопровода необходимо предусматривать преимущественно вне проезжей части территории с учетом возможного вскрытия траншей в период интенсивных деформаций земной поверхности в результате горных выработок.

12.2.6 Прочность и устойчивость подземных газопроводов, проектируемых для прокладки на подрабатываемых территориях, необходимо 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.

12.2.7 Протяженность зоны защиты газопровода определяется длиной мульды сдвижения, увеличенной на 50,0м.

12.2.8 Необходимость и объемы строительных мер защиты проектируемых и эксплуатируемых газопроводов необходимо определять по результатам расчета газопроводов на прочность с учетом технико-экономических обоснований вариантов защиты газопроводов.

12.2.9 При газоснабжении потребителей, для которых перерывы в подаче газа недопустимы по технологическим или другим причинам, необходимо предусматривать подачу газа этим потребителям от двух газопроводов, прокладываемых по территории, подработка которых начинается в разное время, с обязательным кольцеванием газопроводов.

12.2.10 Переходы газопроводов через реки, овраги и железнодорожные пути в выемках необходимо предусматривать надземными.

12.2.11 На подземных газопроводах в пределах подрабатываемых территорий необходимо предусматривать установку контрольных трубок.

Контрольные трубки должны устанавливаться на углах поворотов, в местах разветвления сети, у компенсаторов бесколодезной установки. В пределах населенных пунктов необходимо 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.

12.2.12 Для обеспечения подвижности подземных газопроводов в грунте и снижения воздействия деформирующегося грунта на газопровод необходимо предусматривать применение малозащемляющих материалов для засыпки траншей после укладки труб или установку компенсаторов.

12.2.13 В качестве малозащемляющих материалов для засыпки траншей газопровода необходимо применять песок, песчаный грунт или другой грунт, обладающий малым сцеплением частиц.

12.2.14 Компенсаторы необходимо устанавливать в колодцах или нишах, доступных для наблюдения. Допускается установка бесколодезных компенсаторов.

12.2.15 В местах пересечения подземных газопроводов с другими подземными коммуникациями необходимо предусматривать уплотнительные устройства (глиняные экраны, футляры на газопроводе и др.) и установку контрольных трубок.

12.2.16 Конструкция крепления надземных газопроводов должна допускать смещение труб по вертикали.

12.3 Районы с пучинистыми, просадочными и набухающими грунтами

12.3.1 При проектировании систем газоснабжения для районов с пучинистыми, просадочными или набухающими грунтами, кроме требований настоящих норм, необходимо дополнительно руководствоваться указаниями СНиП 2.02.01.

12.3.2 Глубину прокладки газопроводов в среднепучинистых и сильнопучинистых грунтах при одинаковой степени пучинистости по трассе газопровода необходимо принимать не менее 0,9м до верха трубы. Прокладка газопроводов в слабопучинистых грунтах должна предусматриваться в соответствии с требованиями раздела 6.

12.3.3 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.) необходимо производить на глубине не менее 0,7-0,8 нормативной глубины промерзания, но не менее 0,9м до верха трубы.

12.3.4 Глубину прокладки подземных газопроводов, предназначенных для транспортирования влажного газа, необходимо принимать в соответствии с требованиями раздела 6.

12.3.5 Противокоррозионную изоляцию вертикальных участков подземных газопроводов и футляров (вводы в здания и ГРП, конденсатосборники, гидрозатворы и др.) необходимо предусматривать из полимерных материалов. Допускается использовать другие проектные решения по защите этих участков от воздействия на них сил морозного пучения.

12.3.6 Для резервуарных установок СУГ с подземными резервуарами в среднепучинистых и сильнопучинистых грунтах необходимо предусматривать надземную прокладку соединяющих резервуары газопроводов жидкой и паровой фаз.

12.3.7 При проектировании колодцев необходимо 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 необходимо предусматривать асфальтовую отмостку, выходящую за пределы пазух не менее чем на 0,5м.

12.3.8 Проектирование газопроводов для районов с просадочными и набухающими грунтами необходимо 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 необходимо предусматривать в соответствии с требованиями раздела 6. Устройство вводов газопроводов должно соответствовать указаниям п.6.2.5 настоящего норматива.

13 Материалы и технические изделия

13.1 Общие указания

13.1.1 Материалы и технические изделия, предусматриваемые в проектах систем газоснабжения, должны быть экономичными, надежными и соответствовать требованиям государственных стандартов, утвержденных в установленном порядке и прошедших государственную регистрацию в соответствии с ГОСТ 2.114.

13.1.2 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 необходимо учитывать дополнительные требования, приведенные в подразделе 13.7 настоящего норматива.

13.1.3 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.

13.1.4 Для подземных межпоселковых газопроводов давлением до 0,6МПа (6кгс/см2) и подземных газопроводов давлением до 0,4МПа (4кгс/см2) прокладываемых на территории сельских поселений, допускается предусматривать полиэтиленовые трубы, за исключением случаев, когда по условиям прокладки и вида транспортируемого газа, эти трубы применять не допускается.

13.2 Стальные трубы

13.2.1Для строительства систем газоснабжения необходимо 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 требуется определять расчетом в соответствии с требованиями СНиП 2.04.12 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 необходимо принимать не менее 3мм, а для наружных надземных и наземных газопроводов - не менее 2мм. Выбор стальных труб для конкретных условий строительства систем газоснабжения необходимо производить в соответствии с обязательным приложением Ж.

13.2.2 Стальные трубы для строительства наружных и внутренних газопроводов необходимо предусматривать групп В и Г, изготовленные из спокойной малоуглеродистой стали группы В по ГОСТ 380 не ниже второй категории (для газопроводов диаметром более 530мм при толщине стенки труб более 5мм, 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; низколегированной стали марок 09Г2С, 17ГС, 17Г1С ГОСТ 19281 не ниже шестой категории; стали 10Г2 ГОСТ 4543.

13.2.3 Допускается применять стальные трубы, указанные в п.13.2.2, 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 включительно;

- для надземных газопроводов, сооружаемых в районах с расчетной температурой наружного воздуха до минус 10°С включительно - трубы из полуспокойной и кипящей стали и с расчетной температурой до минус 20°С включительно - трубы из полуспокойной стали;

- для внутренних газопроводов с толщиной стенки не более 8мм, 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 газопроводных труб из полуспокойной и кипящей стали в перечисленных случаях необходимо соблюдать следующие условия:

- диаметр не должен превышать 820мм для труб из полуспокойной стали и 530мм для труб из кипящей стали;

- толщина стенки труб должна быть не более 8мм.

В районах с расчетной температурой наружного воздуха до минус 40°С включительно для строительства наружных подземных и надземных газопроводов допускается применять трубы, изготовленные из полуспокойной стали диаметром не более 325мм и толщиной стенки до 5мм включительно, а также трубы, изготовленные из полуспокойной и кипящей стали, диаметром не более 114мм с толщиной стенки до 4,5мм включительно 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.

13.2.4 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 и 08, 10, 15, 20 по ГОСТ 1050. Сталь марки 08 допускается применять при технико-экономическом обосновании, марки Ст4 - при содержании в ней углерода не более 0,25%.

13.2.5 Для участков газопроводов всех давлений, испытывающих вибрационные нагрузки (соединенные непосредственно с источником вибрации в ГРП, ГРУ, компрессорных и др.), необходимо 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; 08, 10, 15 по ГОСТ 1050.

13.2.6 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 необходимо вносить в заказные спецификации на трубы.

Допускается применять трубы по ГОСТ 3262, сварные швы которых не имеют характеристики прочности сварного соединения, на давление газа в соответствии с требованиями, изложенными в обязательном приложении Ж.

13.2.7 Требования к ударной вязкости металла труб для газопроводов, прокладываемых в районах с расчетной температурой наружного воздуха до минус 40°С включительно, 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 30Дж/см2 (3кгс×м/см2) при минимальной температуре эксплуатации газопровода.

В зависимости от местных условий прокладки необходимо предусматривать требования к ударной вязкости металла труб для газопроводов высокого давления I категории диаметром более 620 м, 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 рекомендуется предусматривать для труб с толщиной стенки более 5мм. При этом величина ударной вязкости основного металла труб должна приниматься не ниже 30Дж/см2 (3кгс×м/см2) при минимальной температуре эксплуатации газопровода.

13.2.8 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, Мп, Cr, Mo, V, Ti, Nb, Си, 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.

13.2.9 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.

13.2.10 Импульсные газопроводы для присоединения контрольно-измерительных приборов и приборов автоматики обвязки газифицируемого оборудования необходимо предусматривать из стальных труб, в соответствии с приложением Ж или согласно данным, приведенным в паспортах на оборудование. Допускается применение для этих целей медных труб, а также резинотканевых и резиновых рукавов и трубок, согласно указаниям раздела 8.

13.3 Соединительные части и детали

13.3.1 Соединительные части и детали для систем газоснабжения необходимо предусматривать из спокойной стали (литые, кованые, штампованные, гнутые или сварные) или из ковкого чугуна, изготовленными в соответствии с государственными стандартами, приведенными в таблице 23.

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 23

Соединительные части и детали

Стандарт

Из ковкого чугуна с цилиндрической резьбой

Угольники

ГОСТ 8946 ГОСТ 8947

Тройники

ГОСТ 8948 ГОСТ 8949 ГОСТ 8950

Кресты

ГОСТ 8951 ГОСТ 8952 ГОСТ 8953

Муфты

ГОСТ 8954 ГОСТ 8955 ГОСТ 8956 ГОСТ 8957

Гайки соединительные

ГОСТ 8959

Пробки

ГОСТ 8963

2. Стальные цилиндрической резьбой

Муфты

ГОСТ 8966

Контргайки

ГОСТ 8968

Сгоны

ГОСТ 8969

3. Стальные приваренные

Отводы

ГОСТ 17375

Переходы

ГОСТ 17378

Тройники

ГОСТ 17376

Заглушки

ГОСТ 17379

Примечание - Для строительства газопроводов допускается применение соединительных частей и деталей, изготовленных согласно стандартам, утвержденным в установленном порядке.

Соединительные части и детали систем газоснабжения допускается изготовлять из стальных бесшовных и прямошовных сварных труб или листового проката, металл которых отвечает техническим требованиям, предусмотренным в пп.13.2.1-13.2.8 для соответствующего газопровода.

13.3.2 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.

13.3.3 Фланцы, применяемые для присоединения к газопроводам арматуры, оборудования и приборов, должны соответствовать ГОСТ 12820 и ГОСТ 12821.

13.3.4 Для уплотнения фланцевых соединений следует применять прокладки, изготовленные из материалов, указанных в таблице 24.

Допускается предусматривать прокладки из другого уплотнительного материала, обеспечивающего не меньшую герметичность по сравнению с материалами, приведенными в таблице 24 (с учетом транспортируемой среды, давления и температуры).

Таблица 24

Прокладочные листовые материалы для фланцевых соединений (стандарт, марка)

Толщина листа, мм

Назначение

1 Паронит ГОСТ 481 (марка ПМБ)

14

Для уплотнения соединений на газопроводах давлением до 1,6 МПа (16 кгс/см2) включительно

2 Резина маслобензостойкая ГОСТ 7338

3-5

Для уплотнения соединений на газопроводах давлением до 0,6 МПа (6 кгс/см2) включительно

3 Алюминий ГОСТ 21631 или ГОСТ 13726

1-4

Для уплотнения соединений на газопроводах всех давлений, в том числе транспортирующих сернистый газ

4 Медь ГОСТ 495 (марка Ml, 12)

1-4

Для уплотнения соединений на газопроводах всех давлений, кроме газопроводов, транспортирующих сернистый газ

Примечание - Прокладки из паронита должны соответствовать требованиям ГОСТ 15180.

13.4 Защитные противокоррозионные материалы

13.4.1 Материалы и конструкции, применяемые для защиты подземных газопроводов и резервуаров от коррозии, должны соответствовать требованиям ГОСТ 9.602.

13.4.2 Для анодных заземлений катодных установок требуется применять железокремневые, графитовые, графитопластовые и другие малорастворимые материалы, а также чугунные трубы без антикоррозионного покрытия.

13.4.3 Для защиты от атмосферной коррозии надземных газопроводов и надземных резервуаров СУГ необходимо применять лакокрасочные покрытия (краски, лаки, эмали), выдерживающие изменение температуры наружного воздуха и влияние атмосферных осадков.

13.4.4 Прокладки и подкладки для изоляции газопроводов от металлических и железобетонных конструкций необходимо изготавливать из полиэтилена ГОСТ 16338 или других материалов, равноценных ему по диэлектрическим свойствам.

13.5 Трубы и детали соединительные из полиэтилена

13.5.1 Для подземных газопроводов необходимо применять трубы из полиэтилена низкого давления с маркировкой "ГАЗ", а также трубы, специально предназначенные для газопроводов из полиэтилена средней плотности, изготовленные по стандартам или техническим условиям, утвержденным в установленном порядке.

13.5.2 В зависимости от рабочего давления газа в газопроводе необходимо предусматривать:

- для газопроводов низкого и среднего давления трубы типа С (средний);

- для газопроводов высокого давления II категории - трубы типа Т (тяжелый).

13.5.3 Детали соединительные (втулки под фланцы, переходы, отводы, тройники и др.) для полиэтиленовых газопроводов должны соответствовать типу труб С или Т.

13.5.4 Разъемные соединения полиэтиленовых труб со стальными трубами, компенсаторами и запорной арматурой необходимо предусматривать на втулках под фланец. При отсутствии втулок под фланцы допускается выполнять разъемные соединения полиэтилен-сталь по чертежам, разработанным проектной организацией.

13.6 Запорное и регулирующее оборудование, приборы и другие технические изделия

13.6.1 При выборе запорной арматуры необходимо учитывать условия ее эксплуатации по давлению газа и температуре согласно данным, приведенным в таблице 25.

Таблица 25

Материал запорной арматуры

Условия применения

Давление газа, МПа 1 кгс/см2, не более

Температура,0 С

Серый чугун

0,6 (6)

Не ниже минус 35

Ковкий чугун

1,6(16)

Не ниже минус 35

Углеродистая сталь

1,6(16)

Не ниже минус 40

Легированная сталь

1,6(16)

Ниже минус 40

Латунь, бронза

1,6(16)

Ниже минус 40

13.6.2 При выборе запорной арматуры для резервуаров СУГ необходимо принимать следующие условные давления, МПа (кгс/см2):

- для надземных........... 1,6 (16)

- для подземных............1,0 (10)

В системах газоснабжения СУГ запорная арматура из серого чугуна допускается к применению только на газопроводах паровой фазы низкого давления.

13.6.3 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.

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. Электрооборудование приводов и других элементов трубопроводной арматуры по требованиям взрывобезопасности необходимо 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.

13.6.4 Основные параметры регуляторов давления газа, применяемых в системах газоснабжения, должны соответствовать данным, приведенным в таблице 26.

Таблица 26

Параметры

Значение параметра

Проход условный, мм

по СТ СЭВ 254

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)

13.6.5 Конструкция регуляторов давления газа должна 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 60с.

13.6.6 Относительная нерегулируемая протечка газа через закрытые клапаны двух седельных регуляторов допускается не более 0,1% номинального расхода; для односедельного клапана герметичность затворов должна соответствовать I классу по ГОСТ 9544.

Допустимая нерегулируемая протечка газа при применении в качестве регулирующих устройств поворотных заслонок не должна превышать 1% пропускной способности.

13.6.7 Основные параметры ПЗК, применяемых в ГРП (ГРУ) для прекращения подачи газа к потребителям при недопустимом повышении и понижении контролируемого давления газа, приведены в таблице 27.

Таблица 27

Параметры

Значение параметра

Проход условный, мм

по СТ СЭВ 254

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.

13.6.8 Основные параметры ПСК, устанавливаемых в ГРП (ГРУ) и на резервуарах СУГ, приведены в таблице 28.

Таблица 28

Параметр

Значение параметра

Проход условный, мм

по СТ СЭВ 254

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)

13.6.9 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.

13.6.10 Основные параметры фильтров, устанавливаемых в ГРП (ГРУ) для защиты регулирующих и предохранительных устройств от засорения механическими примесями, должны соответствовать данным, приведенным в таблице 29.

Таблица 29

Параметр

Значение параметра

Проход условный, мм

по СТ СЭВ 254

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)

13.6.11 Фильтры должны иметь штуцера для присоединения к ним дифманометров или другие устройства для определения потери давления на фильтре (степени засоренности кассеты).

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

13.6.13 Для изготовления гнутых и сварных компенсаторов необходимо использовать трубы, равноценные принятым для соответствующего газопровода (для газопроводов высокого и среднего давления необходимо учитывать указания п.13.2.3). Отводы, применяемые для изготовления сварных компенсаторов, необходимо принимать в соответствии с п.13.3.1.

13.6.14 Применение сальниковых компенсаторов на газопроводах не допускается.

13.6.15 Изделия для закрепления газопроводов, прокладываемых через водные преграды, на заболоченных и обводненных участках, должны соответствовать требованиям СНиП 2.05.06.

13.6.16 Материалы и конструкции сосудов (резервуаров, испарителей, автомобильных и железнодорожных цистерн) для СУГ должны соответствовать требованиям "Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением», а также отраслевым стандартам, утвержденным в установленном порядке.

13.6.17 Резервуары СУГ необходимо изготавливать из стали с гарантированной величиной ударной вязкости не менее 30Дж/см2 (3кгс×м/см2):

- для районов с расчетной температурой до минус 40°С включительно - при температуре минус 40°С;

- для районов с холодным климатом, указанных в 13.7.5 - при температуре минус 60°С.

13.6.18 Бытовые газовые плиты должны отвечать требованиям ГОСТ 10798 или техническим условиям на эти приборы, утвержденным в установленном порядке.

13.6.19 Плиты с отводом продуктов сгорания в дымоход должны иметь автоматику, обеспечивающую прекращение подачи газа к плите при отсутствии необходимого разрежения в дымоходе.

13.6.20 Газовое оборудование для предприятий торговли, общественного питания и других аналогичных потребителей необходимо 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 5,6кВт (расход газа менее 0,5м3/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.

13.6.21 Для нагрева воды в бытовых условиях необходимо применять газовые проточные и емкостные водонагреватели, соответствующие требованиям ГОСТ 11032, утвержденных в установленном порядке.

13.6.22 Газовые воздушные калориферы и конвекторы, применяемые для отопления зданий, а также помещений цехов промышленных предприятий необходимо 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.

13.6.23 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. Горелки инфракрасного излучения (ГНИ) должны соответствовать требованиям ГОСТ 25696.

13.6.24 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 установленных режимов 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.

13.6.25 При выборе КИП для ГРП и ГРУ необходимо руководствоваться указаниями раздела 7.

13.6.26 Класс точности КИП необходимо принимать в зависимости от конкретного их назначения и особенностей условий эксплуатации объекта, но не ниже класса 2,5.

13.7 Дополнительные требования для особых природных климатических условий

13.7.1 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.

13.7.2 Для подземных газопроводов с условным диаметром больше 80мм, проектируемых для районов со среднепучинистыми и сильнопучинистыми грунтами и подрабатываемых территорий, необходимо предусматривать стальную арматуру; для газопроводов с условным диаметром до 80мм включительно допускается применение запорной арматуры из ковкого чугуна.

Для подземных газопроводов давлением до 0,6МПа (6кгс/см2), проектируемых для районов со среднепучинистыми грунтами, допускается применять чугунную запорную арматуру, при этом арматуру из серого чугуна необходимо устанавливать с компенсирующим устройством, допускающим вертикальное перемещение газопровода. На подземных газопроводах, прокладываемых в районах с сейсмичностью 8 и 9 баллов, необходимо применять стальную запорную арматуру.

13.7.3 Для подземных газопроводов, прокладываемых на подрабатываемых территориях и в районах с сейсмичностью 7 баллов и более, толщину стенок труб необходимо принимать не менее 3мм для труб диаметром до 80мм включительно, а для труб диаметром 100мм и более - на 2–3мм больше расчетной толщины, определенной в соответствии с 13.2.1.

13.7.4 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.

13.7.5 Технические изделия, кроме труб, предназначенные для строительства систем газоснабжения в районах с холодным климатом, необходимо применять в исполнении XЛ соответствующей категории в зависимости от места установки по ГОСТ 15150.

Трубы для районов с холодным климатом необходимо предусматривать в соответствии с обязательным приложением Ж.

13.7.6 В районах с холодным климатом допускается применение технических изделий в исполнении У по ГОСТ 15150, в том числе труб по таблице Ж1 обязательного приложения Ж, 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.

14 Телемеханизация и автоматизированные системы управления технологическими процессами в системах газоснабжения

14.1 Для обеспечения централизованного оперативного управления системами газоснабжения необходимо предусматривать в проектах газоснабжения телемеханизацию (ТМ) или автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУ ТП).

ТМ необходимо 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 необходимо 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.

14.2 Проектные решения должны предусматривать возможность дальнейшей модернизации и развития ТМ и АСУ ТП.

14.3 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.

14.4 Структуру, функции и технические средства ТМ и АСУ ТП допускается принимать в соответствии с рекомендуемым приложением Ж.

Приложение А (справочное) Перечень использованных нормативных документов

Закон КР №78 Обеспечение пожарной безопасности. Закон КР №67 Об основах технического регулирования в Кыргызской Республике. МСН 2.02-01-97 Противопожарная безопасность зданий и сооружений. МСН 2.03-01-95 Геофизика опасных природных воздействий. MCH 3.02-04-2004 Здания жилые многоквартирные. MCH 3.03-01-95 Железные дороги колеи 1520мм. МСП 3.02-102-2006 Архитектурно - планировочные решения многоквартирных жилых зданий. МСП 4.02-103-99 Проектирование автономных источников теплоснабжения. МСП 5.01-102-2002 Проектирование и устройство оснований и фундаментов зданий и сооружений. МСП 4.03-103-2005 Проектирование, строительство и реконструкция газопроводов с применением полиэтиленовых труб. СНиП 2.02.01- 83 Основание зданий и сооружений. СНиП 2.04.01-85* Внутренний водопровод и канализация зданий. СНиП 2.04.02-84* Водоснабжение. Наружные сети и сооружения. СНиП 2.04.03-85 Канализация. Наружные сети и сооружения. СНиП 2.04.05-91* Отопление, вентиляция и кондиционирование. СНиП 2.04.09-84 Пожарная автоматика зданий и сооружений. СНиП 2.04.12-86 Расчёт на прочность стальных трубопроводов. СНиП 2.05.03-84* Мосты и трубы. СНиП 2.05.06-85 Магистральные трубопроводы. СНиП 2.05.07-91* Промышленный транспорт. СНиП 2.09.03-85 Сооружения промышленных предприятий. СНиП II-35-76* Котельные установки. СНиП II-58-75 Электростанции тепловые. СНиП II-89-80* Генеральные планы промышленных предприятий. СНиП III-42-80* Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемка работ. СНиП КР 11-01-98 Инженерные изыскания под различные виды строительства. СНиП КР 20-02:2018 Сейсмостойкое строительство. Нормы проектирования. СНиП КР 23-02-00 Строительная климатология. СНиП КР 31-01:2001 Перепрофилирование жилых зданий существующей застройки. СНиП КР 32-01:2004 Проектирование автомобильных дорог. СНиП КР 41-01:2016 Проектирование тепловых сетей. СНиП КР 42-02:2015 Строительство систем газоснабжения. №1–нпа Положение о порядке проектирования и установления красных линий в городах, населенных пунктах на территории КР. №5-нпа (изм. №8-нпа) Свод правил о составе, порядке разработки, согласования и утверждения градостроительной документации в Кыргызской Республике. №6-нпа Свод правил по планировке и застройке городов и населенных пунктов городского типа. №7-нпа Свод правил по планировке и застройке сельских населенных пунктов КР. №13 –нпа Положение о системе нормативных документов в строительстве. №14 –нпа (СН КР 12-02:2018) Организация строительного производства. №15 –нпа (СН КР 12-01:2018) Безопасность труда в строительстве. №16-нпа (СН КР 21-02:2018) Автозаправочные станции. Противопожарные нормы. №18-нпа (СН КР 31-05:2018) Производственные здания. №19-нпа (СН КР 21-01:2018) Пожарная безопасность зданий и сооружений. №20-нпа (СН КР 31-04:2018) Общественные здания и сооружения. №21-нпа (СН КР 11-03:2018) Состав порядок разработки и утверждения проектной документации зданий, сооружений и комплексов в Кыргызской Республики. №22-нпа (СН КР 31-13:2018) Теплицы и парники. №23-нпа (СН КР 30-03:2018) Планировке и застройке территорий дачных (садоводческих) объединений граждан, зданий и сооружений. №24-нпа (СН КР 31-09:2018) Дома жилые одноквартирные. №25-нпа (СН КР 31-10:2018) Проектирование зданий и сооружений, перепрофилированных (приспосабливаемых) под лечебные учреждения. №26-нпа (СН КР 31-12:2018) Стоянки автомобилей. №27-нпа (СН КР 31-11:2018) Мечети. №28-нпа (СП КР 35-101-2018) Обеспечение среды жизнедеятельности при планировочных решениях зданий для лиц с ограниченными возможностями здоровья. №29-нпа (СН 35-01:2018) Проектирование среды жизнедеятельности с учетом потребностей лиц с ограниченными возможностями здоровья. №30-нпа (СН КР 31-06:2018) Административные и бытовые здания. №32-нпа (СН КР 20-02-2018) Сейсмостойкое строительство. Нормы проектирования. №33-нпа (СН КР 31 -02:2018) Проектирование и застройка территорий г.Бишкек и сел, примыкающих к Ысыкатинскому разлому. №35-нпа (СН КР 23 -05:2019) Естественное и искусственное освещение. СанПиН 2.2.1/2.1.1.006-03 Санитарно-защитные зоны и санитарная классификация предприятий, сооружений и иных объектов; ГОСТ 21.001-2013 Общие положения. ГОСТ 21.002-2014 Нормоконтроль проектной и рабочей документации. ГОСТ 21.101-97 Основные требования к проектной и рабочей документации. ГОСТ 21.110-2013 Правила выполнения спецификации оборудования, изделий и материалов. ГОСТ 21.205-2016 Условные обозначения элементов санитарно-технических систем. ГОСТ 21.206-2012 Условные обозначения трубопроводов. ГОСТ 21.610-85 (СТ СЭВ 5047-85) СПДС. Газоснабжение. Наружные газопроводы. Рабочие чертежи. ГОСТ 26.011-80* Средства измерений и автоматизации. Сигналы тока и напряжения электрические непрерывные входные и выходные. ГОСТ 26.013-81* Средства измерений и автоматизации. Сигналы электрические с дискретным изменением параметров входные и выходные. ГОСТ 26.205-88 Комплексы и устройства телемеханики. Общие технические условия. ГОСТ 21552-84 (СТ СЭВ 3185-81) Средства вычислительной техники. Общие технические требования, приёмка, методы испытаний, маркировка, упаковка, транспортировка и хранение. ГОСТ 5542-87 Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия. ГОСТ 20448-90* Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления. Технические условия. ГОСТ 9.602-2016 ЕСЗКС. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии. ГОСТ 14202-69 Трубопроводы промышленных предприятий. Опознавательная окраска, предупреждающие знаки и маркировочные щитки. ГОСТ 16569- 86 Устройства газогорелочные для отопительных бытовых печей. Технические условия. ГОСТ 19281-89 Прокат из стали повышенной прочности. Общие технические условия. ГОСТ 4543-71* Прокат из легированной конструкционной стали. Технические условия. ГОСТ 380-2005*Сталь углеродистая обыкновенного качества. Марки. ГОСТ 3262-75* Трубы стальные водогазопроводные. Технические условия. ГОСТ 8946-75* Соединительные части из ковкого чугуна с цилиндрической резьбой для трубопроводов. Угольники проходные. Основные размеры. ГОСТ 8947-75* Соединительные части из ковкого чугуна с цилиндрической резьбой для трубопроводов. Угольники переходные. Основные размеры. ГОСТ 8948-75* Соединительные части из ковкого чугуна с цилиндрической резьбой для трубопроводов. Тройники прямые. Основные размеры. ГОСТ 8949-75* Соединительные части из ковкого чугуна с цилиндрической резьбой для трубопроводов. Тройники переходные. Основные размеры. ГОСТ 8950-75* Соединительные части из ковкого чугуна с цилиндрической резьбой для трубопроводов. Тройники с двумя переходами. Основные размеры. ГОСТ 8951-75* Соединительные части из ковкого чугуна с цилиндрической резьбой для трубопроводов. Кресты прямые. Основные размеры. ГОСТ 8952-75* Соединительные части из ковкого чугуна с цилиндрической резьбой для трубопроводов. Кресты переходные. Основные размеры. ГОСТ 8953-75* Соединительные части из ковкого чугуна с цилиндрической резьбой для трубопроводов. Кресты с двумя переходами. Основные размеры. ГОСТ 8954-75* Соединительные части из ковкого чугуна с цилиндрической резьбой для трубопроводов. Муфты прямые короткие. Основные размеры. ГОСТ 8955-75* Соединительные части из ковкого чугуна с цилиндрической резьбой для трубопроводов. Муфты прямые длинные. Основные размеры. ГОСТ 8956-75* Соединительные части из ковкого чугуна с цилиндрической резьбой для трубопроводов. Муфты компенсирующие. Основные размеры. ГОСТ 8957-75* Соединительные части из ковкого чугуна с цилиндрической резьбой для трубопроводов. Муфты переходные. Основные размеры. ГОСТ 8959-75* Соединительные части из ковкого чугуна с цилиндрической резьбой для трубопроводов. Гайки соединительные. Основные размеры. ГОСТ 8963-75* Соединительные части из ковкого чугуна с цилиндрической резьбой для трубопроводов. Пробки. Основные размеры. ГОСТ 8966-75* Части соединительные стальные с цилиндрической резьбой для трубопроводов Ру-1,6МПа. Муфты прямые. Основные размеры. ГОСТ 8968-75* Части соединительные стальные с цилиндрической резьбой для трубопроводов Ру-1,6МПа. Контргайки. Основные размеры. ГОСТ 8969-75* Части соединительные стальные с цилиндрической резьбой для трубопроводов Ру-1,6МПа. Сгоны. Основные размеры. ГОСТ 17375-2001 Детали трубопроводов стальные бесшовные приварные из углеродистой и низколегированной стали. Отводы крутоизогнутые типа 3D (R~1,5DN). Конструкция. ГОСТ 17378-2001 Детали трубопроводов стальные бесшовные приварные из углеродистой и низколегированной стали. Переходы. Конструкция. ГОСТ 17376-2001 Детали трубопроводов стальные бесшовные приварные из углеродистой и низколегированной стали. Тройники. Конструкция. ГОСТ 17379-2001 Детали трубопроводов стальные бесшовные приварные из углеродистой и низколегированной стали. Заглушки эллиптические. Конструкция; ГОСТ 481-80* Паронит и прокладки из него, Технические условия. ГОСТ 7338-90 Пластины резиновые и резинотканевые. Технические условия. ГОСТ 21631-76 Листы из алюминия и алюминиевых сплавов. Технические условия. ГОСТ 13726-97 Ленты из алюминия и алюминиевых сплавов. Технические условия. ГОСТ 15180-86 Прокладки плоские эластичные. Основные параметры и размеры. ГОСТ 12820-80* Фланцы стальные плоские приварные на Ру от 0,1 до 2,5МПа (от 1 до 25кгс/см2). Конструкция и размеры. ГОСТ 12821-80 Фланцы стальные приварные в стык на Ру от 0,1 до 20,0МПа (от 1 до 200кгс/см2). Конструкция и размеры. ГОСТ 16338-85* Полиэтилен низкого давления. Технические условия; ГОСТ 9544-2005 Арматура трубопроводная запорная. Классы и нормы герметичности затворов. ГОСТ 11881-76*Е ГСП. Регуляторы, работающие без использования постороннего источника энергии. Общие технические условия. ГОСТ 14249-89 Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность. Есть в ГОСТР 55989-2014. ГОСТ 9931-85* Корпусы цилиндрические стальные сварных сосудов и аппаратов. Типы, основные параметры и размеры. ГОСТ 6533-78* Днища эллиптические отбортованные стальные для сосудов, аппаратов и котлов. Основные размеры. ГОСТ 11032-97* Аппараты водонагревательные емкостные газовые бытовые. Общие технические условия. ГОСТ 19910-94 Аппараты водонагревательные проточные газовые бытовые. Общие технические условия. ГОСТ 21204-97 Горелки газовые промышленные. Общие технические требования. ГОСТ 25696-83* Горелки газовые инфракрасного излучения. Общие технические требования и приёмка. 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 8732-88* Трубы стальные бесшовные горячедеформированные. Сортамент. ГОСТ 8734-75* Трубы стальные бесшовные холоднодеформированные. Сортамент. ГОСТ 8696-74* Трубы стальные электросварные со спиральным швом общего назначения. Технические условия. ГОСТ 10704-91 Трубы стальные электросварные прямошовные. Сортамент. ГОСТ 10705-80*. Трубы стальные электросварные. Технические условия. ГОСТ 10706-76* Трубы стальные электросварные прямошовные. Технические требования. ГОСТ 20295-85 Трубы стальные сварные для магистральных газонефтепроводов. Технические условия. ГОСТ 1050-2013 Металлоконструкция из нелегированных конструкционных качественных и специальных сталей. Общие технические условия. СТ СЭВ 3048-81 Универсальная международная система автоматического контроля. Регулирования и управления. Регуляторы, работающие без использования постороннего источника энергии. СТ СЭВ 254-88 Соединения трубопроводов и арматура. Проходы условные. Правила безопасности для объектов, использующих сжиженные углеводородные газы. Правилами поставки и пользования природным газом. Правилами учета природного газа.

Приложение Б (справочное) Классификация газопроводов, входящих в систему газоснабжения Таблица Б1

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 необходимо 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 необходимо считать газопровод от места присоединения к распределительному газопроводу до отключающего устройства на вводе. Вводным газопроводом необходимо 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 необходимо считать распределительные газопроводы, прокладываемые вне территории населенных пунктов. Внутренним газопроводом необходимо 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 В (рекомендуемое)

Значение коэффициента часового максимума расхода газа по отраслям промышленности Таблица В1

Отрасль промышленности

Коэффициент часового максимума расхода газа

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 Г (справочное) Значение коэффициента одновременности Ksim для жилых домов Таблица Г1

Число квартир

Коэффициенты одновременности Кsim в зависимости от установки в жилых домах газового оборудования

Плита 4-х конфорочная

Плита 2-х конфорочная

Плита 4-конфорочная и газовый 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

0,275

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 Д (справочное) ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ГАЗОПРОВОДОВ

1 Гидравлический расчет газопроводов необходимо выполнять 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 необходимо принимать в пределах давления, принятого для газопровода. 3 Расчетные потери давления газа в распределительных газопроводах низкого давления необходимо принимать не более 180даПа. Распределение величины потери давления между уличными, дворовыми и внутренними газопроводами необходимо принимать по таблице Д1

Таблица Д1

Суммарная потеря давления газа от ГРП или другого регулирующего устройства до наиболее удаленного прибора, даПа (мм вод.ст.)

в том числе, в газопроводах

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 необходимо 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 необходимо 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 0.10132МПа (760мм рт. ст.); d - внутренний диаметр газопровода, см; 𝑣 - коэффициент кинематической вязкости газа, м2/с (при температуре 0°С и давлении 0,10132МПа). 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/м, при температуре 0°С и давлении 0,10132МПа; 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, необходимо 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 необходимо 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 необходимо определять по формуле: (6), где l1- действительная длина газопровода, м; Σ𝜁 - 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 ζ=1. Эквивалентную длину газопровода необходимо 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 необходимо определять по формуле: (10), где λ- коэффициент гидравлического сопротивления; V - средняя скорость движения сжиженных газов, м/с. С учетом противокавитационного запаса средние скорости движения жидкой фазы необходимо принимать: во всасывающих трубопроводах - не более 1,2м/с; в напорных трубопроводах - не более 3м/с. Коэффициент гидравлического сопротивления необходимо 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‛‛ на внутриквартирной разводке: при длине разводки 1-2 м - 450‛‛ ‛‛ ‛‛ ‛‛ ‛‛ ‛‛ ‛‛ ‛‛ ‛‛ ‛‛ ‛‛ 3-4 м - 300 ‛‛ ‛‛ ‛‛ ‛‛ ‛‛ ‛‛ ‛‛ ‛‛ ‛‛ ‛‛ ‛‛ 5-7 м - 120 ‛‛ ‛‛ ‛‛ ‛‛ ‛‛ ‛‛ ‛‛ ‛‛ ‛‛ ‛‛ ‛‛ 8-12м - 50 ‛‛ 13 При расчете газопроводов низкого давления необходимо 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; ра - плотность воздуха, кг/м3, при температуре 0°С и давлении 0,10132МПа; р - обозначение то же, что в формуле (4).

14. Гидравлический расчет кольцевых сетей газопроводов необходимо 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, необходимо принимать скорости движения газа не более 7м/с для газопроводов низкого давления, 15м/с для газопроводов среднего давления, 25м/с для газопроводов высокого давления.

16. При выполнении гидравлического расчета газопроводов по формулам (1) - (12), приведенным в настоящем приложении, а также по различным методикам и программам для электронно-вычислительных машин, составленным на основе этих формул, диаметр газопровода необходимо предварительно определять по формуле:

(13), где d - диаметр газопровода, см; Q- расход газа, м/ч, при температуре 0°С и давлении 0,10132МПа (760мм рт. ст.); t -температура газа, °С; Рт- среднее давление газа (абсолютное) на расчетном участке газопровода, МПа; V - скорость газа, м/с.

17. Полученное значение диаметра газопровода необходимо принимать в качестве исходной величины при выполнении гидравлического расчета газопроводов.

Приложение Е (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, необходимо предусматривать от каждого прибора, агрегата или печи по обособленному дымоходу.

Удаление продуктов сгорания топлива от теплогенераторов с открытыми камерами сгорания допускается осуществлять встроенными или пристроенными дымоходами. Системы воздухоподачи и удаления продуктов сгорания теплогенераторов с закрытыми камерами сгорания допускается проектировать по следующим схемам с учетом местных климатических условий:

- с коаксиальным (совмещенным) устройством воздухоподачи и удаления продуктов сгорания;

- раздельным устройством воздухоподачи и удаления продуктов сгорания встроенными или пристроенными коллективными воздуховодами и дымоходами;

- индивидуальным воздуховодом, обеспечивающим забор воздуха через стену и подачу его индивидуально к каждому теплогенератору, и удалением дымовых газов коллективным дымоходом.

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 0,75м один от другого, или на одном уровне с устройством в дымоходе рассечки на высоту не менее 0,75м.

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 необходимо определять с учетом одновременной их работы. Конструктивные размеры дымоходов должны определяться расчетом.

5. Не бытовые 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 необходимо предусматривать на разных уровнях или на одном уровне с устройством рассечек согласно пункта 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 1,0м при обеспечении площади сечения наклонных участков дымохода не менее сечения вертикальных участков.

7. Для отвода продуктов сгорания от ресторанных плит и других не бытовых газовых приборов допускается предусматривать горизонтальные участки дымоходов общей длиной не более 10,0м.

Допускается предусматривать дымоходы в перекрытии с устройством противопожарной разделки для горючих конструкций перекрытия.

8. Присоединение газовых водонагревателей и других газовых приборов к дымоходам необходимо предусматривать трубами, изготовленными из кровельной стали.

Суммарную длину участков соединительной трубы в новых зданиях необходимо принимать - не более 3,0м, в существующих зданиях – не более 6,0м. Уклон трубы необходимо 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 необходимо принимать не менее 5см, до деревянных оштукатуренных потолков и стен — не менее 25см. Допускается уменьшение указанного расстояния с 25см до 10см при условии обивки деревянных оштукатуренных стен или потолка кровельной сталью по листу асбеста толщиной 3мм. Обивка должна выступать за габариты дымоотводящей трубы на 15см 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 15мм.

11. В шиберах, установленных на дымоходах от котлов, должны предусматриваться отверстия диаметром не менее 50мм.

12. Дымовые трубы от газовых приборов в зданиях должны быть выведены:

- выше границы зоны ветрового подпора, но не менее 0,5м выше конька крыши при расположении их (считая по горизонтали) не далее 1,5м от конька крыши;

- в уровень с коньком крыши, если они отстоят на расстоянии до 3,0м от конька крыши;

- не ниже прямой, проведенной от конька вниз под углом 10° к горизонту, при расположении труб на расстоянии более 3,0м от конька крыши.

Во всех случаях высота трубы над прилегающей частью крыши должна быть не менее 0,5м, а для домов с совмещенной кровлей (плоской крышей) - не менее 2,0м. 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.

14. Дымовые каналы (трубы) не допускается прокладывать через жилые помещения. Пределы огнестойкости конструкций дымовых каналов (труб) должны быть не менее установленных.

Дымоотводы, соединительные трубы и дымовые каналы (трубы) необходимо выполнять из негорючих материалов с эквивалентной шероховатостью внутренней поверхности не более 1,0мм, плотными, класса герметичности.

Приложение Ж (обязательное)

Выбор стальных труб для систем газоснабжения

1. Стальные трубы для систем газоснабжения давлением до 1,6МПа (16кгс/см2) в зависимости от расчетной температуры наружного воздуха района строительства и местоположения газопровода относительно поверхности земли необходимо принимать:

по таблице Ж1 - 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 таблице Ж2 - 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 необходимо принимать трубы, изготовленные, как правило, из углеродистой стали обыкновенного качества по ГОСТ 380 и качественной стали по ГОСТ 1050.

3. Для газопроводов жидкой фазы СУГ необходимо применять бесшовные трубы.

Допускается применять для газопроводов жидкой фазы СУГ электросварные трубы. При этом трубы диаметром до 50мм должны пройти 100%-й контроль сварного шва неразрушающими методами, а трубы диаметром 50мм и более также и испытание сварного шва на растяжение.

4. Трубы по ГОСТ 3262 допускается применять для строительства наружных и внутренних газопроводов низкого давления.

Трубы по ГОСТ 3262 с условным диаметром до 32мм (включительно) допускается применять для строительства импульсных газопроводов давлением до 1,2МПа (12кгс/см2) включительно. 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 с противокоррозионным покрытием допускается применять только для подземных межпоселковых газопроводов природного газа с давлением до 1,2МПа (12кгс/см2) в районах с расчетной температурой наружного воздуха до минус 40°С включительно.

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 населенных пунктах.

6. Возможность применения труб по государственным стандартам и техническим условиям, приведенным в таблицах Ж1 и Ж2 настоящего приложения, но изготовленных из полуспокойной и кипящей стали, регламентируется пп. 13.2.3, 13.2.4 настоящего норматива.

7. Трубы по ГОСТ 8731, изготовляемые из слитка, не применять без проведения 100% контроля неразрушающими методами металла труб.

При заказе труб по ГОСТ 8731 указывать, что трубы по этому стандарту, изготовляемые из слитка, не поставлять без 100% контроля неразрушающими методами.

Таблица Ж1 - 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 на трубы

Марка стали, стандарт на сталь

Наружный диаметр трубы (включ.), мм

1 Электросварные прямошовные ГОСТ 10705 (группа В) и ГОСТ 10704 „Сортамент»

ВСт2сп, ВСтЗсп не менее 2-й категории ГОСТ 380; 10, 15, 20 ГОСТ 1050

10-530

2 Электросварные

ВСтЗсп не менее 2-й категории ГОСТ 380; 10 ГОСТ 1050

219-530

3 Электросварные для магистральных газонефтепроводов (прямошовные и спиральношовные) ГОСТ 20295

ВСтЗсп не менее 2-й категории (КЗ8) ГОСТ 380 10 (К34), 15 (К38), 20 (К42) ГОСТ 1050

По ГОСТу

4 Электросварные прямошовные ГОСТ 10706 (группа В) «Технические требования» и ГОСТ 10704 «Сортамент»

ВСт2сп, ВСтЗсп не менее 2-й категории ГОСТ 380

630 -1220

5 Электросварные со спиральным швом

ВСт2сп, ВСтЗсп не менее 2-й категории ГОСТ 380

159- 1220

6 Бесшовные горячедеформированные ГОСТ 8731 (группа В и Г) ГОСТ 8732 «Сортамент»

10, 20, ГОСТ 1050

45 - 325

7 Бесшовные холоднодеформированные, теплодеформированные ГОСТ 8733 (группа В и Г) «Технические требования» и ГОСТ 8734 «Сортамент»

10, 20, ГОСТ 1050

10-45

8 Электросварные спиральношовные

ТУ 14-3-808-78

530- 820; 1020; 1220

9 Бесшовные горячедеформированные (только для тепловых электростанций)

10, 20, ГОСТ 1050

57 - 426

Примечания:

1. Трубы по пунктам 6 и 7 следует применять как правило, для газопроводов жидкой фазы СУГ.

2. Для тепловых электростанций трубы из стали 20 применять в районах с расчетной температурой до минус 30°С

Таблица Ж2 - 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 на трубы

Марка стали, стандарт на сталь

Наружный диаметр трубы (включ.), мм

1 Бесшовные холоднодеформированные и теплодеформированные ГОСТ 8733 (группа В и Г) «Технические требования» и ГОСТ 8734 "Сортамент"

10, 20, ГОСТ 1050

10- 103

2 Бесшовные горячедеформированные ГОСТ 8731 (Группа В и Г) «Технические требования» и ГОСТ 8732 «Сортамент»

10, 20, ГОСТ 1050, 09Г2С категория 6 ГОСТ 19281, 10ГС ГОСТ 4543

45 - 108; 127 -325

3 Бесшовные горячедеформированные

09Г2С категории 6-8 ГОСТ 19281

57 - 426

4 Электросварные прямошовные

17Г1С-У

1020;1220

5 Электросварные для магистральных газонефтепроводов (прямошовные и спиралевидные) ГОСТ 20295

17Г1С (К52), 17ГС (К52); 14ХГС (К50) категории 6-8 ГОСТ 19282-73

По ГОСТ 20295-85

6 ГОСТ 10704 «Сортамент»

ВСтЗсп не менее 2-й категории ГОСТ 380; 10, 15,20

10-108

Примечания

1. Трубы по позиции 6 для газопроводов давлением свыше 06Мпа (6кгс/см2) не применять

2. Трубы, изготовляемые из стали 20, следует применять как исключение.

Приложение И (рекомендуемое) Объем измерений сигнализации и автоматического регулирования в системах газоснабжения тепловых электростанций

Таблица И1

Измеряемые параметры

Форма и место представления информации

Автоматическое регулирование

Щит управления в главном корпусе

Местный щит управления в ГРП

По месту

Показывающий прибор (обязательный)

Показывающий прибор (при необходимости)

Сигнализация

Регистрирующий прибор

Показывающий прибор (обязательный)

Показывающий прибор (при необходимости)

Сигнализация

Регистрирующий прибор

Показывающий прибор

Давление газа до ГРП

+

-

+ (увеличение или уменьшение)

-

+

-

-

+

-

-

Давление газа после ГРП

+

-

+ (увеличение или уменьшение)

-

+

-

-

+

-

+

Общий расход газа

+

-

-

-

+

-

-

+

-

- ,

Температура газа до или после расходомера

-

-

-

-

+

-

-

+

-

-

Потеря давления газа на фильтрах

+

+

+

+

+

Загазован-ность в регулятор-ном зале и помещении щита управления в ГРП

+ (увеличение)

+

+ (уве-личение)

Расход газа на каждый котел

+

+

+

Давление газа до регулирую-щего клапана котла

+

+

Давление газа после регулирую-щего клапана котла

+

+ (увеличение или уменьшение)

Указатель положения регулирую- щей арматуры ГРП

+

+

-

Давление газа перед каждой го- релкой (после от-ключающе-гоустройс-тва)

+

Примечание - Знак "+" в таблице означает, что для этих параметров должна обеспечиваться информация

Приложение К (рекомендуемое)

Число квартир, которое целесообразно снабжать паровой фазой СУГ одной резервуарной установкой Таблица К1

Преобладающая этажность застройки

Оптимальная плотность газопотре-бления, кг/(ч×га)

Число квартир в зависимости от типа испарителей газа

Огневых

Электрических

Водяных и паровых

Оптима-льное

Допустимое

Оптима-льное

Допусти-мое

Оптима-льное

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 Л (рекомендуемое)

Число квартир, которое целесообразно снабжать газовоздушной смесью от одной резервуарной установки

Таблица Л1

Преобла- дающая этажность застройки

Оптималь-ная плотность газопотреб- ления, кг/(ч×га)

Число квартир в зависимости от типа испарителей газа

Огневых

Электрических

Водяных и паровых

Оптималь- ное

Допусти-мое

Оптималь-ное

Допусти-мое

Оптима-льное

Допусти-мое

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 М (рекомендуемое)

Структура, функции и технические средства телемеханизации и автоматизированных систем управления технологическими процессами

1. Проектирование ТМ и АСУ ТП систем газоснабжения требуется 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, улучшение 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 требуется 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 необходимо 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 необходимо охватывать:

- 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 1000м3/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 таблице М1.

8. Информационную емкость КП необходимо принимать согласно данным таблицы М2.

Таблица М1

Вид и тип функции

Функция

Необходимость выполнения функции

ТМ

АСУ ТП

1

2

3

4

Информационные функции

1 Центральный 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 информационного характера

1 Косвенные измерения расходов газа с коррекцией на температуру и давление газа

+

+

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 смежными и вышестоящими системами управления

*

+

Управляющие функции

1 Определение рационального режима ведения технологического процесса

1 Выработка рациональных значений давления газа на выходе из источников различных ступеней системы газоснабжения

+

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 М2

Телемеханические функции

Категории КП

ГРС

ГРП

Отдельные характерные точки

сетевые

объектовые

1

2

3

4

5

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

+

*

*

настройка регуляторов давления газа

-

*

-

-

устройствами ограничения подачи газа

-

--

*

-

телефонной связью

+

+

+

*

двусторонним телевызовом

+

+

+

*

передачей команд-инструкций

-

-

*

-

Примечание: знак «+» - функция нормируется, знак «-» - не нормируется, позиции, отмеченные 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 необходимо 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 и ГОСТ 26.013.

14. Измерение, обработка, передача, хранение и отображение информации должны обеспечиваться СИА класса управляющих вычислительных телемеханических комплексов (УВТК), включающих средства вычислительной техники и устройства телемеханики.

15. УВТК по быстродействию должны соответствовать 2 группе, по точности – классу 1,5, по достоверности – категории 3 и по надежности – группе 2 либо иметь лучшие характеристики.

16. По устойчивости и воздействию климатических факторов УВТК на пункте управления должны соответствовать 2 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 необходимо осуществлять по телемеханической сети произвольной многоточечной структуры с дальностью действия не менее 25,0км. Допускается использование иерархической телемеханической сети.

18. При использовании для передачи информации каналов (телефонных или радио) параметры линейных цепей технических средств, сопрягаемых с этими каналами, должны соответствовать нормативным документам МСЭ-Т (МСЭ-Р) и ГАС КР при Государственном Комитете ИТ и Связи КР, при использовании ведомственных каналов связи параметры линейных цепей устанавливают в технических условиях, утвержденных в установленном порядке на конкретное техническое средство.

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 необходимо размещать в помещениях, обеспечивающих оптимальные условия эксплуатации аппаратуры и комфортные условия работы диспетчерского персонала.

При проектировании строительной части ПУ необходимо руководствоваться указаниями СНиП 2.04.09.

23. При проектировании ПУ необходимо 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 10смх30см 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 4м2.

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.

Приложение Н (обязательное)

Автоматизация систем внутреннего газоснабжения

1. Газифицируемые помещения зданий любого назначения (кроме индивидуальных жилых домов) должны быть оснащены автоматическими системами контроля загазованности.

2. В составе автоматизированной системы контроля загазованности должны быть:

- система индивидуального контроля загазованности, включающая в себя газовый сигнализатор СН4 и СО, блок питания и отключающее устройство автоматического типа (электромагнитный клапан);

- внутренняя инфраструктура телекоммуникационно-управляющего оборудования (в зависимости от реализации);

- система управления Автоматизированной Системы Контроля Загазованности газифицируемого здания (АСКЗ).

3. Газовые сигнализаторы СН4 должны быть с двумя порогами срабатывания. І уровень срабатывания должен быть не более 10% нижнего концентрационного предела самовоспламенения горючих газов (для природного газа – 0,5% объема газифицируемого помещения, для сжиженного газа – 0,2% объема газифицируемого помещения). ІІ уровень срабатывания должен быть не более 20% нижнего концентрационного предела самовоспламенения горючих газов (для природного газа – 1% объема газифицируемого помещения, для сжиженного газа – 0,4% объема газифицируемого помещения).

4. Импульс на утечку СО должен срабатывать при наличии уровня концентрации не более 20 мг/м3 в течении 15 минут.

5. Система индивидуального контроля загазованности должна соответствовать следующим требованиям:

- устройство должно обеспечивать автоматический непрерывный контроль за концентрацией СН4 с передачей импульсов на электромагнитный клапан в случае превышения порогов срабатывания;

- чувствительность устройств должна обладать избирательным характером, то есть, без перекрестной чувствительности к иным токсичным и взрывоопасным газам;

- оповещение об утечке газа должно выполняться в форме светового и звукового сигналов, передача импульса на закрытие электромагнитного клапана и одновременная передача сообщения в электронном виде на пульт управления АСКЗ в центр мониторинга аварийных ситуаций специализированной организации, обслуживающей автоматические системы контроля загазованности;

- оповещение об утечке газа при достижении І уровня должно выполняться в форме светового и звукового сигналов с последующим отключением газа в квартире; при достижении ІІ уровня – передача командного импульса от сигнализатора на закрытие электромагнитного клапана, установленного на стояке или на вводе в подъезд/дом, и одновременной посылки сообщения в электронном виде на пульт управления АСКЗ.

6. Сигнализатор загазованности должен быть обеспечен питанием с постоянным напряжением не выше 36В.

Блок питания должен быть оснащен автономным источником питания, рассчитанным на непрерывную работу в течении 8 часов (аккумуляторная батарея).

7. В газифицируемых помещениях, в которых требуется установка пожарно-охранной сигнализации, допускается не устанавливать газовые сигнализаторы СО при условии вывода импульсов срабатывания на электромагнитный клапан от системы пожарно-охранной сигнализации.

8. Система управления АСКЗ должна обеспечивать:

- оперативный информационный контроль за состоянием загазованности воздушной среды в помещениях с установленным газопотребляющим оборудованием;

- сигнализацию и вывод информации на автоматизированное рабочее место (АРМ) аварийных и предаварийных параметров по загазованности;

- регистрацию событий системы и действий оператора АРМ в журнале событий;

- проведение проверки достоверности входных сигналов, диагностику и самодиагностику оборудования управления пульта;

- определение возникающих неисправностей датчиков с выводом информации и ее регистрацией в сервере АСКЗ.

9. В АСКЗ должны быть предусмотрены средства аппаратного и программного самоконтроля, позволяющие диагностировать отказ с точностью до структурных блоков и сменных модулей в блоках. Информация об отказах с указанием конкретного блока и модуля должна автоматически отображаться на экране АРМ оператора АСКЗ и архивироваться точно так же, как данные по авариям и неисправностям.

10. АСКЗ должна обеспечивать сохранность информации (оперативной, архивной) при наступлении следующих событий:

- сбой (отключение) электропитания;

- включение резервного источника;

- отказ составных частей АСКЗ;

- потеря связи пульта управления АСКЗ с любой из компонент АСКЗ.

11. При утечке газа импульс от сигнализатора должен поступать на электромагнитный клапан, который должен автоматически перекрыть подачу газа. Открытие электромагнитного клапана должно осуществляться только вручную.

Для корректной работы электромагнитного клапана необходимо предусматривать технические решения по обеспечению очистки поступающего газа.

12. Техническое обслуживание, бесперебойную работу каналов связи, ремонт и поверку сигнализаторов и блоков питания должна осуществлять специализированная организация на основании договора между обслуживающей организацией и абонентом.

13. АСКЗ должна обеспечивать информационное взаимодействие сигнализаторов загазованности с остальным оборудованием, находящемся в составе АСКЗ (электромагнитными клапанами, блоками управления группой сигнализаторов, блоками управления связью и телеметрией, пультом управления АСКЗ), по открытым и документированным производителем стандартизированным интерфейсам и протоколам посредством проводных либо беспроводных каналов связи (в зависимости от реализации системы АСКЗ).

14. Система должна иметь открытую архитектуру и возможности по наращиванию, как по функциям управления, так и по числу периферийных объектов. В системе должны быть предусмотрены открытые технические возможности для подключения и обмена данными между АСКЗ с централизованной системой мониторинга контроля загазованности в аварийно-диспетчерских службах газового хозяйства.

15. Основное оборудование СИКЗ должно обладать классом зашиты от поражения электрическим током по ГОСТ IEC 61140.

16. Основное оборудование СИКЗ и другое вспомогательное оборудование АСКЗ, размещаемое в помещениях с газоиспользующим оборудованием, должно обеспечивать взрывозащищенность в соответствии с серией стандартов ГОСТ 31610 (МЭК 60079).

Монтаж искробезопасного оборудования должен быть выполнен в соответствии с ГОСТ 30852.13 и ПУЭ.

17. Оборудование автоматизации контроля загазованности должно обеспечивать защиту от вредных воздействий уровня IP3X в соответствии с ГОСТ 14254.

18. Допускается предусматривать установку комбинированных двухкомпонентных газовых сигнализаторов (СН4 и СО), в соответствии с техническим паспортом завода-изготовителя.

Приложение П (обязательное) Минимально допустимые расстояния Таблица П1. Расстояния (в свету) от подземных стальных и полиэтиленовых газопроводов до инженерных коммуникаций по вертикали (при пересечении) и по горизонтали (при параллельной прокладке)

№

Инженерные сети

Расстояние (м) по вертикали от газопроводов давлением до 1,2МПа (12кгс/см2)

Расстояние (м) по горизонтали от газопроводов давления, МПа (кгс/см2)

низкого до 0,005 (0,05)

среднего св.0,005 (0,05) до 0,3 (3)

высокого ІІ категории св.0,3 (3) до 0,6 (6)

высокого І категории св.0,6 (6) до 1,2 (12)

1

водопровод, напорная канализация, тепловая сеть бесканальной прокладки (от оболочки)

0,2

1,0

1,0

1,5

2,0

2

канализация (бытовая и дождевая), дренаж и сопутствующий дренаж

0,2

1,0

1,5

2,0

5,0

3

канал тепловой сети (до наружной стенки канала), тепловая сеть бесканальной прокладки с продольным дренажем, каналы, тоннели

0,2* 0,5*

2,0 3,0

2,0 3,0

4,0 6,0

4,0 6,0

4

электрические силовые кабели напряжением до 35кВ (включ.)

0,5

1,0

1,0

1,0

2,0

5

электрические силовые кабели напряжением свыше 35кВ

1,0

1,0

1,0

1,0

2,0

6

кабели связи

0,5

1,0

1,0

1,0

1,0

7

газопроводы давлением до 1,2МПа (12кгс/см2):

0,2

0,4 1,0

0,4 1,0

0,4 1,0

0,4 1,0

8

наружные пневмомусоропроводы

0,5

1

1,5

2,0

2,0

9

нефтепродуктопроводы

0,35 0,35*

2,5 20,0

2,5 20,0

2,5 20,0

2,5 20,0

Примечание: 1. Расстояния от анкерных опор, выходящих за габариты труб тепловой сети бесканальной прокладки, необходимо принимать с учетом сохранности последних.

2. По поз.3: а) в числителе указаны расстояния от стальных газопроводов, в знаменателе – от полиэтиленовых газопроводов; б) знак «*» означает, что газопровод должен быть заключен в футляр, выходящий на 2,0м в обе стороны от места пересечения (расстояние дано до стенки футляра).

3. По поз.7 в числителе указаны расстояния при совместной (одновременной) прокладке газопроводов в одной траншее, в знаменателе – при параллельной (разновременной) прокладке газопроводов.

4. По поз.9: а) в числителе указаны расстояния от стальных газопроводов, в знаменателе – от полиэтиленовых газопроводов; б) знак «*» означает, что полиэтиленовый газопровод должен быть заключен в футляр, выходящий на 10м в обе стороны от места пересечения.

5. Расстояния от газопроводов СУГ до сетей инженерно-технического обеспечения необходимо устанавливать, как для природного газа.

Таблица П2. Расстояния по горизонтали (в свету) от подземных стальных и полиэтиленовых газопроводов до зданий и сооружений

№

Здания и сооружения

Расстояние (м) по горизонтали до газопроводов давления, МПа (кгс/см2)

низкого до 0,005 (0,05)

среднего св.0,005 (0,05) до 0,3 (3)

высокого ІІ категории св.0,3 (3) до 0,6 (6)

высокого І категории св.0,6 (6) до 1,2 (12)

1

фундаменты зданий и сооружений

1,0 2,0

4,0 4,0

7,0 7,0

10,0 20,0

2

фундаменты ограждений предприятий, эстакад, опор контактной сети и связи железных дорог

1,0

1,0

1,0

1,0

3

край откоса подошвы насыпи или верха выемки (крайнего рельса на нулевых отметках) железной дороги общей сети и внешних подъездных железнодорожных путей предприятий

50,0 3,8*

50,0 4,8*

50,0 7,8*

50,0 10,8*

4

крайнего трамвайного пути и внутренних подъездных железнодорожных путей промышленных предприятий

3,8 2,8

4,8 2,8

7,8 3,8

10,8 3,8

5

автомобильные дороги, магистральные улицы и дороги, улицы и дороги местного значения

1,5 1,0

1,5 1,0

2,5 1,0

2,5 1,0

6

фундаменты опор воздушных линий электропередачи напряжением:

а) до 1кВ наружного освещения, контактной сети трамваев и троллейбусов, линий связи

1,0

1,0

1,0

1,0

б) свыше 1 до 35кВ

5,0

5,0

5,0

5,0

в) свыше 35 до 110кВ и выше

10,0

10,0

10,0

10,0

7

трансформаторные подстанции или распределительные электрические устройства

5,0 10,0

5,0 10,0

5,0 10,0

5,0 10,0

8

автозаправочные станции, в том числе АГЗС

20,0

20,0

20,0

20,0

9

склады закрытого типа категории А, Б (вне территории предприятий)

9,0 9,0

9,0 9,0

9,0 9,0

10,0 20,0

10

склады закрытого типа категории В, Г, Д (вне территории предприятий)

2,0 2,0

4,0 4,0

7,0 7,0

10,0 20,0

11

склады открытого типа для хранения легковоспламеняющихся и горючих веществ

15,0

15,0

20,0

30,0

12

резервуары для хранения легковоспламеняющихся и горючих жидкостей

5,0 10,0

5,0 10,0

5,0 10,0

5,0 10,0

13

ограды кладбищ

15,0

15,0

15,0

15,0

14

каналы (лотки) оросительных и дренажных систем

0,5

1,0

2,0

2,0

15

ствол дерева

1,5

1,5

1,5

1,5

Примечание: 1. По поз. 1: в числителе указаны расстояния для газопроводов диаметром до 100мм (включительно), а также до зданий и сооружений в легких конструкциях без фундамента; в знаменателе – для газопроводов диаметром свыше 100мм.

2. По поз. 3: а) в числителе указаны расстояния от межпоселкового газопровода (вне территории населенного пункта), в знаменателе – от газопровода на территории населенного пункта и от межпоселковых газопроводов в стесненных условиях; б) знак «*» означает, что глубина заложения газопровода на расстояниях 50м от железных дорог общей сети и внешних подъездных железнодорожных путей предприятий от края откоса подошвы насыпи или верха выемки (крайнего рельса на нулевых отметках) необходимо принимать не менее 2,0м.

3. По поз. 4: в числителе указаны расстояния для железных дорог колеи 1520мм (но не менее глубины траншей до подошвы насыпи и бровки выемки), в знаменателе – для железных дорог колеи 750мм и трамвая.

4. По поз. 5: в числителе указаны расстояния до бордюрного камня, в знаменателе – до края обочины, откоса насыпи, кювета.

5. По поз. 7: в числителе указаны расстояния до трансформаторных подстанций или распределительных устройств закрытого типа, в знаменателе – до трансформаторных подстанций или распределительных устройств открытого типа.

6. По поз. 9 и 10: в числителе указаны расстояния для газопроводов диаметром до 300мм (включительно), в знаменателе – для газопроводов диаметром свыше 300мм.

7. По поз. 12: в числителе указаны расстояния до подземных резервуаров, в знаменателе – до наземных и надземных резервуаров.

8, При прокладке полиэтиленовых газопроводов вдоль трубопроводов, складов, резервуаров и т.д., содержащих агрессивные по отношению к полиэтилену вещества (среды), расстояния от них устанавливаются не менее 20м.

9. Расстояния от газопроводов СУГ до зданий и сооружений необходимо устанавливать, как для природного газа.

10. По поз. 7: в стесненных условиях допускается уменьшение расстояния на 70%, указанного в числителе и знаменателе, при условии выполнения подземного газопровода из полиэтиленовых труб или прокладки стального газопровода в футляре из полиэтиленовых труб. Края футляра, при этом, должны быть выведены на 5,0м в обе стороны от мест сближения с трансформаторной подстанцией или распределительным электрическим устройством.

Таблица П3. Минимальная глубина укладки (м) стального и полиэтиленового газопроводов под железнодорожными и автомобильными дорогами (до верха футляра) в зависимости от способа производства работ

№

Способ производства работ

Железнодорожные дороги

Автомобильные дороги І, ІІ и ІІІ категорий

общей сети и внешних подъездных путей промышленных предприятий

внутренних подъездных путей промышленных предприятий

1

открытым способом

2,0 1,5

1,0

1,0

2

методом «прокола»

2,5

2,5

2,5

3

методом «продавливания», горизонтального бурения и щитовой проходки

3,0

1,5

1,5

Примечание: По поз. 1: в числителе указаны глубина укладки газопровода до верха футляров от по­дошвы рельса или верха покрытия на нулевых отметках и выемках, а при нали­чии насыпи, от подошвы насыпи, в знаменателе – от дна водоотводных соору­жений.

2. На пересечениях железных дорог общей сети глубина укладки газопровода на участках за пределами футляра на расстоянии 50м в обе стороны от земельного полотна должна приниматься не менее 2,0м от поверхности земли до верха газопровода.

3. Толщину стенок труб стального газопровода на переходах через железные дороги общей сети необходимо принимать на 2мм больше значения, принятого для основного участка трубопровода, для полиэтиленового газопровода необходимо применять трубы с коэффициентом запаса прочности 2,8.

Таблица П4. Расстояния по горизонтали (в свету) от надземных и наземных (в обваловании) стальных газопроводов до зданий и сооружений

№

Наземные и надземные инженерные коммуникации, здания и сооружения

Расстояние (м) по горизонтали до газопроводов давления, МПа (кгс/см2)

низкого до 0,005 (0,05)

среднего св.0,005 (0,05) до 0,3 (3)

высокого ІІ категории св.0,3 (3) до 0,6 (6)

высокого І категории св.0,6 (6) до 1,2 (12)

1

тепловые сети, водопровод (от оболочки утеплителя), водовод, канализация

1,0

1,0

1,5

2,0

2

воздушные линии электропередачи (при параллельном следовании) напряжением

до 1кВ, включая наружное освещение, контактной сети трамваев и троллейбусов

1,0

2,0

5,0

8,0

св. 1 до 35кВ,

2,2*

5,0*

8,0

10,0

св. 35 до 110кВ и выше

10,0

10,0

15,0

15,0

3

автодороги (от бордюрного камня, внешней бровки кювета или подошвы насыпи дороги)

1,5

1,5

1,5

1,5

4

железнодорожные и трамвайные пути (до ближайшего рельса) от подошвы откоса насыпи или верха выемки

3,0

3,0

3,0

3,0

5

жилые, общественные, административные, бытовые здания

- -

- 5,0*

5,0 5,0

10,0 10,0

6

стадионы, торговые центры, театры, школы, детские сады и ясли, больницы, санатории, дома отдыха, здания религиозного назначения и т.п.

5,0

10,0

15,0

20,0

7

здания котельных, производственных предприятий

5,0 -

5,0 -

5,0 -

10,0 5,0

8

распределительное устройство или подстанция

1,0 3,0

1,0 3,0

1,0 3,0

1,0 3,0

9

закрытые наземные (надземные) склады легковоспламеняющихся и горючих жидкостей

10,0

10,0

10,0

10,0

10

открытые наземные (надземные) склады легковоспламеняющихся жидкостей и склады горючих материалов, расположенные вне территории промышленных предприятий

20,0

20,0

40,0

40,0

Примечание: 1. Знак «-» означает, что расстояние не нормируется при условии обеспечения удобства эксплуатации газопровода и соблюдения требований в части расстояний от отключающих устройств газопровода и исключения возможности скопления газа при утечке.

2. По поз. 1: Расстояния от анкерных опор, выходящих за габариты труб тепловой сети надземной прокладки, необходимо принимать с учетом сохранности последних.

3. По поз. 2: знак «*» означает возможность сокращения минимального расстояния на 50% при параллельной прокладке при условии устройства над газопроводом защитного ограждения (в виде решетки) от падения электрического провода. Защитное ограждение должно быть изолировано от газопровода и иметь заземление. При этом переходное сопротивление не должно превышать 10 Ом. Защиту газопровода от падения электрического провода допускается выполнять из труб ПВХ (в виде футляра).

4. По поз. 5: а) в числителе указаны расстояния от зданий степеней огнестойкости I-III и конструктивной пожарной опасности классов С0, С1, в знаменателе – от зданий степени огнестойкости IV и конструктивной пожарной опасности классов С2, С3; б) знак «*» означает, что разрешается прокладка газопровода среднего давления по стене газифицируемого здания до ГРП шкафного типа или регулятора давления газа, размещаемого на стене этого здания.

5. По поз. 7: в числителе указаны расстояния от котельных и производственных предприятий категории А и Б, в знаменателе – категории В1-В4, Г и Д.

6. По поз. 8: в числителе указаны расстояния от распределительного устройства или подстанции закрытого типа (от ограды), в знаменателе –от открытого типа.

7. По поз. 8: в стесненных условиях допускается уменьшение расстояния, указанного в знаменателе, до расстояния, указанного в числителе, при условии возведения капитального (кирпичного или бетонного) ограждения распределительного устройства или подстанции открытого типа по всему его периметру.

Таблица П5. Расстояния от отдельно стоящих ГРП, комбинированных регуляторов давления газа и узлов учета расхода газа на территории населенных пунктов

Давлениегаза на входе в ГРП, МПа (кгс/см2)

Расстояния в свету от отдельно стоящих ГРП (по горизонтали), м, до

зданий и сооружений

железнодорожных путей (до ближайшего рельса)

автомобильных дорог (до обочины)

воздушных линий электропередачи

до 0,6 (6)

10

10

5

Не менее 1,5 высоты опоры

св. 0,6 (6) до 1,2 (12)

15

15

8

Не менее 1,5 высоты опоры

Примечание: 1. Расстояние необходимо принимать от наружных стен здания или шкафа ГРП, а при расположении оборудования на открытой площадке – от края ограждения.

2. В стесненных условиях при соответствующем обосновании в каждом конкретном случае и по согласованию с эксплуатационными организациями газового хозяйства, допускается уменьшение на 30% расстояния от газорегуляторных пунктов с входным давлением до 0,3МПа (3кгс/см2) и пропускной способностью не более 300м3/ч в кварталах многоэтажной застройки, и пропускной способностью не более 1 500м3/ч в жилых кварталах с индивидуальными домостроениями.

Таблица П6. Расстояния от ГРП шкафного типа, комбинированных регуляторов давления газа и узлов учета газа расхода газа, устанавливаемых на наружных стенах зданий до оконных и дверных проемов

Давление газа на входе в ГРП, МПа (кгс/см2)

Расстояние по горизонтали, м

Расстояние по вертикали, м

до оконных проемов

до дверных проемов

до оконных проемов

до дверных проемов

0,3 (3)

3

3

5

5

0,6 (6)

5

5

5

5

Примечание: 1. Расстояние по горизонтали (в свету) от ГРП шкафного типа, установленного на стене газифицируемого здания, до оконных и дверных проемов близлежащего здания должно быть не менее аналогичного расстояния, указанного в настоящей таблице.

Таблица П7. Расстояния от газопроводов, отключающих устройств и вставок электроизолирующих (ВЭИ), размещаемых на стенах зданий до элементов строительных конструкций здания, электрооборудования и кабелей электроснабжения и связи

№

Элемент строительных конструкций здания, электрооборудование и кабели электроснабжения и связи

Расстояние (м) по горизонтали до газопроводов давления, МПа (кгс/см2)

низкого до 0,005 (0,05)

среднего св.0,005 (0,05) до 0,3 (3)

высокого ІІ категории св.0,3 (3) до 0,6 (6)

1

дверные и открывающиеся оконные проемы

0,3

3,0

5,0

2

источник теплового воздействия (дымовые каналы) и открытого огня

0,5

1,0

5,0

3

места возможного засасывания потока газа (приемные отверстия вентиляционных шахт, открытые проемы коллекторов, подвалов) электрооборудование (электросчетчики, кабели электроснабжения, распределительные электрощиты напряжением до 1кВ

1,0

3,0

5,0

4

кабель связи

0,5

0,5

0,5