СНиП 2.04.08-87* Газоснабжение

СТРОИТЕЛЬНЫЕ НОРМЫ И ПРАВИЛА

ГАЗОСНАБЖЕНИЕ

СНиП 2.04.08-87*

 

Москва 1995

 

РАЗРАБОТАНЫ Гипрониигазом Минжилкомхоза РСФСР (Г.Б. Божедомов - руководитель темы, Н.А. Морозова) с участием Ленгипроинжпроекта Ленгорисполкома, Мосгазниипроекта Мосгорисполкома, УкрНИИинжпроекта Минжилкомхоза УССР, ЦНИИЭП инженерного оборудования Госгражданстроя, ВНИПИэнергопрома и института «Атомтеплоэлектропроект» Минэнерго СССР.

ВНЕСЕНЫ Минжилкомхозом РСФСР.

ПОДГОТОВЛЕНЫ К УТВЕРЖДЕНИЮ Управлением стандар­ти­за­ции и технических норм в строительстве Госстроя СССР (И.В. Сессин).

ПОДГОТОВЛЕНЫ К ПЕРЕИЗДАНИЮ Главтехнормированием Минстроя России (Н.А. Шишов).

СНиП 2.04.08-87* является переизданием СНиП 2.04.08-87 с изменениями и дополнениями, утвержденными постановлениями Госстроя СССР, Госстроя России и Минстроя России по состоянию на 4 апреля 1995 г.

Разделы, пункты, таблицы, формулы, в которые внесены изменения, отмечены в настоящих строительных нормах и правилах звездочкой.

При пользовании нормативным документом следует учитывать утвержденные изменения строительных норм и правил и государственных стандартов, публикуемые в журнале «Бюллетень строительной техники» и информационном указателе «Государственные стандарты» Госстандарта России.

Настоящие нормы распространяются на проекти­рование новых, расширяемых и реконструируемых систем газоснабжения, сооружаемых на территории поселений и предназначены для обеспе­чения природными (газовых и нефтяных месторождений) газами и газовоздушными смесями с избы­точным давлением не более 1,2 МПа (12 кгс/см²), сжиженными углеводородными газами (в даль­нейшем — СУГ) с избыточным давлением до 1,6 МПа (16 кгс/см²) включ. потребителей, использующих эти 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,

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Проектировать системы газоснабжения сле­дует на основе утвержденных схем газоснабжения областей (союзных и автономных республик, кра­ев), городов и других  поселений, а при отсутствии схем газоснабжения - на основе схем (проектов) районной планировки и генеральных планов поселений.

1.2.* При проектировании систем газоснабжения кроме требований настоящих норм следует руко­водствоваться указаниями „Правил безопасности в газовом хозяйстве" и „Правил устройства и безо­пасной эксплуатации сосудов, работающих под дав­лением", утвержденных Госгортехнадзором  РФ; «Правил пользования газом в народном хозяйстве", утвержденных Мингазпромом; „Правил устройства электроустановок" (ПУЭ) , утвержденных Минэнерго СССР; СНиП 3.05.02-88*, а также других нормативных документов, утвержденных или согласован­ных с Минстроем России.

1.3. Газ, предусматриваемый для использования в качестве топлива, должен соответствовать ГОСТ 5542—87 для природного газа и ГОСТ 20448-90 для СУГ.

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

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

За расчетную температуру наружного воздуха следует принимать температуру наиболее холод­ной   пятидневки   обеспеченностью   0,92   по СНиП 2.01.01-82.

При подаче с ГРС газа с отрицательной темпера­турой в подземные газопроводы, прокладываемые в пучинистых грунтах, должны быть предусмотрены мероприятия по устойчивости газопровода.

1.6. 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—87 и ГОСТ 20448—90 соответст­венно для природного газа и СУГ.

1.7. При проектировании систем газоснабжения поселений и отдельных объектов следует предус­матривать наиболее прогрессивные технические решения, обеспечивающие рациональное использо­вание газового топлива.

1.8. Газовые сети и сооружения на них следует проектировать с учетом максимальной индустриали­зации строительно-монтажных работ за счет приме­нения сборно-блочных, стандартных и типовых эле­ментов и деталей, изготовляемых на заводах или в заготовительных мастерских. При этом необходимо учитывать современные методы производства строительно-монтажных работ и возможность использования типовых проектов.

1.9. В проектах на прокладку межпоселковых газопроводов необходимо предусматривать решения по охране окружающей среды в соответствии с требованиями разд. 9 СНиП 2.05.06-85.

2. СИСТЕМЫ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ И НОРМЫ ДАВЛЕНИЯ ГАЗА

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

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

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

Таблица 1

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

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

газопроводы низкого давления — при рабочем давлении газа до 0,005 МПа (0,05 кгс/см²)  включ.

2.3. Классификация газопроводов, входящих в систему газоснаб­жения, приведена в справочном приложении 1.

2.4. Давление газа в газопроводах, прокладывае­мых внутри зданий, следует принимать не более зна­чений, приведенных в табл. 1.

Для тепловых установок промышленных пред­приятий и отдельно стоящих котельных допускает­ся использование газа с давлением до 1,2 МПа (12 кгс/см²), если такое давление требуется по условиям технологии производства.

Допускается использование газа давлением до 0,6 МПа (6 кгс/см²) в котельных, расположенных в пристройках к производственным зданиям.

2.5. Давление газа перед бытовыми газовыми приборами следует принимать в соответствии с паспортными данными приборов, но не более ука­занного в поз. 4 табл. 1.

3. РАСЧЕТНЫЕ РАСХОДЫ ГАЗА, ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ГАЗОПРОВОДОВ

РАСЧЕТНЫЕ РАСХОДЫ ГАЗА

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

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

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

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

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

при наличии централизованного горячего водо­снабжения — 100;

при горячем водоснабжении от газовых водо­нагревателей — 250;

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

Таблица 2

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

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

3.6. Годовые расходы теплоты на приготовление кормов и подогрев воды для животных следует принимать по табл. 3.

Таблица 3

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

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

,            (1)

где K^h_max - коэффициент часового максимума (расхода к максимальному часовому расходу газа);

Q_y - годовой расход газа, м³/год.

Коэффициент часового максимума расхода газа следует 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 табл. 4; для бань, прачечных, предприятий общественного питания и предприятий по производству хлеба и кондитерских изделий - в табл.5.

3.9. Расчетный часовой расход газа для предприятий различных отраслей промышленности и предприятий бытового обслуживания производственного характера (за исключением предприятий, приведенных в табл. 5) следует определять по данным топливо­пот­реб­ле­ния (с учетом изменения КПД при переходе на газовое топливо) или по формуле (1) исходя из годового расхода газа с учетом коэффициентов часового максимума по отрасли промышленности, приведенных в рекомендуемом приложении 2.

Таблица 4

Таблица 5

3.10.* Для отдельных жилых домов и общественных зданий расчетный часовой расход газа Q^h_d , м³/ч, следует определять по сумме номинальных расходов газа газовыми приборами с учетом коэффициента одновременности их действия по формуле

                 (2)

где - сумма произведений величин K_sim , q_nom и n_i от i до т;

K_sim - коэффициент одновременности, значение которого сле­дует принимать для жилых домов по справочному приложению 3;

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

n_i - число однотипных приборов или групп приборов.

3.11.* Годовые и расчетные часовые расходы теплоты на нужды отопления, вентиляции и горячего водоснабжения следует определять в соответствии с указаниями СНиП 2.04.01-85, СНиП 2.04.05-91* и СНиП 2.04.07-86*.

3.12. 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.

3.13.* Расчетные внутренние диаметры газопро­водов необходимо определять гидравлическим расчетом из условия обеспечения бесперебойного газоснабжения всех потребителей в часы максималь­ного потреблений газа. Гидравлический расчет га­зопроводов допускается производить по данным, приведенным в справочном приложении 5.

4 НАРУЖНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ И СООРУЖЕНИЯ

ОБЩИЕ УКАЗАНИЯ

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

4.2. Проекты наружных газопроводов, проклады­ваемых по терри­то­рии поселений, следует выполнять на топографических планах в масшта­бах, предусмотренных ГОСТ 21.610—85. Допускает­ся выполнение проектов межпоселковых газопро­водов на планах М 1:5000 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.

4.3. Прокладку наружных газопроводов на терри­тории поселений      следует предусматри­вать. как правило, подземной в соответствии с тре-бованиями СНиП 2.07.01-89*. Надземная и наземная прокладка наружных газопроводов допускается внутри жилых кварталов и дворов, а также на дру­гих отдельных участках трассы.

Прокладку газопроводов по отношению к метро­политену следует предусматривать в соответствии с требованиями СНиП 2.07.01.89*.

На территории промышленных предприятий прокладку наружных газопроводов следует осуществлять, как правило, надземно в соответствии с требованиями СНиП II-89-80*.

4.4* Выбор трассы подземных газопроводов сле­дует производить с учетом коррозионной активнос­ти грунтов и наличия блуждающих токов в соответ­ствии с требованиями ГОСТ 9.602—89.

4.5.* Вводы газопроводов в жилые дома должны предусматриваться в нежилые помещения, доступ­ные для осмотра газопроводов. В существующих жилых домах, принадлежащих гражданам на правах личной собственности, допускается ввод газопро­вода в жилое помещение, где установлена отопи­тельная печь, при условии размещения отключаю­щего устройства снаружи здания.

Вводы газопроводов в общественные здания сле­дует предусматривать непосредственно в помещение, где установлены газовые приборы, или в коридоры.

Размещение отключающих устройств следует предусматривать, как правило, снаружи здания.

4.6. Вводы газопроводов в здания промышлен­ных предприятий и другие здания производственно­го характера следует предусматривать непосредст­венно в помещение, где находятся агрегаты, потреб­ляющие газ, или в смежное с ним помещение при ус­ловии соединения этих помещений открытым прое­мом. При этом воздухообмен в смежном помеще­нии должен быть не менее трехкратного в час.

4.7. Вводы газопроводов не должны проходить через фундаменты и под фундаментами зданий. Допускается пересечение фундаментов на входе и выходе газопроводов ГРП.

4.8. Вводы газопроводов в технические подполья и технические коридоры и разводка по этим поме­щениям в жилых домах и общественных зданиях допускаются только при подводке к ним наружных газопроводов низкого давления во внутриквартальных коллекторах.

4.9. Не допускаются вводы газопроводов в под­валы, лифтовые помещения, вентиляционные каме­ры и шахты, помещения мусоро­сбор­ников, транс­форматорных подстанций, распределительных устройств, машинные отделения, складские поме­щения, помещения, относящиеся по взрывной и взрывопожарной опасности к категориям А и Б.

4.10. Конструктивные решения вводов следует принимать с учетом требований пп. 4.18 и 4.19*.

4.11. Соединения стальных труб следует пред­усматривать на сварке.

Разъемные (фланцевые и резьбовые) соединения следует предусматривать в местах установки запор­ной арматуры, на конденсатосборниках и гидрозат­ворах, в местах присоединения контрольно-измери­тельных приборов и устройств электрозащиты.

4.12. Не допускается предусматривать в грунте разъемные соеди­не­ния на газопроводах.

ПОДЗЕМНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ

4.13.* Минимальные расстояния по горизонтали от подземных и наземных (в насыпи) газопроводов до зданий (кроме ГРП) и сооружений следует прини­мать в соответствии с требованиями СНиП 2.07.01-89*. Указанные расстояния от зданий ГРП до входящих и выходящих газопроводов не нормируются.

Допускается уменьшение до 50 % расстояний, указанных в СНиП 2.07.01-89*, для газопроводов давлением до 0,6 МПа (6 кгс/см²), при прокладке их между зданиями и под арками зданий, в стеснен­ных условиях на отдельных участках трассы, а так­же от газопроводов давлением свыше 0,6 МПа (6 кгс/см²) до отдельно стоящих нежилых и под­собных строений.

В этих случаях на участках сближения и по 5 м в каждую сторону от этих участков следует преду­сматривать:

применение бесшовных или электросварных труб, прошедших 100 %-ный контроль заводского сварного соединения неразрушающими методами, или электросварных труб, не прошедших такого контроля, но проложенных в футляре;

проверку всех сварных (монтажных) стыков не­разрушающими методами контроля.

Расстояние от газопровода до наружных стенок колодцев и камер других подземных инженерных сетей следует принимать не менее 0,3 м. На участках, где расстояние в свету от газопровода до колодцев и камер других подземных инженерных сетей сос­тавляет от 0,3 м до нормативного расстояния для данной коммуникации, газопроводы следует 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 м в каждую сторону от стенки колодца или камеры.

Расстояния от газопровода до опор воздушной линии связи, контактной сети трамвая, троллейбуса и электрифицированных железных дорог следует принимать как до опор воздушных линий электро­передачи соответствующего напряжения.

Минимальные расстояния от газопроводов до тепловой сети бесканальной прокладки с продоль­ным дренажем следует принимать аналогично ка­нальной прокладке тепловых сетей.

Минимальные расстояния в свету от газопровода до ближайшей трубы тепловой сети бесканальной прокладки без дренажа следует принимать как до водопровода. Расстояния от анкерных опор, выходя­щих за габариты труб тепловой сети, следует при­нимать с учетом сохранности последних.

Минимальное расстояние по горизонтали от га­зопровода до напорной канализации допускается принимать как до водопровода.

Расстояние от газопровода до железнодорожных путей узкой колеи следует принимать как до трам­вайных путей по СНиП 2.07.01-89*.

Расстояния от газопроводов до складов и пред­приятий с легковоспламеняющимися материалами следует принимать по нормам этих предприятий, но не менее расстояний, указанных в СНиП 2.07.01-89*.

Минимальные расстояния по горизонтали и вер­тикали от газо­проводов до магистральных газо­проводов и нефтепроводов следует принимать в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85.

Расстояния от межпоселковых газопроводов дав­лением 0,6 МПа и более до подошвы насыпи и бров­ки откоса выемки или от крайнего рельса на нуле­вых отметках железных дорог общей сети следует принимать не менее 50 м. В стесненных условиях по согласованию с соответствующими управлениями железных дорог МПС России допускается сокраще­ние указанного расстояния до значений, приведен­ных в СНиП 2.07.01-89*, при условии прокладки га­зопровода на этом участке на глубине не менее 2,0 м, увеличения толщины стенки труб на 2—3 мм больше расчетной и проверки всех сварных соединений не­разрушающими методами контроля.

4.14. Допускается укладка двух и более газопро­водов в одной траншее, на одном или разных уров­нях (ступенями). При этом расстояния между газо­проводами в свету следует предусматривать доста­точными для монтажа и ремонта трубопроводов.

4.15.* Расстояние по вертикали в свету при пере­сечении газо­проводов всех давлений с подзем­ными инженерными сетями следует принимать не менее 0,2 м, с электрическими сетями - в соот­ветствии с ПУЭ, с кабельными линиями связи и радиотрансляционными сетями - в соответствии с ВСН 116-87 и ВСН 600-81, утвержденными Минсвязи СССР.

4.16. В местах пересечения подземными газопро­водами каналов тепловой сети, коммуникационных коллекторов, каналов различного назначения с про­ходом над или под пересекаемым сооружением следует предусматривать прокладку газопровода в футляре, выходящем на 2 м в обе стороны от на­ружных стенок пересекаемых сооружений, а также проверку неразрушающими методами контроля всех сварных стыков в пределах пересечения и по 5 м в стороны от наружных стенок пересекаемых сооружений.

На одном конце футляра следует предусматри­вать контрольную трубку, выходящую под защит­ное устройство.

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

В местах, где не предусматривается движение транспорта, глубину прокладки газопроводов до­пускается уменьшать до 0,6 м.

4.18. Прокладка газопроводов, транспортирую­щих неосушенный газ, должна предусматриваться ниже зоны сезонного промерзания грунта с уклоном к конденсатосборникам не менее 2 ^о/_оо .

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

Прокладку газопроводов паровой фазы СУГ следует предус­мат­ривать в соответствии с указания­ми разд. 9.

4.19.* Газопроводы в местах прохода через наруж­ные стены зданий следует заключать в футляры.

Пространство между стеной и футляром следует тщательно заделывать на всю толщину пересекаемой конструкции. Концы футляра следует уплотнять эластичным материалом.

4.20. Прокладку газопроводов в грунтах с вклю­чением строи­тельного мусора и перегноя следует предусматривать с устройством под газопровод основания из мягкого или песчаного грунта толщи­ной не менее 10 см (над выступающими неровностями основаниями); засыпку таким же грунтом на полную глубину траншеи.

В грунтах с несущей способностью менее 0,025 МПа (0,25 кгс/см²), а также в грунтах с включением строительного мусора и перегноя дно траншеи следует 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 следует производить, как указано в первом абзаце данного пункта.

4.21. При наличии подземных вод следует преду­сматривать мероприятия по предотвращению всплы­тия газопроводов, если это подтверждается расче­том.

НАДЗЕМНЫЕ И НАЗЕМНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ

4.22.* Надземные газопроводы следует проклады­вать на отдельно стоящих опорах, этажерках и колоннах из негорючих материалов или по стенам зданий.

При этом разрешается прокладка: на отдельно стоящих опорах, колоннах, эстака­дах и этажерках — газопроводов всех давлений;

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

по стенам общественных зданий и жилых домов не ниже III-IIIа степени огнестойкости — газопро­водов давлением до 0,3 МПа (3 кгс/см²) ;

по стенам общественных зданий и жилых до­мов IV—V степени огнестойкости — газопроводов низкого давления с условным диаметром труб, как правило, не более 50 мм, а при размещении ре­гуляторов давления газа на наружных стенах и дру­гих конструкциях этих зданий — газопроводов дав­лением до 0,3 МПа — на участках до ввода их в ре­гуляторы.

Запрещается транзитная прокладка газопрово­дов:

по стенам зданий детских учреждений, больниц, школ и зрелищных предприятий — газопроводов всех давлений;

по стенам жилых домов — газопроводов сред­него и высокого давления.

Запрещается прокладка газопроводов всех давле­ний по зданиям со стенами из панелей с металли­ческой обшивкой и полимерным утеплителем и по зданиям категорий А и Б.

4.23. Надземные газопроводы, прокладываемые на территории промышленных предприятий, и опоры для этих газопроводов следует проектиро­вать с учетом требований СНиП II-89-80* и СНиП 2.09.03-85.

4.24. 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 неоткрывающихся окон и пере­сечение  указанными  газопроводами световых проемов, заполненных стеклоблоками.

4.25. Расстояния между проложенными по стенам зданий газопроводами и другими инженерными сетями следует принимать в соответствии с требо­ваниями, предъявляемыми к прокладке газопро­водов внутри помещений (разд. 6) .

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

4.27. Надземные и наземные газопроводы, а также подземные газопроводы на участках, примы­кающих к местам входа и выхода из земли, следует проектировать с учетом продольных деформаций по возможным температурным воздействиям.

4.28. Высоту прокладки надземных газопроводов следует принимать в соответствии с требованиями СНиП II-89-80*.

На свободной территории вне проезда транспорта и прохода людей допускается прокладка газопроводов на низких опорах на высоте не менее 0,35 м от земли до низа трубы.

4.29. Газопроводы в местах входа и выхода из земли следует заключать в футляр.

В местах, где исключена возможность механи­ческих повреждений газопроводов (непроезжая часть территории и т.д.). установка футляров не обязательна.

4.30. Газопроводы, транспортирующие неосушен­ный газ, следует прокладывать с уклоном не менее 3 ^o/_oo с установкой в низших точках устройств для удаления конденсата (дренажные штуцера с запор­ным устройством). Для указанных газопроводов следует предусматривать тепловую изоляцию.

4.31. Прокладку газопроводов СУГ следует пре­дусматривать в соответствии с указаниями разд. 9.

4.32. Расстояния по горизонтали в свету от над­земных газопроводов, проложенных на опорах, и наземных (без обвалования) до зданий и соору­жений следует принимать не менее значений, указан­ных в табл. 6.

4.33. Расстояние между надземными газопрово­дами и другими инженерными коммуникациями надземной и наземной прокладки следует прини­мать с учетом возможности монтажа, осмотра и ремонта каждого из трубопроводов.

4.34. Расстояния между газопроводами и воз­душными линиями электропередачи, а также кабе­лями следует принимать по ПУЭ.

4.35.* Расстояния между опорами надземных газо­проводов следует определять в соответствии с требованиями СНиП 2.04.12-86.

4.36. Допускается предусматривать прокладку на отдельно стоящих опорах, колоннах, эстакадах. этажерках газопроводов с трубопроводами дру­гого назначения согласно СНиП II-89-80*.

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

4.38. Прокладку газопроводов по железнодорож­ным и автомо­бильным мостам следует предусмат­ривать в случаях, когда это допускается требования­ми СНиП 2.05.03-84* при этом прокладку газопро­водов следует осуществлять в местах, исключаю­щих возможность скопления газа (в случае его утечки) в конструкциях моста.

ПЕРЕХОДЫ ГАЗОПРОВОДОВ ЧЕРЕЗ ВОДНЫЕ ПРЕГРАДЫ И ОВРАГИ

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

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

Таблица б

* Для газопроводов ГРП (входящих и выходящих) расстояние не нормируется.

Примечание. Знак „—" означает, что расстояние не нормируется

4.41. Подводные переходы газопроводов при ши­рине водных преград при меженном горизонте 75 м и более следует предусматривать, как правило. 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 к промышленным потребителям, если данные потребители могут перейти на другой вид топлива на период ремонта подводного перехода.

4.42. При пересечении водных преград шириной менее 75 м газопроводами, предназначенными для газоснабжения потребителей, не допускающих пере­рывов в подаче газа, или при ширине заливаемой поймы более 500 м по уровню горизонта высоких вод (ГВВ) при 10 %-ной 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.

4.43. Минимальные расстояния по горизонтали от мостов до подводных и надводных газопроводов в местах перехода их через водные преграды следует принимать по табл. 7.

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

4.45. Границами подводного перехода газопро­вода, определяющими длину перехода, следует счи­тать участок, ограниченный ГВВ не ниже отметок 10%-ной обеспеченности. Запорную арматуру сле­дует размещать вне границ этого участка.

4.46. Расстояния между осями параллельных газопроводов на подводных переходах следует при­нимать не менее 30 м.

На несудоходных реках с руслом, не подверженным размыву, а также при пересечении водных преград в пределах поселений допускается предус­матривать укладку двух газопроводов в одну тран­шею. Расстояние между газопроводами в свету в этом случае должно быть не менее 0,5 м.

При прокладке газопроводов на пойменных участках расстояние между газопроводами до­пускается принимать таким же, как для линейной части газопровода.

4.47. Прокладку газопроводов на подводных переходах следует предусматривать с заглублением в дно пересекаемых водных преград. Проектную отметку верха забалластированного газопровода следует принимать на 0,5 м, а на переходах через судоходные и сплавные реки на 1 м ниже прогно­зируемого профиля дна, определяемого с учетом возможного размыва русла в течение 25 лет после окончания строительства перехода.

Таблица 7

На подводных переходах через несудоходные и несплавные водные преграды, а также в скальных грунтах 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.

4.48.* Ширину траншеи по дну следует 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-42-80.

4.49. Расчет подводных газопроводов против всплытия (на устойчивость) и их балластировку следует выполнять в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85.

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

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

4.52. Высоту прокладки надводного перехода газопровода следует принимать (от низа трубы или пролетного строения):

при пересечении несудоходных, несплавных рек, оврагов и балок, где возможен ледоход. - не менее 0,2 м над уровнем ГВВ при 2 %-ной обеспеченности и от наивысшего горизонта ледохода, а при наличии на этих реках корчехода — не менее 1 м над уровнем ГВВ при 1 %-ной обеспеченности; при пересечении судоходных и сплавных рек — не  менее значений, установленных нормами проектирования подмостовых габаритов на судо­ходных реках и основными требованиями к рас­положению мостов.

ПЕРЕХОДЫ ГАЗОПРОВОДОВ

ЧЕРЕЗ ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНЫЕ И ТРАМВАЙНЫЕ ПУТИ И АВТОМОБИЛЬНЫЕ ДОРОГИ

4.53.* Пересечения газопроводов с железнодорож­ными и трам­вай­ными путями, а также с автомобиль­ными дорогами следует предусматривать, как правило, под углом 90° .

Минимальное расстояние от подземных газопро­водов в местах их пересечения трамвайными и железнодорожными путями следует принимать:

до мостов, труб, тоннелей и пешеходных мостов и тоннелей (с большим скоплением людей) на железных дорогах - 30 м;

до стрелок (начала остряков, хвоста крестовин, мест присоединения к рельсам отсасывающих ка­белей) - 3 м для трамвайных путей и 10 м для же­лезных дорог;

до опор контактной сети - 3 м.

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 МПС России.

4.54.* Прокладку подземных газопроводов всех давлений в местах пересечений с железнодорож­ными и трамвайными путями, автомо­бильными до­рогами I, II и III категорий, а также скоростными дорогами в черте города, магистральными улицами и дорогами общегородского значения следует преду­сматривать в стальных футлярах.

Необходимость устройства футляров на газопро­водах при пересечении магистральных улиц и дорог районного значения, дорог грузового значения, а также улиц и дорог местного значения решается проектной организацией в зависимости от интен­сивности движения транспорта. При этом допускает­ся предусматривать неметаллические футляры, удовлетворяющие условиям прочности и долговеч­ности.

Концы футляров должны быть уплотнены. На одном конце футляра следует предусматривать контрольную трубку, выходящую под защитное устройство, а на межпоселковых газопроводах — вытяжную свечу с устройством для отбора проб, выведенную на расстояние не менее 50 м от края земляного полотна.

В межтрубном пространстве футляра допускает­ся прокладка эксплуатационного кабеля связи, телемеханики,   телефона,  дренажного  кабеля электрозащиты, предназначенных для обслуживания системы газоснабжения.

4.55.* Концы футляра следует выводить на расстояния, м, не менее:

от крайнего водоотводного сооружения железно­дорожного зем­ля­ного полотна (кювета, канавы, резерва) — 3;

от крайнего рельса железнодорожного пути — 10; а от пути промышленного предприятия — 3;

от крайнего рельса трамвайного пути — 2;

от края проезжей части улиц — 2;

от края проезжей части автомобильных дорог — 3,5.

Во всех случаях концы футляров должны быть выведены за пределы подошвы насыпи на расстоя­ние не менее 2 м.

4.56.* Глубину укладки газопровода под желез­нодорожными и трамвайными путями и автомобиль­ными дорогами следует 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 следует 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 м в обе сто­роны от земельного полотна должна приниматься не менее 2,10 м 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.

Толщину стенок труб газопровода на переходах через железные дороги общей сети необходимо принимать на 2—3 мм больше расчетной и для этих участков во всех случаях предусматривать весь­ма усиленный тип изоляционного покрытия.

4.57. Высоту прокладки надземных газопроводов в местах пересечения с электрифицированными и неэлектрифицированными железнодорожными путями, с трамвайными путями, автомобильными дорогами, контактной сетью троллейбуса следует принимать в  соответствии  с  требованиями СНиП II-89-80.

РАЗМЕЩЕНИЕ ОТКЛЮЧАЮЩИХ УСТРОЙСТВ НА ГАЗОПРОВОДАХ

4.58. Отключающие устройства на газопроводах следует предусматривать:

на вводах в жилые, общественные, производ­ственные здания или в группу смежных зданий, перед наружными 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 или отдельным домам при числе квартир более 400;

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

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

на пересечении железнодорожных путей общей сети и автомобильных дорог I и II категорий при наличии отключающего устройства на расстоянии от путей (дорог) не более 1000 м, обеспечивающего прекращение подачи газа на участке перехода (линейные задвижки, отключающие устройства после ГРП, ГРС).

4.59. Отключающие устройства на наружных газопроводах следует размещать в колодцах, наземных шкафах или оградах, а также на стенах зданий.

На подземных газопроводах  отключающие устройства следует предусматривать, как правило, в колодцах.

4.60. Размещение отключающих устройств следует предус­мат­ривать в доступном для обслужи­вания месте.

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

4.61.* В колодцах следует предусматривать ком­пенсирующие устройства, обеспечивающие монтаж и демонтаж запорной арматуры.

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

Установку стальной арматуры, изготовленной для присоединения на сварке, следует предусматри­вать без компенсирующего устройства и без косой вставки.

4.62. Колодцы следует предусматривать на рас­стоянии не менее 2 м от линии застройки и огражде­ния территории предприятий.

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

4.63.* Отключающие устройства, предусмотренные к установке на стенах зданий, следует размещать на расстоянии от дверных и открывающихся окон­ных проемов, м, не менее:

для газопроводов низкого давления по горизон­тали, как правило, — 0,5;

для газопроводов среднего давления по горизонтали — 3;

для газопроводов высокого давления II катего­рии по горизонтали — 5.

При расположении отключающей арматуры на высоте более 2,2 м следует предусматривать пло­щадки из негорючих материалов с лестницами.

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

4.65. На вводах и выводах газопроводов из зда­ния ГРП установку отключающих устройств следует предусматривать на расстоянии не менее 5 м и не более 100 м от ГРП.

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

4.66. Отключающие устройства, предусмотренные согласно п. 4.58 к установке на переходах газопро­водов через водные преграды, следует размещать на берегах на отметках не ниже отметок ГВВ при 10%-ной обеспеченности и выше отметок ледохода и корчехода, а на горных реках — не ниже отметок ГВВ при 2 %-ной обеспеченности. При этом на за­кольцованных газопроводах отключающие устрой­ства следует предусматривать на обоих берегах, а на тупиковых одиночных газопроводах — на одном берегу, до перехода (по ходу газа).

4.67. Отключающие устройства, предусмотренные к установке на переходах через железные дороги, следует размещать:

на тупиковых газопроводах — не далее 1000 м до перехода (по ходу газа);

на кольцевых газопроводах — по обе стороны перехода на расстоянии не далее 1000 м от перехода.

СООРУЖЕНИЯ НА ГАЗОПРОВОДАХ

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

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

4.69. В местах прохода газопровода через стенки колодцев следует предусматривать футляры.

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

4.71. Для определения местоположения сооруже­ний на газопроводе необходимо предусматривать установку над газопроводом или вблизи от него (на стенах зданий и сооружений или на специальных ориентирных столбиках) табличек-указателей.

ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ

4.72.* Для стальных газопроводов следует пре­дусматривать защиту от коррозии, вызываемой ок­ружающей средой и блуждающими электрически­ми токами.

Защиту от коррозии подземных газопроводов следует проектировать в соответствии с требова­ниями ГОСТ 9.602—89, нормативно-технической документации, утвержденной в установленном по­рядке, и требованиями настоящего подраздела.

Материал для защитных покрытий должен соот­ветствовать требованиям разд. 11.

4.73.* На подземных газопроводах в пределах поселений следует предусматривать установку контрольно-измерительных пунктов с интервалами между ними не более 200 м, вне территории посе­лений — не более 500 м, на пахотных землях — устанавливается проектом. Кроме того, установку контрольно-измерительных пунктов следует предус­матривать в местах пересечения газопроводов с под­земными газопроводами и другими подземными ме­таллическими инженерными сетями (кроме силовых электрокабелей), рельсовыми путями электрофицированного транспорта (при пересечении более двух рельсовых путей — по обе стороны пересечения), при переходе газопроводов через водные преграды шириной более 75 м.

При этом в местах пересечения газопроводов меж­ду собой и с другими подземными сетями необхо­димость установки контрольно-измерительных пун­ктов решается проектной организацией в зависи­мости от коррозионных условий.

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

4.75.* При электрохимической защите газопрово­дов следует предусматривать изолирующие фланце­вые соединения (ИФС):

на входе и выходе газопровода из земли и 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;

для электрической изоляции отдельных участков газопровода от остального газопровода.

Если сопротивление растеканию контура зазем­ления ГРП или подземных резервуаров СУГ состав­ляет более 50 м, ИФС на газопроводах допускается не устанавливать.

Допускается при переходе подземного газопро­вода в надземный вместо установки ИФС приме­нять электрическую изоляцию газопровода от опор и конструкций изолирующими прокладками.

4.76. Размещение ИФС следует предусматривать на наружных газопроводах на высоте не более 2,2 м и на расстоянии от дверных и оконных проемов, принимаемом для запорной арматуры согласно п. 4.63, или в колодцах. ИФС в колодцах должны быть оборудованы устанавливаемыми вне колодца контактными устройствами для шунтирования ИФС инвентарными перемычками (на время выполнения работ в колодцах).

4.77. Для фланцевых соединений газопроводов в колодцах следует предусматривать постоянные шунтирующие электроперемычки.

4.78. Расстояние от установок электрохимичес­кой защиты и от их контактных устройств до резер­вуаров СУГ следует принимать не менее 5 м.

4.79.* 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 34.21.122-87.

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

4.81. Надземные газопроводы следует 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.

ГАЗОПРОВОДЫ ИЗ ПОЛИЭТИЛЕНОВЫХ ТРУБ*

4.82.* В настоящем подразделе приведены допол­нительные требования, которые следует 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).

4.83.* Область применения полиэтиленовых труб для строительства газопроводов в зависимости от давления и состава газа следует принимать в соот­ветствии с табл. 8* с учетом требований, приведен­ных в пп. 4.84* — 4.85*

Таблица 8*

4.84.* Газопроводы из полиэтиленовых труб на территории городов должны предусматриваться из труб в бухтах, катушках или на барабанах (в даль­нейшем тексте подраздела —длинномерные трубы).

Допускается применение для этой цели труб мер­ной длины, соединяемых муфтами с закладными нагревателями, и при соответствующем обоснова­нии — стыковой сваркой с проверкой всех соедине­ний физическими методами.

4.85.* Не допускается прокладка газопроводов из полиэтиленовых труб:

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

на подрабатываемых и закарстованных площад­ках;

в грунтах II типа просадочности на территории го­родов и сельских поселений;

в районах с сейсмичностью свыше 6 баллов на территории городов и сельских поселений из труб мерной длины;

надземно, наземно, внутри зданий, а также в тон­нелях, коллекторах и каналах;

на участках вновь проектируемых переходов че­рез искусственные и естественные преграды, при­веденные в абзаце 1 п.4.94.*

4.86.* Допускается прокладка полиэтиленовых га­зопроводов на территории городов и сельских по­селений, расположенных в районах с сейсмичностью свыше 6 баллов, при условии применения длинно­мерных труб из полиэтилена средней плотности, со­единяемых муфтами с закладными нагревателями.

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

4.88.* Гидравлический расчет газопроводов мо­жет производиться согласно справочному приложе­нию 5.

4.89.* 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.

4.90.* Минимальные расстояния по горизонтали в свету от поли­э­ти­леновых газопроводов до зданий и сооружений следует применять как для стальных газопроводов согласно требованиям СНиП 2.07.01-89* с учетом требований п.4.13* СНиП 2.04.08-87*.

На отдельных участках в стесненных условиях до­пускается уменьшение до 50 % расстояния, приве­денного в СНиП 2.07.01-89*, при условии, что на учас­тках сближения по 5 м (для низкого давления 2 м) 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, соответствующие тре­бованиям п.4.13* (абзацы 4,5 и 6).

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 0,3 МПа) допускается принимать по нормам для стальных га­зопроводов низкого давления с учетом требований п.4.13 настоящих норм при условии, что сварные и другие соединения полиэтиленового газопровода и его открытые участки расположены на расстоянии не менее 5 м от зданий и сооружений.

4.91.* Минимальные расстояния по вертикали в свету между полиэ­ти­леновыми газопроводами и подземными инженерными коммуни­кациями за ис­ключением тепловых сетей следует принимать по нормам, установленным для стальных газопроводов. Для тепловых сетей это расстояние должно опреде­ляться из условия исключения возможности нагрева полиэтиленовых труб выше температуры, установ­ленной для принятой марки полиэтилена.

4.92.* Глубину прокладки полиэтиленового газоп­ровода до верха трубы следует предусматривать не менее 1,0 м, 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. 4.17.

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

4.94.* 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 м при меженном горизонте и болота III типа (классификация по СНиП III-42-80) следует 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.

4.95.* Переходы газопроводов через подъездные железные дороги промышленных предприятий, ав­томобильные дороги всех категорий (за исключени­ем оговоренных в п. 4.94.*), трамвайные пути, 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.4.94*, полиэтилено­вые трубы в стальных футлярах при условии примене­ния длинномерных труб из полиэтилена средней плот­ности без сварных и других соединений на участках перехода.

4.96.* При устройстве переходов и пересечений дли­на концов футляра, глубина заложения и др. должны соответствовать требованиям пп. 4.16, 4.53*— 4.5б* настоящих норм как для стальных газопроводов. При этом глубина заложения полиэтиленового газопровода до­лжна во всех случаях предусматриваться не менее 1,0 м, а при прокладке его в районе с расчетной темпера­турой от минус 40 °С до минус 45 °С не менее 1,4 м от верха трубы. Концы футляра при пересечении сте­нок газовых колодцев должны выводиться на расстоя­ние не менее 2 см.

4.97.* На участках прокладки полиэтиленовых труб в футлярах и по 5 м в обе стороны от них, 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 и, как исключение, сваркой встык при обеспечении 100 % проверки сварных соединений физическими методами контроля.

4.98.* 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.

4.99.* Необходимость устройства футляров и их конструкция на газопроводах при пересечении ими подземных инженерных коммуникаций бесканальной прокладки и безкатегорийных 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 1,5 м.

4.100.* Арматуру и оборудование на полиэтиле­новых газопроводах следует 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.

4.101.* Вводы к зданиям должны выполняться, как правило, из стальных труб. Расстояние от фунда­мента здания до полиэтиленового газопровода долж­но быть не менее 1,0 м для газа низкого давления и 2,0 м — среднего давления.

Допускается выполнять цокольные вводы полиэти­леновых газо­проводов до мест их присоединения к шкафным регуляторным пунктам (далее — ШРП) и комбинированным регуляторам давления, а также присоединять полиэтиленовые трубы к надземным металлическим газопроводам с выходом полиэти­леновой трубы на высоту до 0,8 м от поверхности земли при условии заключения ее с узлом соеди­нения в металлический футляр.

Конструкция ввода должна определяться проектом или нормалью.

4.102.* Допускается предусматривать прокладку в одной траншее двух полиэтиленовых газопрово­дов и более, а также полиэтиленового и стального газопроводов. Расстояние между газопроводами следует принимать из условий возможности произ­водства работ по монтажу и ремонту газопроводов.

4.103.* Полиэтиленовые трубы следует соединять между собой на сварных установках сваркой встык при толщине стенок труб, как правило, не менее 5 мм или муфтами с закладными нагревателями.

Допускается применять другие способы соедине­ния полиэтиленовых труб в соответствии с требова­ниями ведомственных нормативных документов, утвержденных в установленном порядке.

Соединение полиэтиленовых газопроводов давле­нием до 0,6 МПа со стальными участками следует предусматривать как разъемными (фланцевыми), так и неразъемными (раструбными обычного или нахлес-точными усиленного типов). Разъемные соединения следует размещать в колодцах, неразъемные соеди­нения — в грунте или колодцах. Одиночные фланце­вые соединения без задвижек и компенсаторов до­пускается размещать непосредственно в грунте в металлическом футляре (кожухе). Неразъемные соеди­нения обычного типа следует предусматривать на газопроводах давлением не свыше 0,3 МПа.

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

4.105.* Переходы полиэтиленовых труб с одно­го диаметра на другой, а также повороты газопро­водов следует выполнять с помощью соединитель­ных деталей из полиэтилена.

При отсутствии полиэтиленовых отводов поворо­ты межпоселкового газопровода, а для диаметра 63 мм и менее независимо от места прокладки, до­пускается выполнять упругим изгибом с радиусом не менее 25 наружных диаметров трубы.

Для газопроводов низкого давления диаметром до 63 мм включительно допускается предусматри­вать повороты полиэтиленовых труб с радиусом не менее 3,0 Д_н, выполняемые путем изгиба труб в горячем состоянии по технологии, в соответствии с проектом производства работ.

4.106.* Контрольные трубки на полиэтиленовых газопроводах следует предусматривать на одном конце металлических футляров при пересечении га­зопроводом железных дорог, трамвайных путей, ав­томобильных дорог, каналов, коллекторов и тон­нелей, а также на вертикальных надземных 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, в которой протягивается полиэтиленовый газопровод. При протяжке трубы без сварных соединений и длине секции не более 150 м допускается не устанавли­вать контрольную трубку.

4.107.* При укладке газопровода из полиэтиле­новых труб в скальных грунтах, в грунтах I типа просадочности, II типа просадочности только между сельскими поселениями, среднепучинистых и грун­тах с включениями щебня, а также в местах откры­той (вне стального газопровода) прокладки поли­этиленовых труб при восстановлении стальных газопроводов следует предусматривать устройство под газопроводы основания толщиной не менее 10 см из песчаного грунта или другого непучинистого грун­та, не содержащего крупных (не более 2,0 см) вклю­чений, и засыпку таким же грунтом на высоту не ме­нее 20 см.

4.108.* Обозначение трассы полиэтиленового га­зопровода за пределами поселения следует предус­матривать путем установки опознавательных знаков, располагаемых на расстоянии не более 500 м друг от друга и на расстоянии 1 м от оси газопровода, справа по ходу газа, а также на поворотах, в местах ответвле­ний и расположения контрольных трубок или (при отсутствии постоянных точек привязки) путем про­кладки вдоль газопровода, изолированного алюмини­евого или медного провода сечением 2,5—4,0 мм².

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.

4.109.* 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 м.

В зависимости от местных условий прохождения трассы газопро­вода, принятой технологии реконструк­ции газопровода, плотности и этажности застройки и прочего допускается увеличение протяженности сек­ций до 500 м при условии применения: длинномерных труб с количеством сварных соединений до 3 шт.; труб мерной длины, соединяемых муфтами с закладными нагревателями или сваркой встык, сварные соедине­ния которых проверены физическими методами кон­троля.

При протяженности секций более 150 м рекомен­дуется установка сигнализаторов загазованности.

4.110.* Для вновь проектируемых и открытых (вне стального газопровода) участков реконструируемых газопроводов на территории городов, как правило, должны предусматриваться технические решения, предупреждающие при выполнении земляных ра­бот о прохождении на данном участке полиэтилено­вого газопровода. Например, укладка на расстоя­нии 0,25 м от верха трубопровода полиэтиленовой сигнальной ленты шириной не менее 0,20 м, с не­смываемой надписью «Газ». Для участков пересече­ний со всеми инженерными коммуникациями это требование обязательно. Открытые участки полиэти­леновых газопроводов в местах прокладки их на глубине менее 1,0 м и под дорогами должны быть защищены от механических повреждений в случае проведения земляных работ. Способ защиты опре­деляется проектом.

4.111.* Максимальный наружный диаметр поли­этиленовых труб по отношению к внутреннему диа­метру реконструируемого стального газопровода сле­дует принимать не менее чем: на 20 мм меньше — при использовании плетей (без сварных соедине­ний); на 40 мм меньше — при использовании пле­тей, сваренных из отдельных труб.

4.112.* 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.

5. ГАЗОРЕГУЛЯТОРНЫЕ ПУНКТЫ (ГРП) И ГАЗОРЕГУЛЯТОРНЫЕ УСТАНОВКИ (ГРУ)

5.1. Для снижения давления газа и поддержания его на заданных уровнях в системах газоснабжения следует предусматривать ГРП или ГРУ.

Допускается применение комбинированных (до­мовых) регуляторов давления газа со встроенными предохранительными устройствами.

РАЗМЕЩЕНИЕ ГРП

5.2. ГРП в зависимости от назначения и техни­ческой целесообразности следует 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.

5.3. Отдельно стоящие ГРП (включая шкафные, устанавливаемые на опорах) в поселениях следует размещать в зоне зеленых насаждений, внутри жи­лых кварталов на расстоянии не менее указанного в табл. 10 (табл.9 исключена). ГРП на территории про­мышленных предприятий и других предприятий про­изводственного характера следует размещать в со­ответствии с требованиями СНиП II-89-80*. Расстоя­ние от ГРП до зданий, к которым допускается при­страивать или встраивать ГРП, не регламентируется.

5.4. 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.

5.5. ГРП с входным давлением газа не более 0,6 МПа (6 кгс/см²) могут пристраиваться к произ­водственным зданиям не ниже I и II степени огне­стойкости с помещениями категорий Г и Д, а также к отдельно стоящим зданиям газифицируемых котельных, бань, прачечных, предприятий хим­чистки и других аналогичных объектов.

Таблица 10

ГРП с входным давлением газа свыше 0,6 МПа (6 кгс/см²) допускается пристраивать к производ­ственным зданиям, в том числе котельным не ниже I и II степени огнестойкости с помещениями кате­горий Г и Д, в которых использование газа указан­ного давления необходимо по условиям технологии.

Пристройки должны примыкать к зданиям со стороны глухой противопожарной газонепроницае­мой (в пределах примыкания ГРП) стены.

Производственные здания, в которых предусмат­ривается разме­ще­ние встроенных ГРП, должны иметь указанные выше степень огнестойкости и категорию помещений по взрывопожарной опас­ности. Встроенные ГРП допускается предусматри­вать с входным давлением газа не более 0,6 МПа (6 кгс/см²).

5.6.* Шкафные ГРП могут устанавливаться на на­ружных стенах газифицируемых зданий не ниже III степени огнестойкости (кроме стен из панелей с ме­таллической обшивкой и сгораемым утеплителем) промышленных (в том числе котельных), сельско­хозяйственных предприятий, предприятий бытового обслуживания производственного характера при давлении газа на вводе в ГРП до 0,6 МПа (6 кгс/см²) .

При установке шкафного ГРП на стене здания расстояние от шкафа до окна, двери и других прое­мов по горизонтали должно быть не менее 3 м при давлении газа на входе до 0,3 МПа (3 кгс/см²) и не менее 5 м при давлении газа на входе свыше 0,3 МПа (3 кгс/см²) до 0,6 МПа (6 кгс/см²); расстояние по вертикали от шкафа до оконных проемов должно быть не менее 5 м.

Допускается устанавливать шкафные ГРП на сте­нах жилых домов при давлении газа на вводе в ГРП до 0,3 МПа.

5.7. 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, следует предусматривать противопожарными I типа и газо­непроницаемыми. Разделяющие стены из кирпича следует 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 2.09.02-85* и СНиП 2.01.02-85* для помещений категории А.

5.8.* Необходимость отопления помещения ГРП следует 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 отопи­тельную установку следует 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 2,5 ч.

Труба подводки газа к отопительной установке и трубы системы отопления при проходе через стену помещения регуляторов должны иметь сальниковые уплотнения или другие уплотнители, исключающие возможность проникновения газа.

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

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

РАЗМЕЩЕНИЕ ГРУ

5.11. ГРУ следует предусматривать с входным давлением газа не более 0,6 МПа (6 кгс/см²) с устройством не более двух линий регулирования.

5.12. ГРУ следует 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 1 ч. 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.

5.13. 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.

ОБОРУДОВАНИЕ ГРП И ГРУ

5.14.* В ГРП и ГРУ следует предусматривать уста­новку: фильтра, предохранительного запорного кла­пана (ПЗК), регулятора давления газа, предохрани­тельного сбросного клапана (ПСК), запорной арматуры, контрольно-измерительных приборов (КИП), приборов учета расхода газа при необхо­димости, 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 установку фильтров в ГРУ, если подача газа на предприятие осуществляется через ГРП и протяженность газопро­вода от ГРП до ГРУ не превышает 1000 м.

Допускается не предусматривать устройство байпаса в шкафном ГРП при газоснабжении индивиду­ального дома.

5.15. 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 газа свыше 0,6 МПа (6 кгс/см²) и пропускной способностью более 5000 м³/ч вместо байпаса следует предусмат­ривать устройство дополнительной резервной линии регулирования.

5.16.* Выбор регулятора давления ГРП и ГРУ сле­дует производить по максимальному расчетному расходу газа потребителями и требуемому перепаду давления. Пропускную способность регулятора дав­ления следует принимать на 15 — 20 % больше мак­симального расчетного расхода газа,

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

5.17. Установку ПЗК следует предусматривать перед регулятором давления.

Установку ПСК необходимо предусматривать за регуляторами давления, а при наличии расходо­мера - после расходомера.

Перед ПСК следует предусматривать отключаю­щие устройства.

5.18. Проверку пропускной способности ПСК следует производить в соответствии с указаниями «Правил устройства и безопасной эксплуатации со­судов, работающих под давлением», утвержденных Госгортехнадзором СССР.

Количество газа, подлежащего сбросу ПСК, сле­дует определять:

при наличии перед регулятором давления ПЗК — по формуле:

;          (3)

где Q — количество газа, подлежащего сбросу ПСК в течение часа, м³/ч (при 0 °С и 0,10132 МПа);

Q_d — расчетная пропускная способность регу­лятора давления, м³/ч  (при 0°С и 0,10132 МПа);

при отсутствии перед регулятором давления ПЗК—по формулам:

для регуляторов давления с золотниковыми кла­панами

;      (4)

для регулирующих заслонок с электронными ре­гуляторами

       ;               (5)

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

,                             6)

где Q' — необходимое суммарное количество газа, подлежащего сбросу ПСК в течение часа, м³/ч (при 0°С и 0,10132 МПа);

п — количество регуляторов давления газа, шт;

Q — количество газа, подлежащего сбросу ПСК в течение часа для каждого регулятора, м³/ч (при 0 °С и 0,10132 МПа).

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

В ГРП и ГРУ, в которых не производится учет расхода газа, допускается не предусматривать ре­гистрирующий прибор для замера температуры.

Допускается не устанавливать регистрирующие приборы давления газа в ГРП, входящих в состав АСУ ТП и ТМ, а также в ГРУ и других ГРП в зави­симости от их функционального назначения и рас­положения в системе газоснабжения по согласова­нию с местными органами газового надзора.

5.20. В ГРП и ГРУ следует предусматривать про­дувочные и сбросные трубопроводы. Продувочные трубопроводы следует 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 20 мм.

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 20 мм.

Продувочные и сбросные трубопроводы следует выводить наружу в места, обеспечивающие безопас­ные условия для рассеивания газа, но не менее чем на 1 м выше карниза здания.

Продувочные и сбросные трубопроводы должны иметь минимальное число поворотов. На концах продувочных и сбросных трубопроводов следует предусматривать устройства, исключающие попада­ние атмосферных осадков в эти трубопроводы.

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

5.22.* КИП с электрическим выходным сигналом и электро­обо­ру­дование, размещаемые в помещении ГРП с взрывоопасными зонами, следует преду­сматривать во взрывозащищенном исполнении.

КИП с электрическим выходным сигналом в нормальном исполнении следует 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 следует предусматривать через разделительные устройства, конструкция которых должна исклю­чать возможность попадания газа в помещения КИП, или с установкой дроссельных шайб с диамет­ром отверстия не более 0,3 мм на каждом импульс­ном газопроводе.

Установка дроссельных шайб на импульсных газопроводах к расходомерам не допускается.

В местах прохода импульсных газопроводов через стену, отделяющую помещение КИП, следует предусматривать сальниковые уплотнения или дру­гие уплотнители, исключающие возможность про­никновения газа.

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

Расстояние между параллельными рядами обору­дования следует принимать не менее 0,4 м в свету. Ширина основного прохода в помещении ГРП и со стороны обслуживания ГРУ должна быть не менее 0,8 м.

Для обслуживания оборудования, размещен­ного на высоте более 1,5 м, следует предусматри­вать площадки с лестницами, имеющими перила.

Газопроводы ГРП следует окрашивать в цвета согласно ГОСТ 14202-69.

Установка арматуры, оборудования, а также устройство фланцевых и резьбовых соединений в каналах не допускаются.

5.24. Входные и выходные газопроводы ГРП следует предусмат­ривать, как правило, надземны­ми с проходом через наружную часть зданий с устройством футляра и установкой изолирующих фланцев.

При устройстве подземных входных и выход­ных газопроводов следует руководствоваться тре­бованиями разд. 4.

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

По надежности электроснабжения ГРП населен­ных пунктов следует относить к 3-й категории.

Надежность электроснабжения ГРП промышлен­ных предприятий должна определяться по основно­му производству.

5.26.* Для ГРП следует предусматривать II категорию устройства молниезащиты. При проектирова­нии молниезащиты следует руководствоваться тре­бованиями РД 34.21.122-87.

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

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

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

РАЗМЕЩЕНИЕ КОМБИНИРОВАННЫХ РЕГУЛЯТОРОВ

5.29.* Комбинированные регуляторы давления га­за следует устанавливать на опорах из негорючих материалов или на наружных стенах газифицируе­мых зданий не ниже III IIIa 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 — 0,3 МПа (3 кгс/см²) при установке на стенах газифицируемых зданий и 0,6 МПа (6,0 кгс/см²) при размещении на отдельно стоящей опоре;

для промышленных (в том числе котельных) и сель­скохо­зяй­ст­вен­ных предприятий — 0,6 МПа (6,0 кгс/см²) при установке на стенах здания и 1,2 МПа (12,0 кгс/см²) при размещении на отдельно стоящих опорах.

5.30. Комбинированные регуляторы давления следует устанавливать на горизонтальном участке газопровода на высоте, как правило, не более 2,2 м. При необходимости установки регулятора на большой высоте следует предусматривать пло­щадку для его обслуживания.

5.31.* Расстояние от комбинированного регулятора давления, устанавливаемого на стене здания до оконных, дверных и других проемов следует при­нимать не менее:

1 м по вертикали и 3 м по горизонтали при дав­лении газа на входе в регулятор не более 0,3 МПа (3 кгс/см²) ;

3 м по вертикали и 5 м по горизонтали при дав­лении газа на входе в регулятор свыше 0,3 МПа (3 кгс/см²).

Установка комбинированных регуляторов давле­ния под балконами не допускается.

Расстояние от комбинированного регулятора дав­ления, устанавли­ва­е­мого на опоре, до зданий и сооружений следует принимать как от газопровода соответствующего давления.

5.32. При размещении комбинированных регуляторов давления внутри газифицируемых производ­ственных зданий следует руководствоваться требо­ваниями по размещению ГРУ.

6. ВНУТРЕННИЕ УСТРОЙСТВА ГАЗОСНАБЖЕНИЯ

ОБЩИЕ УКАЗАНИЯ

6.1. Нормы настоящего раздела распространя­ются на проектирование газопроводов и газового оборудования, размещаемых внутри зданий и со­оружений различного назначения.

Возможность установки газового оборудования и прокладки газопроводов в конкретных зданиях следует определять согласно строительным нормам и правилам на проектирование соответствующих зданий.

ПРОКЛАДКА ГАЗОПРОВОДОВ

6.2. Газопроводы, прокладываемые внутри зда­ний и сооружений, следует предусматривать из стальных труб, отвечающих требованиям разд. 11.

Для присоединения передвижных агрегатов, пере­носных газовых горелок, газовых приборов, КИП и приборов автоматики допускается предусматри­вать резиновые и резинотканевые рукава. При вы­боре рукавов следует учитывать их стойкость к транспортируемому газу при заданных давлении и температуре.

6.3. Соединение труб следует предусматривать, как правило, 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 следует предусматривать в местах, доступных для осмотра и ремонта.

6.4. Прокладку газопроводов внутри зданий и сооружений следует предусматривать, как пра­вило, открытой. Допускается предусматривать скрытую прокладку газопроводов (кроме газо­проводов СУГ и газопроводов внутри жилых до­мов и общественных зданий непроизводственного характера) в бороздах стен, закрывающихся легко снимаемыми щитами, имеющими отверстия для вентиляции.

6.5. 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 следует предусматривать окраску труб масляными или нитроэмалевыми во­достойкими красками.

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

6.6. В производственных помещениях промыш­ленных предприятий допускается прокладка газо­проводов в полу в каналах, засыпанных песком и закрытых 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.

6.7. Каналы, предназначенные для прокладки газопроводов, как правило, не должны пересекаться с другими каналами.

При необходимости пересечения каналов следует предусматривать устройство уплотнительных пере­мычек и прокладку газопроводов в футлярах из стальных труб. Концы футляров должны быть вы­ведены за пределы перемычек на 30 см в обе сто­роны.

6.8. Газопроводы при совместной прокладке с другими трубопроводами на общих опорах следует размещать выше их на расстоянии, обеспечиваю­щем удобство осмотра и ремонта.

6.9. Прокладку газопроводов транзитом через производственные помещения, где газ не используется, допускается предусматривать для газопро­водов низкого и среднего давления при условии, что на газопроводе не устанавливается арматура и обеспечивается беспрепятственный круглосуточ­ный доступ в эти помещения персонала, обслужи­вающего газопровод.

6.10. Не допускается предусматривать прокладку газопроводов в помещениях, относящихся по взрывной и взрывопожарной опасности к катего­риям А и Б; во взрывоопасных зонах всех поме­щений; в подвалах; в складских зданиях взрыво­опасных и горючих материалов; в помещениях подстанций и распределительных устройств; через вентиляционные камеры, шахты и каналы; шахты лифтов; помещения мусоросборников; дымоходы; через 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.

6.11. Для внутренних газопроводов, испытываю­щих температурные воздействия, следует преду­сматривать возможность компенсации температур­ных деформаций.

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

6.13. Отключающие устройства на газопроводах в производственных помещениях промышленных и сельскохозяйственных предприятий, предприя­тий бытового обслуживания производственного характера следует предусматривать:

на вводе газопровода внутри помещения;

на ответвлениях к каждому агрегату;

перед горелками и запальниками;

на продувочных трубопроводах, в местах при­соединения их к газопроводам.

При наличии внутри помещения газового счет­чика или ГРУ, расположенных от места ввода газо­провода на расстоянии не далее 10 м, отключающим устройством на вводе считается задвижка или кран перед ГРУ или счетчиком.

Установка арматуры на газопроводах, проклады­ваемых в каналах, в бетонном полу или в бороздах стен, не допускается.

6.14.* Необходимость учета расхода газа и выбор системы учета на объектах газоснабжения должны определяться в соответствии с указаниями «Правил пользования газом в народном хозяйстве», утверж­денных Мингазпромом, и «Общих положений о по­рядке учета и контроля расхода топлива, электри­ческой и тепловой энергии для промышленных, транспортных, сельскохозяйственных и комму­нально-бытовых предприятий и организаций», утвер­жденных ГКНТ, Госпланом СССР, Госстандартом.

По решению органов исполнительной власти субъ­ектов Российской Федерации о порядке учета рас­хода газа потребителями и регулировании цен на газ в газифицируемых жилых зданиях, а также при газификации теплиц, бань и других приусадебных строений должна предусматриваться возможность учета расхода газа каждым абонентом, путем установки на газопроводе (в квартире, индивидуальном доме) прибора учета расхода газа — счетчика.

6.15. Приборы для учета расхода газа следует размещать в ГРП или газифицируемых помещениях. Допускается размещение приборов для учета рас­хода газа в других помещениях не ниже II степени огнестойкости, имеющих вытяжную вентиляцию.

На одном газопроводе допускается установка параллельно не более двух газовых счетчиков.

6.16. Прокладку газопроводов в жилых домах следует предус­мат­ривать по нежилым помещениям.

В существующих и реконструируемых жилых домах допускается предусматривать транзитную прокладку газопроводов низкого давления через жилые комнаты при отсутствии возможности дру­гой прокладки. Транзитные газопроводы в преде­лах жилых помещений не должны иметь резьбовых соединений и арматуры.

Не допускается предусматривать прокладку стоя­ков газопроводов в жилых комнатах и санитарных узлах.

6.17.* Установку отключающих устройств на газопроводах, прокладываемых в жилых домах и обще­ственных зданиях (за исключением предприятий общественного питания и предприятий бытового обслуживания производственного характера) сле­дует предусматривать:

для отключения стояков, обслуживающих более пяти этажей;

перед счетчиками (если для отключения счетчика нельзя использовать отключающее устройство на вводе);

перед каждым газовым прибором, печью или установкой;

на ответвлениях к отопительным печам или приборам в соответствии с требованиями п. 6.46.

На подводящих газопроводах к пищеварочным котлам, ресторанным плитам, отопительным печам и другому аналогичному оборудованию следует предусматривать установку 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, печные горелки и др.), необходимо устанавливать одно отключающее устройство.

Необходимость установки устройств для отклю­чения стояков (подъездов) 5-этажных и менее жи­лых домов решается проектной организацией в за­висимости от местных конкретных условий, в том числе этажности зданий и количества квартир, подлежащих отключению в случае проведения ава­рийных и других работ.

Устройства, предусматриваемые для отключе­ния стояков (подъез­дов), следует устанавливать по возможности снаружи здания.

6.18. Расстояние от газопроводов, проклады­ваемых открыто и в полу внутри помещений, до строительных конструкций, технологического оборудования и трубопроводов другого назначе­ния следует 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 неоткрывающихся окон.

6.19. Минимальные расстояния в свету между газопроводом, проложенным по стене здания, и сооружениями связи и проводного вещания сле­дует принимать в соответствии с «Правилами тех­ники безопасности при работах на кабельных линиях связи и проводного вещания», утвержден­ными Минсвязи СССР в установленном порядке.

6.20. Расстояния между газопроводами и инже­нерными коммуника­ци­ями электроснабжения, рас­положенными внутри помещений, в местах сближе­ния и пересечения следует принимать в соответ­ствии с ПУЭ.

6.21. Прокладку газопроводов в местах прохода людей следует предусматривать на высоте не менее 2,2 м от пола до низа газопровода, а при наличии тепловой изоляции — до низа изоляции.

6.22.* Крепление открыто прокладываемых газо­проводов к стенам, колоннам и перекрытиям внутри зданий, каркасам котлов и других произ­водственных агрегатов следует предусматривать при помощи кронштейнов, хомутов, крючьев или подвесок и т.п. на расстоянии, обеспечивающем возможность осмотра и ремонта газопровода и установленной на нем арматуры.

Расстояние между опорными креплениями газо­проводов следует определять в соответствии с тре­бованиями СНиП 2.04.12-86.

6.23. Прокладку газопроводов, транспортирую­щих влажный газ (кроме паровой фазы СУГ низ­кого давления), следует предусматривать с укло­ном не менее 3 ^о/_оо.

При наличии газового счетчика уклон газопро­вода следует предусматривать от счетчика.

6.24. Вертикальные газопроводы в местах пере­сечения строительных конструкций следует 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 3 см, а диа­метр его приниматься из условия, чтобы кольцевой зазор между газопроводом и футляром был не менее 5 мм для газопроводов номинальным диа­метром не более 32 мм и не менее 10 мм для газопроводов большего диаметра.

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

6.26. Газовые приборы и газогорелочные устрой­ства следует присоединять к газопроводам, как правило, жестким соединением.

Присоединение к газопроводу газовых приборов, лабораторных горелок, а также устанавливаемых в цехах промышленных предприятий переносных и передвижных газогорелочных устройств и агрегатов допускается предусматривать после отключающего крана резинотка­не­выми рукавами. Резинотканевые рукава для присоединения бытовых газовых приборов и лабораторных горелок не должны иметь стыковых соединений.

6.27. На газопроводах промышленных {в том числе котельных), сельскохозяйственных предприя­тий, предприятий бытового обслуживания произ­водственного характера следует предусматривать продувочные трубопроводы от наиболее удален­ных от места ввода участков газопровода, а также от отводов к каждому агрегату перед последним по ходу газа отключающим устройством.

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

Диаметр продувочного трубопровода следует принимать не менее 20 мм.

После отключающего устройства на продувоч­ном трубопроводе следует 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 32 мм допускается вместо продувочных трубопро­водов предусматривать установку запорного устрой­ства с глухим штуцером-заглушкой.

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

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

ГАЗОСНАБЖЕНИЕ ЖИЛЫХ ДОМОВ

6.29. Установку газовых плит в жилых домах следует предусматривать в помещениях кухонь высотой не менее 2,2 м, имеющих окно с форточкой (фрамугой), вытяжной вентиляционный 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

6.30. В существующих жилых домах допуска­ется установка газовых плит:

в помещениях кухонь высотой не менее 2,2 м и объемом не менее указанного в п. 6.29 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 м, стены и потолки коридоров из горючих материалов должны быть оштукатурены, а жилые помещения отделены от коридора плотными перегородками и дверью;

в кухнях с наклонными потолками, имеющих высоту в средней части не менее 2 м, установку газового оборудования следует предусматривать в той части кухни, где высота не менее 2,2 м.

6.31.* В существующих жилых домах, принад­лежащих гражданам на правах личной собственнос­ти, допускается установка газовых плит в помеще­ниях, соответствующих требованиям пп. 6.29 или 6.30, но имеющих высоту менее 2,2 м до 2 м вклю­чительно, если эти помещения имеют объем не ме­нее чем в 1,25 раза больше нормативного. При этом в домах, не имеющих выделенной кухни, объем поме­щения, где устанавливается газовая плита, должен быть в два раза больше указанного в п.6.29.

При невозможности выполнения указанных тре­бований установка газовых плит в таких помещени­ях может быть допущена в каждом конкретном слу­чае по согласованию местным органом санитарно­го надзора.

6.32.* 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.

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

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

6.34. Для горячего водоснабжения следует пре­дусматривать проточные или емкостные газовые водонагреватели, а для отопления — емкостные газовые водонагреватели, малометражные отопи­тельные котлы или другие отопительные аппараты, предназначенные для работы на газовом топливе.

Этажность жилых домов, в которых разрешается установка указанных газовых приборов и аппаратов, следует принимать согласно СНиП 2.08.01-89.

6.35. 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 разд. 11.

В одном помещении не допускается предусматри­вать установку более двух емкостных водонагрева­телей или двух малометражных отопительных котлов или двух других отопительных аппаратов.

6.36. Устройство дымоходов должно соответство­вать требованиям СНиП 2.04.05-91* как для отопи­тельных печей. При решении вопроса о возможности присоединения газовых приборов к дымоходам до­пускается руководствоваться данными, приведен­ными в справочном приложении 6.

6.37.* Установку водонагревателей, отопительных котлов и отопительных аппаратов следует преду­сматривать в кухнях и нежилых помещениях, пред­назначенных для их размещения и отвечающих требованиям пп. 6.42* и 6.43. 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 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 жилых домах допускается предусматривать установку отопительных газовых приборов и отопительных аппаратов в коридорах индивидуального пользования, отвечающих требова­ниям пп. 6.42* и 6.43.

Расстояние от выступающих частей газовых горе­лок или арматуры до противоположной стены должно быть не менее 1 м.

6.38. Установку   газовых   проточных   водо­нагревателей следует предусматривать на стенах из негорючих материалов на расстоянии не менее 2 см 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 3 см от стены.

Поверхность трудногорючих стен следует изоли­ровать кровельной сталью по листу асбеста толщи­ной не менее 3 мм. Изоляция должна выступать за габариты корпуса водонагревателя на 10 см.

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

При отсутствии в помещении стен из негорючих материалов допускается установка вышеперечислен­ных отопительных приборов у стен, защищенных в соответствии с указаниями п. 6.38, на расстоянии не менее 10 см от стены.

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

6.41.* При установке в кухне газовой плиты и проточного водонагревателя объем кухни следует принимать согласно п. 6.29.

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 6 м³ больше объема, предусмотренного п. 6.29.

6.42.* 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 м. Объем помещения должен быть не менее 7,5 м³ при установке одного прибора и не менее 13,5 м³ при установке двух отопительных приборов.

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

6.44.* Не допускается размещение всех газовых приборов в подвальных этажах (подвалах), а при газоснабжении СУГ — в подвальных и цокольных этажах зданий любого назначения.

Примечание. Требования данного пункта не рас­пространяются на жилые дома. принадлежащие гражданам на правах личной собственности, если подвалы этих домов имеют естественное освещение, а газоснабжение их осу­ществляется от природного газа.

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

печи, дымовые и вентиляционные каналы удов­летворяют требованиям ведомственных норм по устройству отопительных печей, переводимых на газовое топливо, утвержденных в установленном порядке;

газовые горелки, устанавливаемые в топках отопительных и отопительно-варочных печей, осна­щены автоматикой безопасности в соответствии с требованиями ГОСТ 16569—86.

6.46. Топки газифицируемых печей следует пре­дусматривать, как правило, со стороны коридора или другого нежилого (неслужебного) помещения.

При невозможности обеспечения указанного требования допускается предусматривать топки газифицируемых печей со стороны жилых (слу­жебных) помещений. При этом подачу газа к печам следует предусматривать самостоятельными ответ­влениями, на которых в месте присоединения к газопроводу должно устанавливаться вне указан­ных выше помещений отключающее устройство.

Помещения, в которые выходят топки газифи­цируемых отопительных и отопительно-варочных печей, должны иметь вытяжной вентиляционный канал либо окно с форточкой, или дверь, выходя­щую в нежилое помещение или тамбур. Перед печью должен быть предусмотрен проход шириной не менее 1 м.

6.47. Для отопления помещений допускается предусматривать газовые камины, калориферы и другие приборы заводского изготовления с отводом продуктов сгорания в дымоход. Газогорелочные устройства этих приборов должны быть оснащены автоматикой безопасности в соответствии с требо­ваниями, предусмотренными разд. 11.

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, предусмотренные п. 6.39.

6.48. Возможность применения и условия разме­щения бытовых газовых приборов, не указанных в настоящем разделе, следует определять с учетом назначения приборов, их тепловой нагрузки, необхо­димости отвода продуктов сгорания и других пара­метров, нормируемых данным разделом.

ГАЗОСНАБЖЕНИЕ ОБЩЕСТВЕННЫХ ЗДАНИЙ

6.49. Газовые приборы общественных зданий, которые допускается газифицировать согласно нормативным документам на соответст­ву­ю­щие здания, следует предусматривать с отводом про­дуктов сгорания.

Допускается предусматривать установку в этих зданиях не более двух бытовых газовых плит {без дымоходов), а также лабораторных горелок.

6.50. В кухнях, расположенных непосредственно под помещениями, где возможно скопление людей (обеденные и торговые залы, фойе и т. п.), допус­кается установка одной бытовой газовой плиты в качестве оборудования, не рассчитанного на непрерывную многочасовую работу, и одного газо­вого водонагревателя или кипятильника.

Установка баллонов СУГ в вышеуказанных помещениях не допускается.

6.51. Помещение, в котором предусматривается установка газового оборудования, должно иметь естественное освещение и постоянно действующую приточно-вытяжную вентиляцию с кратностью обмена воздуха, определяемой расчетом, но не менее трехкратного в рабочее время и однократ­ного - в нерабочее время.

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

6.53. При установке бытовых газовых плит и других приборов следует соблюдать требования пп. 6.29, 6.33, 6.35, 6.39, 6.41*, 6.45 - 6.47.

6.54. Пищеварочные котлы и плиты, кипятиль­ники и т.п., предназначенные для работы на твер­дом или жидком топливе, допускается переводить на газовое топливо. При этом газогорелочные устройства должны соответствовать требованиям, предусмотренным разд. 11. В пищеварочных плитах следует предусматривать замену съемных конфорочных колец сплошным настилом.

ГАЗОСНАБЖЕНИЕ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ УСТАНОВОК И КОТЛОВ

6.55. При проектировании газового оборудова­ния котельных или при переводе на газовое топливо существующих котельных кроме требований настоя­щих норм следует руководствоваться требованиями СНиП II-35-76 и «Правил устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов», утвержденных Госгортехнадзором СССР.

При проектировании газооборудования произ­водственных и отопительных котельных мощностью единичного котлоагрегата 420 ГДж/ч (100 Гкал/ч) и более следует руководствоваться указаниями разд. 7.

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.

6.56. Газогорелочные устройства промышленных установок, паровых и водогрейных котлов, исполь­зующих газовое топливо, должны соответствовать требованиям, предусмотренным разд. 11.

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 м по горизонтали.

Для розжига газовых горелок и наблюдения за их работой следует предусматривать смотровые отверстия с крышками.

Перед горелками, в которые подается готовая газовоздушная смесь, а также при подводке кисло­рода к горелкам для резки и сварки металла для предотвращения проникания пламени в подводящий трубопровод следует предусматривать установку огнепреградителей.

6.57. На котлоагрегатах, работающих на газовом топливе, и на дымоходах от них следует преду­сматривать взрывные клапаны.

Для паровых котлов с давлением пара свыше 0,07 МПа (0,7 кгс/см²) и водогрейных котлов с температурой воды выше 115 °С взрывные клапаны следует предусматривать в соответствии с «Прави­лами устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов», утвержденными Гос­гортехнадзором СССР.

Число взрывных клапанов, их расположение и размеры для паровых котлов с давлением пара не более 0,07 МПа (0,7 кгс/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.

6.58. 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 организации.

6.59. Площадь одного взрывного клапана сле­дует принимать не менее 0,05 м².

6.60. Взрывные предохранительные клапаны сле­дует 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.

6.61. 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 следует предусматри­вать из нижней зоны в количестве не менее 2/3 общего количества удаляемого воздуха.

6.62. При подаче промышленным предприятиям неодорированного газа следует предусматривать сигнализацию загазованности газифицируемых по­мещений, а также помещений, по которым преду­сматривается прокладка газопроводов.

6.63. Газифицируемые котлы должны быть обо­рудованы КИП, автоматикой безопасности и авто­матическим регулированием в соответствии с требованиями СНиП II-35-76.

6.64. 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.

6.65. Размещение КИП следует 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.

6.66. 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 5,6 кВт, автоматику безопасности допуска­ется не предусматривать.

6.67. 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.

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

6.69. Присоединение КИП и приборов автоматики к газопроводам с давлением газа свыше 0,1 МПа (1 кгс/см²) следует 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 0,1 МПа (1 кгс/см²) допус­кается предусматривать присоединение КИП с по­мощью резиновых или резинотканевых рукавов длиной не более 1 м, а также резиновых трубок, соответствующих требованиям п. 6.2.

6.70. Прокладку импульсных линий следует предусматривать в соответствии с требованиями СНиП 3.05.07-85.

ГОРЕЛКИ ИНФРАКРАСНОГО ИЗЛУЧЕНИЯ

6.71. Горелки инфракрасного излучения (ГИИ) должны соответствовать требованиям, предусмот­ренным разд. 11. ГИИ допус­кается применять как в стационарных, так и передвижных установках.

6.72. Отопительные системы с ГИИ, предназна­ченные для отопления помещений без постоянного обслуживающего персонала, следует предусматри­вать с автоматикой, обеспечивающей прекращение подачи газа в случае погасания пламени горелки.

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

6.73. 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 трудногорючим утеплителем в стенах, покрытиях и перекрытиях, помещениях, крытых соломой и камышом, а также в помещениях подвальных этажей.

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

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

7. СИСТЕМЫ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

ОБЩИЕ УКАЗАНИЯ

7.1. В настоящем разделе приведены дополни­тельные требования, которые следует учитывать при проектировании систем газоснабжения электро­станций.

7.2. При проектировании систем газоснабжения электростанций кроме требований настоящих норм следует руководствоваться требованиями других нормативных документов, утвержденных Мин-энерго СССР в установленном порядке.

7.3. Проектирование газопроводов с давлением газа свыше 1,2 МПа (12 кгс/см²) следует осу­ществлять по специальным техническим условиям Минэнерго СССР, утвержденным в установленном порядке.

НАРУЖНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ И УСТРОЙСТВА

7.4. Внеплощадочные газопроводы электростан­ций следует прокладывать, как правило, подземно. Присоединение к этим газопроводам других потре­бителей допускается только по согласованию с Минэнерго СССР.

7.5. На внеплощадочном газопроводе следует предусматривать установку отключающего устрой­ства с электроприводом вне территории электро­станции на расстоянии не менее 5 м от ее ограж­дения.

7.6. Прокладку газопроводов по территории электростанции следует предусматривать, как пра­вило, надземной, с учетом максимального исполь­зования существующих или проектируемых эстакад и опор других трубопроводов.

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

ГАЗОРЕГУЛЯТОРНЫЕ ПУНКТЫ

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

При сооружении ГРП для одного блока мощно­стью 800 МВт и выше непосредственно после отклю­чающего устройства перед ГРП необходимо преду­сматривать отсечной быстродействующий клапан.

Для блоков мощностью 800 МВт и выше допуска­ется совмещение узлов редуцирования давления и расхода газа в блочном ГРП, т.е. не предусматри­вать регулятор расхода на подводе газа к котлу.

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

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

В качестве регулирующего устройства в ГРП до­пускается применять регулирующие заслонки.

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

Допускается не предусматривать установку ПСК в ГРП с расчетным расходом газа 100 000 м³/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.

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

7.12. 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 м по горизонтали и 6 м по вертикали.

Если расстояние от сбросных газопроводов ПСК по горизонтали до светоаэрационного фонаря самого высокого соседнего здания меньше 20 м, сбросные газопроводы должны быть выведены на 2 м выше фонаря этого здания.

Продувочные газопроводы следует выводить выше дефлекторов ГРП не менее чем на 1м, но не менее 5 м от уровня земли.

7.13. На каждой пинии регулирования в ГРП следует предусматривать установку листовых за­глушек после первого и перед последним по ходу газа отключающим устройством.

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

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

7.16.* Управление регулирующей и запорной арма­турой ГРП следует предусматривать со щита глав­ного корпуса при сохранении возможности управ­ления с местного щита ГРП,

Указатель положения регулирующей арматуры следует предусматривать на щите главного корпуса и на местном щите ГРП.

Управление регулирующей и запорной армату­рой блочного ГРП следует предусматривать с блоч­ного щита управления энергоблока с сохранением при необходимости управления с местного щита ГРП.

ВНУТРЕННЕЕ ГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

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

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

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

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

7.21. Перед каждой горелкой следует 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 следует предусматривать продувочный газопровод (свеча безопасности) с установкой на нем запорного устройства с электро­приводом.

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

7.23. На газопроводе внутри котельной сле­дует предусматривать штуцер для отбора пробы газа.

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

ТРУБОПРОВОДЫ И КИП

7.25. Для газопроводов электростанций следует предусматривать стальные трубы в соответствии с обязательным приложением 7*.

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

7.26. Детали, блоки, сборные единицы трубо­проводов, опоры и подвески для газопроводов, со­оружаемых на территории электростанций, следует принимать в соответствии с нормативно-техничес­кой документацией Минэнерго СССР для трубо­проводов пара и горячей воды давлением не более 4 МПа (40 кгс/см²), температурой не выше 425 °С тепловых электростанций.

Фасонные части и детали следует изготовлять из спокойных сталей.

Отводы диаметром до 100 мм должны быть гну­тыми или штампованными.

Гнутые отводы для подземных газопроводов следует изготовлять, как правило, из бесшовных труб.

7.27. Для газопроводов с толщиной стенки свыше 5 мм, 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 29 Дж/см² (3 кгс•м/см²) при расчетной температуре наруж­ного воздуха района строительства.

7.28. Объем измерений, сигнализации и автома­тического регулирования в системах газоснабже­ния тепловых электростанций допускается пре­дусматривать согласно рекомендуемому приложе­нию 8,

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

8. ГАЗОНАПОЛНИТЕЛЬНЫЕ СТАНЦИИ, ГАЗОНАПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ПУНКТЫ, ПРОМЕЖУТОЧНЫЕ СКЛАДЫ БАЛЛОНОВ, АВТОМОБИЛЬНЫЕ ГАЗОЗАПРАВОЧНЫЕ СТАНЦИИ

ОБЩИЕ УКАЗАНИЯ

8.1. 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.

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

8.3. 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.

8.4. При проектировании ГНС, ГНП, ПСБ и АГЗС, строительство которых будет осуществ­ляться в районах с особыми природными и клима­тическими условиями, следует дополнительно учи­тывать требования, предусмотренные разделами 10 и 11.

ГАЗОНАПОЛНИТЕЛЬНЫЕ СТАНЦИИ СЖИЖЕННЫХ ГАЗОВ

8.5. 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.

8.6. ГНС следует располагать вне селитебной тер­ритории населенных пунктов, как правило, с под­ветренной стороны для ветров преобладающего направления по отношению к жилым районам.

8.7. Выбор площадки для строительства ГНС необходимо предусматривать с учетом приведен­ных в п. 8.12 расстояний до окружающих ГНС зданий и сооружений, а также наличия в районе строительства железных и автомобильных дорог.

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

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

ОСНОВНЫЕ ЗДАНИЯ И СООРУЖЕНИЯ ГНС

8.10. Территория ГНС подразделяется на произ­водственную и вспомогательную зоны, в пределах которых в зависимости от технологического процесса, транспортирования, хранения и поставки потребителям газа следует 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 сле­дует предусматривать санузел и гардеробные.

Перечень зданий и сооружений ГНС следует 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.

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

РАЗМЕЩЕНИЕ ЗДАНИЙ И СООРУЖЕНИЕ ГНС

8.12. Минимальные расстояния от резервуаров для хранения СУГ, размещаемых на ГНС , до зданий и сооружений, не относящихся к ГНС, следует принимать по табл. 11, до дорог - по табл. 12.

8.13. 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 следует увеличивать в 2 раза по сравнению с указанными в табл. 11.

Таблица 11

8.14. Расстояние до базы хранения с резервуа­рами различной вместимости следует принимать по резервуару с наибольшем вместимостью.

8.15. Размещение на ГНС шаровых резервуаров с единичной вместимостью свыше 200 м³ следует 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 следует принимать не менее значений, приведенных в настоящем под­разделе.

8.16. Расстояние от железнодорожной сливной эстакады ГНС следует принимать не менее:

до зданий и сооружений, не относящихся к ГНС, — по табл. 11 и 12 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 табл. 15;

до надземных резервуаров базы хранения ГНС — не менее 20 м.

8.17. Расстояние от ГНС общей вместимостью резервуаров свыше 100 м³ до предприятий с легко­воспламеняющимися  материалами   (нефтебазы, нефтеперерабатывающие заводы, ацетиленовые стан­ции, склады кинопленок и т. п.) следует принимать по нормам для этих предприятий, но не менее расстояний, указанных в табл. 11.

8.18. Минимальные расстояния от резервуаров ГНС, размещаемых на территории промышленных предприятий, до зданий и сооружений этих пред­приятий следует принимать по табл. 13 и 14.

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

8.19. Расстояние от резервуаров СУГ общей вместимостью 500 м³ и меньше для ГНС, размещаемых на территории промышленных предприятий, до зданий, агрегатов и установок категории Г, относящихся к предприятию, следует принимать на 30 % более указанных в табл. 13.

Таблица 12

Таблица 13

Таблица 14

8.20. Расстояния между зданиями и сооружениями, размещаемыми на территории ГНС, следует принимать не менее значений, указанных в табл. 15.

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

ПЛАНИРОВКА ТЕРРИТОРИИ, ДОРОГИ. ТРЕБОВАНИЯ К ЗДАНИЯМ И СООРУЖЕНИЯМ

8.22.* Территория ГНС должна быть ограждена проветриваемой оградой из негорючих материалов в соответствии с указаниями СН 441-72*.

8.23. Производственную и вспомогательную зоны и участок размещения автохозяйства следует разделять конструкциями облегченного типа из негорючих материалов или посадкой кустарника высотой не более 1 м.

8.24. 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.

8.25. Планировку площадок ГНС и проектирование подъездных и внутриплощадочных дорог следует выполнять в соответствии с требованиями СНиП II-89-80*, СНиП 2.05.02-65, СНиП II-39-76, СНиП 2.05.07-91 и настоящих норм.

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

8.27. Железнодорожные пути ГНС в местах слива газа следует предусматривать в виде горизонталь­ных или с уклоном не круче 2,5 ^о/_оо участков.

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

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

Для ГНС с резервуарами вместимостью свыше 500 м³ следует предусматривать два рассредото­ченных выезда: основной и запасной для аварий­ной эвакуации автотранспорта.

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

Автомобильные дороги для противопожарных проездов должны проектироваться на две полосы движения.

Ширину автомобильных дорог на территории ГНС на две полосы движения следует принимать 6 м, а для одной полосы движения — 4,5 м.

Перед въездом на территорию ГНС необходимо предусматривать площадку для разворота и стоянки автомашин.

8.29. Между колонками для наполнения автоци­стерн и заправки газобаллонных автомобилей сле­дует предусматривать сквозной проезд шириной не менее 6 м.

Для колонок следует предусматривать защиту от наезда автомобилей.

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

8.31. Транспортные сооружения на внутриплощадочных дорогах ГНС следует предусматривать из негорючих материалов.

8.32. При проектировании зданий и сооружений ГНС следует выполнять кроме требований настоя­щего раздела требования, предусмотренные СНиП 2.09.02-85*, СНиП 2.09.03-85, СНиП 2.01.02-85*.

8.33. Насосно-компрессорное отделение следует размещать, как правило, в отдельно стоящем зда­нии, в котором допускается предусматривать также размещение испарительной (теплообменной) уста­новки.

Допускается блокировка насосно-компрессорно­го отделения с наполнительным цехом.

Таблица 15

* Расстояния следует принимать по СНиП II-89-80*.

** Расстояния следует принимать по СНиП 2.04.02-84.

Примечание. Расстояния от зданий и сооружений, размещаемых на территории ГНС, до зданий подстанций и помещений электрораспределительных устройств следует принимать в соответствии с требованиями разд. 7 ПУЭ, а до электрораспределительных устройств, размещенных непосредственно в производственных невзрывоопасных помещениях, - по табл. 15.

8.34. В здании наполнительного цеха следует 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 следует предусматривать или в здании наполнительного цеха, или в отдельном здании.

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

Отделение окраски баллонов следует преду­сматривать, как правило, сблокированным с отделе­нием технического освидетельствования балло­нов.

При реконструкции ГНС допускается преду­сматривать размещение отделения окраски балло­нов в отдельном здании.

8.36. 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), следует относить по взрывопожарной опасности к категории А. Категорийность зданий и помещений должна указываться в проекте.

8.37. Производственные здания, установки и со­оружения ГНС в отношении опасности при приме­нении электрооборудования следует относить:

к классу В-Iа — помещения отделений: насосно-компрессорного, наполнения и слива баллонов, дегазации баллонов, окрасочного, испарительного, а также вентиляционные камеры вытяжной венти­ляции для этих помещений;

к классу В-Iг — 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-Iг для открытых пространств следует определять в соот­ветствии с ПУЭ.

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

8.39. Погрузочно-разгрузочные площадки для размещения наполненных и пустых баллонов сле­дует 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 сле­дует предусмат­ри­вать навесы из негорючих материа­лов, а по периметру — несплошное ограждение (при необходимости).

Полы следует предусматривать с покрытиями из негорючих, не дающих искры материалов.

СЛИВНЫЕ УСТРОЙСТВА

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

8.41.* На трубопроводах для слива газа из железнодорожных цистерн в непосредственной близости от места соединения стационарных трубопроводов ГНС со сливными устройствами транспортных средств следует 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.

8.42. Для слива газа, поступающего на ГНС в автоцистернах, следует 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.

РЕЗЕРВУАРЫ ДЛЯ СУГ

8.43. Резервуары, предназначенные для приема и хранения СУГ на ГНС, должны соответствовать требованиям разд. 11.

Обвязку резервуаров следует предусматривать с учетом возможности раздельного приема и хране­ния газа различных марок, предус­мот­ренных ГОСТ 20448-90.

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

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 сут);

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

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

8.45. 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 сут.

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

8.46. Резервуары для сжиженных газов на ГНС могут устанав­ли­ваться надземно и подземно.

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

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

К  подземным резервуарам приравниваются надземные, засыпаемые грунтом на высоту не менее 0,2 м выше их верхней образующей и шириной не менее 6 м, считая от стенки резервуара до бровки насыпи.

Размещение резервуаров в помещениях не допус­кается.

Примечание. Прилегающей к резервуару территорией считается территория на расстоянии 6 м от стенки резервуара.

8.47. Резервуары должны устанавливаться с укло­ном 2—3 ^о/_оо в сторону сливного патрубка.

, (7)

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

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

Площадки и лестницы следует выполнять в соответствии с требованиями, предусмотренными п. 8.40.

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

8.49. 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).

8.50. Надземные резервуары следует располагать группами, как правило, в районе пониженных планировочных отметок площадки ГНС. Максимальную общую вместимость надземных резервуаров в группе следует принимать в соответствии с табл. 16.

Таблица 16

 

Максимальные расстояния в свету между группами резервуаров следует принимать по табл. 17.

Таблица 17

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

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

8.52. 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 м, рассчитанные на 85 % вместимости резервуаров в группе. Ширина земляного вала по верху должна быть не менее 0,5 м. Расстояния от резервуаров до подошвы обвалования или ограждающей стенки должны быть рав­ны половине диаметра ближайшего резервуара, но не менее 1 м.

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

8.53. 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 м.

8.54. Подземные и надземные, засыпаемые грун­том, резервуары должны устанавливаться, как пра­вило, непосредственно на грунт.

Устройство фундаментов для резервуаров следует предусматривать при неблагоприятных грунтовых условиях: наличии грунтовых вод на глу­бине разработки котлована или несущей способ­ности грунта менее 0,1 МПа (1 кгс/см²), или опирании резервуара на пучинистый грунт и др.

Фундаменты под резервуары следует преду­сматривать из негорючих материалов, например, камня, бетона, железобетона и др.

Засыпку резервуаров следует предусматривать песчаным или глинистым грунтом, не имеющем в своем составе органических примесей.

8.55. 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) следует предусматривать решения по предотвращению всплытия резервуаров.

8.56* Резервуары следует защищать от коррозии: подземные — в соответствии с требованиями ГОСТ 9.602—89 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.

ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ГНС

8.57. Для перемещения жидкой и паровой фаз СУГ по трубо­про­во­дам ГНС следует 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 1,2 МПа (12 кгс/см²). При этом парциальное давление природного газа в опорожняемых резервуарах должно быть не более 0,2 МПа (2 кгс/см²). При большем парциальном давлении, но не выше 0,5 МПа (5 кгс/см²) необходимо предусматривать контроль компонентного состава СУГ. При этом содержание этано-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).

8.58. Компрессоры следует размещать в ота­пливаемых помещениях.

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

8.59. Насосы и компрессоры следует 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

8.60. На всасывающих трубопроводах насосов и компрессоров следует предусматривать запорные устройства, на напорных трубопроводах — запорные устройства и обратные клапаны.

Перед насосами следует предусматривать фильтры с продувочными трубопроводами, за насосами на напорных трубопроводах — проду­вочные трубопроводы, которые допускается объединять с продувочными трубопроводами от фильтров. На напорном коллекторе насосов следует 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 конденсатосборнике.

8.61.* 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 пп. 8.104 и 8.105;

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

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

8.62. Испарители (теплообменники) следует оборудовать автома­ти­кой, обеспечивающей отключение испарителя в случаях, указанных в п. 9.25, а также при максимальном уровне газа в заполняемом резервуаре в случае заполнения резер­вуаров с помощью испарителей (теплообменников).

8.63. Соединение электродвигателей с насосами и компрессорами следует 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.

8.64. Оборудование наполнительного отделения следует принимать, как правило, из условия обес­печения механизированного комплексного выполне­ния операций по сливу, наполнению, контролю герметичности и контролю наполнения баллонов.

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

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

8.66. Для слива газа из переполненных баллонов и неиспарившегося газа следует предусматривать резервуары, размещаемые:

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

на расстоянии не менее 3 м от здания наполни­тельного цеха (на непроезжей территории — при об­щей вместимости резервуаров до 10 м³

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

8.68.* На трубопроводах паровой и жидкой фазы в непосредственной близости от места соединения ста­ционарных трубопроводов колонок с наполнитель­ными и заправочными устройствами автомобилей следует 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.

8.69. Для контроля степени заполнения авто­цистерн следует предусматривать автовесы.

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

8.70. На трубопроводах жидкой и паровой фазы к колонкам следует предусматривать отключающие устройства на расстоянии не менее 10 м от колонок.

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

8.72. Испарительные установки, размещаемые в помещениях, следует 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.

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

8.74. Расстояние между испарителями следует принимать не менее диаметра испарителя, но во всех случаях - не менее 1 м.

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

ГАЗОПРОВОДЫ. АРМАТУРА И КИП

8.76.* Газопроводы ГНС следует проектировать с учетом обеспе­чения раздельного приема, хране­ния и выдачи газа различных марок, предусмотрен­ных ГОСТ 20448—90.

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

8.77. Газопроводы жидкой и паровой фазы с рабочим давлением до 1,6 МПа (16 кгс/см²) сле­дует предусматривать из стальных труб в соответ­ствии с требованиями,  предусмотренными в разд 11.

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

8.78. Прокладку газопроводов в производствен­ной зоне ГНС следует предусматривать надземной на опорах из негорючих материалов высотой не менее 0,5 м 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 0,5 м выше или ниже оконных и на 0,5 м выше дверных проемов. В этих случаях размещать арматуру, фланцевые и резьбовые соединения над и под проемами не допускается.

При проходе газопроводов через наружные стены следует учитывать требования п. 4.19.*

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

8.80. Гидравлический расчет трубопроводов сжи­женных газов сле­ду­ет производить в соответствии с справочных приложением 5.

8.81.* На участках надземных газопроводов жид­кой фазы, ограниченных запорными устройствами, для защиты трубопровода от повышения давления при нагреве солнечными лучами параллельно запор­ному устройству следует 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 м от уровня земли.

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

8.83. Для подземных и надземных резервуаров СУГ следует предусматривать КИП и предохрани­тельную арматуру в соответствии с «Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением», утвержденных Госгортехнадзором СССР.

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

8.85. Отвод газа от предохранительных клапа­нов резервуаров следует предусматривать через продувочные (сбросные) трубопроводы, которые должны быть выведены на высоту, определяемую расчетом, но не менее 3 м 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

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

ВОДОСНАБЖЕНИЕ. КАНАЛИЗАЦИЯ. ОТОПЛЕНИЕ И ВЕНТИЛЯЦИЯ

8.87.* При проектировании водоснабжения, кана­лизации, отопления и вентиляции ГНС следует выполнять требования СНиП  2.04.01-85, СНиП 2.04.02-84, СНиП  2.04.03-85, СНиП 2.04.05-91,* СНиП 2.04.07-86*, СНиП 2.01.02-85* и настоящего раздела.

8.88. На ГНС следует 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 200 м³ и менее следует предусматривать для тушения пожара систему водопровода низкого давления или пожаротушение из водоемов.

8.89. Расход воды на наружное пожаротушение ГНС следует принимать по табл. 18.

Таблица 18

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

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

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

Расход воды следует 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 табл. 18.

При определении общего расхода воды на наруж­ное пожаротушение и орошение резервуаров следует учитывать расход воды из гидрантов в количестве 25 % расхода, указанного в табл. 18.

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

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

8.94. На ГНС необходимо предусматривать произ­водственную и бытовую канализацию.

8.95. При проектировании канализации ГНС следует 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.

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

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

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

8.99. Трубопроводы тепловых сетей на террито­рии ГНС следует предусматривать, как правило, надземными. Подземная прокладка допускается на отдельных участках при невозможности осущест­вить надземную прокладку.

8.100. Прокладку трубопроводов систем отопле­ния внутри производственных помещений катего­рии А следует предусматривать открытой. Допуска­ется прокладка трубопроводов в штрабе.

8.101. 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.

8.102. 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.

8.103. Вытяжку из производственных помещений категории А, в которых обращаются сжиженные газы, следует 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 следует преду­сматривать на уровне 0,3 м от пола.

8.104. Аварийную вентиляцию следует преду­сматривать в  соответствии  с  требованиями СНиП 2.04.05-91. Включение аварийной вентиляции следует предусматривать автоматическое от при­боров, сигнализирующих об опасной концентрации газа в воздухе помещения. Удаление воздуха при этом следует предусматривать из нижней зоны по­мещения. Одновременно с включением аварийной вытяжной  вентиляции должно обеспечиваться отключение электроприводов насосов и компрес­соров.

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

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

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

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

ГАЗОНАПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ПУНКТЫ

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

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

8.110. Вместимость базы хранения на ГНП сле­дует определять в соответствии с требованиями пп. 8.44 и 8.45. При этом запас газа следует прини­мать из условия обеспечения не менее 2 - суточ­ной производительности ГНП.

8.111. ГНП следует располагать, как правило, в пределах территории поселений, по возможности с подветренной стороны для ветров преобладающего направлений по отношению к жилой застройке.

8.112.* Выбор площадки для строительства ГНП следует произво­дить с учетом обеспечения снаружи ограждения ГНП, свободной от застройки зоны ши­риной не менее 10 м. Указанное требование не рас-пространяется на расширяемые и реконструируемые ГНП.

8.113. 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:

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;

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, следует уточнять в соответст­вии с техническими условиями на проектирование.

Допускается предусматривать размещение служ­бы эксплуатации газового хозяйства с примыка­нием к территории ГНП.

8.114. Минимальные расстояния от резервуаров для хранения СУГ, размещаемых на ГНП, до зданий и сооружений, не относящихся к ГНП, следует при­нимать по табл. 19, до дорог — по табл. 20.

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

8.115.* Минимальные расстояния между зданиями и сооружениями, размещаемыми на территории ГНП, следует принимать по табл. 15 как для ГНС.

При размещении на ГНП резервуаров для хра­нения сжиженного газа общей вместимостью менее 50 м³ указанное расстояние следует принимать по табл. 21 как для ПСБ.

Таблица 19

Таблица 20

Расстояния до зданий подстанций следует при­нимать в соответствии с примечанием к табл. 15.

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

ПРОМЕЖУТОЧНЫЕ СКЛАДЫ БАЛЛОНОВ

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

8.117. В составе ПСБ следует 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 следует принимать по табл. 26 и 27.

8.118. Здания для складирования баллонов долж­ны соответствовать требованиям «Правил устрой­ства и безопасной эксплуатации сосудов, работаю­щих под давлением,» утвержденных Госгортехнадзором СССР.

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

8.120. Расстояния от склада и погрузочно-разгру­зочных площадок ПСБ до зданий и сооружений раз­личного назначения следует принимать не менее значений, указанных в табл. 21, при этом приведен­ное в поз. 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 21

Размещение складов с баллонами для сжижен­ных газов на территории промышленных предприя­тий следует предусматривать в соответствии с ука­заниями СНиП II-89-80*.

АВТОМОБИЛЬНЫЕ ГАЗОЗАПРАВОЧНЫЕ СТАНЦИИ СЖИЖЕННЫХ ГАЗОВ

8.121.* АГЗС следует размещать с соблюдением требований, предъявляемых к размещению ГНП без учета требований п. 8.112.*

8.122. В составе АГЗС следует 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 в безопасных местах на расстоянии не менее 20 м от зданий и сооружений различ­ного назначения.

8.123. Сливные колонки, предназначенные для слива газа из автоцистерн в резервуары АГЗС, сле­дует оборудовать трубопроводами паровой и жид­кой фазы, запорно-предохранительной арматурой, а также скоростными и обратными клапанами в соответствии с указаниями п. 8.41.*

Оборудование заправочных колонок, предназна­ченных для заправки газобаллонных автомобилей, следует предусматривать согласно требованиям п. 8.68.

Заправочные колонки следует оборудовать уст­ройством для замера расхода газа.

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

8.125.* Максимальная вместимость резервуаров АГЗС, распола­га­е­мой в границах селитебной территории, не должна превышать 100 м³, а вмести­мость одного резервуара — 50 м³. Установку резер­вуаров следует предусматривать, как правило, под­земной.

Допускается при технико-экономической целесо­образности устанав­ливать резервуары надземно. Общая вместимость резервуаров при этом не должна превышать 50 м³.

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

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

8.127. Минимальные расстояния от резервуаров на АГЗС до зданий и сооружений, не относящихся к АГЗС, следует принимать по табл. 19 и 20, до зда­ний и сооружений, расположенных на территории АГЗС, - по табл. 15.

При суммарной вместимости подземных резервуаров не более 50 м³ (при вместимости одного резервуара не более 5 м³) требования к размеще­нию резервуаров следует предъявлять как к резервуарным установкам.

Минимальное расстояние от заправочных коло­нок до зданий и сооружений, расположенных вне пределов АГЗС, следует принимать не менее 15 м, до ограждения АГЗС — не менее 10 м.

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

ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ, ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ. МОЛНИЕЗАЩИТА И СВЯЗЬ

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

8.130. Класс взрывоопасной зоны в помещениях и у наружных установок, в соответствии с которым должен производиться выбор электрооборудования для ГНС, ГНП, ПСБ и АГЗС, следует принимать согласно требованиям п. 8.37.

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

При невозможности питания пожарных насосов от двух независимых источников электроснабже­ния допускается предусматривать их подключение в соответствии с указаниями СНиП 2.04.01-85 или предусматривать установку резервного насоса с дизельным приводом.

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

8.133. Схема электроснабжения должна преду­сматривать в случае возникновения пожара автома­тическое отключение технологического оборудо­вания в помещениях с взрывоопасными зонами при опасной концентрации газа в воздухе помещения и централизованное отключение вентиляционного оборудования в соответствии с указаниями СНиП 2.04.05-91.*

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

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

8.135. 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 взрыво-защищенном исполнении.

8.136.* Для зданий, сооружений, наружных техно­логических установок и коммуникаций в зависи­мости от класса взрывоопасных зон следует преду­сматривать молниезащиту в соответствии с тре­бованиями РД 34.21.122-87.

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

Для зданий ГНС допускается предусматривать внутреннюю связь.

Для ПСБ следует предусматривать возможность выхода во внешнюю телефонную сеть.

9. ГАЗОСНАБЖЕНИЕ СЖИЖЕННЫМИ газами ОТ РЕЗЕРВУАРНЫХ И БАЛЛОННЫХ УСТАНОВОК

ОБЩИЕ УКАЗАНИЯ

9.1. 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.

9.2. При проектировании систем газоснабжения СУГ для районов с особыми природными или кли­матическими условиями следует дополнительно учи­тывать требования, предусмотренные разделами 10 и 11.

9.3. Прокладку газопроводов внутри помещений, размещение газо­вых приборов и проектирование газоснабжения производственных установок сле­дует осуществлять в соответствии с требованиями, изложенными в разд. 6.

РЕЗЕРВУАРНЫЕ УСТАНОВКИ

9.4. В составе резервуарной установки следует 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 следует устанавливать перед регулятором давления I ступени с подключением импульсной трубки за регулятором давления II ступени.

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

Для потребителей с расчетным часовым расходом газа до 4,5 м³/ч допускается установка одного резервуара, при этом следует предусматривать две параллельные линии регулирования давления газа. Резервуары могут устанавливаться как подземно, так и надземно.

Допускается предусматривать съемные резервуа­ры, наполняемые газом на ГНС или ГНП.

9.6. КИП, регулирующая, предохранительная и за­порная арматура резервуарных установок должны соответствовать требованиям разд. 11.

9.7. Арматуру и приборы резервуарных устано­вок следует защищать кожухами от атмосферных осадков и повреждений.

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

Допускается предусматривать теневой навес для надземных резервуаров.

9.9. Производительность резервуаров при естест­венном испарении следует определять: при подземном расположении — по номограмме при надземном расположении — расчетом исходя из условий теплообмена с окружающей средой.

Для учета теплового воздействия рядом рас­положенных подземных резервуаров полученную по номограмме производительность следует умножить на коэффициент теплового взаимодействия т 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

9.10. Расчетный часовой расход сжиженных газов, Q_d^h, кг/ч, при газоснабжении жилых зданий следует определять по формуле

,                    (9)

где п - число жителей, пользующихся газом, чел. При отсутствии данных п принимается по числу газифицируемых квартир и коэф­фициенту семейности для газифицируе­мого района;

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

Q_y.- годовой расход газа на одного человека в тепловых единицах. кДж/год (ккал/год).

К_h^v - показатель часового максимума суточного расхода — 0,12;          

Q^e_l - теплота сгорания газа, кДж/кг (ккал/кг).

9.11. Максимальную общую вместимость резер­вуаров в установке в зависимости от категории по­требителей следует принимать по табл. 22, макси­мальную вместимость одного резервуара — по табл. 23.

9.12. Расстояния от резервуарных установок, счи­тая от крайнего резервуара, до зданий и сооружений различного назначения следует принимать не менее указанных в табл. 24; до подземных сооружений - не менее указанных в табл. 27 как для 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 следует принимать по поз. 1 и 2 табл. 24, но не менее 15 м от подземных резервуаров и 20 м от надземных резервуаров.

 

 

Номограмма для определения производительности резервуара сжиженного газа вместимостью 2,5 и 5 м³ (подземного)

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

Пример.

Дано: давление газа - 0,04 МПа (0,4 кгс/см²); содержание пропана С₃Н₈ - 60 %; температура грунта — 270 К; теплопроводность грунта - 2,33 Вт/ (м•к); заполнение 35 %.

Находим: производительность резервуара — 2 м³/ч по линии А—С—В—Г—Д—Е—Ж.

9.13. Для резервуарных установок следует при­менять стальные сварные резервуары цилиндричес­кой формы, располагаемые горизонтально. Установ­ку подземных резервуаров следует выполнять в соответствии с требованиями разд. 8.

Резервуары, предназначенные для подземной установки, надземно устанавливать не разрешается.

9.14. Защиту подземных резервуаров от корро­зии следует предусматривать в соответствии с тре­бованиями ГОСТ 9.602 — 89 и указаниями разд. 4. Надземные резервуары необходимо окрашивать в светлый цвет.

Таблица 22

Таблица 23

9.15. Подземные резервуары следует устанавли­вать на глубине не менее 0,6 м от поверхности земли до верхней образующей резервуара в районах с сезонным промерзанием грунта и 0,2 м в районах без промерзания грунта.

При установке резервуаров в водонасыщенных грунтах следует предусматривать мероприятия по предотвращению всплытия резервуаров при уровне грунтовых вод:

для резервуаров вместимостью не более 5 м³ — выше диаметральной гори­зонтальной плоскости резервуара;

для резервуаров вместимостью более 5 м³ — выше нижней образу­ю­щей резервуара.

Расстояние в свету между подземными резервуа­рами должно быть не менее 1 м, а между надзем­ными резервуарами — равны диаметру большего смежного резервуара, но не менее 1 м.

Таблица 24

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 поз. 3.

9.16. Над подземным газопроводом жидкой фа­зы, объединяющим подземные резервуары, следует предусматривать контрольную трубку, выведенную над поверхностью земли на высоту не менее 1 м. При этом должна исключаться возможность попа­дания в трубку атмосферных осадков.

9.17. На газопроводе паровой фазы, объединяю­щем резервуары, следует предусматривать установ­ку отключающего устройства между группами резервуаров на высоте не менее 0,5 м от земли.

9.18. Установку предохранительных клапанов следует предус­мат­ривать на каждом резервуаре, а при объединении резервуаров в группы (по жид­кой и паровой фазам) — на одном из резервуаров каждой группы.

9.19. Пропускную способность ПСК следует опре­делять расчетом в соответствии с «Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением», утвержденными Гос­гор­технадзором СССР. Количество газа, подлежаще­го отводу через предохранительный клапан, должно определяться из условий теплообмена между резер­вуаром и окружающей средой согласно указаниям ОСТ 26-02-1519-76.

ИСПАРИТЕЛЬНЫЕ И СМЕСИТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ

9.20. Испарительные установки с искусствен­ным испарением следует 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.

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

при газоснабжении районов или объектов, ко­торые в перспективе будут снабжаться природным газом;

для покрытия пиковых нагрузок в сетях природ­ного газа в периоды часового, суточного или сезон­ного максимума;

в качестве резервного топлива для объектов и установок, требующих бесперебойного газоснабже­ния;

при использовании в системах газоснабжения тех­нического бутана.

9.22. При проектировании газоснабжения жилых районов от резервуарных установок, оснащенных испарительными и смеситель­ными установками, предпочтение следует 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 9, при подаче газовоздушной смеси — по рекомендуемому при­ложению 10.

9.23. Испарительные установки подразделяются на проточные, обеспечивающие получение паровой фазы постоянного состава в специальных тепло-обменных 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.

9.24. При использовании в испарительных уста­новках в качестве теплоносителя горячей воды или пара из тепловых сетей следует предусматривать мероприятия, исключающие возможность попадания паров СУГ в тепловые сети.

При использовании в испарительных установках электронагрева электрооборудование должно соот­ветствовать требованиям ПУЭ.

9.25. 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.

9.26. Испарительные установки допускается раз­мещать на открытых площадках или в помещениях, уровень пола которых расположен выше планиро­вочной отметки земли.

Испарители производительностью до 200 кг/ч допускается размещать непосредственно на крыш­ках горловин резервуаров или в пределах резер­вуарной установки на расстоянии не менее 1 м 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 200 кг/ч следует размещать вне пределов резервуарной уста­новки на расстоянии не менее:

от зданий и сооружений . . . . по табл. 26, 27

от ограды резервуарной установки . . . 10 м

9.27. Для испарителей, размещаемых вне помеще­ний, следует предусматривать тепловую изоляцию корпуса. При групповом размещении испарителей расстояния между ними следует принимать не менее 1 м.

9.28. Смешение газов с воздухом допускается осуществлять при давлении газа до 0,6 МПа (6 кгс/см² ).

9.29.* Исключен.

9.30. Смешение паровой фазы СУГ с воздухом следует 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.

9.31.* Смесительные установки следует размещать в помещениях или на открытых площадках в соот­ветствии с требованиями, предусмотренными п. 9.26.

При поступлении газа в смесительные установки из газопроводов размещение смесительных устано­вок следует предусматривать на расстоянии не менее указанного в табл. 26, 27*.

9.32. Здания и помещения, предназначенные для размещения испарительных и смесительных устано­вок, должны соответствовать требованиям, уста­новленным для помещений категории А, приведен­ным в разд. 8 для аналогичных установок.

ГРУППОВЫЕ БАЛЛОННЫЕ УСТАНОВКИ

9.33. Групповой баллонной установкой следует считать установку газоснабжения, в состав которой входит более двух баллонов. В каждом конкрет­ном случае применение групповой баллонной уста­новки должно быть обосновано.

9.34. В составе групповой баллонной установки следует 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.

9.35. Число баллонов в одной групповой установ­ке следует определять расчетом исходя из часового расхода газа и производительности одного балло­на в зависимости от температуры окружающего воздуха, марки газа и продолжительности отбора газа.

9.36. Максимальную суммарную вместимость баллонов в групповой баллонной установке следует принимать по табл. 25.

Таблица 25

9.37. Групповые баллонные установки следует размещать в шкафах из негорючих материалов или под защитными кожухами.

Размещение групповых баллонных установок следует предусматривать непосредственно у зданий или на расстоянии от зданий, не менее указанного в табл. 26, и от сооружений на расстоянии, не менее указанного в табл. 27*.

Таблица 26

 

Таблица 27*

9.38.* Стены зданий, непосредственно у которых размещаются групповые баллонные установки, должны быть не ниже III-IIIa степени огнестой­кости и не иметь утеплителя из горючего материала, оконных и дверных проемов на расстоянии, не менее указанного в табл. 26, от групповой баллон­ной установки.

Возле общественного или производственного здания не допускается предусматривать размеще­ние более одной групповой баллонной установки.

Возле жилого дома допускается предусматривать размещение не более трех групповых баллон­ных установок на расстоянии не менее 15 м одна от другой.

9.39. Шкафы и баллоны следует устанавливать на фундаменты, вокруг которых должна выпол­няться отмостка шириной не менее 1 м перед шкафом и 0,5 м с остальных сторон.

Групповые баллонные установки следует распо­лагать в местах, имеющих удобный подъезд для автотранспорта.

Групповые баллонные установки, размещаемые под защитными кожухами, должны иметь огражде­ние из негорючих материалов.

Над групповыми баллонными установками до­пускается предусматривать теневой навес из него­рючих материалов.

9.40. При необходимости обеспечения стабильно­го испарения СУГ и невозможности использования резервуарных установок допускается предусматри­вать размещение групповой баллонной установки в специальном строении или в пристройке к глухой наружной стене газифицируемого производствен­ного здания. Указанные строения или пристройки должны отвечать требованиям разд. 5 как для от­дельно стоящих или пристроенных ГРП.

Вентиляцию следует проектировать из расчета пятикратного воздухообмена в час с удалением 2/3 воздуха из нижней зоны помещения.

9.41. Требования п. 9.40 распространяются на проектирование помещений магазинов для про­дажи малолитражных баллонов населению. Макси­мальную вместимость баллонов, находящихся в магазине, и минимальное расстояние от магазина до зданий и сооружений следует принимать по табл. 25 и 26 как для промышленных предприятий.

ТРУБОПРОВОДЫ ГРУППОВЫХ БАЛЛОННЫХ И РЕЗЕРВУАРНЫХ УСТАНОВОК

9.42. Трубопроводы обвязки резервуаров, бал­лонов и регуляторов давления следует рассчиты­вать на давление, принятое для резервуаров или баллонов.

9.43. Наружные газопроводы от групповых бал­лонных и резервуарных установок следует преду­сматривать из стальных труб, отвечающих требова­ниям разд. 11.

Допускается предусматривать присоединение газового оборудования временных установок и установок сезонного характера, размещенных вне помещения, при помощи резинотканевых рукавов с выполнением требований разд. 6.

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

Газопроводы от емкостных испарителей следует прокладывать ниже глубины промерзания грунта.

При невозможности выполнения указанных тре­бований следует предусматривать обогрев газо­проводов или конденсатосборников.

9.45. Прокладку надземных газопроводов от групповых баллонных установок, размещаемых в отапливаемых помещениях, и от подземных резер­вуарных установок следует предусматривать с теп­ловой изоляцией и обогревом газопроводов. Тепло­вую изоляцию следует предусмат­ри­вать из негорю­чих материалов.

9.46. Уклон газопроводов следует предусматри­вать не менее 5 ^о/_оо в сторону конденсатосборников для подземных газопроводов и в сторону газоснаб­жающей установки для надземных газопроводов. Вместимость конденсатосборников следует прини­мать не менее 4 л на 1 м³ расчетного часового рас­хода газа.

9.47. Отключающие устройства на газопроводах низкого давления от групповых баллонных и резер­вуарных установок следует предусмат­ривать в соответствии с указаниями разд. 4.

В случае газоснабжения более 400 квартир от одной резервуарной установки следует предусматривать дополнительное отключающее устройство на подземном газопроводе от резервуарной уста­новки в колодце глубиной не более 1 м или над землей под защитным кожухом (в ограде).

ИНДИВИДУАЛЬНЫЕ БАЛЛОННЫЕ УСТАНОВКИ

9.48. Индивидуальной баллонной установкой сле­дует считать установку газоснабжения СУГ, в состав которой входит не более двух баллонов.

9.49.* Индивидуальные баллонные установки до­пускается предусматривать как снаружи, так и внутри зданий.

При газоснабжении СУГ с повышенным содержа­нием бутана следует предусматривать размещение баллонов, как правило, внутри жилых зданий.

Размещение баллонов внутри жилых зданий, име­ющих более двух этажей, не допускается.

9.50. При газификации двухэтажных жилых домов допускается установка баллонов внутри помещений при числе квартир:

не более четырех в домах новой застройки;

не более восьми в домах существующей за­стройки.

9.51. Помещения, в которых предусматривается размещение газовых приборов и баллонов с газом, должны отвечать требованиям, предусмотренным разд. 6.

Дополнительные требования к помещениям в связи с установкой баллонов не предъявляются.

При размещении баллонов в существующих жилых домах в помещениях, под которыми име­ются подвалы или погреба и вход в них осуществля­ется из этих помещений, следует предусматривать уплотнение полов и входов в подвалы и погреба, заделку щелей для исключения возможности проникания газа в подземные сооружения.

9.52.* Установка баллонов с газом не допускается:

в жилых комнатах;

в цокольных и подвальных помещениях;

в помещениях, расположенных под обеденными и торговыми залами предприятий общественного питания, а также под аудиториями и учебными классами, под зрительными (актовыми) залами общественных и производственных зданий, боль­ничными палатами и другими аналогичными поме­щениями; в помещениях без естественного освещения.

9.53. Газоснабжение СУГ агрегатов, установок и различных горелок, размещенных в цокольных и подвальных помещениях, не допускается.

9.54. Установку баллонов СУГ в производствен­ных помещениях следует предусматривать в мес­тах, защищенных от повреждения внутрицеховым транспортом, брызг металла и воздействия корро­зионно-активных жидкостей и газов, а также от нагрева выше 45 °С. Допускается размещать бал­лоны непосредственно у агрегатов, потребляющих газ, если это предусмотрено конструкцией агрегата.

9.55. Индивидуальные  баллонные установки, предназначенные для газоснабжения животновод­ческих и птицеводческих помещений, следует раз­мещать вне зданий. В оранжереях и теплицах допус­кается размещение баллонов внутри зданий.

10. ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К СИСТЕМАМ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ В ОСОБЫХ ПРИРОДНЫХ И КЛИМАТИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ

ВЕЧНОМЕРЗЛЫЕ ГРУНТЫ

10.1. При проектировании систем газоснабжения для районов с вечномерзлыми грунтами кроме требований настоящих норм следует учитывать требования СНиП 2.02.04-88.

10.2.* Инженерно-геологические изыскания в районах распрост­ра­нения вечномерзлых грунтов следует производить в соответствии с требованиями СНиП 1.02.07-87.

10.3. Способы прокладки газопроводов в зависи­мости от объемно-планировочных решений застройки, мерзлотно-грунтовых условий по трассе теплового режима газопровода и принципа исполь­зования вечномерзлых грунтов в качестве основа­ния следует принимать:

наземный - на подсыпке;

надземный - по опорам, эстакадам, конструк­циям зданий и соору­же­ний и др. с устройством пешеходных переходов при прокладке газопрово­дов на низких опорах;

подземный - бесканальный и канальный: в вентилируемых каналах с установкой сигнализа­торов загазованности.

Примечание. Канальная прокладка допускается для газопроводов низкого давления.

10.4. Внутри жилых кварталов, на территориях промышленных предприятий в зоне распростране­ния вечномерзлых грунтов следует применять, как правило, надземную и наземную прокладку газо­проводов.

10.5. Для зданий, строящихся по принципу сох­ранения мерзлоты в основаниях фундаментов, сле­дует предусматривать, как правило, совмещенный подвод газопроводов с трубопроводами различного назначения выше уровня земли или в каналах.

10.6. Высоту прокладки надземных газопроводов следует принимать с учетом их теплового воздействия на грунт, но не менее 0,5 м от поверхности земли.

10.7. Вводы газопроводов в здания  следует проектировать с учетом возможности перемеще­ния газопровода независимо от здания при дефор­мации от просадки и выпучивания грунта.

10.8. При переходе подземного газопровода через железнодорожные пути следует предусматривать мероприятия по предупреждению оттаивания грунта земляного полотна и основания.

ПОДРАБАТЫВАЕМЫЕ ТЕРРИТОРИИ

10.9. При проектировании систем газоснабжения, размещаемых над месторождениями полезных иско­паемых, где проводились, проводятся или преду­сматриваются горные разработки, необходимо руко­водствоваться, кроме настоящих норм, требова­ниями СНиП 3.02.01-87, инструкции "О порядке вы­дачи разрешений на застройку площадей залегания полезных ископаемых", утвержденной Госгортехнадзором СССР, а также ведомственными нормативны­ми документами по проектированию зданий и со­оружений на подрабатываемых территориях, утвер­жденными в установленном порядке.

10.10. Проект прокладки газопровода на под­рабатываемой территории должен иметь в своем составе горно-геологическое обоснование.

Горно-геологическое обоснование должно уточ­няться по истечении двух лет после согласования проекта с соответствующими организациями.

10.11. При составлении проекта газоснабжения объектов, размещаемых на площадях залегания полезных ископаемых, необходимо учитывать про­грамму развития горных работ на ближайшие 10 лет.

10.12. Прокладку газопроводов следует преду­сматривать преиму­щест­венно по территориям, на которых уже закончился процесс сдвижения земной поверхности или подработка которых намечается на более поздние сроки, а также по территориям, где ожидаемые деформации земной поверхности будут минимальными.

10.13. Ориентирование трасс распределительных газопроводов относительно направления простира­ния пластов следует производить на основании технико-экономических расчетов.

Трассу газопровода следует предусматривать преимущественно вне проезжей части территории с учетом возможного вскрытия траншей в период интенсивных деформаций земной поверхности в результате горных выработок.

10.14. Прочность и устойчивость подземных газо­проводов, проекти­ру­емых для прокладки на под­рабатываемых территориях, следует обеспечивать за счет:

повышения несущей способности газопровода;

увеличения подвижности газопровода в грунте;

снижения воздействия деформирующегося грунта на газопровод.

Преимущество должно отдаваться решениям, обеспечивающим максимальную безопасность насе­ления.

10.15. Протяженность зоны защиты газопровода определяется длиной мульды сдвижения, увеличен­ной на 50 м.

10.16. Необходимость и объемы строительных мер защиты проекти­ру­емых и эксплуатируемых газопроводов следует определять по результатам расчета газопроводов на прочность с учетом техни­ко-экономических обоснований вариантов защиты газопроводов.

10.17. При газоснабжении потребителей, для ко­торых перерывы в подаче газа недопустимы по технологическим или другим причинам, следует предусматривать подачу газа этим потребителям от двух газопроводов, прокладываемых по терри­тории, подработка которых начинается в разное время, с обязательным кольцеванием газопроводов.

10.18. Переходы газопроводов через реки, овраги и железно­до­рожные пути в выемках следует пре­дусматривать, как правило, надземными.

10.19. На подземных газопроводах в пределах подрабатываемых территорий следует предусматри­вать установку контрольных трубок.

Контрольные трубки должны устанавливаться на углах поворотов, в местах разветвления сети, у компенсаторов бесколодезной установки.

В пределах населенных пунктов следует преду­сматривать установку контрольных трубок также на линейных участках газопроводов с расстоянием между ними не более 50 м.

Для предохранения от механических поврежде­ний контрольные трубки в зависимости от местных условий должны быть выведены под ковер или другое защитное устройство.

10.20. Для обеспечения подвижности подземных газопроводов в грунте и снижения воздействия деформирующегося грунта на газопровод следует предусматривать применение малозащемляющих материалов для засыпки траншей после укладки труб или установку компенсаторов.

10.21. В качестве малозащемляющих материалов для засыпки траншей газопровода следует приме­нять песок, песчаный грунт или другой грунт, обладающий малым сцеплением частиц.

10.22. Компенсаторы необходимо устанавливать в колодцах или нишах, доступных для наблюдения; допускается установка бесколодезных компенса­торов.

10.23. В местах пересечения подземных газо­проводов с другими подземными коммуника­циями следует предусматривать уплотнитель­ные устройства (глиняные экраны, футляры на газо­проводе и др.) и установку контрольных трубок.

10.24. Конструкция крепления надземных газо­проводов должна допускать смещение труб по вертикали.

СЕЙСМИЧЕСКИЕ РАЙОНЫ

10.25. При проектировании систем газоснабжения для строительства в районах с сейсмичностью 7, 8 и 9 баллов кроме требований настоящих норм сле­дует учитывать требования СНиП II-7-81.*

10.26. Определение   сейсмичности   площадок строительства ГРП, ГНС, ГНП, ПСБ, АГЗС и трассы газопровода следует производить на основании сей­смического микрорайонирования или в соответст­вии с указаниями, приведенными в СНиП II-7-81*.

10.27.* Внутреннее газооборудование следует проектировать в соответствии с указаниями разд. 6.

10.28. При проектировании газоснабжения горо­дов с населением более 1 млн. чел. при сейсмичности местности 7 баллов и более, а также для городов с населением более 100 тыс. чел. при сейсмичности местности 8 и 9 баллов следует предусматривать не менее двух ГРС с размещением их с противополож­ных сторон города. Для предприятий с непрерыв­ными технологическими процессами подачу газа следует предусматривать, как правило, от двух городских газопроводов.

10.29. Для ГРП с входным давлением свыше 0,6 МПа (6 кгс/см²) и ГРП предприятий с непре­рывными технологическими процессами следует предусматривать наружные обводные газопроводы (байпасы) с установкой отключающих устройств вне зоны возможного обрушения ГРП.

10.30. Газопроводы высокого и среднего давле­ния, предназначенные для газоснабжения населен­ных пунктов и объектов, указанных в п. 10.28, следует проектировать закольцованными с разделе­нием их на секции отключающими устройствами.

10.31. На подземных газопроводах следует пре­дусматривать контрольные трубки:

в местах врезки газопроводов;

на углах поворота газопровода;

в местах пересечения с подземными инженер­ными сетями, проложенными в каналах;

на вводах в здания.

10.32. Размещение запорной арматуры (отклю­чающих устройств) следует предусматривать в соот­ветствии с указаниями разд. 4.

10.33. В местах прохождения газопроводов через стены зданий и стенки колодцев между трубой и футляром следует предусматривать эластичную водонепроницаемую заделку, не препятствующую возможному смещению газопровода.

10.34. На надземных газопроводах, проклады­ваемых в районах с сейсмичностью 8 и 9 баллов, при отсутствии самокомпенсации следует преду­сматривать компенсирующие устройства в местах пересечения естественных и искусственных пре­пятствий, присоединения газопроводов к оборудо­ванию, установленному на фундаменты (резервуары СУГ, компрессоры, насосы и т.д.), а также на вводах в здания.

РАЙОНЫ С ПУЧИНИСТЫМИ, ПРОСАДОЧНЫМИ И НАБУХАЮЩИМИ ГРУНТАМИ

10.35. При проектировании систем газоснабжения для районов с пучинистыми, просадочными или набухающими грунтами, кроме требований настоя­щих норм, следует дополнительно руководство­ваться указаниями СНиП 2.02.01-83.

10.36. Глубину прокладки газопроводов в среднепучинистых и сильнопучинистых грунтах при одина­ковой степени пучинистости по трассе газопровода следует принимать не менее 0,9 м до верха трубы. Прокладка газопроводов в слабопучинистых грун­тах должна предусматриваться в соответствии с требованиями разд. 4.

10.37. Прокладку газопроводов в грунтах неоди­наковой степени пучинистости (резко меняющийся состав грунта, изменение уровня грунтовых вод, переход газопровода из проезжей части дороги в газон и др.) следует производить на глубине не менее 0,7—0,8 нормативной глубины промерзания, но не менее 0,9 м до верха трубы.

10.38. Глубину прокладки подземных газопро­водов, предназна­чен­ных для транспортирования влажного газа, следует принимать в соответствии с требованиями разд. 4.

10.39. Противокоррозионную изоляцию верти­кальных участков подземных газопроводов и футляров (вводы в здания и ГРП, конденсатосборники, гидрозатворы и др.) следует предусматривать из полимерных материалов. Допускается исполь­зовать другие проектные решения по защите этих участков от воздействия на них сил морозного пучения.

10.40. Для резервуарных установок СУГ с под­земными резервуарами в среднепучинистых и сильнопучинистых грунтах следует предус­мат­ривать надземную прокладку соединяющих резервуары газопроводов жидкой и паровой фаз.

10.41. При проектировании колодцев следует предусматривать мероприятия по их защите от воздействия сил морозного пучения грунтов (гра­вийная или гравийно-песчаная засылка пазух, об­мазка внешней стороны стен гидроизоляционными или несмерзающимися покрытиями, например, железнение и др.). Над перекрытием колодцев следует предусматривать асфальтовую отмостку, выходящую за пределы пазух не менее чем на 0,5 м.

10.42.* Проектирование газопроводов для райо­нов с просадочными и набухающими грунтами сле­дует вести с учетом свойств этих грунтов, преду­сматривая мероприятия по уменьшению деформа­ции основания, например, уплотнение грунтов, химическое закрепление, водозащитные и кон­структивные мероприятия с учетом имеющегося опыта использования таких грунтов в районе строи­тельства в качестве оснований под здания и соору­жения.

Прокладку газопроводов в грунтах I типа по просадочности следует предусматривать в соответ­ствии с требованиями разд. 4.

Устройство вводов газопроводов должно соот­ветствовать указаниям п. 4.19*.

11. МАТЕРИАЛЫ И ТЕХНИЧЕСКИЕ ИЗДЕЛИЯ

ОБЩИЕ УКАЗАНИЯ

11.1. Материалы и технические изделия, преду­сматриваемые в проектах систем газоснабжения, должны быть экономичными, надежными и соот­ветствовать требованиям государственных стан­дартов или технических условий, утвержденных в установленном порядке и прошедших государствен­ную регистрацию в соответствии с ГОСТ 2.114-70.

11.2. При выборе материалов, а также арматуры, оборудования, приборов и других технических изделий, предназначенных для строительства систем газоснабжения в районах с сейсмичностью 7 и более баллов, в зонах распространения пучинистых и просадочных грунтов, на подрабатываемых терри­ториях и в районах с холодным климатом следует учитывать дополнительные требования, приведен­ные в пп. 11.53 - 11.58.

11.3. Допускается применять не предусмотрен­ные настоящим разделом отечественные и импорт­ные материалы и технические изделия, в том числе трубы, если они соответствуют требованиям настоя­щих норм.

Возможность замены труб и других технических изделий, принятых в проекте, должна определяться организацией — автором проекта.

11.4.* Для подземных межпоселковых газопрово­дов давлением до 0,6 МПа (6 кгс/см²) и подземных газопроводов давлением до 0,3 МПа (3 кгс/см²) прокладываемых на территории сельских поселений, следует предусматривать, как правило, полиэтиле­новые трубы, за исключением случаев, когда по ус­ловиям прокладки и вида транспортируемого газа, эти трубы применять не допускается.

СТАЛЬНЫЕ ТРУБЫ

11.5.* Для строительства систем газоснабжения следует применять стальные прямошовные и спиральношовные сварные и бесшовные трубы, изго­товленные из хорошо сваривающейся стали, содер­жащей не более 0,25 % углерода, 0,056 % серы и 0,046 % фосфора.

Толщину стенок труб следует определять расче­том в соответствии с требованиями СНиП 2.04.12-86 и принимать ее номинальную величину ближайшей большей по стандартам или техническим условиям на трубы, допускаемые настоящими нормами к применению. При этом для подземных и наземных (в насыпях) газопроводов номинальную толщину стенки труб следует принимать не менее 3 мм, а для наружных надземных и наземных газопроводов — не менее 2 мм.

Выбор стальных труб для конкретных условий строительства систем газоснабжения следует произ­водить в соответствии с обязательным приложе­нием 7.

11.6. Стальные трубы для строительства наруж­ных и внутренних газопроводов следует преду­сматривать групп В и Г, изготовленные из спокойной малоуглеродистой стали группы В по ГОСТ 380—88 не ниже второй категории (для газопроводов диа­метром более 530 мм при толщине стенки труб более 5 мм, как правило, не ниже третьей катего­рии) марок Ст2, Ст3, а также Ст4 при содержании в ней углерода не более 0,25 %; стали марок 08, 10, 15, 20 по ГОСТ 1050—88; низколегированной стали марок 09Г2С, 17ГС, 17Г1С ГОСТ 19281-89 не ниже шестой категории; стали 10Г2 ГОСТ 4543-71.

11.7.*  Допускается применять стальные трубы, указанные в п. 11.6, но изготовленные из полу­спокойной и кипящей стали, в следующих случаях:

для подземных газопроводов, сооружаемых в районах с расчетной температурой наружного воз­духа до минус 30 °С включ.;

для надземных газопроводов, сооружаемых в районах с расчетной температурой наружного воз­духа до минус 10 °С включ. — трубы из полуспокойной и кипящей стали и с расчетной температурой до минус 20 °С включ. — трубы из полуспокойной стали;

для внутренних газопроводов с толщиной стен­ки не более 8 мм, если температура стенок труб в процессе эксплуатации не будет понижаться ниже 0 °С для труб из кипящей стали и ниже минус 10 °С для труб из полуспокойной стали.

При применении для наружных газопроводов труб из полуспокойной и кипящей стали в пере­численных случаях необходимо соблюдать следую­щие условия:

диаметр не должен превышать 820 мм для труб из полуспокойной стали и 530 мм для труб из кипя­щей стали;

толщина стенки труб должна быть не более 8 мм.

В районах с расчетной температурой наружно, о воздуха до минус 40 °С включ. для строительства наружных подземных и надземных газопроводов допускается применять трубы, изготовленные из полуспокойной стали диаметром не более 325 мм и толщиной стенки до 5 мм включ., а также трубы, изготовленные из полуспокойной и кипящей стали, диаметром не более 114 мм с толщиной стенки до 4,5 мм включ. для наружных подземных и над­земных газопроводов.

Не допускается применять трубы из полуспокой­ной и кипящей стали для изготовления методом холодного гнутья отводов, соединительных частей и компенсирующих устройств для газопроводов высокого и среднего давления.

11.8. Для наружных и внутренних газопроводов низкого давления, в том числе для их гнутых отво­дов и соединительных частей, допускается при­менять трубы групп А, Б, В, изготовленные из спо­койной, полуспокойной и кипящей стали марок Ст1, Ст2, Ст3, Ст4 категорий 1, 2, 3 групп А, Б и В по ГОСТ 380-88 и 08, 10, 15, 20 по ГОСТ 1050—88. Сталь марки 08 допускается применять при технико-экономическом обосновании, марки Ст4 — при содержании в ней углерода не более 0,25 %.

11.9. Для участков газопроводов всех давлений, испытывающих вибрационные нагрузки (соединен­ные непосредственно с источником вибрации в ГРП, ГРУ, компрессорных и др.), следует приме­нять стальные трубы групп В и Г, изготовленные из спокойной стали с содержанием углерода не более 0,24 % (например, Ст2, Ст3 не менее третьей категории  по   ГОСТ 380—88; 08, 10, 15 по ГОСТ 1050-88).

11.10. Сварное соединение сварных труб должно быть равнопрочно основному металлу труб или иметь  гарантированный  заводом-изготовителем согласно стандарту или техническим условиям на трубы коэффициент прочности сварного соедине­ния. Указанное требование следует вносить в заказ­ные спецификации на трубы.

Допускается применять трубы по ГОСТ 3262-75, сварные швы которых не имеют характеристики прочности сварного соединения, на давление газа, указанное в обязательном приложении 7.

11.11. Требования к ударной вязкости металла труб для газопроводов, прокладываемых в районах с расчетной температурой наружного воздуха до минус 40 °С включ., как правило, не предъявля­ются. Для наружных газопроводов, прокладываемых в районах с расчетной температурой наружного воздуха ниже минус 40 °С, величина ударной вяз­кости металла применяемых труб и соединитель­ных частей должна быть не ниже 30 Дж/см² (3 кгс•м/см²) при минимальной температуре эксплуатации газопровода.

В зависимости от местных условий прокладки следует, как правило, предусматривать требования к ударной вязкости металла труб для газопроводов высокого давления I категории диаметром более 620 мм, а также для газопроводов, испытывающих вибрационные нагрузки, прокладываемых на участках перехода через железные и автомобильные дороги, водные преграды и для других ответст­венных газопроводов и их отдельных участков. Требования к ударной вязкости следует преду­сматривать для труб с толщиной стенки более 5 мм.

При этом величина ударной вязкости основного металла труб должна приниматься не ниже 30 Дж/см² (3 кгс•м/см²) при минимальной температуре экс­плуатации газопровода.

11.12. Эквивалент углерода должен определяться по формулам: для низколегированной стали

(10)

для малоуглеродистой стали или низколегирован­ной стали только с кремнемарганцевой системой легирования, например, марок 17ГС, 17Г1С, 09Г2С и др.

 ;                      (11)

где С, Мn, Сr, Мо, V, Ti, Nb, Сu, Ni, В - содержание (процент от массы) в составе металла трубной стали соответственно углерода, марганца, хрома, молибдена, ванадия, титана, ниобия, меди, никеля, бора. Величина [С]_э, не должна превышать 0,46.

11.13. Трубы, предусматриваемые для систем газоснабжения, должны быть испытаны гидравли­ческим давлением на заводе-изготовителе или иметь запись в сертификате о гарантии того, что трубы выдержат гидравлическое давление, вели­чина которого соответствует требованиям стан­дартов или технических условий на трубы.

11.14. Импульсные газопроводы для присоеди­нения контрольно-измерительных приборов и при­боров автоматики обвязки газифи­ци­ру­е­мого обору­дования следует предусматривать, как правило, из стальных труб, приведенных в обязательном приложении 7 или согласно данным, приведенным в паспортах на оборудование. Допускается приме­нение для этих целей медных труб по ГОСТ 617—90, а также резинотканевых и резиновых рукавов и трубок согласно указаниям разд. 6.

СОЕДИНИТЕЛЬНЫЕ ЧАСТИ И ДЕТАЛИ

11.15. Соединительные части и детали для систем газоснабжения следует предусматривать из спокой­ной стали (литые, кованые, штампованные, гнутые или сварные) или из ковкого чугуна, изготовлен­ными в соответствии с государственными и отрасле­выми стандартами, приведенными в табл. 28.

Допускается применять соединительные части и детали, изготовленные по чертежам, выполненным проектными организациями с учетом технических требований одного из стандартов на соответствую­щую соединительную часть или деталь.

Таблица 28

Примечание. Для строительства газопроводов допускается применение соединительных частей и деталей по ОСТ 102-54-81 - ОСТ 102-62-81 и по ОСТ 102-39-85 - ОСТ 102-45-85.

Соединительные части и детали систем газоснаб­жения допускается изготовлять из стальных бесшов­ных и прямошовных сварных труб или листового проката, металл которых отвечает техническим требованиям, предусмотренным пп. 11.5*—11.12 для соответствующего газопровода.

11.16. Соединительные части и детали должны быть заводского изготовления. Допускается приме­нение соединительных частей и деталей, изготовлен­ных на базах строительных организаций, при усло­вии контроля всех сварных соединений (для свар­ных деталей) неразрушающими методами.

11.17. Фланцы, применяемые для присоединения к газопроводам арматуры, оборудования и прибо­ров, должны соответствовать ГОСТ 12820—80 и ГОСТ 12821-80.

11.18. Для уплотнения фланцевых соединений следует применять прокладки, изготовленные из материалов, указанных в табл. 29.

Допускается предусматривать прокладки из дру­гого уплотни­тель­ного материала, обеспечивающего не меньшую герметичность по сравнению с материа­лами, приведенными в табл. 29 (с учетом среды, давления и температуры).

ЗАЩИТНЫЕ ПРОТИВОКОРРОЗИОННЫЕ МАТЕРИАЛЫ

11.19. Материалы и конструкции, применяемые для защиты подземных газопроводов и резервуаров от коррозии, должны соответствовать требованиям ГОСТ 9.602—89.

11.20. Для анодных заземлений катодных уста­новок следует применять железокремневые, гра­фитовые, графитопластовые и другие малораст­воримые материалы, а также чугунные трубы без антикоррозионного покрытия.

11.21. Для защиты от атмосферной коррозии надземных газопроводов и надземных резервуа­ров СУГ следует применять лакокрасочные покры­тия (краски, лаки, эмали), выдерживающие изме­нение температуры наружного воздуха и влияние атмосферных осадков.

11.22. Прокладки и подкладки для изоляции газопроводов от металлических и железобетонных конструкций следует изготавливать из полиэтилена ГОСТ 16338-85Е или других материалов, равно­ценных ему по диэлектрическим свойствам.

ТРУБЫ И ДЕТАЛИ СОЕДИНИТЕЛЬНЫЕ ИЗ ПОЛИЭТИЛЕНА

11.23* Для подземных газопроводов следует применять трубы из полиэтилена низкого - давления с маркировкой «ГАЗ», изготовленные в соответ­ствии с ТУ 6-19-352-87, а также трубы, специально предназначенные для газопроводов из полиэтилена средней плотности, изготовленные по стандартам или техническим условиям, утвержден­ным в уста­новленном порядке.

11.24. В зависимости от рабочего давления газа в газопроводе следует предусматривать:

для газопроводов низкого и среднего давления трубы типа С (средний);

для газопроводов высокого давления II катего­рии - трубы типа Т (тяжелый).

Таблица  29

11.25.* Детали соединительные  (втулки под фланцы, переходы, отводы, тройники и др.) для полиэтиленовых газопроводов должны предусмат­риваться по  ТУ 6-19-359-87 и соответствовать типу труб С или Т.

11.26. Разъемные соединения полиэтиленовых труб со стальными трубами, компенсаторами и запорной арматурой следует предусмат­ривать на втулках под фланец. При отсутствии втулок под фланцы допускается выполнять разъемные соеди­нения полиэтилен — сталь по чертежам, разработан­ным проектной организацией.

ЗАПОРНОЕ И РЕГУЛИРУЮЩЕЕ ОБОРУДОВАНИЕ, ПРИБОРЫ И ДРУГИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ИЗДЕЛИЯ

11.27. При выборе запорной арматуры следует учитывать условия ее эксплуатации по давлению газа и температуре согласно данным, приведенным в табл. 30*

Таблица 30*

11.28. При выборе запорной арматуры для резер­вуаров СУГ следует принимать следующие условные давления, МПа (кгс/см²):

для надземных ......1,6 (16)

 " подземных ......1,0 (10)

В системах газоснабжения СУГ запорная арма­тура из серого чугуна допускается к применению только на газопроводах паровой фазы низкого дав­ления.

11.29. Вентили, краны, задвижки и затворы поворотные, предусматриваемые для систем газо­снабжения в качестве запорной арматуры (отклю­чающих устройств), должны быть предназначены для газовой среды. Герметичность затворов должна соответствовать I классу по ГОСТ 9544—75.

Допускается применять для систем газоснабже­ния запорную арматуру общего назначения при условии выполнения дополнительных работ по притирке и испытанию затвора арматуры на герме­тичность I класса в соответствии с ГОСТ 9544—75.

Электрооборудование приводов и других эле­ментов трубопроводной арматуры по требованиям взрывобезопасности следует принимать в соответ­ствии с указаниями ПУЭ.

На газопроводах низкого давления в качестве запорных устройств допускается применять гидро­затворы.

Краны и поворотные затворы должны иметь ограничители поворота и указатели положения «открыто - закрыто», а задвижки с невыдвижным шпинделем — указатели степени открытия.

11.30. Основные параметры регуляторов давле­ния газа, приме­ня­е­мых в системах газоснабжения, должны соответствовать данным, приведенным в табл. 31.

11.31. Конструкция регуляторов давления газа должна соответст­вовать ГОСТ 11881 — 76Е (СТ СЭВ 3048—81) и удовлетворять следующим требованиям:

зона пропорциональности не должна превышать ± 20 % верхнего предела настройки выходного давления для комбинированных регуляторов и регуляторов баллонных установок и ±10 % для всех других регуляторов;

зона нечувствительности не должна быть более 2,5 % верхнего предела настройки выходного давле­ния;

постоянная времени (время переходного про­цесса регулирования при резких изменениях расхода газа или входного давления) не должна пре­вышать 60 с.

11.32. Относительная нерегулируемая протечка газа через закрытые клапаны двухседельных регу­ляторов допускается не более 0,1 % номинального расхода; для односедельного клапана герметич­ность затворов должна соответствовать I классу по ГОСТ 9544-75.

Таблица 31

Допустимая нерегулируемая протечка газа при применении в качестве регулирующих устройств поворотных заслонок не должна превышать 1 % пропускной способности.

11.33. Основные параметры ПЗК, применяемых в ГРП (ГРУ) для прекращения подачи газа к потре­бителям при недопустимом повышении и пониже­нии контролируемого давления газа, приведены в табл. 32.

Таблица 32

Точность срабатывания ПЗК должна составлять ± 5 % заданных величин контролируемого давления для ПЗК, устанавливаемых в ГРП, и ± 10 % для ПЗК в шкафных ГРП, ГРУ и комбинированных регуляторах.

11.34. Основные параметры ПСК, устанавливае­мых в ГРП (ГРУ) и на резервуарах СУГ, приведены в табл. 33.

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

Давление, при котором происходит полное закрытие клапана, устанавливается соответствую­щим стандартом или техническими условиями на изготовление клапанов, утвержденными в установ­ленном порядке.

Пружинные ПСК должны быть снабжены устрой­ством для их принудительного открытия.

На газопроводах низкого давления допускается установка ПСК без приспособления для принудительного открытия.

11.36. Основные параметры фильтров, устанавли­ваемых в ГРП (ГРУ) для защиты регулирующих и предохранительных устройств от засорения механи­ческими примесями, должны соответствовать дан­ным, приведенным в табл. 34.

11.37*. Фильтры должны иметь штуцера для присоединения к ним дифманометров или другие устройства для определения потери давления на фильтре (степени засоренности кассеты).

Таблица 33

Таблица 34

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

11.39. Для изготовления гнутых и сварных ком­пенсаторов следует использовать трубы, равноцен­ные принятым для соответствующего газопровода (для газопроводов высокого и среднего давления следует учитывать указания п. 11.7*). Отводы, применяемые для изготовления сварных компен­саторов, следует принимать в соответствии с п. 11.15.

11.40. Применение сальниковых компенсаторов на газопроводах не допускается.

11.41. Изделия для закрепления газопроводов, прокладываемых через водные преграды, на заболо­ченных и обводненных участках, должны соответ­ствовать требованиям СНиП 2.05.06-85.

11.42. Материалы и конструкции сосудов (резер­вуаров, испарителей, автомобильных и железнодорожных цистерн) для СУГ должны соответствовать требованиям «Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давле­нием», утвержденных Госгортехнадзором СССР, ГОСТ 14249-59, ОСТ 26-291-79, ГОСТ 9931—85. ГОСТ 6533—78, а также отраслевым стандартам или техническим условиям, утвержденным в уста­новленном порядке.

11.43. Резервуары СУГ следует изготавливать из стали с гаранти­ро­ван­ной величиной ударной вяз­кости не менее 30 Дж/см² (3 кгс • м/см²) :

для районов с расчетной температурой до минус 40 °С включ. — при температуре минус 40 °С;

для районов с холодным климатом, указанных в п. 11.57 - при температуре минус 60 °С,

11.44. Бытовые газовые плиты должны отвечать требованиям ГОСТ 10798—85 или техническим усло­виям на эти приборы, утвержденным в установлен­ном порядке.

11.45. Плиты с отводом продуктов сгорания в дымоход должны иметь автоматику, обеспечиваю­щую прекращение подачи газа к плите при отсутст­вии необходимого разрежения в дымоходе.

11.46. Газовое оборудование для предприятий торговли, общест­вен­ного питания и других анало­гичных потребителей следует оснащать приборами автоматики безопасности, обеспечивающими отклю­чение основных (рабочих) горелок в случае прекра­щения подачи газа, погасания пламени и прекраще­ния подачи воздуха (для оборудования, оснащенного горелками с принудительной подачей воздуха) .

Для горелки или группы горелок, объединенных в блок, имеющих номинальную тепловую мощность менее 5,6 кВт (расход газа менее 0,5 м³/ч) уста­новка автоматики безопасности не обязательна.

Необходимость оснащения газовых аппаратов автоматикой для отключения подачи газа при нару­шении других параметров и обеспечение автомати­ческого регулирования процессов горения решается разработчиком оборудования в зависимости от технологии и режимов работы аппаратов.

11.47. Для нагрева воды в бытовых условиях следует применять газовые проточные и емкостные водонагреватели, соответствующие требованиям ГОСТ 11032-80, ГОСТ 19910-74 или технических условий, утвержденных в установленном порядке.

11.48. Газовые воздушные калориферы и кон­векторы, применяемые для отопления зданий, а также помещений цехов промышленных предприя­тий следует комплектовать автоматикой регулиро­вания и безопасности, обеспечивающей:

поддержание в отапливаемом помещении задан­ной температуры или подогрев воздуха до заданной температуры;

отключение подачи газа к горелкам при недопус­тимом изменении давления газа, уменьшении разре­жения в дымоходе ниже установленной величины, остановке  дутьевого вентилятора, подающего воздух через калорифер в помещение, или при погасании пламени.

11.49.* Горелки газовые, предназначенные для тепловых установок промышленных, сельскохозяй­ственных предприятий, предприятий бытового обслуживания производственного характера, в том числе установок, переводимых на газ с других видов топлива, должны быть изготовлены органи­зацией по технической документации, утвержденной в установленном порядке.

Промышленные газовые горелки должны соот­ветствовать   требованиям   ГОСТ 21204—83.

Горелки инфракрасного излучения (ГНИ) должны соответст­во­вать требованиям ГОСТ 25696-83.

11.50. Выбор КИП надлежит производить в соот­ветствии со следующими основными положениями:

параметры, наблюдение за которыми необходимо для правильного ведения установленных режимов эксплуатации, должны контроли­ро­ваться при по­мощи показывающих приборов;

параметры, изменение которых может привести к аварийному состоянию оборудования, должны контролироваться при помощи регистрирующих и показывающих приборов; допускается не преду­сматривать регистрирующие приборы при наличии защиты - предохранительных устройств по контро­лируемым параметрам;

параметры, учет которых необходим для систематического анализа работы оборудования или хозяйственных расчетов, должны контролироваться при помощи регистрирующих или интегрирующих приборов.

11.51. При выборе КИП для ГРП и ГРУ следует руководствоваться указаниями разд. 5.

11.52. Класс точности КИП следует принимать в зависимости от конкретного их назначения и особенностей условий эксплуатации объекта, но не ниже класса 2,5.

ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ ДЛЯ ОСОБЫХ ПРИРОДНЫХ И КЛИМАТИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ

11.53. Для строительства подземных газопрово­дов, проектируемых в районах с пучинистыми и просадочными грунтами, в сейсмических районах и на подрабатываемых территориях, не допускается применять трубы из кипящей стали.

11.54. Для подземных газопроводов с условным диаметром больше 80 мм, проектируемых для районов со среднепучинистыми и сильнопучинистыми грунтами и подрабатываемых территорий, следует предусматривать стальную арматуру; для газопроводов с условным диаметром до 80 мм включ. допускается применение запорной арматуры из ковкого чугуна.

Для подземных газопроводов давлением до 0,6 МПа (6 кгс/см²), проектируемых для районов со среднепучинистыми грунтами, допускается применять чугунную запорную арматуру, при этом арматуру из серого чугуна следует устанавливать с компенсирующим устройством, допускающим вер­тикальное перемещение газопровода.

На подземных газопроводах, прокладываемых в районах с сейсмичностью 8 и 9 баллов, следует применять стальную запорную арматуру.

11.55. Для подземных газопроводов, проклады­ваемых на подраба­ты­ва­емых территориях и в районах с сейсмичностью 7 баллов и более, тол­щину стенок труб следует принимать не менее 3 мм для труб диаметром до 80 мм включ., а для труб диаметром 100 мм и более — на 2 — 3мм больше расчетной толщины, определенной в соответствии с п. 11.5.

11.56. Для внутренних и надземных газопрово­дов, прокладываемых в районах с пучинистыми и просадочными грунтами, в сейсмических районах и на подрабатываемых территориях, требования к трубам и техническим изделиям предъявляются такие же, как для соответствующих газопроводов, сооружаемых в обычных условиях строительства.

11.57. Технические изделия, кроме труб, предназначенные для строительства систем газоснабже­ния в районах с холодным климатом, следует при­менять в исполнении ХЛ соответствующей кате­гории в зависимости от места установки по ГОСТ 15150-69.

Границы районов с холодным климатом следует определять согласно ГОСТ 16350-80 (район I₁ и I₂).

Трубы для этих районов следует предусматривать в соответствии с обязательным приложением 7.

11.58. В районах с холодным климатом допус­кается применение технических изделий в исполне­нии У по ГОСТ 15150-69, в том числе труб по табл. 1 обязательного приложения 7, если они будут эксплуатироваться в отапливаемых помещениях или под землей (при температуре не ниже минус 40 °С), а при транспортировании, хранении и мон­таже будет обеспечена полная сохранность и работо­способность в соответствии с технической докумен­тацией на их изготовление.

12. ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИЯ И АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ПРОЦЕССАМИ В СИСТЕМАХ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ

12.1. Для обеспечения централизованного опера­тивного управления системами газоснабжения сле­дует предусматривать в проектах газоснабжения телемеханизацию (ТМ) или автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУ ТП).

ТМ следует предусматривать при проектирова­нии газоснабжения городов с населением свыше 100 тыс. чел. или при расширении, реконструкции и техническом перевооружении действующих систем газоснабжения с числом объектов, подлежащих контролю, более 15.

АСУ ТП следует предусматривать при проектиро­вании газоснаб­же­ния городов с населением, как пра­вило, свыше 500 тыс. чел. и при расширении, рекон­струкции и техническом перевооружении систем газоснабжения — с числом объектов, подлежащих контролю, более 50.

12.2. Проектные решения должны предусматривать возможность дальнейшей модернизации и развития ТМ и АСУ ТП.

12.3. Внедрение ТМ и АСУ ТП допускается осуществлять по очередям. Выделение очередей прово­дится по количеству контроли­ру­е­мых объектов к уровню решаемых задач. Первая очередь внедрения АСУ ТП допускает ее функционирование в режиме централизованного контроля при ограниченном числе контролируемых объектов.

12.4. Структуру, функции и технические средства ТМ и АСУ ТП допускается принимать в соответствии с рекомендуемым приложением 11.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

Справочное

 КЛАССИФИКАЦИЯ ГАЗОПРОВОДОВ, ВХОДЯЩИХ В СИСТЕМУ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ

Распределительными газопроводами следует счи­тать наружные газо­про­воды, обеспечивающие по­дачу газа от источников газоснабжения до газопроводов-вводов, а также газопроводы высокого и среднего давления, предназначенные для подачи газа к одному объекту (ГРП, промышленное пред­приятие. котельная и т. п.) .

Газопроводом-вводом следует считать газо­провод от места присо­е­ди­нения к распределитель­ному газопроводу до отключающего устройства на вводе.

Вводным газопроводом следует считать участок газопровода от отключающего устройства на вводе в здание (при установке отключающего устройства снаружи здания) до внутреннего газопровода, включая газопровод, проложенный в футляре через стену здания.

Межпоселковыми газопроводами следует считать распределитель­ные газопроводы, прокладываемые вне территории населенных пунктов.

Внутренним газопроводом следует считать учас­ток газопровода от газопровода-ввода (при уста­новке отключающего устройства внутри здания) или от вводного газопровода до места подключения прибора, теплового агрегата и др.

 

ПРИЛОЖЕНИЕ 2

Рекомендуемое

ЗНАЧЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТОВ ЧАСОВОГО МАКСИМУМА РАСХОДА ГАЗА ПО ОТРАСЛЯМ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

ПРИЛОЖЕНИЕ 3*

Справочное

ЗНАЧЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ОДНОВРЕМЕННОСТИ К_sim ДЛЯ ЖИЛЫХ ДОМОВ

Примечания: 1. Для квартир, в которых устанавливается несколько однотипных газовых приборов, коэффициент одновременности следует принимать как для такого же числа квартир с этими газовыми приборами.

2. Значение коэффициента одновременности для емкостных водонагревателей. отопительных котлов или отопительных печей рекомендуется принимать равным 0,85 независимо от количества квартир.

ПРИЛОЖЕНИЕ 4

Отменяется

ПРИЛОЖЕНИЕ 5

Справочное

ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ГАЗОПРОВОДОВ

1. Гидравлический расчет газопроводов следует выполнять, как правило, на электронно-вычисли­тельной машине с оптимальным распределением расчетной потери давления между участками сети.

При невозможности или нецелесообразности вы­полнения расчета на электронно-вычислительной машине (отсутствие соответствующей программы, отдельные участки газопроводов и т. п.) гидравли­ческий расчет допускается производить по приведен­ным в данном приложении формулам или по номо­граммам, составленным по этим формулам.

2. Расчетные потери давления в газопроводах высокого и среднего давления следует принимать в пределах давления, принятого для газопровода.

3. Расчетные потери давления газа в распредели­тельных газопроводах низкого давления следует принимать не более 180 даПа.

Распределение величины потери давления между уличными, дворовыми и внутренними газопрово­дами следует принимать по таблице.

В тех случаях, когда газоснабжение СУГ является временным (с последующим переводом на снабже­ние природным газом), газопроводы следует проек­тировать из условий возможности их использования в будущем на природном газе. При этом количество газа необходимо определять как эквивалентное (по теплоте сгорания) расчетному расходу СУГ.

4. Значения расчетной потери давления газа при проектировании газопроводов всех давлений для промышленных, сельскохозяйственных и бытовых предприятий и учреждений коммунального хозяй­ства принимаются в зависимости от давления газа в месте подключения с учетом технических характе­ристик принимаемых к установке газовых горелок. устройств автоматики безопасности и автоматики регулирования технологического режима тепловых агрегатов.

5. Падение давления в газопроводах низкого дав­ления следует определять в зависимости от режима движения газа по газопроводу, характеризуемого числом Рейнольдса:

,       (1)

где Q - расход газа, м³/ч, при температуре 0 °С и давлении 0,10132 МПа (760 мм. рт. ст.);

d -  внутренний диаметр газопровода, см;

v - коэффициент кинематической вязкости газа, м²/с (при температуре 0 °С и давлении 0,10132 МПа).

В зависимости от значения Rc падение давления в газопроводах определяется по следующим формулам:

для ламинарного режима движения газа при Re2000

,          (2)

для критического режима движения газа при Rе = 2000 - 4000

,       (3)

для турбулентного режима движения газа при Re > 4000

,     (4)

где H - падение давления, Па;

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

l - расчетная длина газопровода постоянного диаметра, м;

п - эквивалентная абсолютная шероховатость внутренней по­верхности стенки трубы принимается равной, см: для стальных труб - 0,01; для полиэтиленовых труб - 0,002;

Q, d, v - обозначения те же, что и в формуле (1).

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

7. Гидравлический расчет газопроводов среднего и высокого давления по всей области турбулентного режима движения газа следует производить по формуле

,             (5)

где Р₁ - абсолютное значение газа в начале газопровода, МПа;

Р₂ - то же в конце газопровода, МПа;

l, n, d, v, p, Q - обозначения те же, что и в формуле (4)

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

9. Для наружных надземных и внутренних газопроводов расчетную длину газопроводов следует определять по формуле

,          (6)

где l₁ - действительная длина газопровода, м;

- сумма коэффициентов местных сопротивлений участка газопровода длиной l₁;

ld - эквивалентная длина прямолинейного участка газопровода, м, потери давления на котором равны потерям давления в местном сопротивлении со значением коэффициента =1.

Эквивалентную длину газопровода следует определять в зависимости от режима движения газа в газопроводе по следующим формулам:

для ламинарного режима движения газа

,                       (7)

для критического режима движения газа

,            (8)

для всей области турбулентного режима движения газа

.  (9)

10. Падение давления в трубопроводах жидкой фазы СУГ следует определять по формуле

,                         (10)

где  - коэффициент гидравлического сопротивления;

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

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

Коэффициент гидравлического сопротивления следует определять по формуле

.            (11)

Обозначения в формулах (7) - (11) те же, что и в формулах (1) - (4), (6).

11. Гидравлический расчет газопроводов паровой фазы СУГ должен выполняться в соответствии с указаниями по расчету газопроводов природного газа соответствующего давления.

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

на газопроводах от вводов в здание:

до стояка                                     - 25 линейных потерь

на стояках                                    - 20 то же

на внутриквартирной разводке:

при длине разводки 1-2 м        - 450 «

«           «           «        3-4 «         - 300 «

«           «           «        5-7 «         - 120 «

«           «           «        8-12 «       - 50   «

13. При расчете газопроводов низкого давления следует учитывать гидростатический напор Н_g, Па, определяемый по формуле

,            (12)

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

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

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

р - обозначение то же, что в формуле (4).

14. Гидравлический расчет кольцевых сетей газопроводов следует выполнять с увязкой давлений газа в узловых точках расчетных колец при максимальном использовании допустимой потери давления газа. Неувязка потерь давления в кольце допускается до 10 %.

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

16. При выполнении гидравлического расчета газопроводов по формулам (1)-(2), приведенным в настоящем приложении, а также по различным методикам и программам для электронно-вычислительных машин, составленным на основе этих формул, диаметр газопровода следует предварительно определять по формуле

,                 (13)

где d - диаметр газопровода, см;

Q - расход газа, м³/ч, при температуре 0 °С и давлении 0,10132 МПа (760 мм. рт. ст.);

t - температура газа, °С;

P_т - среднее давление газа (абсолютное) на расчетном участке газопровода, МПа;

V - скорость газа, м/с.

17. Полученное значение диаметра газопровода следует принимать в качестве исходной величины при выполнении гидравлического расчета газопроводов.

ПРИЛОЖЕНИЕ 6

Справочное

ОТВОД ПРОДУКТОВ СГОРАНИЯ

1. Отвод продуктов сгорания от бытовых газовых приборов, печей и другого бытового газового оборудования, в конструкции которых преду­смотрен отвод продуктов сгорания в дымоход, следует предусматривать от каждого прибора, агрегата или печи по обособленному дымоходу.

В существующих зданиях допускается преду­сматривать присое­ди­нение к одному дымоходу не более двух водонагревателей или отопитель­ных печей, расположенных на одном или разных этажах здания, при условии ввода продуктов сго­рания в дымоход на разных уровнях, не ближе 0,75 м один от другого, или на одном уровне с устройством в дымоходе рассечки на высоту не менее 0,75 м.

2. В существующих зданиях при отсутствии дымоходов допускается предусматривать устрой­ство приставных дымоходов.

3. Допускается присоединение к дымоходу ото­пительной печи периодического действия газового водонагревателя, используемого для горячего водо­снабжения, или другого газового прибора, не ра­ботающего непрерывно, при условии разновремен­ной работы и достаточного сечения дымохода для удаления продуктов сгорания от присоединяемого прибора.

Присоединение дымоотводящей трубы газового прибора к оборотам дымохода отопительной печи не допускается.

4. Площадь сечения дымохода не должна быть меньше площади патрубка газового прибора, при­соединяемого к дымоходу. При присоединении к дымоходу двух приборов, печей и т. п. сечение ды­мохода следует определять с учетом одновременной их работы. Конструктивные размеры дымоходов должны определяться расчетом.

5. Небытовые газовые приборы (ресторанные плиты, пищеварочные котлы и т.п.) допускается присоединять как к обособленным, так и общему дымоходу.

Допускается предусматривать соединительные дымоотводящие трубы, общие для нескольких агрегатов.

Ввод продуктов сгорания в общий дымоход для нескольких приборов следует предусматривать на разных уровнях или на одном уровне с устрой­ством рассечек согласно п. 1.

Сечения дымоходов и соединительных труб должны определяться расчетом исходя из условия одновременной работы всех приборов, присоединен­ных к дымоходу.

6.* Дымоходы должны быть вертикальными, без уступов. Допускается уклон дымоходов от верти­кали до 30° с отклонением в сторону до 1 м при обе­спечении площади сечения наклонных участков ды­мохода не менее сечения вертикальных участков.

7. Для отвода продуктов сгорания от ресторан­ных плит и других небытовых газовых приборов допускается предусматривать горизонтальные участки дымоходов общей длиной не более 10 м.

Допускается предусматривать дымоходы в пере­крытии с устройством противопожарной разделки для горючих конструкций перекрытия.

8. Присоединение газовых водонагревателей и других газовых приборов к дымоходам следует предусматривать трубами, изготовленными из кро­вельной стали.

Суммарную длину участков соединительной тру­бы в новых зданиях следует принимать не более 3 м, в существующих зданиях — не более 6 м.

Уклон трубы следует назначать не менее 0,01 в сторону газового прибора.

На дымоотводящих трубах допускается преду­сматривать не более трех поворотов с радиусом закругления не менее диаметра трубы.

Ниже места присоединений дымоотводящей тру­бы от прибора к дымоходам должно быть преду­смотрено устройство «кармана» с люком для чистки.

Дымоотводящие трубы, прокладываемые через неотапливаемые помещения, при необходимости должны быть покрыты теплоизоляцией.

9. Расстояние от соединительной дымоотводя­щей трубы до потолка или стены из негорючих материалов следует принимать не менее 5 см, до деревянных оштукатуренных потолков и стен — не менее 25 см. Допускается уменьшение ука­занного расстояния с 25 до 10 см при условии обивки деревянных оштукатуренных стен или потолка кровельной сталью по листу асбеста тол­щиной 3 мм. Обивка должна выступать за габа­риты дымоотводящей трубы на 15 см с каждой стороны.

10. При присоединении к дымоходу одного при­бора, а также приборов со стабилизаторами тяги шиберы на дымоотводящих трубах не предусматри­ваются .

При присоединении к общему дымоходу не­скольких приборов: ресторанных плит, кипятиль­ников и других газовых приборов, не имеющих ста­билизаторов тяги, на дымоотводящих трубах от приборов должны предусматриваться шиберы (заслонки), имеющие отверстие диаметром не менее 15 мм.

11. В шиберах, установленных на дымоходах от котлов, должны предусматриваться отверстия диаметром не менее 50 мм.

12. Дымовые трубы от газовых приборов в зда­ниях должны быть выведены: выше границы зоны ветрового подпора, но не менее 0,5 м выше конька крыши при расположении их (считая по горизон­тали) не далее 1,5 м от конька крыши;

в уровень с коньком крыши, если они отстоят на расстоянии до 3 м от конька крыши;

не ниже прямой, проведенной от конька вниз под углом 10° к горизонту, при расположении труб на расстоянии более 3 м от конька крыши.

Во всех случаях высота трубы над прилегающей частью крыши должна быть не менее 0,5 м, а для домов с совмещенной кровлей (плоской кры­шей) - не менее 2,0 м.

Установка на дымоходах зонтов и дефлекторов не допускается.

13.* Отвод продуктов сгорания от газифицирован­ных установок промышленных предприятий, ко­тельных, предприятий бытового обслуживания допускается предусматривать по стальным дымо­вым трубам.

ПРИЛОЖЕНИЕ 7*

Обязательное

ВЫБОР СТАЛЬНЫХ ТРУБ ДЛЯ СИСТЕМ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ

1. Стальные трубы для систем газоснабжения давлением до 1,6 МПа (16 кгс/см²) в зависимости от расчетной температуры наружного воздуха района строительства и местоположения газопро­вода относительно поверхности земли следует при­нимать:

по табл. 1* — для наружных надземных газопро­водов, прокла­ды­ва­е­мых в районах с расчетной температурой наружного воздуха не ниже минус 40 °С, а также подземных и внутренних газопроводов, которые не охлаждаются до температуры ниже минус 40 °С;

по табл. 2 — для надземных газопроводов, про­кладываемых в районах с расчетной температурой наружного воздуха ниже минус 40 °С и подземных газопроводов, которые могут охлаждаться до температуры ниже минус 40 °С.

2. Для систем газоснабжения следует принимать трубы, изготовленные, как правило, из углеродис­той стали обыкновенного качества по ГОСТ 380—88 и качественной стали по ГОСТ 1050—88.

3. Для газопроводов жидкой фазы СУГ следует применять, как правило, бесшовные трубы.

Допускается применять для этих газопроводов электросварные трубы. При этом трубы диаметром до 50 мм должны пройти 100 %-ный контроль сварного шва неразрушающими методами, а трубы диаметром 50 мм и более также и испытание свар­ного шва на растяжение.

Таблица 1*

Стальные трубы для строительства наружных надземных газопроводов, прокладываемых в районах с расчетной температурой наружного воздуха не ниже минус 40 °С, а также подземных и внутренних газопроводов, которые не охлаждаются до температуры ниже минус 40 ° С

4.* Трубы по ГОСТ 3262—75 допускается приме­нять для строительства наружных и внутренних газопроводов низкого давления.

Трубы по ГОСТ 3262-75 с условным диаметром до 32 мм включ. допускается применять для строи­тельства импульсных газопроводов давлением до 1,2 МПа (12 кгс/см²) включ. При этом гнутые участ­ки импульсных газопроводов должны иметь радиус гиба не менее 2D_e а температура стенки трубы в период эксплуатации не должна быть ниже  0° С.

5.* Трубы со спиральным швом по ТУ 102-39-84 с    противокоррозионным    покрытием    по ТУ 102-176-85 допускается применять только для подземных межпоселковых газопроводов природно­го газа с давлением до 1,2 МПа (12 кгс/см²) в рай­онах с расчетной температурой наружного воздуха до минус 40 °С включ.

При этом не применять данные трубы для выпол­нения упругого изгиба (поворота) газопровода в вертикальной и горизонтальной плоскостях радиу­сом менее 1500 диаметра трубы, а также для про­кладки газопроводов в поселениях.

6. Возможность применения труб по государст­венным стандартам и техническим условиям, при­веденным в табл. 1 и 2* настоящего приложения, но изготовленных из полуспокойной и кипящей стали, регламентируется пунктами 11.7, 11.8.

7. Трубы по ГОСТ 8731 — 87, изготовляемые из слитка, не применять без проведения 100 % - ного контроля неразрушающими методами металла труб.

При заказе труб по ГОСТ 8731—87 указывать, что трубы по этому стандарту, изготовляемые из слитка, не поставлять без 100 % - ного контроля неразрушающими методами.

Таблица 2*

Стальные трубы для строительства надземных газопроводов, прокладываемых в районах с расчетной температурой наружного воздуха ниже минус 40 С, и подземных газопроводов, которые могут охлаждаться до температуры ниже минус 40 С

Примечания*. Трубы по поз. 6 для газопроводов давлением свыше 0.6 МПа (6 кгс/см²) не применять.

2. Трубы, изготовляемые из стали 20, следует применять как исключение.

ПРИЛОЖЕНИЕ 8

Рекомендуемое

ОБЪЕМ ИЗМЕРЕНИЙ, СИГНАЛИЗАЦИИ И АВТОМАТИЧЕСКОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ В СИСТЕМАХ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ