Ключевые слова: газ, системы газоснабжения, расходы и давление газа, газопроводы и сооружения, газорегуляторные пункты и установки, газовое оборудование, газонаполнительные станции, резервуарные и баллонные установки
Предисловие
- РАЗРАБОТАНЫ научно-проектно-производственным республиканским унитарным предприятием «Стройтехнорм» (РУП «Стройтехнорм»), техническим комитетом по стандартизации в области архи- тектуры и строительства «Теплоэнергетическое оборудование зданий и сооружений» (ТКС 06).
Авторский коллектив: А. А. Пукач, В. М. Русь
ВНЕСЕНЫ главным управлением градостроительства, проектной, научно-технической и иннова- ционной политики Министерства архитектуры и строительства
- УТВЕРЖДЕНЫ И ВВЕДЕНЫ В ДЕЙСТВИЕ постановлением Министерства архитектуры и строи- тельства от 26 декабря 2019 г. № 74
В Национальном комплексе технических нормативных правовых актов в области архитектуры и строительства настоящие строительные нормы входят в блок 4.03 «Газоснабжение»
- ВВЕДЕНЫ ВПЕРВЫЕ (с отменой ТКП 45-4.03-267-2012, ТКП 45-4.03-257-2012 (в части проектирования газопроводов из полиэтиленовых труб))
Содержание
- Область применения……………………………………………………………………………………………………… 1
- Нормативные ссылки…………………………………………………………………………………………………….. 1
- Термины и определения и сокращения………………………………………………………………………………. 4
- Общие положения………………………………………………………………………………………………………… 6
- Объекты газораспределительной системы и газопотребления и нормы давления газа…………………… 7
- Расчетные расходы газа………………………………………………………………………………………………….. 8
- Наружные газопроводы и сооружения……………………………………………………………………………… 12
- Газорегуляторные пункты, шкафные газорегуляторные пункты и газорегуляторные установки…….. 27
- Внутренние устройства газоснабжения…………………………………………………………………………….. 32
- Безопасность зданий и сооружений……………………………………………………………………………….. 43
- Объекты газораспределительной системы и газопотребления тепловых электростанций…………… 44
- Системы учета расхода газа…………………………………………………………………………………………. 54
- Газонаполнительные станции, газонаполнительные пункты, промежуточные склады баллонов, автомобильные газозаправочные станции……………………………………………………………………………………………. 56
- Газоснабжение сжиженными газами от резервуарных и баллонных установок………………………….. 73
- Дополнительные требования к системам газоснабжения в особых природных условиях……………… 80
- Материалы, оборудование, приборы и изделия…………………………………………………………………. 82
- Телемеханизация и автоматизированные системы управления технологическими процессами в системах газоснабжения……………………………………………………………………………. 88
Приложение А. Классификация газопроводов, входящих в систему газоснабжения…………………………. 89
Приложение Б. Значение коэффициента часового максимума расхода газа Kh по отраслям промышленности…………………………………………………………………….. 90
Приложение В. Значение коэффициента одновременности Ksim для жилых домов………………………….. 91
Приложение Г. Гидравлический расчет газопроводов……………………………………………………………… 92
Приложение Д. Отвод продуктов сгорания……………………………………………………………………………. 93
Приложение Е. Выбор стальных труб для объектов газораспределительной системы и газопотребления……………………………………………………………………………………. 94
Приложение Ж. Объем измерений, сигнализации и автоматического регулирования в системах газоснабжения тепловых электростанций……………………………………….. 95
Приложение К. Число квартир, которое целесообразно снабжать паровой фазой сжиженного углеводородного газа от одной резервуарной установки…………………………………………………………………….. 97
Приложение Л. Число квартир, которое целесообразно снабжать газовоздушной смесью от одной резервуарной установки…………………………………………………………………. 98
Приложение М. Структура, функции и технические средства телемеханизации и автоматизированных систем управления технологическими процессами…………….. 99
Приложение Н. Рекомендуемые расстояния между осями смежных трубопроводов и от трубопроводов до края опорной конструкции………………………………………….. 104
Приложение П. Минимальные расстояния от объектов, расположенных на территории электростанций до газопроводов систем газоснабжения газотурбинной установки и парогазовой установки…………………………………………………………….. 105
Библиография……………………………………………………………………………………………………………… 106
СН 4.03.01-2019
Дата введения через 60 календарных дней после официального опубликования
- Область применения
Настоящие строительные нормы распространяются на объекты газораспределительной системы и газопотребления, на которых находятся или могут находиться природный газ (газовых и нефтяных месторождений) с избыточным давлением до 1,2 МПа или сжиженный углеводородный газ с избыточным давлением до 1,6 МПа (далее — объекты газораспределительной системы и газопотребления), газопроводы и газовое оборудование жилищного фонда, тепловых электростанций и газоэнергетических установок, в том числе с избыточным давлением природного газа более 1,2 МПа, пункты подготовки газа, дожимные компрессорные станции.
Настоящие строительные нормы применяют при проектировании объектов газораспределитель- ной системы и газопотребления при их возведении, реконструкции и капитальном ремонте.
Настоящие строительные нормы не распространяются на проектирование внутриплощадочных сетей и газового технологического оборудования промышленных предприятий, использующих газ в качестве сырья, отраслей промышленности, для которых проектирование газоснабжения осуществляется в соответствии с отраслевыми документами, утвержденными в установленном порядке, а также на проектирование газотурбинных электростанций, установок для преобразования энергии избыточного давления природного газа в электрическую энергию, автомобильных газонаполнительных компрессорных станций, объектов магистральных газопроводов и газооборудования передвижных средств.
Примечание — В состав объектов газораспределительной системы и газопотребления входят наружные и внутренние (прокладываемые внутри зданий) газопроводы и относящиеся к ним здания, сооружения, уст- ройства и оборудование.
Ссылки
В настоящих строительных нормах использованы ссылки на следующие документы: ТР ТС 016/2011 О безопасности аппаратов, работающих на газообразном топливе СН 2.02.02-2019 Противопожарное водоснабжение
СН 2.02.03-2019 Пожарная автоматика зданий и сооружений СН 3.02.01-2019 Жилые здания
СН 3.02.02-2019 Общественные здания СН 3.03.01-2019 Мосты и трубы
СН 3.03.02-2019 Трамвайные и троллейбусные линии СН 3.03.03-2019 Промышленный транспорт
СН 3.03.04-2019 Автомобильные дороги
СН 4.01.02-2019 Канализация. Наружные сети и сооружения
СН 4.01.03-2019 Системы внутреннего водоснабжения и канализации зданий СН 4.02.01-2019 Тепловые сети
СН 4.02.03-2019 Отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха СН 4.02.04-2019 Котельные установки
СН 4.03.01-2019
СН 4.04.01-2019 Системы электрооборудования жилых и общественных зданий
ТКП 45-2.04-43-2006 (02250) Строительная теплотехника. Строительные нормы проектирования ТКП 45-3.02-90-2008 (02250) Производственные здания. Строительные нормы проектирования ТКП 45-3.01-116-2008 (02250) Градостроительство. Населенные пункты. Нормы планировки и застройки
ТКП 45-3.01-155-2009 (02250) Генеральные планы промышленных предприятий. Строительные нормы проектирования
ТКП 45-3.03-227-2010 (02250) Улицы населенных пунктов. Строительные нормы проектирования ТКП 45-5.01-254-2012 (02250) Основания и фундаменты зданий и сооружений. Основные положения. Строительные нормы проектирования
ТКП 45-2.02-315-2018 (33020) Пожарная безопасность зданий и сооружений. Строительные нор- мы проектирования
ТКП 211-2010 (02140) Линейные сооружения электросвязи. Правила проектирования ТКП 336-2011 (02230) Молниезащита зданий, сооружений и инженерных коммуникаций
ТКП 474-2013 (02300) Категорирование помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности
СТБ 11.0.03-95 Система стандартов пожарной безопасности. Пассивная противопожарная защита.
СТБ 2262-2012 Газы углеводородные сжиженные топливные. Технические условия СТБ ГОСТ Р 50838-97 Трубы из полиэтилена для газопроводов. Технические условия СТБ EN 1443-2012 Трубы дымовые. Общие требования
ГОСТ 8.586.1-2005 (ИСО 5167-1:2003) Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих уст- ройств. Часть 1. Принцип метода измерений и общие требования
ГОСТ 8.586.2-2005 (ИСО 5167-2:2003) Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих уст- ройств. Часть 2. Диафрагмы. Технические требования
ГОСТ 8.586.3-2005 (ИСО 5167-3:2003) Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих уст- ройств. Часть 3. Сопла и сопла Вентури. Технические требования
ГОСТ 8.586.4-2005 (ИСО 5167-4:2003) Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих уст- ройств. Часть 4. Трубы Вентури. Технические требования
ГОСТ 8.586.5-2005 Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 5. Методи- ка выполнения измерений
ГОСТ 9.602-2016 Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии
ГОСТ 21.610-85 Система проектной документации для строительства. Газоснабжение. Наружные газопроводы. Рабочие чертежи
ГОСТ 26.011-80 Средства измерений и автоматизации. Сигналы тока и напряжения электрические непрерывные входные и выходные
ГОСТ 26.013-81 Средства измерения и автоматизации. Сигналы электрические с дискретным изменением параметров входные и выходные
ГОСТ 26.205-88 Комплексы и устройства телемеханики. Общие технические условия ГОСТ 380-2005 Сталь углеродистая обыкновенного качества. Марки
ГОСТ 481-80 Паронит и прокладки из него. Технические условия ГОСТ 613-79 Бронзы оловянные литейные. Марки
ГОСТ 617-2006 Трубы медные и латунные круглого сечения общего назначения. Технические условия
ГОСТ 1050-2013 Металлопродукция из нелегированных конструкционных качественных и спе- циальных сталей. Общие технические условия
ГOCT 1173-2006 Фольга, ленты, листы и плиты медные. Технические условия ГОСТ 1215-79 Отливки из ковкого чугуна. Общие технические условия
ГОСТ 1412-85 Чугун с пластинчатым графитом для отливок. Марки ГОСТ 1583-93 Сплавы алюминиевые литейные. Технические условия
ГОСТ 3262-75 Трубы стальные водогазопроводные. Технические условия
ГОСТ 4543-2016 Металлопродукция из конструкционной легированной стали. Технические условия ГОСТ 5520-2017 Прокат толстолистовой из нелегированной и легированной стали для котлов и сосудов, работающих под давлением. Технические условия
ГОСТ 5542-2014 Газы горючие природные промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия
ГОСТ 5632-2014 Нержавеющие стали и сплавы коррозионно-стойкие, жаростойкие и жаропрочные. Марки
ГОСТ 7293-85 Чугун с шаровидным графитом для отливок. Марки
ГОСТ 7338-90 Пластины резиновые и резинотканевые. Технические условия
ГОСТ 8696-74 Трубы стальные электросварные со спиральным швом общего назначения. Тех- нические условия
ГОСТ 8731-74 Трубы стальные бесшовные горячедеформированные. Технические требования ГОСТ 8732-78 Трубы стальные бесшовные горячедеформированные. Сортамент
ГОСТ 8733-74 Трубы стальные бесшовные холоднодеформированные и теплодеформированные. Технические требования
ГОСТ 8734-75 Трубы стальные бесшовные холоднодеформированные. Сортамент
ГОСТ 8946-75 Соединительные части из ковкого чугуна с цилиндрической резьбой для трубопроводов. Угольники проходные. Основные размеры
ГОСТ 8947-75 Соединительные части из ковкого чугуна с цилиндрической резьбой для трубопроводов. Угольники переходные. Основные размеры
ГOCT 8948-75 Соединительные части из ковкого чугуна с цилиндрической резьбой для трубопроводов. Тройники прямые. Основные размеры
ГOCT 8949-75 Соединительные части из ковкого чугуна с цилиндрической резьбой для трубопроводов. Тройники переходные. Основные размеры
ГОСТ 8950-75 Соединительные части из ковкого чугуна с цилиндрической резьбой для трубопроводов. Тройники с двумя переходами. Основные размеры
ГОСТ 8951-75 Соединительные части из ковкого чугуна с цилиндрической резьбой для трубопроводов. Кресты прямые. Основные размеры
ГОСТ 8952-75 Соединительные части из ковкого чугуна с цилиндрической резьбой для трубопроводов. Кресты переходные. Основные размеры
ГОСТ 8953-75 Соединительные части из ковкого чугуна с цилиндрической резьбой для трубопроводов. Кресты с двумя переходами. Основные размеры
ГОСТ 8954-75 Соединительные части из ковкого чугуна с цилиндрической резьбой для трубопроводов. Муфты прямые короткие. Основные размеры
ГОСТ 8955-75 Соединительные части из ковкого чугуна с цилиндрической резьбой для трубопроводов. Муфты прямые длинные. Основные размеры
ГОСТ 8956-75 Соединительные части из ковкого чугуна с цилиндрической резьбой для трубопроводов. Муфты компенсирующие. Основные размеры
ГОСТ 8957-75 Соединительные части из ковкого чугуна с цилиндрической резьбой для трубопроводов. Муфты переходные. Основные размеры
ГОСТ 8959-75 Соединительные части из ковкого чугуна с цилиндрической резьбой для трубопроводов. Гайки соединительные. Основные размеры
ГОСТ 8963-75 Соединительные части из ковкого чугуна с цилиндрической резьбой для трубопроводов. Пробки. Основные размеры
ГОСТ 8966-75 Части соединительные стальные с цилиндрической резьбой для трубопроводов Р 1,6 МПа. Муфты прямые. Основные размеры
ГОСТ 8968-75 Части соединительные стальные с цилиндрической резьбой для трубопроводов Р 1,6 МПа. Контргайки. Основные размеры
ГОСТ 8969-75 Части соединительные стальные с цилиндрической резьбой для трубопроводов Р 1,6 МПа. Сгоны. Основные размеры
ГОСТ 9544-2015 Арматура трубопроводная. Нормы герметичности затворов
ГOCT 10704-91 Трубы стальные электросварные прямошовные. Сортамент ГОСТ 10705-80 Трубы стальные электросварные. Технические условия
ГОСТ 10706-76 Трубы стальные электросварные прямошовные. Технические требования
ГОСТ 11881-76 ГСП. Регуляторы, работающие без использования постороннего источника энергии. Общие технические условия
ГOCT 13726-97 Ленты из алюминия и алюминиевых сплавов. Технические условия
ГОСТ 14202-69 Трубопроводы промышленных предприятий. Опознавательная окраска, предупреждающие знаки и маркировочные щитки
ГОСТ 15180-86 Прокладки плоские эластичные. Основные параметры и размеры
ГОСТ 15527-2004 Сплавы медно-цинковые (латуни), обрабатываемые давлением. Марки ГОСТ 16338-85 Полиэтилен низкого давления. Технические условия
ГОСТ 17375-2001 (ИСО 3419-81) Детали трубопроводов бесшовные приварные из углеродистой и низколегированной стали. Отводы крутоизогнутые типа 3D (R 1,5DN). Конструкция
ГОСТ 17376-2001 (ИСО 3419-81) Детали трубопроводов бесшовные приварные из углеродистой и низколегированной стали. Тройники. Конструкция
ГОСТ 17378-2001 (ИСО 3419-81) Детали трубопроводов бесшовные приварные из углеродистой и низколегированной стали. Переходы. Конструкция
ГОСТ 17379-2001 (ИСО 3419-81) Детали трубопроводов бесшовные приварные из углеродистой и низколегированной стали. Заглушки эллиптические. Конструкция
ГОСТ 17711-93 Сплавы медно-цинковые (латуни) литейные. Марки
ГОСТ 19281-2014 Прокат повышенной прочности. Общие технические условия
ГОСТ 20295-85 Трубы стальные сварные для магистральных газонефтепроводов. Технические условия
ГОСТ 21488-97 Прутки прессованные из алюминия и алюминиевых сплавов. Технические условия ГОСТ 21552-84 Средства вычислительной техники. Общие технические требования, приемка, методы испытаний, маркировка, упаковка, транспортирование и хранение
ГОСТ 21631-76 Листы из алюминия и алюминиевых сплавов. Технические условия ГОСТ 28394-89 Чугун с вермикулярным графитом для отливок. Марки
ГОСТ 30219-95 Древесина огнезащищенная. Общие технические требования. Методы испытаний. Транспортирование и хранение
ГОСТ 31284-2004 Воздухонагреватели для промышленных и сельскохозяйственных предприятий. Общие технические условия
ГОСТ 33259-2015 Фланцы арматуры, соединительных частей и трубопроводов на номинальное давление до PN 250. Конструкция, размеры и общие технические требования.
Сокращения. Термины и определения
В настоящих строительных нормах применяют следующие термины с соответствующими опре- делениями:
- блокированный жилой дом: По [1].
- вводной газопровод: Участок газопровода от установленного снаружи отключающего устройства на вводе в здание, при его установке снаружи здания, до внутреннего газопровода, включая газопровод, проложенный в футляре через стену здания.
- внутренний газопровод: Участок газопровода от вводного газопровода или газопровода- ввода (при установке отключающего устройства внутри здания) до места подключения газопотребляющего оборудования.
- воздухонагреватель: Устройство для нагрева проходящего через него воздуха при сжигании топлива и передачи теплоты от продуктов сгорания к нагреваемому воздуху в теплообменнике или смесителе.
- газоиспользующее оборудование (установка): Оборудование, где в технологическом процессе используется газ в качестве топлива.
- газопровод-ввод: Газопровод от места присоединения к распределительному газопроводу до отключающего устройства включительно при вводе в здание.
- дымовая труба: По СТБ EN 1443.
- закрытая (герметичная) камера сгорания: Часть топки газового оборудования, в которой происходит воспламенение и горение газового топлива, с отводом продуктов сгорания наружу и забором воздуха на горение снаружи здания.
- комбинированный регулятор давления газа: Технологическое устройство, предназначенное для снижения давления газа и поддержания его на заданных уровнях.
- крышная котельная: Котельная, размещаемая непосредственно на покрытии здания, на специально устроенном основании на покрытии или в верхнем техническом этаже (чердачном помещении) здания.
- многоквартирный жилой дом: По [1].
- мульда сдвижения земной поверхности: Участок земной поверхности, на котором под влиянием отработки полезного ископаемого подземным способом возникли сдвижения и деформации.
- наружный газопровод: Подземный, наземный или надземный газопровод, проложенный вне зданий до отключающего устройства или футляра при вводе в здание.
- одноквартирный жилой дом: По [1].
- отопительное газовое оборудование: Газоиспользующее оборудование для отопления или отопления и горячего водоснабжения.
- отопительный газовый конвектор: Отопительное газовое оборудование для обогрева помещений за счет конвекционных потоков воздуха.
- присоединительный дымоотвод: По СТБ EN 1443.
- промышленные предприятия: По ТКП 45-2.02-315.
- распределительный газопровод: Наружный газопровод газораспределительной системы, обеспечивающий подачу газа от газораспределительной станции до газопроводов-вводов к потребителям газа.
- рекуперативный воздухонагреватель: Воздухонагреватель с теплообменником рекуперативного типа, в котором при одновременном протекании теплообменивающихся сред теплота от продуктов сгорания передается к нагреваемому воздуху через разделяющую их стенку.
- сигнализатор загазованности: Прибор, предназначенный для непрерывного автоматического контроля концентрации в воздухе горючих газов или окиси углерода и сигнализации о превышении установленных пороговых значений путем подачи звукового и светового сигналов, а также, при необходимости, формирования управляющего сигнала на внешние исполнительные устройства.
- системы контроля загазованности: Совокупность технических средств, предназначен- ных для непрерывного автоматического контроля концентрации горючих газов в воздухе и формирования управляющих сигналов (для светозвуковой сигнализации и внешних исполнительных устройств) при превышении пороговых значений, а также, при необходимости, сигналов о состоянии системы на диспетчерский пункт.
- системы контроля концентрации окиси углерода: Совокупность технических средств, предназначенных для определения концентрации окиси углерода в воздухе и формирования управ- ляющих сигналов (для светозвуковой сигнализации и внешних исполнительных устройств) при пре- вышении пороговых значений, а также, при необходимости, сигналов о состоянии системы на диспетчерский пункт.
- смесительный воздухонагреватель: Воздухонагреватель смесительного типа, в котором теплота от продуктов сгорания передается к нагреваемому воздуху путем их смешения в опре- деленном соотношении в зависимости от требуемой температуры смеси воздуха с продуктами сгора- ния газа.
- стесненные условия прокладки: Условия прокладки газопроводов на территории промышленных предприятий или населенных пунктов, при которых расстояния между зданиями, сооружениями и коммуникациями не позволяют осуществить прокладку газопровода с соблюдением расстояний, регламентированных техническими нормативными правовыми актами (далее — ТНПА).
Сокращения:
АГЗС — автомобильная газозаправочная станция;
АСУТП — автоматизированные системы управления технологическими процессами; БЩУ — блочный щит управления;
ВЛ — воздушная линия; ГВВ — горизонт высоких вод;
ГИИ — горелка инфракрасного излучения; ГИС — газоизмерительная станция;
ГНП — газонаполнительный пункт; ГНС — газонаполнительная станция; ГПА — газопоршневой агрегат;
ГРП — газорегуляторный пункт;
ГРС — газораспределительная станция; ГРУ — газорегуляторная установка;
ГТУ — газотурбинная установка; ГЩУ — главный щит управления;
ДКС — дожимная компрессорная станция; ЗН — закладные электронагреватели;
ИФС — изолирующие фланцевые соединения; КИП — контрольно-измерительные приборы; КП — контролируемый пункт;
КПД — коэффициент полезного действия;
КРД — комбинированный регулятор давления; ПГП — подводящий газопровод;
ПГРП — промежуточный газорегуляторный пункт; ПГУ — парогазовая установка;
ПЗК — предохранительный запорный клапан; ППГ — пункт подготовки газа;
ПСБ — промежуточный склад баллонов;
ПСК — предохранительный сбросной клапан; ПУ — пункт управления;
СИА — средства измерений и автоматизации; СУГ — сжиженный углеводородный газ;
ТМ — телемеханизация;
ТЭС — тепловая электростанция;
УВТК — управляющие вычислительные телемеханические комплексы; УР — узел редуцирования;
ЦПУ — центральный пункт управления; ШРП — шкафной газорегуляторный пункт.
Основные положения
- Проектирование объектов газораспределительной системы и газопотребления осуществляют на основании расчетных схем развития газоснабжения городов и населенных пунктов, утвержденных в установленном порядке.
- При проектировании объектов газораспределительной системы и газопотребления, газопроводов и газового оборудования жилищного фонда, газопроводов и газового оборудования ТЭС и газоэнергети- ческих установок, в том числе с избыточным давлением природного газа более 1,2 МПа, ППГ, ДКС следует соблюдать требования настоящих строительных норм, СН 4.02.04, [2], [8], других НПА и ТНПА, также целесообразно руководствоваться [3]–[7], [9], [16].
- Газ, предусматриваемый для использования в качестве топлива, должен соответствовать требованиям СТБ 2262, ГОСТ 5542 и других государственных стандартов и (или) технических условий, утвержденных в установленном порядке.
- Подача неодорированного газа промышленным предприятиям и электростанциям возможна только для использования в производственных установках. При этом:
- газ должен подаваться непосредственно от ГРС;
- газопроводы к предприятиям не должны проходить по территории населенных пунктов;
- газифицированные помещения должны оборудоваться системой контроля загазованности.
- Температура газа, выходящего из ГРС, должна быть:
- при подаче газа в подземные газопроводы — не ниже минус 10 С;
- при подаче газа в надземные и наземные газопроводы — не ниже расчетной температуры наружного воздуха для района строительства.
За расчетную температуру наружного воздуха следует принимать температуру наиболее холодной пятидневки обеспеченностью 0,92 по ТКП 45-2.04-43.
При подаче из ГРС газа с отрицательной температурой в подземные газопроводы, прокладываемые в пучинистых грунтах, должны быть предусмотрены мероприятия по механической устойчивости газопровода. Температура газа на выходе из ГРС должна быть не более 40 С.
- Использование в качестве топлива смеси СУГ с воздухом и других газовоздушных смесей разрешается при содержании горючих и негорючих компонентов в соотношении, обеспечивающем превышение верхнего предела воспламеняемости смеси не менее чем в 2 раза.
- Учет расхода газа и выбор систем учета осуществляется в соответствии с требованиями раз- дела 12.
- Степень огнестойкости, классы функциональной пожарной опасности (далее — классы) зданий и сооружений, типы противопожарных преград, показатели пожарной опасности конструкций и материалов определяют по ТКП 45-2.02-315, категории по взрывопожарной и пожарной опасности (далее — категорий) — по ТКП 474.
- Проектирование газоснабжения, поквартирного отопления и горячего водоснабжения много- квартирных жилых домов следует осуществлять для дома в целом. Газоснабжение, поквартирное отопление и горячее водоснабжение отдельных квартир многоквартирных жилых домов и встроенных в многоквартирный жилой дом помещений общественного назначения не допускаются.
- системы и газопотребления и нормы давления газа
- Выбор системы распределения, давления газа, количества ГРС, ГРП и принципа построения распределительных газопроводов (кольцевые, тупиковые, смешанные) следует производить с учетом объемов газопотребления, плотности расположения потребителей, требований по надежности газо- снабжения, а также затрат на строительство и эксплуатацию.
- Установка турбодетандерных агрегатов для выработки электрической энергии на ГРС, ПГРП, и ГРП ТЭС и крупных газопотребляющих предприятий предусматривается при соответствующем технико- экономическом обосновании.
- Газопроводы газораспределительной системы и газопотребления в зависимости от рабочего давления транспортируемого газа подразделяются на категории:
- высокого давления I-а категории св. 1,2 МПа на территории ТЭС к ГТУ и ПГУ;
- высокого давления I категории св. 0,6 до 1,2 МПа включ. для природного газа и до 1,6 МПа включ. для СУГ;
- высокого давления II категории св. 0,3 до 0,6 МПа включ. для природного газа;
- среднего давления III категории св. 0,005 до 0,3 МПа включ. для природного газа;
- низкого давления IV категории до 0,005 МПа включ. для природного газа. Превышение максимального рабочего давления должно быть не более 10 %.
- Классификацию газопроводов, входящих в газораспределительную систему, следует принимать в соответствии с приложением А.
- Давление газа в газопроводах, прокладываемых внутри зданий, следует принимать не выше значений, приведенных в таблице 5.1.
Таблица 5.1
Потребители газа | Давление газа, МПа |
1 Производственные здания промышленных и сельскохозяйственных предприятий, а также отдельно стоящие котельные и предприятия бытового обслуживания производственного характера (бани, прачечные, фабрики химчистки, предприятия по производству хлеба и кондитерских изделий и пр.) | 0,600 |
2 Предприятия бытового обслуживания производственного характера, перечис- ленные в пункте 1, пристроенные к зданиям другого производственного назна- чения или встроенные в эти здания | 0,300 |
3 Предприятия бытового обслуживания непроизводственного характера и обще- ственные здания | 0,005 |
Окончание таблицы 5.1
Потребители газа | Давление газа, МПа |
4 Жилые дома | 0,003 |
5 Котельные: отдельно стоящие на территории производственных предприятий то же населенных пунктов пристроенные, встроенные и крышные производственных зданий то же общественных, административных и бы- товых зданий “ жилых зданий | 1,200 0,600 0,600 0,300 0,005 |
Для тепловых установок промышленных предприятий и отдельно стоящих котельных разрешает- ся использование газа с давлением до 1,2 МПа, если такое давление требуется по условиям технологии производства. Возможно использование газа давлением до 0,6 МПа в котельных, расположенных в пристройках к производственным зданиям, и до 0,3 МПа — в мини-котельных.
Давление газа перед бытовыми газовыми приборами следует принимать в соответствии с паспортными данными приборов, но не более указанного в таблице 5.1 (пункт 4).
Газоснабжение жилых домов в городах и сельских населенных пунктах следует осуществлять от газопроводов среднего давления с применением домовых КРД газа, а также от газопроводов низ- кого давления.
Безопасность технических устройств, применяемых при проектировании объектов газораспределительной системы и газопотребления, в установленных законодательством случаях должна подтверждаться соответствующими документами, без которых их применение и выпуск в обращение не допускается.
6. Расчетные расходы газа
Годовые расходы газа для каждой категории потребителей следует определять на конец рас- четного периода с учетом перспективы развития объектов — потребителей газа.
Продолжительность расчетного периода устанавливается на основании плана перспективного развития объектов — потребителей газа, а также в соответствии с разработанным генеральным пла- ном города или иного населенного пункта.
Годовые расходы газа для жилых домов, предприятий бытового обслуживания населения, общественного питания, предприятий по производству хлеба и кондитерских изделий, а также для организаций здравоохранения следует определять по нормам расхода теплоты, приведенным в таблице 6.1.
Нормы расхода газа для потребителей, не перечисленных в таблице 6.1, следует принимать по нормам расхода других видов топлива или по данным фактического расхода используемого топлива с учетом КПД при переходе на газовое топливо.
Таблица 6.1
Потребители газа | Показатель потребления газа | Нормы расхода теплоты, МДж |
Жилые дома | ||
При наличии в квартире газовой плиты и централизо- ванного горячего водоснабжения при газоснабжении: природным газом | На одного человека в год | 1860 |
СУГ | 1690 |
Продолжение таблицы 6.1
Потребители газа | Показатель потребления газа | Нормы расхода теплоты, МДж |
При наличии в квартире газовой плиты и газового во- донагревателя (при отсутствии централизованного го- рячего водоснабжения) при газоснабжении: природным газом | На одного человека в год | 5300 |
СУГ | 4840 | |
При наличии в квартире газовой плиты и отсутствии централизованного горячего водоснабжения и газового водонагревателя при газоснабжении: природным газом | На одного человека в год | 3050 |
СУГ | 2810 | |
Предприятия бытового обслуживания населения | ||
Фабрики-прачечные: на стирку белья в механизированных прачечных то же в немеханизированных прачечных с сушильными шкафами “ в механизированных прачечных, включая сушку и глажение | На 1 т сухого белья | |
8800 | ||
12 600 | ||
18 800 | ||
Дезкамеры: на дезинфекцию белья и одежды в паровых камерах то же в горячевоздуш- ных камерах | На 1 т сухого белья | |
2240 | ||
1260 | ||
Бани: | На одну помывку | |
мытье без ванн | 40 | |
мытье в ваннах | 50 | |
Предприятия общественного питания | ||
Столовые, рестораны, кафе: | ||
на приготовление обедов (вне зависимости от про- | На один обед | 4,2 |
пускной способности предприятия) | ||
на приготовление завтраков или ужинов | На один завтрак | 2,1 |
или ужин | ||
Организации здравоохранения | ||
Больницы, родильные дома: | На одну койку в год | |
на приготовление пищи | 3200 | |
на приготовление горячей воды для хозяйственно- | 9200 | |
бытовых нужд и лечебных процедур (без стирки белья) | ||
Предприятия по производству хлеба и кондитерских изделий | ||
Хлебозаводы, комбинаты, пекарни: | На 1 т изделий | |
на выпечку формового хлеба | 2500 | |
на выпечку подового хлеба, батонов, булок, сдобы | 5450 | |
на выпечку кондитерских изделий (тортов, пирож- | 7750 | |
ных, печенья, пряников и т. п.) |
Окончание таблицы 6.1
При составлении проектов генеральных планов городов и других населенных пунктов разрешатся принимать укрупненные показатели потребления газа, м3/год на 1 чел., при теплоте сгорания газа 34 МДж/м3:
100 — при наличии централизованного горячего водоснабжения;
250 — при горячем водоснабжении от газовых водонагревателей; 125 (165 в сельской местности) — при отсутствии горячего водоснабжения.
Годовые расходы газа на нужды предприятий торговли, бытового обслуживания непроизводственного характера и т. п. следует принимать в размере до 5 % суммарного расхода теплоты на жилые дома, приведенного в таблице 6.1.
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).
Годовые расходы теплоты на приготовление кормов и подогрев воды для животных следует принимать по таблице 6.2.
Таблица 6.2
Назначение расходуемого газа | Домашнее животное | Нормы расхода теплоты, МДж |
Приготовление кормов для животных с учетом запаривания грубых кормов, корнеплодов и клуб- неплодов | Одна лошадь Одна корова Одна свинья | 1700 8400 4200 |
Подогрев воды для питья и санитарных целей | Одно животное | 420 |
d |
Объекты газораспределительной системы и газопотребления городов и других населенных пунктов следует рассчитывать на максимальный часовой расход газа на период, определенный в ут- вержденных генеральных планах, а при их отсутствии — в региональных планах развития промышленности, коммунально-бытового и сельскохозяйственного производства, разработанных органами местного самоуправления и др.
- Максимальный расчетный часовой расход газа
Qh,
м3/ч, при 0 °С и абсолютном давлении
газа 0,1 МПа на хозяйственно-бытовые и производственные нужды следует определять как долю го- дового расхода по формуле
Qh Kh Q , (6.1)
d max y
где
h
K |
max
— коэффициент часового максимума (коэффициент перехода от годового расхода к мак- симальному часовому расходу газа);
Qy — годовой расход газа, м3/год.
Коэффициент часового максимума расхода газа следует принимать дифференцированно по ка- ждому району газоснабжения, сети которого представляют самостоятельную систему, гидравлически не связанную с системами других районов.
Значения коэффициентов часового максимума расхода газа на хозяйственно-бытовые нужды, в зависимости от численности населения, снабжаемого газом, приведены в таблице 6.3; для бань, прачечных, предприятий общественного питания и предприятий по производству хлеба и кондитер- ских изделий — в таблице 6.4.
СН 4.03.01-2019
Таблица 6.3
Количество жителей, снабжаемых газом, тыс. чел. | Коэффициент часового максимума расхода газа (без отопления) K h max |
1 | 1/1500 |
2 | 1/1700 |
4 | 1/1800 |
6 | 1/1900 |
10 | 1/2000 |
20 | 1/2200 |
30 | 1/2400 |
40 | 1/2500 |
50 | 1/2600 |
100 | 1/2800 |
300 | 1/3000 |
500 | 1/3300 |
750 | 1/3500 |
1000 | 1/3700 |
2000 и более | 1/4700 |
Таблица 6.4
Предприятия | Коэффициент часового максимума расхода газа K h max |
Бани | 1/2700 |
Прачечные | 1/2900 |
Общественного питания | 1/2000 |
По производству хлеба и кондитерских изделий | 1/6000 |
Примечание — Для бань и прачечных значения K h приведены с учетом расхода газа на нужды отопле- max ния и вентиляции. |
- Расчетный часовой расход газа для предприятий различных отраслей промышленности и предприятий бытового обслуживания производственного характера (за исключением приведенных в таблице 6.4) следует определять по данным топливопотребления (с учетом изменения КПД при пере- ходе на газовое топливо) или по формуле (6.1), исходя из годового расхода газа с учетом коэффициентов часового максимума по отрасли промышленности, приведенных в приложении Б.
d |
Для отдельных жилых домов и общественных зданий расчетный часовой расход газа Qh, м3/ч,
следует определять по сумме номинальных расходов газа газовыми приборами с учетом коэффи- циента одновременности их действия по формуле
Q = å K q n , |
m
h
d sim nom j i 1
(6.2)
где
m — сумма произведений значений Ksim, qnom и nj от i до m;
i =1
Ksim — коэффициент одновременности, значение которого следует принимать для жилых домов, как приведено в приложении В;
qnom — номинальный расход газа прибором или группой приборов, принимаемый по паспортным данным или техническим характеристикам приборов, м3/ч;
nj — количество однотипных приборов или их групп;
- — количество типов приборов или их групп.
- Годовые и расчетные часовые расходы теплоты на нужды отопления, вентиляции и горячего водоснабжения следует определять в соответствии с СН 4.02.01, СН 4.02.03.
- Расчетные внутренние диаметры газопроводов необходимо определять гидравлическим расчетом из условия обеспечения бесперебойного газоснабжения всех потребителей в часы макси- мального потребления газа.
Гидравлический расчет газопроводов следует производить по данным, приведенным в прило- жении Г.
- сооружения
- Общие указания
- Требования настоящего подраздела распространяются на проектирование наружных газо- проводов от ГРС или ГРП до потребителей газа (наружных стен зданий и сооружений).
- Проекты наружных газопроводов, прокладываемых по территории населенных пунктов, следует выполнять на топографических планах в масштабах, предусмотренных ГОСТ 21.610. Разре- шается выполнение проектов межпоселковых газопроводов на планах М 1:5000 при закреплении оси трассы в натуре. При отсутствии пересечений газопровода с естественными преградами и различными сооружениями продольные профили участков газопровода, прокладываемого на местности со спо- койным рельефом, могут не составляться.
- Прокладку наружных газопроводов на территории населенных пунктов следует предусмат- ривать подземной в соответствии с требованиями ТКП 45-3.03-227. Надземная и наземная прокладка наружных газопроводов возможна внутри жилых кварталов и дворов, а также на других отдельных участках трассы.
- Общие указания
Прокладку газопроводов по отношению к метрополитену следует предусматривать в соответст- вии с требованиями ТКП 45-3.03-227.
На территории промышленных предприятий прокладку наружных газопроводов следует осуще- ствлять надземно в соответствии с требованиями ТКП 45-3.01-155.
- Выбор трассы подземных газопроводов следует производить с учетом коррозионной агрес- сивности грунтов и наличия блуждающих токов в соответствии с требованиями ГОСТ 9.602.
- Вводные газопроводы в жилые дома следует предусматривать в нежилые помещения, дос- тупные для осмотра газопроводов.
Вводные газопроводы в общественные здания необходимо предусматривать непосредственно в помещение, где установлены газовые приборы.
Размещение отключающего устройства следует предусматривать снаружи здания на вводе, выход газопровода из земли необходимо выполнять в соответствии с проектной документацией.
- Вводные газопроводы в здания промышленных предприятий и другие здания производственного характера следует предусматривать непосредственно в помещение, где находится газоиспользующее оборудование, или в смежное с ним помещение, соединенное с первым открытым проемом. При этом кратность воздухообмена в смежном помещении должна быть не менее, чем в помещении, где установлено газоиспользующее оборудование.
- Скрытая прокладка вводных газопроводов низкого давления из медных или нержавеющих трубопроводов после прибора учета расхода газа возможна при условии исключения прямого контакта с отделочными материалами (цементным, штукатурным раствором, теплоизоляцией).
- Вводы газопроводов не должны проходить через фундаменты и под фундаментами зданий.
- Не допускается прокладка вводного газопровода в помещения подвальных этажей, за исключением мини-котельных одноквартирных и блокированных жилых домов; в санитарные узлы, лифтовые помещения, складские помещения, вентиляционные камеры и шахты, помещения мусоросборников, трансформаторных подстанций, распределительных устройств, машинные отделения, а также помещения, относящиеся по взрывной и пожарной опасности к категориям А (за исключением помещений, в которых установлено газоиспользующее оборудование) и Б.
СН 4.03.01-2019
- Конструктивные решения вводов следует принимать с учетом требований 7.2.6.
- Соединение стальных и полиэтиленовых труб следует предусматривать на сварке или при помощи соединительных деталей.
Разъемные (фланцевые и резьбовые муфтовые) соединения допускаются в местах установки запорной арматуры, измерительных диафрагм, КИП, компенсаторов и устройств электрозащиты.
- Разъемные соединительные детали полиэтиленовых и стальных труб следует размещать в колодцах.
Разрешается размещение соединения полиэтиленовых труб со стальными над поверхностью грунта при условии защиты полиэтиленовой трубы и соединения футляром с заполнением межтрубного пространства песком.
Не допускается предусматривать в грунте разъемные соединения на стальных газопроводах.
- Опознавательные и сигнальные знаки местонахождения газопроводов и сооружений на них устанавливаются в соответствии с [9].
- Подземные газопроводы
- Минимальные расстояния по горизонтали от подземных и наземных (в насыпи) газопро- водов до зданий (кроме ГРП) и сооружений следует принимать в соответствии с требованиями ТКП 45-3.03-227. Указанные расстояния от зданий ГРП до входящих и выходящих газопроводов не нормируются.
- Подземные газопроводы
Разрешается уменьшение до 50 % расстояний, указанных в ТКП 45-3.03-227, для газопроводов давлением до 0,6 МПа при прокладке их в стесненных условиях на отдельных участках трассы, а также от газопроводов давлением св. 0,6 МПа до отдельно стоящих нежилых и подсобных строений.
В вышеуказанных случаях на участках сближения и по 5 м в каждую сторону от этих участков все сварные (монтажные) стыки следует проверять неразрушающими методами контроля, а прокладку газопроводов из полиэтиленовых труб на участках сближения и по 5 м в каждую сторону от этих уча- стков необходимо выполнять из труб ПЭ 100 (SDR 11).
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 он должен выходить не менее чем на 2 м в каж- дую сторону от стенки колодца или камеры.
Расстояния от газопровода до опор ВЛ связи, контактной сети трамвая, троллейбуса и электри- фицированных железных дорог следует принимать как до опор ВЛ электропередачи соответствую- щего 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 беска- нальной 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 разрешается принимать как до водопровода.
Расстояние от газопровода до железнодорожных путей узкой колеи следует принимать как до трамвайных путей по ТКП 45-3.03-227.
Расстояния от газопроводов до складов и предприятий с легковоспламеняющимися материалами принимаются по ТКП 45-3.01-116, ТКП 45-3.01-155, ТКП 45-3.03-227, но должны быть не менее рас- стояний, указанных в ТКП 45-3.03-227.
Минимальные расстояния по горизонтали и вертикали от газопроводов до магистральных газо- проводов и нефтепроводов целесообразно принимать с учетом [10].
Минимальное расстояние по горизонтали от газопроводов до забора жилых домов в населенных пунктах следует принимать по ТКП 45-3.01-116 как до фундаментов ограждений предприятий.
- Минимальные расстояния по горизонтали в свету между газопроводами принимают по ТКП 45-3.03-227.
СН 4.03.01-2019
Возможна совместная прокладка в одной траншее двух и более стальных и полиэтиленовых газопроводов на одном или разных уровнях (ступенями). Количество стальных и полиэтиленовых газо- проводов, прокладываемых в одной траншее, принимается проектной организацией из условий возможности производства работ по монтажу, ремонту и техническому обслуживанию газопроводов.
- Расстояние по вертикали в свету при пересечении газопроводов всех давлений с подзем- ными инженерными сетями следует принимать не менее 0,2 м, с электрическими сетями — целесообразно принимать по [5], с кабельными линиями связи и радиотрансляционными сетями — в соответствии с ТКП 211.
- 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 кон- троля всех сварных стыков в пределах пересечения и по 5 м в стороны от наружных стенок пересекаемых сооружений.
На одном конце футляра в верхней точке уклона (за исключением мест пересечения стенок колодцев), а на нулевых уклонах на любом конце футляра следует предусматривать контрольную трубку, выходящую под защитное устройство.
- Глубину прокладки для металлических газопроводов, в которых располагаются полиэтиленовые трубы, и стальных газопроводов следует принимать не менее 0,8 м до верха газопровода, футляра или балластирующего устройства, для полиэтиленовых газопроводов — не менее 1 м до верха трубы, футляра или балластирующего устройства.
При прокладке газопроводов на пахотных и орошаемых землях глубина заложения должна быть не менее 1,2 м до верха трубы.
- В местах прохода через наружные стены зданий газопроводы следует заключать в футляры. Пространство между стеной и футляром следует заделывать на всю толщину пересекаемой кон-
струкции.
Концы футляра следует уплотнять эластичным негорючим материалом.
- При прокладке газопроводов в грунтах с включением строительного мусора и перегноя следует предусматривать устройство под газопровод основания из песчаного грунта толщиной не ме- нее 0,1 м (над выступающими неровностями основания); засыпку газопровода следует предусматривать таким же грунтом на высоту не менее 0,25 м над верхней образующей трубы.
При прокладке газопровода по заторфованному грунту (торфу) необходимо производить выторфовку с последующим выполнением требований, изложенных в первом абзаце. Объемы выторфовки определяет проектная организация.
При наличии подземных вод в проектной документации должны быть предусмотрены мероприятия по предотвращению всплытия газопровода, если это подтверждается расчетом.
- Угол пересечения газопровода с инженерными сетями при подземной прокладке должен составлять 90°. Угол пересечения может быть уменьшен:
- до 30° — при прокладке пересекаемого участка газопровода в футляре;
- до 15° — при прокладке в футляре газопровода в условиях сложившейся застройки на расстоянии не менее 1 м по вертикали с пересекаемыми инженерными сетями.
При отсутствии на участке газопровода, проложенного в футляре, сварных соединений контрольную трубку разрешается не устанавливать.
- Трассу газопровода за пределами населенных пунктов следует обозначать опознаватель- ными знаками, установленными не более чем через 500 м на расстоянии 1 м от оси газопровода справа по ходу газа, а также на поворотах, в местах ответвлений и расположения контрольных тру- бок, и путем укладки сигнально-локализационной ленты (желтого или оранжевого цвета, с несмываемой надписью «Газ») шириной не менее 200 мм с изолированным элементом из коррозионностойкой стали (провод сечением не менее 2,5 мм2) над газопроводом на расстоянии 0,6 м от него.
В качестве дополнительного средства обозначения полиэтиленовых газопроводов могут приме- няться электронные маркеры, которые укладывают на расстоянии не менее чем 0,1 м в характерных точках над газопроводом.
Необходимость того или иного вида обозначения полиэтиленовых газопроводов, а также применения электронных маркеров определяется в проекте.
СН 4.03.01-2019
- Надземные и наземные газопроводы
- Надземные газопроводы следует прокладывать на отдельно стоящих опорах, этажерках и колоннах из негорючих материалов или по стенам и покрытиям зданий.
При этом разрешается прокладка:
- на отдельно стоящих опорах, колоннах, эстакадах и этажерках — газопроводов всех давлений;
- по стенам производственных зданий категорий В, Г и Д — газопроводов давлением до 0,6 МПа;
- по стенам общественных зданий и жилых домов не ниже III степени огнестойкости — газопроводов давлением до 0,3 МПа;
- по стенам общественных зданий и жилых домов IV–V степени огнестойкости — газопроводов низкого давления с условным диаметром труб не более 50 мм, а при размещении регулятора давления газа на наружных ограждающих конструкциях этих зданий — газопроводов давлением до 0,3 МПа — на участках до регуляторов;
- по кровлям жилых, общественных и производственных зданий I–III степени огнестойкости и зданиям с незащищенными металлоконструкциями и наружными ограждающими конструкциями из стальных профилированных листов или других негорючих материалов с утеплителем группы горюче- сти не ниже Г2 с производствами категорий В, Г, Д — газопроводов давлением до 0,3 МПа.
Газопроводы к крышным котельным следует прокладывать по глухим стенам зданий. При отсутствии глухих стен возможна прокладка газопроводов по стенам с проемами на расстоянии не менее 0,75 м от проема.
Запрещается транзитная прокладка:
- по стенам и покрытиям зданий детских дошкольных учреждений, больниц, учебных заведений и зрелищных учреждений — газопроводов всех давлений;
- по стенам и покрытиям жилых домов — газопроводов среднего и высокого давления;
- через закрытые лоджии, не относящиеся к газифицируемому дому.
Запрещается прокладка газопроводов всех давлений по зданиям категорий А (за исключением зданий ГРП, ГИС и УР) и Б, наружным ограждающим конструкциям из стальных профилированных листов или других негорючих материалов с утеплителем группы горючести ниже Г2, а также по на- ружным конструкциям, имеющим систему наружного утепления (облицовку) с классом пожарной опасности КН3 (за исключением зданий классов по функциональной пожарной опасности Ф1.3 и Ф1.4, зданий ГРП, ГИС и УР).
- Надземные газопроводы, прокладываемые на территории промышленных предприятий, и опоры для них следует проектировать с учетом требований ТКП 45-3.01-155, а также целесообразно руководствоваться [11].
- Газопроводы высокого давления разрешается прокладывать по глухим стенам, над окнами
и дверными проемами одноэтажных, а также верхних этажей многоэтажных производственных зданий.
В производственных зданиях и котельных возможна прокладка газопроводов низкого и среднего давления вдоль переплетов неоткрывающихся окон (за исключением окон, используемых в качестве легкосбрасываемых конструкций) и пересечение указанными газопроводами световых проемов, за- полненных стеклоблоками.
Расстояние от газопровода до кровли здания должно быть не менее 0,2 м.
- Расстояния между проложенными по стенам зданий газопроводами и другими инженерны- ми сетями следует принимать в соответствии с требованиями, предъявляемыми к прокладке газопро- водов внутри помещений (раздел 9).
- Не допускается предусматривать разъемные соединения на газопроводах под оконными
проемами и балконами жилых и общественных зданий.
- Надземные и наземные газопроводы, а также подземные газопроводы на участках, примы- кающих к местам входа и выхода из земли, следует проектировать с учетом продольных деформаций по возможным температурным воздействиям.
- Высоту прокладки надземных газопроводов следует принимать в соответствии с требова-
ниями ТКП 45-3.01-155.
На территории, свободной от проезда транспорта и прохода людей, возможна прокладка газо- проводов на низких опорах на высоте не менее 0,35 м от земли до низа трубы.
- В местах входа и выхода из земли газопроводы следует заключать в футляр только в слу- чаях, когда возможны их механические повреждения транспортом, передвижением механизмов, гру- зов и т. п. Высоту футляра принимают из условия обеспечения сохранности газопровода.
- Расстояния по горизонтали в свету от надземных газопроводов, проложенных на опорах,
и наземных (без обвалования) до зданий и сооружений следует принимать не менее значений, ука- занных в таблице 7.1.
СН 4.03.01-2019
Таблица 7.1
Здания и сооружения | Расстояние в свету, м, до зданий и сооружений от проложенных на опорах надземных газопроводов и наземных (без обвалования) | |||
низкого давления | среднего давления | высокого давления | ||
II категории | I категории | |||
Производственные и складские здания катего- рий А и Б | 5* | 5* | 5* | 10* |
Производственные и складские здания катего- рий В, Г и Д | — | — | — | 5 |
Жилые и общественные здания I–III степени огнестойкости | — | — | 5 | 10 |
Жилые и общественные здания IV и V степени огнестойкости | — | 5 | 5 | 10 |
Открытые склады легковоспламеняющихся и го- рючих жидкостей и склады горючих материа- лов, расположенные вне территории промыш- ленных предприятий | 20 | 20 | 40 | 40 |
Железнодорожные и трамвайные пути (до бли- жайшего рельса) | 3 | 3 | 3 | 3 |
Подземные инженерные сети: водопровод, кана- лизация, тепловые сети, телефонная канали- зация, электрические кабельные блоки (от края фундамента опоры газопровода) | 1 | 1 | 1 | 1 |
Дороги (от бордюрного камня, внешней бровки кювета или подошвы насыпи дороги) | 1,5 | 1,5 | 1,5 | 1,5 |
Ограда открытого распределительного устрой- ства и открытой подстанции | 10 | 10 | 10 | 10 |
* Для газопроводов ГРП (входящих и выходящих) расстояние не нормируется. | ||||
Примечания Знак «—» означает, что расстояние не нормируется.Требования к зданиям с незащищенным металическим каркасом и ограждающими конструкциями из стальных профилированных листов или других негорючих материалов без утеплителя или с утеплителем группы горючести НГ следует принимать как для зданий II степени огнестойкости. |
- Расстояние между надземными газопроводами и другими инженерными коммуникациями надземной и наземной прокладки следует принимать с учетом возможности монтажа, осмотра и ре- монта каждого из трубопроводов.
- Расстояния между газопроводами и ВЛ электропередачи, а также кабелями целесообразно принимать по [5].
- Расстояния между опорами надземных газопроводов целесообразно определять по [12].
- Разрешается предусматривать прокладку на отдельно стоящих опорах, колоннах, эстака- дах, этажерках газопроводов с трубопроводами другого назначения согласно ТКП 45-3.01-155.
- Совместную прокладку газопроводов с электрическими кабелями и проводами, в том чис- ле предназначенными для обслуживания газопроводов (силовыми, для сигнализации, диспетчериза- ции, управления задвижками), целесообразно предусматривать по [5].
- Прокладку газопроводов по железнодорожным и автомобильным мостам следует преду- сматривать в случаях, когда это соответствует требованиям СН 3.03.01, при этом прокладку газопро- водов следует осуществлять в местах, исключающих возможность скопления газа (в случае его утечки) в конструкциях моста.
СН 4.03.01-2019
- Переходы газопроводов через водные преграды и овраги
- Подводные переходы газопроводов через водные преграды следует предусматривать на основании данных гидрологических, инженерно-геологических и топографических изысканий.
- Створы подводных переходов через реки следует предусматривать на прямолинейных ус-
тойчивых плесовых участках с пологими неразмываемыми берегами русла при минимальной ширине заливаемой поймы. Створ подводного перехода следует предусматривать перпендикулярным дина- мической оси потока, избегая участки, сложенные скальными грунтами.
- Переход газопроводов через водные преграды шириной до 25 м и другие преграды следует выполнять надземно из стальных труб на опорах или подземно из стальных или полиэтиленовых труб, с использованием длинномерных полиэтиленовых труб без соединений (кроме соединений с ЗН) с применением метода горизонтально-направленного бурения или другого технологического приема, предусмотренного проектным решением.
При надземном переходе на выходе газопровода из земли необходимо устанавливать стальные футляры длиной 1,1 м, в которых размещаются неразъемные соединения полиэтилен — сталь. Высо- та выхода полиэтиленовой трубы на поверхность земли до перехода на стальную трубу должна быть не более 0,8 м.
- Подводные переходы газопроводов при ширине водных преград при меженном горизонте 75 м и более следует предусматривать в две нитки с пропускной способностью каждой по 0,75 рас- четного расхода газа.
Разрешается 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 пе- рейти на другой вид топлива на период ремонта подводного перехода.
- Возможна прокладка второй (резервной) нитки при пересечении водных преград шириной менее 75 м в следующих случаях:
- для газоснабжения потребителей, не допускающих перерывов в подаче газа;
- при ширине заливаемой поймы более 500 м по уровню ГВВ при обеспеченности 10 % и про- должительности подтопления паводковыми водами более 20 сут;
- на водных преградах с неустойчивым дном и берегами.
- Минимальные расстояния по горизонтали от мостов до подводных и надводных газопрово- дов в местах перехода их через водные преграды следует принимать по таблице 7.2.
Таблица 7.2
Водные преграды | Тип моста | Расстояние по горизонтали, м, между газопроводом и мостом при прокладке газопровода | |||
выше моста по течению реки | ниже моста по течению реки | ||||
от надводного газопровода | от подводного газопровода | от надводного газопровода | от подводного газопровода | ||
Судоходные замерзаю- щие | Все типы | Целесообразно принимать по [10] | 50 | 50 | |
Судоходные незамер- зающие | 50 | 50 | 50 | 50 | |
Несудоходные замер- зающие | Много- пролетные | Целесообразно принимать по [10] | 50 | 50 | |
Несудоходные незамер- зающие | 20 | 20 | 20 | 20 | |
Несудоходные для газо- проводов давления: низкого среднего и высокого | Одно- и двух- пролетные | 2 5 | 20 20 | 2 5 | 10 20 |
СН 4.03.01-2019
- Толщину стенок труб для подводных переходов следует принимать на 2 мм больше расчет- ной, но не менее 5 мм. Для газопроводов диаметром менее 250 мм разрешается увеличивать тол- щину стенки для обеспечения отрицательной плавучести газопровода.
- Границами подводного перехода газопровода, определяющими длину перехода, следует считать участок, ограниченный ГВВ не ниже отметок обеспеченности 10 %. Запорную арматуру сле- дует размещать вне границ этого участка.
- Расстояния между осями параллельных газопроводов на подводных переходах следует принимать не менее 30 м, кроме переходов, выполненных методом горизонтально-направленного бурения.
На несудоходных реках с руслом, не подверженным размыву, а также при пересечении водных преград в пределах населенного пункта при строительстве газопроводов открытым способом может предусматриваться укладка двух газопроводов в одну траншею. В этом случае расстояние между га- зопроводами в свету должно быть не менее 0,5 м.
При прокладке газопроводов на пойменных участках расстояние между газопроводами разре- шается принимать таким же, как для линейной части газопровода.
- Прокладку газопроводов на подводных переходах следует предусматривать с заглубле- нием в дно пересекаемых водных преград. Проектную отметку верха забалластированного газопро- вода следует принимать не менее 0,5 м, а на переходах через судоходные и сплавные реки — не ме- нее 1,0 м ниже прогнозируемого профиля дна, определяемого с учетом возможного размыва русла в течение 25 лет после окончания строительства перехода. При прокладке газопровода методом наклонно-направленного бурения отметка должна находиться не менее чем на 2,0 м ниже прогнози- руемого профиля дна.
- Ширину траншеи по дну следует принимать в зависимости от методов ее разработки и ха- рактера грунта, режима водной преграды и необходимости проведения водолазного обследования.
Крутизну откосов подводных траншей целесообразно принимать по [13].
- Расчет подводных газопроводов против всплытия (на устойчивость) и их балластировку целесообразно выполнять по [10].
- Высоту прокладки надводного перехода газопровода следует принимать (от низа трубы или пролетного строения):
- при пересечении несудоходных, несплавных рек, мелиоративных каналов, оврагов и балок, где возможен ледоход, — не менее 0,2 м над уровнем ГВВ при обеспеченности 2 % и от наивысшего горизонта ледохода, а при наличии на этих реках корчехода — не менее 1,0 м над уровнем ГВВ при обеспеченности 1,0 %;
- при пересечении судоходных и сплавных рек — не менее значений, устанавливаемых норма- ми проектирования подмостовых габаритов на судоходных реках и основными требованиями к распо- ложению мостов.
- Переходы газопроводов через железнодорожные и трамвайные пути и автомобильные дороги
- Переходы газопроводов через железные и автомобильные дороги следует предусматри- вать в местах прохождения дорог по насыпям либо в местах с нулевыми отметками и в исключитель- ных случаях, при соответствующем обосновании, — в выемках дорог. Прокладка газопроводов через тело насыпи не допускается.
- Переходы газопроводов через железнодорожные и трамвайные пути и автомобильные дороги
Пересечения газопроводов с железнодорожными и трамвайными путями, а также с автомобиль- ными дорогами следует предусматривать под прямым углом.
Минимальное расстояние, м, от подземных газопроводов в местах их пересечения трамвайными и железнодорожными путями следует принимать:
50 — до мостов, труб, тоннелей и пешеходных мостов и тоннелей (с большим скоплением людей) на железных дорогах;
3 — до опор контактной сети.
При проектировании переходов газопроводов через железные дороги общего пользования кроме требований настоящего раздела целесообразно руководствоваться [14]; через трамвайные пути — СН 3.03.02; через транспортные пути промышленных предприятий — ТКП 45-3.01-155.
- Прокладку подземных газопроводов всех давлений в местах пересечений с железнодорож- ными путями, магистральными улицами и дорогами категорий I–III следует предусматривать в сталь- ных футлярах. Необходимость устройства футляров на газопроводах при пересечении дорог катего- рий IV–V, а также улиц местного значения определяется проектом. Футляры должны соответствовать требованиям к прочности и долговечности.
СН 4.03.01-2019
Концы футляров должны быть уплотнены. На одном конце футляра следует предусматривать контрольную трубку, выходящую под защитное устройство, а на межпоселковых газопроводах — вы- тяжную свечу высотой не менее 2,0 м с устройством для отбора проб, выведенную на расстояние, м, не менее:
50 — от оси крайнего пути железных дорог общего пользования;
25 — то же промышленных предприятий;
25 — от подошвы земляного полотна автомобильных дорог категорий I–III.
В межтрубном пространстве футляра возможна прокладка эксплуатационного кабеля связи, те- лемеханики, телефона, дренажного кабеля электрозащиты, предназначенных для обслуживания объектов газораспределительной системы и газопотребления.
- Концы футляра следует выводить на расстояние, м, не менее:
3,0 — от крайнего водоотводного сооружения земляного полотна железной дороги промыш- ленного предприятия (кювета, канавы, резерва);
целесообразно принимать по [14] — при пересечении с железной дорогой общего пользования; 3,0 — от крайнего рельса пути промышленного предприятия;
в соответствии с требованиями СН 3.03.02 — при пересечении с трамвайными путями; 2,0 — от края проезжей части улиц;
3,5 — от края проезжей части автомобильных дорог.
Во всех случаях концы футляров должны быть выведены за пределы подошвы насыпи и водоот- водного сооружения земляного полотна (кювета, лотка, дренажа, нагорной канавы) на расстояние не менее 2 м.
- Глубину укладки газопроводов под железнодорожными и трамвайными путями и автомо-
бильными дорогами следует принимать в зависимости от характера грунтов и способа производства строительных работ. Глубина укладки газопроводов, м, до верха футляра от подошвы рельса или верха покрытия автомобильной дороги должна быть не менее:
а) под железными дорогами общего пользования — целесообразно руководствоваться [14], под трамвайными путями — целесообразно руководствоваться СН 3.03.02;
б) под железными дорогами промышленных предприятий и автомобильными дорогами всех категорий:
1,0 — при производстве работ открытым способом;
1,5 — то же методом продавливания, горизонтального бурения или щи- товой проходки;
2,5 — “ методом прокола;
0,6 — от дна водоотводных сооружений указанных дорог.
При прокладке газопроводов без защитных футляров все вышеуказанные значения глубины сле- дует принимать до верха образующей газопровода. При устройстве переходов под железными доро- гами общего пользования в пучинистых грунтах для газопроводов с температурой транспортируемого газа в зимнее время выше 5 °С следует проверить их минимальную глубину прокладки расчетом на соблюдение условий, при которых исключается влияние тепловыделений на равномерность морозного пучения грунта. Если невозможно обеспечить заданный температурный режим, следует предусмат- ривать замену пучинистого грунта или применять другие проектные решения.
Расстояние по вертикали от верха покрытия проезжей части до верха газопровода или футляра под дорогами на территории промышленных предприятий следует принимать в соответствии с требо- ваниями ТКП 45-3.01-155. Толщину стенок труб газопроводов необходимо принимать на 3 мм больше расчетной.
- Высоту прокладки надземных газопроводов в местах пересечения с электрифицирован-
ными и неэлектрифицированными железнодорожными путями, трамвайными путями, автомобиль- ными дорогами, контактной сетью троллейбуса следует принимать в соответствии с требованиями ТКП 45-3.01-155.
- Размещение отключающих устройств на газопроводах
- Отключающие устройства на газопроводах следует предусматривать:
- на вводах в жилые, общественные, производственные здания или группу смежных зданий, пе- ред наружными газопотребляющими установками;
- на отдельных вводах и ответвлениях от вводов в жилые, общественные и производственные здания к газопотребляющим установкам, размещаемым на покрытиях этих зданий;
- для отключения каждого стояка жилых зданий независимо от этажности;
- на вводах в ГРП, ШРП и КРД, а также на выходе из ГРП, ШРП;
СН 4.03.01-2019
- на ответвлениях от уличных газопроводов к отдельным микрорайонам, кварталам, группам жилых домов или отдельным домам при количестве квартир более 400;
- для отключения отдельных участков газопроводов с целью обеспечения безопасности и на- дежности газоснабжения;
- при пересечении водных преград двумя и более нитками, 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 категории. Отключающие устройства могут не предусматриваться:
- перед ГРП предприятий, если отключающее устройство, имеющееся на отводе от распреде- лительного газопровода, находится от ГРП на расстоянии не более 100 м;
- на пересечении железнодорожных путей общей сети и автомобильных дорог I и II категории при наличии на расстоянии от путей (дорог) не более 1000 м отключающего устройства, обеспечи- вающего прекращение подачи газа на участке перехода (линейные задвижки, отключающие устрой- ства после ГРП, ГРС).
- Отключающие устройства на наружных газопроводах следует размещать в колодцах, на- земных шкафах или оградах, а также на стенах зданий.
На подземных газопроводах отключающие устройства следует предусматривать в колодцах, не- посредственно в грунте или наземно в ограждении.
- Размещение отключающих устройств следует предусматривать в доступном для обслужи- вания месте.
Отключающие устройства, устанавливаемые на параллельных газопроводах, следует смещать относительно друг друга на расстояние, обеспечивающее удобство обслуживания, монтажа и демонтажа.
- В местах установки фланцевой запорной арматуры следует предусматривать компенсирую- щие или другие устройства, обеспечивающие возможность ее замены в процессе эксплуатации га- зопровода. Установку стальной запорной арматуры следует предусматривать как на сварке, так и на фланцах.
- Колодцы следует предусматривать на расстоянии не менее 2 м от линии застройки и ограж- дения территории предприятий.
В местах отсутствия проезда транспорта и прохода людей люки колодцев следует предусматри- вать выше уровня земли не менее 0,15 м.
- Отключающие устройства и изолирующие соединения, предусмотренные к установке на сте- нах жилых, общественных и производственных зданий, следует размещать на расстоянии от дверных и открывающихся оконных проемов, м, не менее:
0,5 — для газопроводов низкого давления по горизонтали.
Примечание — При модернизации и капитальном ремонте разрешается уменьшение расстояния до дверно- го проема до 0,25 м;
3,0 — для газопроводов среднего давления по горизонтали;
5,0 — для газопроводов высокого давления II категории по горизонтали;
1,0 — для газопроводов-вводов среднего давления в жилые дома с применением комбини- рованных (домовых) регуляторов, устанавливаемых на стене в защитном кожухе, ящике, шкафу по горизонтали.
При расположении отключающей арматуры на высоте более 2,2 м следует предусматривать площадки из негорючих материалов с лестницами.
Расстояние по горизонтали от крайнего провода ВЛ до ограды наземно устанавливаемого отклю- чающего устройства на подземном газопроводе в местах его пересечения с ВЛ должно быть не ме- нее высоты опоры ВЛ. Установка отключающего устройства под ВЛ электропередачи и связи не до- пускается.
Отключающие устройства наземной установки следует размещать на расстоянии, м, не менее:
40 — от оси крайнего пути железных дорог общего пользования;
6 — то же промышленных предприятий;
25 — от подошвы земляного полотна автомобильных дорог I–III категории.
Отключающие устройства, предусмотренные к установке на стенах жилых, общественных и произ- водственных зданий, следует располагать на высоте не менее 2,0 м от отмостки зданий.
- Отключающие устройства, проектируемые к установке на участке закольцованных распре- делительных газопроводов, проходящих по территории промышленных и других предприятий, следует размещать вне территории этих предприятий.
СН 4.03.01-2019
- На вводах и выводах газопроводов из здания ГРП установку отключающих устройств сле- дует предусматривать на расстоянии не менее 5 м и не более 100 м от ГРП.
Отключающие устройства газопотребляющих установок, размещаемых на покрытиях зданий, сле- дует предусматривать на стенах этих зданий на выходе газопровода из земли на высоте от 1,8 до 2 м и на покрытии здания на вводе газопровода в помещение газопотребляющего оборудования (крыш- ной котельной). Отключающие устройства ГРП, размещаемых на покрытиях производственных зда- ний, разрешается устанавливать на стенах этих зданий на выходе газопровода из земли. Отключаю- щие устройства перед и после ШРП следует предусматривать на расстоянии не более 20 м от него.
- Отключающие устройства, предусмотренные согласно 7.6.1 к установке на переходах газо- проводов через водные преграды, следует размещать на берегах на отметках не ниже отметок ГВВ при обеспеченности 10 % и выше отметок ледохода. При этом на закольцованных газопроводах от- ключающие устройства следует предусматривать на обоих берегах, а на тупиковых одиночных газо- проводах — на одном берегу, до перехода (по ходу газа).
- Отключающие устройства, предусмотренные к установке на переходах через железные дороги, следует размещать:
- на тупиковых газопроводах — не более 1000 м до перехода (по ходу газа);
- на кольцевых газопроводах — по обе стороны перехода на расстоянии не более 1000 м от пе- рехода.
- Сооружения на газопроводах
- Колодцы для размещения отключающих устройств на газопроводах следует предусматри- вать из негорючих, влаго- и биостойких материалов. Конструкцию и материал колодцев следует прини- мать из условия исключения проникания в них грунтовых вод. Наружную поверхность стенок колод- цев необходимо предусматривать гладкой и покрытой гидроизоляционными материалами.
- Сооружения на газопроводах
В местах прохода газопровода через стенки колодцев следует предусматривать футляры. Концы футляров должны быть уплотнены эластичным негорючим материалом и герметизированы.
- Наземные отключающие устройства диаметром 400 мм и более следует устанавливать на фундаментные плиты, укладываемые на уплотненное основание. Шкафы и ограды следует проекти- ровать из негорючих материалов.
- Для защиты от механических повреждений контрольных трубок, контактных выводов кон- трольно-измерительных пунктов, водоотводящих трубок конденсатосборников, гидрозатворов и ар- матуры следует предусматривать коверы, которые необходимо устанавливать на бетонные, железо- бетонные или другие основания, обеспечивающие устойчивость и исключающие их просадку.
- Защита от коррозии
- Для стальных газопроводов следует предусматривать защиту от коррозии, вызываемой ок- ружающей средой и блуждающими электрическими токами.
Защиту от коррозии подземных газопроводов следует проектировать в соответствии с требова- ниями настоящего подраздела, ГОСТ 9.602, других ТНПА.
Материал для защитных покрытий должен соответствовать требованиям раздела 15.
- На подземных газопроводах следует предусматривать установку контрольно-измерительных пунктов:
- в пределах населенных пунктов с интервалом между ними не более 200 м;
- вне территории населенных пунктов то же не более 500 м;
- в местах пересечения подземных газопроводов между собой, а также с другими подземными металлическими инженерными сетями (кроме силовых электрокабелей), рельсовыми путями элек- трифицированного транспорта (при пересечении более двух рельсовых путей — по обе стороны пе- ресечения);
- при переходе газопроводов через водные преграды по обе стороны от пересечения.
При этом интервал между контрольно-измерительными пунктами вне территории населенных пунктов на пахотных землях, а также необходимость установки контрольно-измерительных пунктов в местах пересечения газопроводов между собой и с другими подземными сетями определяются в зависимости от коррозионных условий.
Не требуется установка стационарных медносульфатных электродов на контрольно-измерительных пунктах при сопротивлении грунта св. 150 Ом, за исключением переходов через водные преграды.
СН 4.03.01-2019
- Конструкцию контрольно-измерительного пункта выбирают в зависимости от места его уста- новки на трассе газопровода. При этом следует предусматривать установку контрольно-измерительных пунктов с применением переносного электрода сравнения, а на первом и последнем, а также каждом втором пунктах — стационарного электрода сравнения.
Для измерения защитных электропотенциалов газопроводов разрешается использовать отклю- чающие устройства, конденсатосборники и другое оборудование и сооружения на газопроводах.
- При электрохимической защите газопроводов следует предусматривать ИФС:
- на входе и выходе газопровода из земли и ГРП, на вводе газопроводов в здания, где возмо- жен электрический контакт газопровода с землей через металлические конструкции здания и инже- нерные 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 со-
ставляет более 5 Ом, ИФС на газопроводах может не устанавливаться.
При переходе подземного газопровода в надземный вместо установки ИФС могут применяться электроизолирующие прокладки на опорах надземного участка газопровода.
- Размещение ИФС следует предусматривать на наружных газопроводах на высоте не бо- лее 2,2 м и на расстоянии от дверных и оконных проемов, принимаемом для запорной арматуры согласно 7.6.6, 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).
- Для фланцевых соединений газопроводов в колодцах следует предусматривать постоян-
ные шунтирующие электроперемычки.
- Расстояние от установок электрохимической защиты и их контактных устройств до резер- вуаров СУГ следует принимать не менее 5 м.
- Протекторы, применяемые для защиты стальных резервуаров СУГ от коррозии, разрешает- ся предусматривать в качестве основных заземлителей защиты от прямых ударов молнии. При этом следует руководствоваться требованиями ТКП 336.
- Электроперемычки между трубопроводами, выполненные из полосовой стали, и стальные футляры (за исключением прокладываемых методом прокола) должны иметь изоляционное покрытие весьма усиленного типа.
Для футляров, расположенных непосредственно в грунтах высокой коррозийной агрессивности или в зонах опасного действия блуждающих токов, следует предусматривать дополнительно катод- ную поляризацию.
Необходимость обеспечения катодной поляризации металлических футляров газопроводов из полиэтиленовых труб определяется проектной организацией в соответствии с ГОСТ 9.602.
- Надземные газопроводы следует защищать от атмосферной коррозии покрытием, состоя- щим из двух слоев краски, лака или эмали по огрунтованному слою, предназначенных для наружных работ при расчетной температуре наружного воздуха в районе строительства.
- Газопроводы из полиэтиленовых труб
- При проектировании газопроводов следует применять трубы и соединительные детали, имеющие одинаковое значение показателей номинальной толщины стенки (далее — SDR) и мини- мальной длительной прочности полиэтилена, использованного для изготовления труб и соедини- тельных деталей (далее — MRS).
- Газопроводы из полиэтиленовых труб
Строительство межпоселковых полиэтиленовых газопроводов с давлением св. 0,6 до 1,2 МПа следует выполнять из полиэтиленовых труб из ПЭ 100 SDR 9.
Трубы из полиэтилена для газопроводов выбирают с учетом коэффициента запаса прочности С ≥ 2,0, условий эксплуатации в соответствии с СТБ ГОСТ Р 50838 (приложение А) и требований настоящих строительных норм.
- Область применения полиэтиленовых труб для прокладки газопроводов (в зависимости от состава и давления газа) следует принимать в соответствии с таблицей 7.3.
СН 4.03.01-2019
Таблица 7.3
Давление газа, МПа, не более, для труб | Область применения полиэтиленовых труб | Газы, допустимые для транспортирования | |
ПЭ 80 | ПЭ 100 | ||
0,3 | 0,3; 0,6 | Газопроводы на территории городов и других населенных пунктов, в том числе для реконструкции подземных стальных газопроводов | Природные газы по ГОСТ 5542, а также газовоздушные смеси, не содержа- щие ароматических и хлорированных углеводородов |
0,3; 0,6 | 1,2 | Газопроводы между населенными пунктами, в том числе для реконст- рукции подземных стальных газопро- водов |
- Применяемые в проектах газоснабжения полиэтиленовые трубы (в том числе профилирован- ные), соединительные детали (фитинги), арматура, устройства, приборы и оборудование для произ- водства сварочных работ должны соответствовать требованиям ТНПА.
При использовании труб из полиэтилена для газопроводов должны соблюдаться следующие условия:
- при размещении соединительных деталей (фитингов) на кривой радиус упругого изгиба для газопроводов диаметром до 110 мм должен быть от 100 до 125 наружных диаметров трубы;
- минимальная толщина стенки полиэтиленовой трубы должна быть не менее 3 мм.
- Толщина стенки полиэтиленовой трубы (в том числе профилированной) характеризуется стандартным размерным отношением номинального наружного диаметра к SDR, которое следует оп- ределять в зависимости от давления в газопроводе, марки полиэтилена и коэффициента запаса прочности по формуле
SDR
2MRS MOP C
1,
(7.1)
где MRS — минимальная длительная прочность полиэтилена, МПа (для ПЭ 80 и ПЭ 100 составляет 8,0 и 10,0 МПа соответственно);
МОР — рабочее давление газа, МПа, соответствующее максимальному значению давления для
данной категории газопровода;
С — коэффициент запаса прочности; определяют в зависимости от условий работы газопро- вода по СТБ ГОСТ Р 50838 (приложение А, таблица А.1).
Тип полиэтилена и SDR трубы принимают по таблице 7.4 в зависимости от максимального рабо- чего давления в новом газопроводе и газопроводе, подлежащем реконструкции, условий эксплуата- ции и принятого с их учетом расчетного значения коэффициента запаса прочности.
Таблица 7.4
Максимальное рабочее давление, МПа | Расчетное значение коэффициента запаса прочности С | |||||||||
Трубы из ПЭ 80 с SDR | Трубы из ПЭ 100 с SDR | |||||||||
17,6 | 17 | 13,6 | 11 | 9 | 17,6 | 17 | 13,6 | 11 | 9 | |
0,3 | 3,2 | 3,3 | 4,2 | 5,3 | 6,7 | 4,0 | 4,2 | 5,3 | 6,7 | 8,3 |
0,4 | 2,4 | 2,5 | 3,2 | 4,0 | 5,0 | 3,0 | 3,1 | 4,0 | 5,0 | 6,2 |
0,6 | — | — | 2,1 | 2,7 | 3,3 | 2,0 | 2,1 | 2,6 | 3,3 | 4,2 |
0,8 | — | — | — | 2,0 | 2,5 | — | — | — | 2,5 | 3,1 |
1,0 | — | — | — | — | — | — | — | — | — | 2,5 |
1,2 | — | — | — | — | — | — | — | — | — | 2,1 |
СН 4.03.01-2019
- Гидравлический расчет полиэтиленовых газопроводов следует производить в соответствии с приложением Г.
- Минимальные расстояния по горизонтали в свету от полиэтиленовых газопроводов до зда- ний и сооружений следует принимать как для стальных газопроводов в соответствии с требованиями ТКП 45-3.03-227.
Минимальное расстояние по горизонтали в свету, м, от полиэтиленовых газопроводов давлени- ем св. 0,6 до 1,2 МПа до фундаментов зданий и сооружений следует принимать не менее:
15 — для газопроводов диаметром до 300 мм;
25 — то же св. 300 мм.
- Минимальные расстояния по вертикали в свету между полиэтиленовыми газопроводами давлением до 0,6 МПа и другими подземными инженерными коммуникациями следует принимать как для стальных газопроводов.
Минимальное расстояние по вертикали в свету между газопроводом давлением св. 0,6 до 1,2 МПа и подземными коммуникациями, кроме силовых кабелей и кабелей связи, в местах их пересечения следует принимать не менее 0,4 м.
- Глубину прокладки полиэтиленовых газопроводов следует принимать по 7.2.5.
- Соединения полиэтиленовых газопроводов давлением до 1,0 МПа со стальными могут быть разъемными или неразъемными, а давлением от 1,0 до 1,2 МПа — только неразъемными.
Разъемные соединения выполняются на фланцах и размещаются в колодцах.
Неразъемные соединения выполняются с использованием неразъемных соединительных дета- лей полиэтилен — сталь и размещаются в грунте.
Присоединение ответвлений к полиэтиленовым газопроводам следует предусматривать с помощью соединительных деталей из полиэтилена или стальных вставок длиной не менее 0,8 м.
При реконструкции стальных газопроводов необходимо предусматривать защиту от электрохи- мической коррозии стальных вставок, вводов и других металлических участков газопровода.
- При реконструкции стальных газопроводов разрешается использование полиэтиленовых профилированных труб и полиэтиленовых труб из ПЭ 80 или ПЭ 100 SDR 17/17,6; SDR 11.
Для присоединения ответвлений газопровода к полиэтиленовой профилированной трубе исполь- зуют седельные ответвления с гибким основанием, обеспечивающим плотное прижатие к наружной поверхности трубы. Возможно использование седельных ответвлений с жестким основанием при ус- ловии совпадения диаметров трубы и основания.
- Полиэтиленовые газопроводы при пересечении необходимо прокладывать ниже тепловых сетей в футляре. При прокладке тепловых сетей из предварительно термоизолированных пенополиу- ретаном в полиэтиленовой оболочке труб в каналах или стальных футлярах возможна прокладка по- лиэтиленовых газопроводов в футляре над тепловыми сетями. Расстояние от тепловых сетей до газо- провода определяется из условия недопустимости нагрева полиэтиленовых труб выше температуры, устанавливаемой для используемой марки полиэтилена.
- Повороты линейной части газопровода в горизонтальной и вертикальной плоскостях сле-
дует выполнять полиэтиленовыми отводами или упругим изгибом с радиусом не менее 25 наружных диаметров трубы, включая прокладку длинномерных труб диаметром до 110 мм при условии расчета криволинейных участков газопровода на углах поворота, а диаметром св. 110 мм — отводами.
Повороты линейной части газопровода из полиэтиленовых труб с SDR 9 в горизонтальной и вер- тикальной плоскостях следует выполнять полиэтиленовыми отводами или упругим изгибом с радиу- сом не менее 60 диаметров.
- Полиэтиленовые трубы при толщине стенки трубы не менее 5 мм необходимо соединять между
собой сваркой встык или деталями с ЗН, при толщине стенки менее 5 мм — только деталями с ЗН.
Соединение газопроводов из полиэтиленовых труб давлением св. 0,6 МПа следует выполнять деталями с ЗН.
На узлы соединения газопроводов с применением соединительных деталей (фитингов) с ЗН не распространяются требования, предъявляемые к сварному стыку (сварному соединению).
- При пересечении газопроводом водных преград, железнодорожных и трамвайных путей, автомобильных дорог I–IV категории, магистральных улиц, а также при прокладке газопроводов на обводненных и заболоченных участках (болота I и II типа) и на местности с уклоном от 1:5 (20 %) до 1:2 (50 %) следует применять трубы с SDR 11 и SDR 9.
СН 4.03.01-2019
- При пересечении автомобильных дорог (кроме дорог I–II категории), улиц (кроме магист- ральных улиц общегородского значения), трамвайных путей, подъездных железных дорог промыш- ленных предприятий, каналов, коллекторов, тоннелей материал футляра следует выбирать в зависи- мости от способа прохода. При производстве работ методом продавливания или прокола необходимо применять стальные футляры, методом наклонно-направленного или горизонтального бурения — полиэтиленовые футляры, открытым способом — неметаллические футляры (асбестоцементные, железобетонные, полиэтиленовые). Рекомендуемые минимальные наружные диаметры футляров из стальных труб с учетом возможности размещения неразъемных соединений полиэтилен — сталь при- ведены в таблице 7.5, футляров из неметаллических труб — в таблице 7.6.
Таблица 7.5 В миллиметрах
Диаметр газопровода | Минимальный диаметр футляра для | Толщина стенки футляра при способе прокладки | ||
плети газопровода | размещения неразъемных соединений | открытом | продавливанием или проколом | |
20 | 40 | 50 | 3 | 4 |
25 | 57 | 57 | 3 | 4 |
32 | 57 | 57 | 3 | 4 |
40 | 76 | 76 | 4 | 5 |
50 | 89 | 108 | 4 | 5 |
63 | 108 | 159 | 4 | 5 |
75 | 114 | 159 | 5 | 5 |
90 | 127 | 219 | 5 | 6 |
110 | 159 | 219 | 5 | 6 |
125 | 159 | 219 | 5 | 7 |
140 | 219 | 273 | 6 | 7 |
160 | 219 | 273 | 7 | 8 |
180 | 219 | 273 | 7 | 8 |
200 | 273 | 325 | 8 | 9 |
225 | 273 | 325 | 8 | 9 |
250 | 325 | 377 | 8 | 9 |
280 | 325 | 377 | 8 | 9 |
315 | 377 | 426 | 8 | 9 |
При прокладке газопроводов без защитных футляров глубина заложения газопроводов в местах пересечений улиц, проездов и т. д. должна быть не менее 1,5 м до верха трубы.
- При прокладке полиэтиленовых газопроводов на обводненных участках, заполненных во- дой выше верхней образующей газопровода, и заболоченных участках (болота I и II типа) следует предусматривать мероприятия по предупреждению всплытия газопроводов. Для обеспечения устой- чивого положения газопровода (закрепления его на проектных отметках) необходимо предусматри- вать специальные конструкции и устройства (пригрузы) для балластировки.
Балластирующие устройства с использованием грунта, цементно-песчаной смеси, бетона, анке- ров и др. должны быть равномерно распределены по длине газопровода. Не допускается располагать пригрузы (анкеры) на сварных соединениях.
СН 4.03.01-2019
Вес засыпки подземных газопроводов грунтом на обводненных участках при расчете их балла- стировки не учитывается.
Таблица 7.6 В миллиметрах
Диаметр газопровода | Минимальный диаметр футляра из | ||
полиэтиленовых труб SDR 11 (СТБ ГОСТ Р 50838) | асбестоцементных труб | поливинилхлоридных труб типа «ОТ» исполнения K | |
20 | 40 | 100 | 40 |
25 | 50 | 100 | 50 |
32 | 63 | 100 | 63 |
40 | 75 | 100 | 90 |
50 | 90 | 100 | 75 |
63 | 110 | 100 | 90 |
75 | 110 | 200 | 110 |
90 | 140 | 200 | 140 |
110 | 160 | 200 | 160 |
125 | 180 | 200 | 180 |
140 | 200 | 250 | 225 |
160 | 225 | 250 | 225 |
180 | 250 | 300 | 250 |
200 | 280 | 300 | 280 |
225 | 315 | 300 | 315 |
250 | 315 | 300 | 315 |
280 | 355 | — | — |
315 | 400 | — | — |
- Трасса газопровода предусматривается преимущественно вне проезжей части террито- рии, с учетом возможного вскрытия траншей в период интенсивных деформаций земной поверхности в результате горных выработок.
При прокладке следует применять трубы из полиэтилена ПЭ 100 с SDR 11, SDR 9.
Для газопроводов, прокладываемых вне зоны перспективной застройки, давление газа должно быть не выше 0,6 МПа, на территории городов и населенных пунктов — не выше 0,3 МПа.
Сварку газопроводов на подрабатываемой территории следует производить с использованием соединений с ЗН.
- При переходе подземного газопровода в надземный возможен выход полиэтиленового газо- провода из земли на высоту не более 0,8 м при условии заключения полиэтиленовой трубы с узлом соединения полиэтилен — сталь в стальной футляр с заполнением межтрубного пространства песком.
- На местности с пучинистыми грунтами разрешается прокладка полиэтиленовых газопро-
водов ниже зоны сезонного промерзания.
СН 4.03.01-2019
- пункты, шкафные газорегуляторные пункты и газорегуляторные установки
- Для снижения давления газа и поддержания его на заданных уровнях в системах газоснабже- ния следует предусматривать ГРП, ШРП, ГРУ и домовые КРД газа со встроенными предохранитель- ными устройствами.
Применение других устройств и установок, обеспечивающих заданные параметры газа на выходе, определяется проектной и газоснабжающей организациями.
- Размещение газорегуляторного пункта, шкафного газорегуляторного пункта
- ГРП и ШРП в зависимости от назначения и технической целесообразности следует преду- сматривать:
- в отдельно стоящих зданиях и объемных блоках полной заводской готовности;
- в пристройках (к газифицируемым производственным зданиям, котельным и общественным зданиям с помещениями производственного характера);
- встроенными в одноэтажные производственные здания или котельные (кроме помещений, расположенных в подвальных и цокольных этажах);
- в шкафах на наружных стенах газифицируемых зданий или на отдельно стоящих опорах из не- горючих материалов;
- на покрытиях газифицируемых производственных зданий I–II степени огнестойкости с негорю- чим утеплителем и зданий с незащищенным металлическим каркасом и ограждающими конструкциями из стальных профилированных листов или других негорючих материалов без утеплителя или с утеп- лителем группы горючести НГ;
- на огражденных площадках под навесом на территории промышленных предприятий, сельско- хозяйственных и сезонных потребителей, если при этом обеспечивается нормальная работа техноло- гического оборудования и КИП по климатическим условиям.
Запрещается предусматривать ГРП встроенными и пристроенными к жилым и общественным зданиям (кроме зданий с помещениями производственного назначения), а также размещать их в под- вальных и цокольных помещениях зданий любого назначения.
- Отдельно стоящие ГРП (ШРП) следует размещать в зоне зеленых насаждений, внутри жи- лых кварталов и на территории предприятий на расстоянии не менее приведенного в таблице 8.1.
Расстояние от ГРП (ШРП) и узлов учета ГРП (ШРП) до зданий, к которым разрешается пристраи- вать или встраивать ГРП (ШРП), не регламентируется.
Таблица 8.1
Давление газа, МПа, на вводе в ГРП (ШРП) | Расстояние в свету, м, от отдельно стоящих ГРП (ШРП) по горизонтали до | |||
зданий и сооружений | железнодорожных и трамвайных путей (до ближайшего рельса) | автомобильных дорог (до обочины) | ВЛ электропередачи | |
До 0,6 включ. | 10 | 10 | 5 | Не менее 1,5 высоты опоры |
Св. 0,6 до 1,2 включ. | 15 | 15 | 8 | |
Примечания Расстояние следует принимать от наружных стен зданий или шкафа ГРП (ШРП), а при расположении оборудования на открытой площадке — от края ограждения.Расстояние от ГРП (ШРП) до узлов учета расхода газа, располагаемых в отдельно стоящих зданиях или в шкафах на отдельно стоящих опорах принимают как от зданий и сооружений.Расстояние от отдельно стоящего ШРП при давлении газа на вводе до 0,3 МПа до зданий и сооружений не нормируется.Расстояние между ГРП (ШРП), между ГРП (ШРП) и пунктами учета газа принимают как до зданий и сооруже- ний, за исключением пунктов учета газа, относящихся к данному ГРП (ШРП).Расстояние от ГРП (ШРП) и узлов учета газа до улиц и дорог местного значения разрешается умень- шать до 50 % от приведенных в таблице расстояний до автомобильных дорог.Расстояние от наружных стен ГРП (ШРП) пунктов учета газа или их ограждений при наличии выносных технических устройств, входящих в состав ГРП (ШРП) и размещаемых в пределах их ограждений, до ство- лов деревьев следует принимать не менее 4,0 м. |
СН 4.03.01-2019
- Возможен вынос из ГРП части оборудования (отключающих устройств, фильтров и т. п.), если позволяют климатические условия. Оборудование, размещенное вне ГРП, должно иметь ограж- дение, примыкающее к зданию ГРП или общее с ограждением ГРП.
- ГРП с входным давлением газа не выше 0,6 МПа разрешается пристраивать к производ- ственным зданиям не ниже I–II степени огнестойкости, категорий В, Г и Д, а также к отдельно стоящим зданиям газифицируемых котельных, бань, прачечных, предприятий химчистки и других аналогич- ных объектов.
ГРП с входным давлением газа св. 0,6 МПа разрешается пристраивать к производственным зда- ниям, в том числе котельным, не ниже I–II степени огнестойкости, категорий В, Г и Д, в которых ис- пользование газа указанного давления необходимо по условиям технологии.
Пристройки должны примыкать к зданиям со стороны глухой противопожарной газонепроницае- мой (в пределах примыкания ГРП) стены I типа.
Производственные здания, в которых предусматривается размещение встроенных ГРП, должны иметь указанные выше степень огнестойкости и категорию помещений. Встроенные ГРП предусмат- ривают с входным давлением газа не выше 0,6 МПа.
Объемно-блочные ГРП с незащищенным металлическим каркасом и ограждающими конструк- циями из стальных профилированных листов или других негорючих листовых материалов с утепли- телем групп горючести НГ, устанавливаемые в городах, поселках городского типа и в сельской мест- ности, следует размещать на расстоянии, м, не менее:
- 10 — от зданий и сооружений I–III степени огнестойкости;
- 15 — от зданий и сооружений IV–V степени огнестойкости;
- приведенного в таблице 8.1 — от железнодорожных и трамвайных путей, автомобильных до- рог, ВЛ электропередачи.
Расстояния от объемно-блочных ГРП в железобетонном исполнении до зданий должны быть не менее приведенных в таблице 8.1.
- ШРП разрешается устанавливать:
- на наружных стенах газифицируемых зданий не ниже III степени огнестойкости и зданий с не- защищенным металлическим каркасом и ограждающими конструкциями из стальных профилирован- ных листов или других негорючих материалов без утеплителя или с утеплителем группы горючести НГ категорий В, Г и Д (кроме стен из панелей с металлической обшивкой и негорючим утеплителем) про- мышленных (в том числе котельных), сельскохозяйственных предприятий, предприятий бытового об- служивания производственного характера при давлении газа на вводе в ГРП до 0,6 МПа и на стенах жилых домов — при давлении газа на вводе в ГРП до 0,3 МПа;
- на покрытиях зданий не ниже II степени огнестойкости и зданий с незащищенным металличе- ским каркасом и ограждающими конструкциями из стальных профилированных листов или других не- горючих материалов без утеплителя или с утеплителем группы горючести НГ с газифицируемыми крышными котельными, а также на ограждающих конструкциях (стенах) этих котельных при давлении газа на входе в ГРП до 0,3 МПа.
Расстояние от шкафа до окна, двери и других проемов котельной и выходов на кровлю должно быть не менее 3 м. ШРП с входным давлением газа св. 0,6 до 1,2 МПа на наружных стенах зданий устанавливать не допускается
При установке ШРП 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 и не менее 5 м — при давлении газа на входе св. 0,3 до 0,6 МПа; расстояние по вертикали от шкафа до оконных проемов должно быть не менее 5 м.
- Отдельно стоящие здания ГРП, кроме объемно-блочных ГРП, должны быть одноэтажными, I–II степени огнестойкости, бесподвальными, с совмещенной кровлей.
Для отдельно стоящих зданий ГРП разрешается устройство скатных кровель, при этом перекры- тие ГРП должно быть газонепронецаемым. В пространстве, образованном скатной кровлей, с про- тивоположных сторон должны быть предусмотрены продухи (отверстия) живым сечением не ме- нее 0,3 м2 каждый. Швы сопряжения кирпичных стен и фундаментов всех помещений ГРП должны быть перевязаны.
Противопожарные преграды, разделяющие помещения ГРП, следует предусматривать в соот- ветствии с ТКП 45-2.02-315.
Вспомогательные помещения должны иметь самостоятельный выход наружу из здания, не свя- занный с технологическим помещением.
СН 4.03.01-2019
Устройство дымовых и вентиляционных каналов в разделяющих стенах, а также в стенах зданий, к которым пристраивается ГРП (в пределах примыкания ГРП), не допускается.
Технологические помещения отдельно стоящих, пристроенных и встроенных ГРП должны отве- чать требованиям, установленным в ТКП 45-2.02-315 и ТКП 45-3.02-90 для помещений категории А.
- Необходимость отопления помещения ГРП следует определять в зависимости от климатиче- ских условий, влажности транспортируемого газа и конструкции применяемого оборудования и КИП.
Максимальная температура теплоносителя не должна превышать 130 °С. Отопительное обору- дование для ГРП следует устанавливать в изолированном помещении, имеющем самостоятельный выход наружу. Для отопления разрешается использовать газовое и электрическое оборудование. В блочных ГРП, выполненных из легких металлоконструкций с негорючим утеплителем, предел огне- стойкости перегородки между технологическим помещением и помещением, в котором установлено отопительное оборудование, не нормируется. В таких зданиях эти помещения должны отделяться двумя перегородками с воздушной вентилируемой зоной не менее 150 мм между ними.
Труба подводки газа к отопительной установке и трубы системы отопления при проходе через стену помещения регуляторов должны иметь сальниковые или другие уплотнения, исключающие возможность проникания газа.
При реконструкции в помещении мини-котельной ГРП возможна установка электрооборудования системы телемеханики (телеметрии).
- Во всех помещениях ГРП, кроме мини-котельной, следует предусматривать естественную постоянно действующую вентиляцию, обеспечивающую не менее чем трехкратный воздухообмен в 1 ч, и освещение: в технологическом помещении — естественное и искусственное, в остальных помеще- ниях — искусственное.
- Размещение газорегуляторной установки
- ГРУ следует предусматривать с входным давлением газа не выше 0,6 МПа с устройством не более двух линий регулирования.
- ГРУ следует размещать в газифицируемых зданиях вблизи от вводного газопровода непо- средственно в помещении, где находится газоиспользующее оборудование, или в смежном помещении, соединенных с ними открытыми проемами. При этом смежное помещение должно иметь не менее чем трехкратный воздухообмен в 1 ч. Размещение ГРУ в помещениях категорий А, Б и В не допускается, за исключением помещений ГРП, ГРС, ГИС и УР.
- Размещение газорегуляторной установки
Оборудование ГРУ должно быть защищено от механических повреждений, а место размещения ГРУ освещено.
Размещение ГРУ под лестничными маршами не допускается.
- Возможна подача газа от одной ГРУ к газоиспользующему оборудованию (тепловым агрега- там), расположенному в других помещениях одного здания и в других отдельно стоящих зданиях од- ного потребителя, при возможности круглосуточного доступа обслуживающего персонала газовой службы в помещения, где находится указанное оборудование.
- Оборудование газорегуляторного пункта, шкафного газорегуляторного пункта и газорегуляторной установки
- В ГРП и ГРУ следует предусматривать установку фильтра, ПЗК, регулятора давления газа, ПСК, запорной арматуры, КИП, приборов учета расхода газа при необходимости, а также устройство обводных газопроводов (байпасов).
- Оборудование газорегуляторного пункта, шкафного газорегуляторного пункта и газорегуляторной установки
ПСК для ШРП разрешается выносить за пределы шкафа.
Установку ПЗК в ГРП или ГРУ промышленных предприятий не предусматривают, если по усло- виям производства не допускаются перерывы в подаче газа. В этих случаях необходимо устройство сигнализации об изменении давления газа сверх или ниже допустимых пределов с выводом сигнала в помещение дежурного персонала.
Если подача газа на предприятие осуществляется через ГРП и протяженность газопровода от ГРП до ГРУ не превышает 1000 м, установка фильтров в ГРУ может не предусматриваться.
Разрешается не предусматривать устройства байпаса в ШРП при газоснабжении индивидуально- го дома и мини-котельной.
- На обводном газопроводе (байпасе) необходимо предусматривать установку последова- тельно двух отключающих устройств. Диаметр обводного газопровода должен быть не менее диа- метра седла клапана регулятора давления газа.
СН 4.03.01-2019
Для ГРП с давлением на входе св. 0,6 МПа и пропускной способностью более 5000 м3/ч, а также на ГРП и ШРП, предназначенных для газоснабжения жилищного фонда, следует предусматривать две нитки редуцирования и байпас на основной линии.
- 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.
Для газоснабжения жилищного фонда необходимость установки регуляторов давления с одина- ковой пропускной способностью на каждой из двух линий редуцирования тупиковых ГРП и ШРП должна решаться индивидуально в каждом конкретном случае проектной и эксплуатирующей органи- зациями.
В качестве регулирующего устройства в ГРП промышленных предприятий при максимальном расчетном расходе газа 50 000 м3/ч и более разрешается применять регулирующие заслонки.
- Установку ПЗК следует предусматривать перед регулятором давления.
Установку ПСК необходимо предусматривать за регуляторами давления или после расходомера при его наличии.
Перед ПСК следует предусматривать отключающее устройство.
а) при наличии перед регулятором давления ПЗК — по неравенству
Q 0,0005Qd, (8.1)
где Q — количество газа, подлежащего сбросу ПСК в течение 1 ч, м3/ч (при 0 °С и 0,10132 МПа);
Qd — расчетная пропускная способность регулятора давления, м3/ч (при 0 °С и 0,10132 МПа);
б) при отсутствии перед регулятором давления ПЗК — по неравенствам:
- для регуляторов давления с золотниковыми клапанами
Q 0,01Qd; (8.2)
- для регулирующих заслонок с электронными регуляторами
Q 0,02Qd. (8.3)
Если в ГРП (ГРУ) необходимо установить параллельно несколько регуляторов давления, количе- ство газа, подлежащего сбросу ПСК, следует определять по неравенству
Q Qn, (8.4)
где Q — необходимое суммарное количество газа, подлежащего сбросу ПСК в течение 1 ч, м3/ч (при 0 °С и 0,10132 МПа);
Q — количество газа, подлежащего сбросу ПСК в течение 1 ч для каждого регулятора, м3/ч (при 0 °С и 0,10132 МПа);
- — количество регуляторов давления газа, шт.
- В ГРП и ГРУ следует предусматривать установку показывающих и регистрирующих прибо- ров для измерения входного и выходного давления и температуры газа. В ШРП может не предусмат- риваться установка регистрирующих приборов.
В ГРП и ГРУ, в которых не производится учет расхода газа, может не предусматриваться регист- рирующий прибор для замера температуры.
Разрешается не устанавливать регистрирующие приборы давления газа в ГРП, входящие в со- став АСУТП и ТМ, а также в ГРУ и других ГРП в зависимости от их функционального назначения и расположения в системе газоснабжения при выполнении телемеханических (телеметрических) функций измерения текущего давления газа на входе и выходе из ГРП и температуры газа по реше- нию проектной организации.
- 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 профилактическо- го осмотра и ремонта, а также после регулятора давления первой ступени редуцирования.
Условный диаметр продувочного трубопровода должен быть не менее 20 мм.
СН 4.03.01-2019
Разрешается объединять продувочные трубопроводы одинакового давления в общий продувоч- ный трубопровод.
Условный диаметр сбросного трубопровода, отводящего газ от ПСК, должен быть равен услов- ному диаметру выходного патрубка клапана.
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, по возмож- ности на стену, не имеющую заборных устройств приточной вентиляции. При невозможности выпол- нения этого требования концевые участки продувочных свечей должны быть расположены выше за- борных устройств вентиляции не менее чем на 3 м.
Продувочные и сбросные трубопроводы должны иметь минимальное число поворотов. На концах продувочных и сбросных трубопроводов следует предусматривать устройства (зонт), исключающие попадание атмосферных осадков в эти трубопроводы. Конструкция сбросных трубопроводов должна обеспечивать сброс газа вверх и исключать попадание атмосферных осадков в эти трубопроводы.
После отключающего устройства на продувочном трубопроводе следует предусматривать шту- цер с краном для отбора пробы.
- Трубопроводы, отводящие газ от ПСК ШРП и КРД с номинальным расходом св. 20 м3/ч, ус- танавливаемых на опорах, следует выводить на высоту не менее 4 м от уровня земли, а при их раз- мещении на стене здания — на 1 м выше карниза здания.
- КИП с электрическим выходным сигналом и электрооборудование, размещаемые в поме- щении 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 негорючих материалов, или в обособленном помещении ГРП, пристроенном к противопожарной газонепроницаемой (в пре- делах примыкания) стене ГРП.
Ввод импульсных газопроводов в это помещение следует предусматривать через разделительные устройства, конструкция которых должна исключать возможность попадания газа в помещения КИП.
В местах прохода импульсных газопроводов через стену, отделяющую помещение КИП, следует предусматривать сальниковые или другие уплотнители, исключающие возможность проникания газа.
- При компоновке оборудования ГРП и ГРУ необходимо предусматривать возможность дос- тупа 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 предусматри- вать стационарные или передвижные площадки с лестницами, имеющими перила.
Газопроводы ГРП следует окрашивать в цвета согласно ГОСТ 14202.
Установка арматуры, оборудования, а также устройство фланцевых и резьбовых соединений в каналах не допускаются.
- Входные и выходные газопроводы ГРП (за исключением ГРП, располагаемых подземно) следует предусматривать надземными, с проходом через наружную часть зданий, с устройством футляра и установкой изолирующих фланцев. При устройстве подземных входных и выходных газо- проводов следует руководствоваться требованиями раздела 7.
- Электрооборудование и электроосвещение ГРП следует проектировать в соответствии с требованиями данного раздела, при этом целесообразно руководствоваться [5].
По надежности электроснабжения ГРП населенных пунктов следует относить к 3-й категории. Надежность электроснабжения ГРП промышленных предприятий следует определять по основ-
ному производству.
- Для ГРП следует предусматривать II категорию устройства молниезащиты. При проекти- ровании молниезащиты следует руководствоваться требованиями ТКП 336.
- Вводы в здание ГРП сетей электроснабжения и связи следует предусматривать кабелем, как для объектов молниезащиты II категории.
- Все ГРП, а также ШРП, предназначенные для газоснабжения жилищного фонда, должны
быть оснащены комплексом технических средств для задействования их в сети ТМ, телеметрии и АСУТП. Необходимость установки телефонной или радиосвязи определяется газоснабжающей ор- ганизацией.
СН 4.03.01-2019
- Размещение комбинированных регуляторов
- КРД газа следует предусматривать при газоснабжении одноквартирных и блокированных жилых домов; при этом их устанавливают на опорах из негорючих материалов или на наружных сте- нах указанных домов.
Входное давление газа в КРД не должно превышать 0,3 МПа. Расстояние от комбинированного регулятора, устанавливаемого на опорах, до зданий и сооружений следует принимать не менее 1 м.
При установке КРД на деревянных стенах одноквартирных и блокированных жилых домов необ- ходима их изоляция негорючими материалами: штукатуркой, кровельной сталью по листу асбеста тол- щиной не менее 3 мм и др. Изоляция должна выступать за габариты защитного кожуха с каждой стороны на 0,5 м. Расстояние по горизонтали от края защитного кожуха регулятора давления до проема долж- но составлять не менее 1,0 м.
Разрешается установка КРД при газоснабжении общественных зданий, при условии что номи- нальный расход газа будет не более 10 м3/ч.
- КРД следует устанавливать на высоте не более 2,2 м. При необходимости установки регу- лятора на большей высоте следует предусматривать площадку для его обслуживания.
- Установка КРД под балконами не допускается.
- газоснабжения
- Общие указания
Требования 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 ТНПА на проектирование соответствующих зданий, а также данным заводских паспортов и инструкций, определяющим область и условия его применения.
Примечание — При газификации дачных и садоводческих товариществ следует соблюдать требования, ус- тановленные для жилых домов.
- Прокладка газопроводов
- Газопроводы, прокладываемые внутри зданий и сооружений, следует предусматривать из металлических труб, отвечающих требованиям раздела 16.
В качестве вводных и внутренних также применяются газопроводы из нержавеющей стали и ме- ди с фасонными соединительными частями к ним из аналогичных материалов.
Для присоединения передвижных агрегатов, переносных газовых горелок, газовых приборов, КИП и приборов автоматики разрешается предусматривать гибкие соединения. При выборе следует учи- тывать их стойкость к транспортируемому газу при заданных давлении и температуре. Длина гибких соединений к газоиспользующему оборудованию должна быть не более 2,5 м.
- Соединение трубопроводов между собой следует предусматривать на сварке, твердой ка- пиллярной пайкой или механической опрессовкой. Указанные соединения являются неразъемными.
Разъемные (резьбовые и фланцевые) соединения разрешается предусматривать только в мес- тах установки запорной арматуры, газовых приборов, КИП, регуляторов давления, гибких газопрово- дов и другого оборудования.
Установку разъемных соединений газопроводов следует предусматривать в местах, доступных для осмотра и ремонта.
- Прокладку газопроводов внутри зданий и сооружений следует предусматривать:
- открыто по стенам и несущим конструкциям с помощью хомутов для креплений;
- скрыто без возможности свободного доступа (для газопроводов с рабочим давлением ни- же 0,005 МПа);
- скрыто в вентилируемых шахтах или каналах.
Разрешается предусматривать скрытую прокладку газопроводов (кроме газопроводов СУГ и га- зопроводов внутри общественных зданий непроизводственного характера) в бороздах стен, закры- вающихся легко снимаемыми щитами, имеющими отверстия для вентиляции.
- Скрытый монтаж газопроводов с рабочим давлением выше 0,01 МПа не допускается.
Размещение газопроводов необходимо производить таким образом, чтобы исключить воздействие на них влаги, а также образование конденсата. Предохранительные устройства и разъемные соеди- нения необходимо размещать в легкодоступных местах. При скрытой прокладке не допускается ис- пользование разъемных соединений.
Не допускается прокладка стальных газопроводов в цементной стяжке пола.
СН 4.03.01-2019
Прокладку, стыковку и крепление газопроводов необходимо производить без последующего ме- ханического напряжения прокладываемого участка.
- В производственных помещениях промышленных предприятий возможна прокладка изоли- рованных усиленной изоляцией газопроводов в полу в каналах, засыпанных песком и закрытых съем- ными плитами.
Прокладка газопроводов в каналах не допускается в местах, где по условиям производства воз- можно попадание в каналы веществ, вызывающих коррозию газопроводов.
- Каналы, предназначенные для прокладки газопроводов, 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.
- Газопроводы при совместной прокладке с другими трубопроводами на общих опорах сле- дует размещать выше их на расстоянии, обеспечивающем удобство осмотра и ремонта.
- Не допускается предусматривать транзитную прокладку газопровода:
- в производственных помещениях, относящихся к категориям А и Б;
- во взрывоопасных зонах помещений любого назначения;
- в подвальных этажах зданий и сооружений (кроме одноквартирных и блокированных жи- лых домов);
- через гаражи, мастерские и складские помещения в одноквартирных и блокированных жи- лых домах;
- в складских зданиях и помещениях категорий А, Б и В;
- в помещениях подстанций и распределительных устройств;
- через вентиляционные камеры, шахты и каналы;
- в шахтах лифтов;
- в помещениях мусоросборников;
- в дымовых трубах;
- через помещения, где он может быть подвержен коррозии, в местах, где возможно воздейст- вие на него агрессивных веществ и где он может омываться горячими продуктами сгорания или со- прикасаться с нагретым или расплавленным металлом;
- в санитарных узлах.
- Для внутренних газопроводов, испытывающих температурные воздействия, следует преду- сматривать возможность компенсации температурных деформаций.
- Отключающие устройства на газопроводах в производственных помещениях промышлен- ных и сельскохозяйственных предприятий, предприятий бытового обслуживания производственного характера следует предусматривать:
- на вводе газопровода внутри помещения;
- на ответвлениях к каждому агрегату;
- перед горелками и запальниками газоиспользующего оборудования;
- на продувочных трубопроводах, в местах присоединения их к газопроводам.
При наличии внутри помещения газового счетчика или ГРУ, расположенной от места ввода газо- провода на расстоянии не более 10 м, отключающим устройством на вводе считается электромагнит- ный клапан (нормально закрытый при отсутствии электропитания), задвижка или кран перед ГРУ или счетчиком.
Установка арматуры на газопроводах, прокладываемых в каналах, бетонном полу или бороздах стен, не допускается.
- Прокладку газопроводов в жилых домах следует предусматривать по нежилым помещениям.
При капитальном ремонте жилых домов при выполнении прокладки, максимально приближенной к существующей, возможна транзитная прокладка газопроводов низкого давления через жилые ком- наты и санитарные узлы. Транзитные газопроводы в пределах жилых помещений и санитарных узлов не должны иметь резьбовых соединений и арматуры.
Не допускается предусматривать прокладку стояков газопроводов в жилых комнатах и санитар- ных узлах.
СН 4.03.01-2019
- Установку отключающих устройств на газопроводах, прокладываемых в жилых домах и общественных зданиях (за исключением предприятий общественного питания и предприятий быто- вого обслуживания производственного характера), следует предусматривать:
- для отключения стояков;
- перед счетчиками (если для отключения счетчика нельзя использовать отключающее устрой- ство на вводе);
- перед каждым газовым прибором или установкой.
При установке счетчика внутри помещения на один газовый прибор отключающее устройство следует предусматривать только перед счетчиком.
На ПГП к пищеварочным котлам, ресторанным плитам и другому аналогичному оборудованию сле- дует предусматривать установку последовательно двух отключающих устройств: одного — для от- ключения прибора (оборудования) в целом, другого — для отключения горелок.
На ПГП к газовым приборам, у которых отключающее устройство перед горелками предусмотре- но в их конструкции (газовым плитам, водонагревателям), необходимо устанавливать одно отклю- чающее устройство.
Необходимость установки устройств для отключения стояков жилых домов высотой 5 этажей и менее решается в зависимости от местных конкретных условий, в том числе этажности зданий и количества квартир, подлежащих отключению в случае проведения аварийных и других работ.
- Расстояние от газопроводов, прокладываемых внутри помещений, до строительных конст- рукций, технологического оборудования и трубопроводов другого назначения следует принимать из условия обеспечения возможности монтажа, осмотра и ремонта устанавливаемой на них арматуры, при этом газопроводы не должны пересекать вентиляционные решетки, оконные и дверные проемы. В производственных помещениях возможно пересечение световых проемов, заполненных стеклобло- ками, а также прокладка газопровода вдоль переплетов неоткрывающихся окон.
- Минимальные расстояния в свету между газопроводом, проложенным по стене здания, и сооружениями связи следует принимать в соответствии с ТКП 211.
- Расстояния между газопроводами и инженерными коммуникациями электроснабжения, рас- положенными внутри помещений, в местах сближения и пересечения целесообразно принимать по [5].
- Прокладку газопроводов в местах прохода людей следует предусматривать на высоте не ме- нее 2,2 м от пола до низа газопровода.
- 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 воз- можность осмотра и ремонта газопровода и установленной на нем арматуры.
- Газопроводы в местах пересечения строительных конструкций следует прокладывать в футлярах. Пространство между газопроводом и футляром необходимо заделывать эластичным не- горючим материалом. Конец футляра должен выступать над полом не менее чем на 3 см, а его диа- метр принимают 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.
- Внутренние стальные газопроводы, в том числе прокладываемые в каналах, следует окра- шивать. Для окраски следует предусматривать водостойкие лакокрасочные материалы.
- Газовые приборы и газогорелочные устройства следует присоединять к газопроводам как жестким, так и гибким соединением. Присоединение к газопроводу газовых приборов, лабораторных горелок, а также устанавливаемых в цехах промышленных предприятий переносных и передвижных газогорелочных устройств и агрегатов разрешается предусматривать после отключающего крана гиб- кими соединениями.
Гибкие соединения для газоиспользующих установок должны соответствовать 5.8.
- На газопроводах промышленных (в том числе котельных), сельскохозяйственных предприятий, предприятий бытового обслуживания производственного характера следует предусматривать проду- вочные трубопроводы от наиболее удаленных от места ввода участков газопровода, а также от отво- дов к каждому агрегату перед последним по ходу газа отключающим устройством.
Продувочные трубопроводы от газопроводов с одинаковым давлением газа могут объединяться, за исключением продувочных трубопроводов для газов, имеющих плотность больше плотности воз- духа. Диаметр продувочного трубопровода следует принимать не менее 20 мм. Объединение проду- вочных трубопроводов и трубопроводов безопасности не допускается.
СН 4.03.01-2019
После отключающего устройства на продувочном трубопроводе следует предусматривать шту- цер с краном для отбора пробы, если для этого не может быть использован штуцер для присоедине- ния запальника.
Для постов резки и сварки, небольших промышленных печей, а также на газопроводах к бытово- му газоиспользующему оборудованию диаметром не более 32 мм вместо продувочных газопроводов разрешается предусматривать установку отключающего устройства с глухим штуцером — заглушкой.
- Концевые участки продувочных газопроводов следует располагать выше заборных уст- ройств приточной вентиляции не менее чем на 3 м. При расположении здания вне зоны молниеза- щиты выводы продувочных газопроводов следует заземлять.
- Прокладку газопроводов низкого давления из нержавеющей стали и меди следует преду- сматривать:
- в несущем перекрытии в пределах слоя теплоизоляции;
- частично внутри выемки в несущем перекрытии и частично внутри слоя теплоизоляции;
- полностью внутри выемки в несущем перекрытии.
Прокладку газопроводов низкого давления из нержавеющей стали и меди осуществляют спосо- бом, исключающим прямой контакт с цементным или штукатурным раствором и другими отделочны- ми материалами (в скрытой полости в пределах слоя теплоизоляции), или с использованием мате- риалов, защищающих газопровод от прямого контакта с отделочными материалами.
- Газоснабжение жилых домов
- Установку газовых плит в жилых домах следует предусматривать в помещениях кухонь вы- сотой не менее 2,2 м с естественным освещением, имеющих вытяжной вентиляционный канал и окно с открываемой створкой, оборудованной специальным механизмом притвора, с регулируемым воз- душным клапаном, с открываемой форточкой, фрамугой или другим устройством, обеспечивающим организованный приток наружного воздуха, выходящее на улицу или застекленную веранду (лоджию), которая также имеет окно с устройством для организованного притока наружного воздуха. При этом внутренний объем, м3, помещений кухонь должен быть не менее:
8 — для газовой плиты с двумя горелками стола газовой плиты (варочной панели) и горел- ками духового шкафа;
12 — для газовой плиты с тремя горелками стола газовой плиты (варочной панели) и горел- ками духового шкафа;
15 — для газовой плиты с четырьмя или пятью горелками стола газовой плиты (варочной панели) и горелками духового шкафа.
- В существующих жилых домах возможна установка газовых плит:
- в помещениях кухонь с наклонными потолками, имеющих высоту в средней части не менее 2,0 м; установку газового оборудования следует предусматривать в части кухни высотой не менее 2,2 м, с вентиляцией воздуха согласно 9.3.1;
- в помещениях кухонь, не имеющих вентиляционного канала, но отвечающих всем другим тре- бованиям 9.3.1, при условии установки сигнализатора загазованности;
- в нежилых отапливаемых помещениях одноквартирных и блокированных жилых домов, отве- чающих требованиям 9.3.1.
- В существующих одноквартирных и блокированных жилых домах возможна установка газо- вых плит в помещениях, соответствующих требованиям 9.3.1 и 9.3.2, но имеющих высоту от 2,0 до 2,2 м, если объем этих помещений 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 2 раза больше указанного в 9.3.1.
- Установка газоиспользующего оборудования в сооружениях, расположенных вне жилого дома, определяется настоящим разделом. При этом помещения, в которых предусматривается уста- новка газовых приборов, должны соответствовать требованиям, предъявляемым к помещениям, где возможно размещение таких приборов.
- Деревянные неоштукатуренные стены и стены из других горючих материалов в местах ус- тановки плит следует изолировать негорючими материалами. 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 должно быть не менее 7 см; расстояние между плитой и противоположной стеной должно быть не менее 1 м.
СН 4.03.01-2019
- Для горячего водоснабжения следует предусматривать проточные или емкостные газовые водонагреватели, а для отопления — отопительные водогрейные котлы, отопительные газовые аппа- раты с водяным контуром и воздушным отоплением, емкостные газовые водонагреватели.
Газовое воздушное отопление разрешается применять для одноквартирных и блокированных жилых домов.
Для многоквартирных жилых домов следует применять газовые проточные водонагреватели с закрытой камерой сгорания.
Этажность жилых домов, в которых разрешается установка указанного газового оборудования, следует принимать согласно СН 3.02.01.
Применяемое оборудование должно соответствовать ТР ТС 016/2011. Система автоматики должна обеспечивать работу отопительного газового оборудования в автоматизированном режиме.
В жилых домах с индивидуальным квартирным теплоснабжением и горячим водоснабжением при размещении газового оборудования в каждой квартире следует предусматривать отопительное газо- вое оборудование с закрытыми (герметичными) камерами сгорания.
Для одноквартирных жилых домов разрешается предусматривать отопительное газовое обору- дование с забором воздуха на горение из помещения.
Забор воздуха на горение для отопительного газового оборудования с закрытыми (герметичными) камерами сгорания должен производиться снаружи здания каналами или воздуховодами.
Разрешается устройство вертикального канала для забора воздуха на горение с подключением отопительного газового оборудования на этажах здания. Предел огнестойкости конструкции указанно- го канала должен быть не менее предела огнестойкости пересекаемых перекрытий. Сечение канала должно определяться расчетом с учетом одновременной работы всего подключенного отопительного газового оборудования.
На наружной поверхности каналов и воздуховодов не должно быть конденсации влаги.
- Возможен перевод на газовое топливо отопительных котлов заводского изготовления, предназначенных для работы на твердом или жидком топливе.
Переводимые на газовое топливо котлы должны быть оборудованы газогорелочными устройст- вами с автоматикой безопасности в соответствии с требованиями, установленными в разделе 16, и устройством для стабилизации разрежения в топочной камере (стабилизаторами тяги).
В одном помещении не допускается предусматривать установку более двух емкостных водона- гревателей или более двух отопительных котлов или более двух других отопительных аппаратов.
- Устройство дымовых труб и присоединительных дымоотводов необходимо осуществлять в соответствии с приложением Д настоящих строительных норм и целесообразно руководствоваться [16].
- При устройстве индивидуального отопления, горячего водоснабжения в многоквартирных жилых домах установку отопительного и водогрейного газового оборудования следует предусматри- вать в кухнях или специально выделенных помещениях (мини-котельных), отвечающих требованиям 9.3.7, 9.3.8, 9.3.11, 9.3.13–9.3.15 и не расположенных над и под жилыми комнатами. В одно- и двух- квартирных блокированных жилых домах возможна установка отопительного и водогрейного газового оборудования в кухнях или мини-котельных, расположенных над или под жилыми комнатами данной квартиры.
- При установке газоиспользующего оборудования следует учитывать требования эксплуа- тационных документов изготовителя.
- При установке газоиспользующего оборудования следует предусматривать возможность доступа персонала для обслуживания.
- Расстояние по горизонтали в свету между выступающими частями проточного водонагре-
вателя и газовой плиты, а также отопительного оборудования следует принимать не менее 0,1 м.
- При установке в кухне газовой плиты и проточного водонагревателя с открытой камерой сгорания объем помещения следует принимать согласно 9.3.1.
При установке газовой плиты и емкостного водонагревателя, газовой плиты и одной единицы отопительного газового оборудования объем помещения должен быть на 6 м3 больше объема, пре- дусмотренного 9.3.1.
При установке газовой плиты, проточного водонагревателя с открытой камерой сгорания и одной единицы отопительного газового оборудования объем помещения должен быть не менее 21 м3.
При установке газовой плиты, проточного водонагревателя с открытой камерой сгорания и двух единиц отопительного газового оборудования объем помещения должен быть не менее 27 м3.
СН 4.03.01-2019
Отопительное газовое оборудование с закрытой камерой сгорания не учитывают при нормирова- нии объема помещения.
- Кухни должны иметь вытяжной вентиляционный канал.
Объем удаляемого воздуха из кухонь следует принимать согласно СН 3.02.01 без учета воздуха, забираемого в топки отопительного газового оборудования.
Для подачи воздуха на горение, а также возмещения воздуха, удаляемого через вытяжной вен- тиляционный канал, необходимо обеспечить приток требуемого объема воздуха как за счет поступ- ления наружного воздуха, так и за счет перетекания воздуха из жилых помещений данной квартиры.
- Не допускается размещать газовые приборы при газоснабжении СУГ в подвальных и цо- кольных этажах зданий.
- В жилых домах квартирные системы отопления с применением отопительного газового оборудования следует проектировать с соблюдением требований настоящих строительных норм и СН 3.02.01.
При проектировании не допускается размещать газоиспользующее оборудование (отопительное оборудование, водонагреватели и плиты) в ванных комнатах и санитарных узлах.
Также не допускается размещать в мини-котельных санитарно-гигиенические приборы и обору- дование.
Расстояние от выступающих частей газовых горелок или арматуры до противоположной стены должно быть не менее 1 м.
- Возможность применения и условия размещения бытовых газовых приборов, не указанных в настоящем разделе, следует определять с учетом их назначения и тепловой нагрузки, необходимо- сти отвода продуктов сгорания и других параметров, нормируемых данным разделом.
- Разрешается применять отопительное газовое оборудование с естественной или принуди- тельной циркуляцией теплоносителя.
В случае принудительной циркуляции теплоносителя следует применять отопительное газовое оборудование с электрическим питанием систем автоматики.
- Система автоматики с электрическим питанием должна обеспечивать:
- отключение подачи газа к отопительному газовому оборудованию при отключении электро- энергии;
- возобновление работы отопительного газового оборудования в безопасном режиме после восстановления подачи электроэнергии.
- Для отопительного газового оборудования должна быть предусмотрена отдельная линия электрического питания от квартирного или этажного щитка и розетка с заземляющим контактом.
- Система автоматики отопительного газового оборудования должна обеспечивать автома- тическое поддержание требуемой температуры теплоносителя.
- Система автоматики отопительного газового оборудования должна обеспечивать отклю- чение газовой горелки в следующих случаях:
- при прекращении подачи газа;
- при выходе давления газа за пределы оптимального диапазона, установленного заводом- изготовителем для обеспечения устойчивой работы газовой горелки;
- при отсутствии тяги в дымовой трубе;
- при погасании пламени;
- при неработающем вентиляторе (при его наличии в конструкции отопительного газового обо- рудования);
- при неисправности запального устройства.
- Все системы автоматики, обеспечивающие безопасную работу отопительного газового оборудования, в случае выхода их из строя по причине неисправности или в результате несанкцио- нированного вмешательства, должны исключать возможность самопроизвольной или принудительной подачи газа к отопительному газовому оборудованию.
- Отопительное газовое оборудование, оснащенное электрооборудованием, должно соот- ветствовать требованиям электробезопасности.
- Газоснабжение общественных зданий
- В общественных зданиях разрешается предусматривать установку не более двух бытовых газовых плит (без дымовых труб), а также лабораторных горелок. При этом помещение, в котором предусматривается установка газовых плит, должно соответствовать требованиям 9.3.1.
СН 4.03.01-2019
Отопительное газовое оборудование следует устанавливать в мини-котельных. При размещении мини-котельных, устройстве дымовых труб и дымоотводов целесообразно руководствоваться [16].
- В кухнях, расположенных непосредственно под помещениями, где возможно скопление лю- дей (обеденные и торговые залы, фойе и т. п.), возможна установка одной бытовой газовой плиты в качестве оборудования, не рассчитанного на непрерывную многочасовую работу, и одного газового водонагревателя или кипятильника.
- 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 1 раза в час.
- На предприятиях общественного питания отвод продуктов сгорания от группы газовых при- боров, установленных в непосредственной близости друг от друга, разрешается производить под один зонт с последующим подключением в сборную дымовую трубу, оборудованную вытяжным вен- тилятором.
- При установке бытовых газовых плит и другого газоиспользующего оборудования следует соблюдать требования 9.3.1, 9.3.5, 9.3.7, 9.3.11, 9.3.13, 9.3.17, 9.3.19–9.3.24.
- Пищеварочные плиты, а также котлы и кипятильники и т. п., работающие на твердом или жидком топливе, могут переводиться на газовое топливо. При этом газогорелочные устройства долж- ны соответствовать требованиям, установленным в разделе 16. В пищеварочных плитах следует предусматривать замену съемных конфорочных колец сплошным настилом.
- Система автоматики с электрическим питанием должна соответствовать требованиям
9.3.19–9.3.24.
- Газоснабжение производственных установок и котлов
- При проектировании газового оборудования котельных или переводе на газовое топливо существующих котельных следует соблюдать требования настоящих строительных норм, СН 4.02.04,
- и [7], а также целесообразно руководствоваться [16].
При проектировании газового оборудования производственных и отопительных котельных мощ- ностью единичного котлоагрегата 420 ГДж/ч и более следует руководствоваться требованиями раз- дела 11. При переводе существующих котлов с твердого или жидкого на газовое топливо расчетом должны быть подтверждены объемная плотность теплового потока, достаточность сечения дымовых труб, производительность и давление дымососов и дутьевых вентиляторов, а также должна быть обеспечена вентиляция помещения котельной в соответствии с СН 4.02.04.
Не допускается размещать газовые приборы в подвальных этажах (подвалах), а при газоснабже- нии СУГ — в подвальных и цокольных этажах зданий.
- Газогорелочные устройства промышленных установок, паровых и водогрейных котлов, ис- пользующих газовое топливо, должны соответствовать требованиям раздела 16.
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 ки- слорода к горелкам для резки и сварки металла для предотвращения проникания пламени в подво- дящий трубопровод следует предусматривать установку огнепреградителей.
- Для паровых котлов с давлением пара св. 0,07 МПа и водогрейных котлов с температурой воды выше 115 °С взрывные клапаны следует предусматривать в соответствии с [4].
Для паровых котлов с давлением пара не выше 0,07 МПа и водогрейных котлов с температурой нагрева воды не выше 115 С взрывные клапаны следует предусматривать в соответствии с [7].
Взрывные предохранительные клапаны разрешается не предусматривать в обмуровке однохо-
довых по дымовым газам котлов, для вертикальных цилиндрических котлов, котлов локомобилей и паровозного типа, а также на дымовых трубах перед дымососами.
- Необходимость установки взрывных клапанов на промышленных печах и дымовых трубах от них, а также места установки взрывных клапанов и их число определяются технологическим раз- делом проектной документации.
- Площадь одного взрывного клапана следует принимать не менее 0,05 м2.
- Взрывные предохранительные клапаны следует предусматривать в верхней части топки и дымовых труб, а также в других местах, где возможно скопление газа.
СН 4.03.01-2019
При невозможности установки взрывных клапанов в местах, безопасных для обслуживающего персонала, должны быть предусмотрены защитные устройства на случай срабатывания клапана.
- Вентиляция котельных, цехов промышленных и сельскохозяйственных предприятий, зданий предприятий бытового обслуживания производственного характера должна соответствовать требо- ваниям ТНПА 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 предусмат- ривать из нижней зоны в количестве не менее 2/3 общего количества удаляемого воздуха.
- При подаче промышленным предприятиям неодорированного газа, используемого в техно- логических целях, следует предусматривать сигнализацию загазованности газифицируемых помеще- ний, а также помещений, по которым предусматривается прокладка газопроводов.
- Газифицируемые котлы должны быть оборудованы КИП, автоматикой безопасности и авто- матическим регулированием согласно СН 4.02.04, а также целесообразно руководствоваться [16].
- Газифицируемые производственные агрегаты должны быть оборудованы КИП для из- мерения:
- 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 за- слонки и, при необходимости, у вентиляторов;
- разрежения в топке и, при необходимости, в дымовой трубе до шибера.
- Размещение КИП следует предусматривать у места регулирования измеряемого парамет- ра или на специальном приборном щите. При установке приборов на приборном щите разрешается использование одного прибора с переключателем для измерения параметров в нескольких точках.
- Газифицируемые производственные агрегаты должны быть оборудованы автоматикой безопасности, обеспечивающей прекращение подачи газа:
- при недопустимом отклонении давления газа от заданного;
- при погасании пламени у рабочих горелок или группы горелок, объединенных в блок;
- при уменьшении разрежения в топке (для агрегатов, оборудованных дымососами или инжек- ционными горелками);
- при понижении давления воздуха (для агрегатов, оборудованных горелками с принудительной подачей воздуха).
Разрешается не оборудовать производственные агрегаты автоматикой безопасности, обеспечи- вающей 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 газифицированных агрегатов.
Для производственных агрегатов, отдельных горелок или группы горелок, объединенных в блок, имеющих номинальную тепловую мощность менее 5,6 кВт (0,5 м3/ч), автоматика безопасности может не предусматриваться.
- Необходимость оборудования производственных агрегатов автоматикой безопасности для отключения газа при нарушении параметров, не указанных выше, и обеспечения автоматического регулирования процессов горения решается в зависимости от мощности, технологии и режима рабо- ты агрегатов и определяется в задании на проектирование.
- Для производственных агрегатов, не допускающих перерывов в подаче газа, отключение подачи газа в системе автоматики безопасности может быть заменено сигнализацией об изменении контролируемых параметров.
- Присоединение КИП и приборов автоматики к газопроводам с давлением газа св. 0,1 МПа следует предусматривать с помощью стальных труб. Для коммутации щитов КИП и автоматики раз- решается применение трубок из цветных металлов.
На отводах к КИП должны предусматриваться отключающие устройства. При давлении газа до 0,1 МПа присоединение КИП может предусматриваться с помощью резинотканевых рукавов дли- ной не более 1 м, а также резиновых трубок, соответствующих требованиям 9.2.1.
- Прокладку импульсных линий следует предусматривать в соответствии с рекомендациями производителей КИП и приборов автоматики.
- В мини-котельной производственных и складских зданий следует размещать отопительное газовое оборудование с электрическим питанием системы автоматики.
СН 4.03.01-2019
Система автоматики должна обеспечивать работу отопительного газового оборудования в авто- матизированном режиме без присутствия обслуживающего персонала и отвечать требованиям 9.3.20–9.3.24.
При устройстве мини-котельной, дымовых труб и присоединительных дымоходов целесообразно руководствоваться [16].
Устройство дымовых труб и присоединительных дымоотводов необходимо осуществлять в соот- ветствии с СН 4.02.04 и приложением Д настоящих строительных норм.
- Горелки инфракрасного излучения
- При проектировании ГИИ необходимо соблюдать требования 5.8 и раздела 16.
- ГИИ разрешается применять для отопления и обогрева на открытых территориях и в поме- щениях зданий и сооружений в следующих случаях:
а) «темные» ГИИ — помещений классов Ф5.1 и Ф5.2, категорий В2–В4 (с размещением ГИИ вне взрывоопасных зон) и Г1, Г2 и Д; сельскохозяйственных зданий класса Ф5.3; зрелищных и культурно- просветительских учреждений классов Ф2.3 и Ф2.4 с расчетным количеством посадочных мест для посетителей и расположенных на открытом воздухе;
б) «светлые» ГИИ — помещений (при наличии в них персонала) классов Ф5.1 и Ф5.2, категорий В3–В4 (с размещением ГИИ вне взрывоопасных зон) и Г1, Г2 и Д; в помещениях классов Ф2.3 и Ф2.4 на от- крытом воздухе.
Отопительные системы с ГИИ, предназначенные для отопления помещений без постоянного об- служивающего персонала, следует предусматривать с автоматикой, обеспечивающей прекращение подачи газа в случае погасания пламени горелки.
- Не допускается устанавливать «темные» ГИИ в помещениях классов Ф5.1 и Ф5.2, категорий А, Б и В1, а «светлые» ГИИ — в помещениях классов Ф5.1 и Ф5.2, категорий А, Б, В1 и В2, а также в цокольных и подвальных этажах.
- ГИИ с температурой поверхности выше 150 °С следует размещать в верхней зоне помеще- ния на конструкциях из негорючих материалов класса пожарной опасности К0.
Расстояние, м, от ГИИ до конструкций помещения из горючих материалов (потолка, оконных и дверных коробок и т. п.) должно быть не менее:
0,50 — при температуре излучающей поверхности до 900 °С включ.; 1,25 — то же св. 900 °С.
Потолок или конструкцию из горючих материалов над горелкой необходимо защищать или экра- нировать 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 об- лучения.
- Расчет вентиляции помещений, где предусматривается установка ГИИ, следует выполнять из условий допустимых концентраций оксида углерода СО и оксидов азота NOх в рабочей зоне.
Размещение вытяжных устройств следует предусматривать выше излучателей (горелок), а при- точных устройств — вне зоны излучения горелок. Включение приточно-вытяжной вентиляции и ГИИ должно быть сблокировано.
- При использовании ГИИ температуру воздуха в рабочей зоне помещения и интенсивность теплового облучения на рабочих местах следует принимать по СН 4.02.03.
- Мини-котельные
Проектирование мини-котельных целесообразно осуществлять в соответствии с [16].
- Воздухонагреватели
- Воздухонагреватели должны быть оснащены автоматическими устройствами регулирова- ния и безопасности согласно требованиям ТР ТС 016/2011, ГОСТ 31284 и 16.6 настоящих строитель- ных норм.
- Категорию надежности электропитания оборудования воздухонагревателей следует прини- мать при проектировании из условия надежности отпуска тепла потребителям согласно СН 4.02.04.
- В помещениях с воздухонагревателями должны быть установлены сигнализаторы загазо- ванности.
При появлении загазованности более 10 % от нижнего концентрационного предела воспламе- няемости или при срабатывании пожарной автоматики должно быть обеспечено автоматическое
СН 4.03.01-2019
прекращение подачи газа к воздухонагревателям и передача сигнала на диспетчерский пункт в соот- ветствии с 10.7.
Системы воздуховодов, а также транзитные участки воздуховодов проектируют согласно СН 4.02.03.
- Рекуперативные воздухонагреватели
- Рекуперативные воздухонагреватели с закрытой камерой сгорания разрешается преду- сматривать в системах воздушного отопления помещений, указанных в СН 4.02.03 (таблица Ж.1, поз. 5, 7, 9, 10), а также помещений классов Ф5.1–Ф5.3, категорий В1–В4, Г1, Г2 и Д. Установка газовых воздухонагревателей в подвальных помещениях не допускается.
- Рекуперативные воздухонагреватели следует устанавливать снаружи зданий.
Возможна установка газовых воздухонагревателей внутри обслуживаемого помещения за исклю- чением помещений с массовым пребыванием людей (СТБ 11.0.03), классов Ф5.2 и Ф5.3, категорий В1–В3 и подвальных помещений.
- При размещении рекуперативных воздухонагревателей у наружной стены на расстоянии 8 м и менее стена должна иметь предел огнестойкости не ниже EI(REI)30 и класс пожарной опасности К0.
- При размещении рекуперативных воздухонагревателей на кровле следует выполнять следующие требования:
а) от рекуперативных воздухонагревателей должны предусматриваться эвакуационные проходы в лестничную клетку либо к наружным эвакуационным лестницам через эксплуатируемый участок кровли или наружные открытые галереи;
б) на участках кровли шириной 4 м, примыкающих к рекуперативным воздухонагревателям, на участке кровли, находящемся под рекуперативными воздухонагревателями, а также на эвакуационных прохо- дах и под галереями следует выполнить защитные покрытия кровли по ТКП 45-2.02-315;
в) при расстоянии 8 м и менее от рекуперативных воздухонагревателей до наружных стен и воз- вышающихся над кровлей частей здания расстояние в свету от газовых воздухонагревателей до оконных (кроме заполненных стеклоблоками) и других проемов должно быть не менее 4 м по горизон- тали и не менее 8 м по вертикали;
г) не допускается размещать рекуперативные воздухонагреватели, относящиеся к взрывопожа- роопасным категориям Ан, Бн и Вн согласно ТКП 474, над либо под помещениями с массовым пребы- ванием людей, общими путями эвакуации;
д) по периметру площадки размещения рекуперативных воздухонагревателей и на эвакуацион- ных проходах должно быть предусмотрено искусственное освещение, включаемое при выполнении осмотра оборудования. Освещение безопасности включается автоматически при срабатывании сиг- нализаторов загазованности.
- Для рекуперативных воздухонагревателей следует предусматривать III категорию мол- ниезащиты по ТКП 336.
Корпуса электрических приборов, электромагнитных клапанов, щит управления, блок горелок и другое оборудование должны быть заземлены и иметь защиту от заноса высокого потенциала в соот- ветствии с ТКП 474.
- Должна быть исключена возможность несанкционированного доступа к рекуперативным воздухонагревателям путем установки защитных сетчатых либо решетчатых негорючих ограждений, а также применения других защитных мероприятий, не препятствующих отводу продуктов сгорания.
- Системы воздуховодов, а также транзитные участки воздуховодов от рекуперативных воздухонагревателей проектируют согласно СН 4.02.03.
В местах пересечения воздуховодами конструкций зданий с нормируемым пределом огнестойко- сти следует устанавливать противопожарные клапаны с электроприводом. Предел огнестойкости клапанов должен быть не ниже предела огнестойкости пересекаемых конструкций.
- Отвод продуктов сгорания от рекуперативных воздухонагревателей следует осуществлять согласно требованиям приложения Д.
Расстояние в свету от воздуховодов до несущих конструкций покрытия должно быть не менее 0,5 м.
- Рекуперативные воздухонагреватели, применяемые для отопления зданий, следует ком- плектовать автоматическими устройствами регулирования и безопасности, обеспечивающими:
а) отключение подачи газа:
- при отключении электроэнергии;
- при срабатывании систем пожарной сигнализации или автоматических установок пожаро- тушения;
СН 4.03.01-2019
б) поддержание в отапливаемом помещении заданной температуры или подогрев воздуха до за- данной температуры;
в) отключение газовой горелки:
- при прекращении подачи газа;
- при отклонении давления газа от пределов оптимального диапазона устойчивой работы газовой горелки, установленных изготовителем;
- при отсутствии тяги;
- при погасании пламени;
- при остановке вентилятора;
- при неисправности запального устройства;
- при понижении давления воздуха, идущего на горение газа, перед горелками с принуди- тельной подачей воздуха ниже допустимого значения;
- при прекращении работы системы вентиляции помещения, в котором смесительный воз- духонагреватель установлен.
Система автоматики, обеспечивающая безопасную работу рекуперативных воздухонагревате- лей, в случае выхода ее из строя по причине неисправности или в результате несанкционированного вмешательства, должна исключать возможность самопроизвольной или принудительной подачи газа к газовым горелкам.
- Смесительные воздухонагреватели
- Смесительные воздухонагреватели можно предусматривать в системах воздушного ото- пления помещений:
- указанных в СН 4.02.03 (таблица Ж.1, поз. 11, перечисление в));
- класса Ф5.1, категорий В2–В4 без выделения пыли и аэрозолей;
- класса Ф5.3, категории В2 и ниже.
Установка газовых воздухонагревателей в подвальных помещениях не допускается.
Смесительные воздухонагреватели должны соответствовать требованиям ТР ТС 016/2011 и ГОСТ 31284.
Газовый клапан смесительных воздухонагревателей должен быть настроен таким образом, чтобы исключалась возможность выхода пламени за пределы теплообменника.
- Расчет вентиляции помещений, где предусматривается установка воздухонагревателей, следует выполнять из условий допустимых концентраций оксида углерода СО и оксидов азота NOх в рабочей зоне.
- Расстояние от воздухонагревателей до конструкций помещения из горючих материалов (потолка, оконных и дверных коробок и т. п.) должно быть не менее 1,25 м.
Потолок или конструкцию из горючих материалов над газовыми воздухонагревателями необхо- димо защищать или экранировать негорючим материалом.
Открытая транзитная электропроводка (освещение, система сигнализации и т. д.) должна нахо- диться на расстоянии не менее 1 м от газовых воздухонагревателей.
- К смесительным воздухонагревателям, расстояние в свету у которых от пола до нижней части воздухонагревателя менее 3 м, должен быть ограничен доступ с помощью установки решетча- тых или других защитных ограждений, выполненных из негорючих материалов.
Ограждения не должны препятствовать отводу нагретого воздуха от воздухонагревателя, а также забору воздуха на горение газа.
- Расстояние от отверстия выброса нагретого воздуха по оси отверстия выброса до конст- рукций классов пожарной опасности К1–КЗ должно быть не менее 8 м.
- Древесина потолка и строительных конструкций, расположенных над смесительным воз- духонагревателем, должна быть огнезащищенной, подгруппы Iа по ГОСТ 30219. Площадь огнезащи- ты потолка и строительных конструкций должна быть не менее приведенной на рисунке 9.1.
- Строительные конструкции классов пожарной опасности К1–К3, находящиеся в пределах сферы с радиусом 6 м от смесительного воздухонагревателя, должны быть защищены листовыми или плитными негорючими материалами по негорючему утеплителю толщиной 15 мм, за исключе- нием древесины потолка и строительных конструкций, для которых выполняется огнезащита согласно
- Расстояние в свету от смесительного воздухонагревателя до указанных конструкций должно быть не менее 1,25 м (до древесины потолка и строительных конструкций, расположенных над сме- сительным воздухонагревателем, — 1,50 м).
СН 4.03.01-2019
Размеры в метрах
Рисунок 9.1
- сооружений
- В газифицируемых районах необходимо предусматривать герметизацию вводов инженер- ных коммуникаций в подвалы, технические подполья, цокольные этажи общественных, жилых, адми- нистративно-бытовых и производственных зданий и сооружений; при этом следует использовать не- горючие материалы.
- По результатам работ представители строительной организации и владельцы здания должны составить акты проверки уплотнения (герметизации) вводов инженерных коммуникаций, которые вхо- дят в состав исполнительной документации на строительство.
- В газифицированных районах для предотвращения аварий и инцидентов, вызванных про- никновением природного газа и СУГ в здания и сооружения, дополнительно к герметизации вводов следует предусматривать системы контроля загазованности:
- в зданиях с массовым пребыванием людей (СТБ 11.0.03);
- в зданиях детских учреждений;
- в зданиях, имеющих архитектурно-историческую или художественно-культурную ценность;
- в подвалах, технических подпольях и цокольных этажах общественных зданий и сооружений.
Установку систем контроля загазованности необходимо предусматривать в указанных зданиях при наличии одновременно двух факторов:
- в подвальное помещение, техническое подполье или цокольный этаж здания выполнены вво- ды инженерных коммуникаций канальной прокладки;
- на расстоянии 25 м и менее от наружной стены здания проложен подземный газопровод или расположена резервуарная установка сжиженного газа.
- Помещения зданий всех назначений (кроме жилых домов), в которых устанавливается газо- использующее оборудование, следует оснащать системами контроля загазованности с автоматиче- ским отключением подачи газа при загазованности более 10 % от нижнего концентрационного предела воспламенения и системами контроля концентрации окиси углерода с автоматическим отключением подачи газа.
- В жилых домах системы контроля загазованности с автоматическим отключением подачи газа следует предусматривать при установке отопительного оборудования:
- независимо от места установки — мощностью св. 60 кВт;
- в подвальных, цокольных этажах — независимо от тепловой мощности;
- в помещениях, в которых проложены гибкие газопроводы с разъемными соединениями;
- в помещениях со скрытой прокладкой газопроводов.
В одноквартирных, блокированных и многоквартирных жилых домах в помещениях, где устанав- ливается газоиспользующее оборудование с организованным отводом продуктов сгорания, следует предусматривать установку сигнализаторов загазованности (контроля концентрации в воздухе горю- чих газов и окиси углерода).
СН 4.03.01-2019
- Установка датчиков системы контроля загазованности в подвалах, технических подпольях, цокольных этажах зданий и сооружений должна производиться из расчета не менее одного датчика на 120 м2 площади помещения с учетом паспортных данных приборов. Места установки датчиков следует определять с учетом особенностей помещения и потолка, наличия воздушных застойных зон, где вероятность скопления газовоздушной смеси наибольшая. При наличии на потолке помещения ребер, арок высотой более 300 мм или на полу порогов (для паров СУГ) высотой более 0,25 м следует предусматривать установку более одного датчика на вышеуказанной площади. Количество устанав- ливаемых датчиков может быть уменьшено с помощью устройства проемов в стенах смежных поме- щений при соблюдении условия установки не менее одного датчика на 120 м2 площади помещений. При этом высота проема, верхней границей которого является потолок помещения или нижней грани- цей — пол, должна быть не менее 0,3 м, ширина — не менее 0,5 м.
В помещениях датчик системы контроля загазованности природным газом следует размещать на стене на расстоянии не более 0,3 м от потолка. При разной высоте участков помещения датчик необходимо устанавливать на участке с наибольшей высотой потолка. Для обнаружения паров СУГ установку датчика следует предусматривать на стене на высоте не более 0,25 м от пола помещения.
- Сигналы от системы контроля загазованности по 10.3 должны поступать на объединенные диспетчерские пункты или иные посты с круглосуточным дежурством персонала, оборудованные те- лефонной связью. При этом сигналы системы контроля загазованности должны дублироваться на световых табло и устройствах звуковой сигнализации.
- Датчики приборов контроля концентрации окиси углерода устанавливаются на расстоянии от 1,5 до 1,8 м над уровнем пола или рабочей площадки там, где пребывание оператора вероятно и продолжительно во время рабочей смены, а также на расстоянии от 1,0 до 1,3 м над уровнем пола или рабочей площадки — в зоне дыхания за рабочим столом у фронта котла. Кроме того, на каждые 200 м2 помещения котельного зала следует устанавливать один датчик к прибору контроля, но не ме- нее одного датчика на каждое помещение, на расстоянии не менее 2,0 м от мест подачи приточного воздуха и открытых форточек. При установке датчиков следует учитывать требования инструкции из- готовителя по монтажу, которая должна исключать отрицательное влияние на точность измерения концентрации окиси углерода движущихся потоков воздуха, относительной влажности в помещении котельной, тепловых облучений, пыли (в запыленных помещениях).
- Отключающие устройства, перекрывающие подачу газа по сигналу от систем контроля зага- зованности и контроля концентрации окиси углерода, устанавливают на внутреннем газопроводе в здании, помещении или группе помещений, контролируемых указанными системами.
На газопроводах в жилых домах отключающие устройства разрешается предусматривать с элек- тромагнитным клапаном, нормально открытым при отсутствии электропитания.
- В помещениях жилых домов с газоиспользующим оборудованием на газопроводах (перед краном) следует предусматривать установку термозапорных клапанов, автоматически перекрываю- щих подачу газа при достижении температуры от 75 С до 100 С.
При установке в помещении более одной единицы газового оборудования термозапорный клапан следует устанавливать перед первым по ходу газа краном.
- Электроснабжение систем контроля загазованности и контроля концентрации окиси угле- рода должно быть не ниже I категории надежности, а для жилых домов — не ниже II категории надеж- ности, при этом целесообразно руководствоваться [5].
- Следует предусмотреть установку изолирующих (диэлектрических) вставок для исключе- ния протекания через газопровод токов утечки при возникновении электрического потенциала на кор- пусе электрифицированного газоиспользующего оборудования.
- электростанций
- Общие указания
- В настоящем подразделе приведены дополнительные требования, которые следует учи- тывать при проектировании объектов газораспределительной системы и газопотребления электро- станций.
- При проектировании объектов газораспределительной системы и газопотребления элек- тростанций кроме требований настоящих строительных норм следует соблюдать требования [3] и других ТНПА.
- Общие указания
СН 4.03.01-2019
- Наружные газопроводы и устройства
- Внеплощадочные газопроводы электростанций следует прокладывать подземно.
- На внеплощадочном газопроводе следует предусматривать установку отключающего устройства с электроприводом вне территории электростанции на расстоянии не менее 5 м от ее ог- раждения.
- Прокладку газопроводов по территории электростанции следует предусматривать надзем- ной, с учетом максимального использования существующих или проектируемых эстакад и опор дру- гих трубопроводов. Возможна прокладка газопроводов по опорам мостовых кранов.
Не допускается предусматривать прокладку газопроводов по территории открытой подстанции, склада топлива.
- Газорегуляторные пункты
- На газопроводе при вводе его в ГРП, расположенный на территории электростанции, сле- дует предусматривать отключающее устройство с электроприводом на расстоянии не менее 10 м от здания ГРП. При сооружении ГРП для одного блока мощностью 800 МВт и более непосредственно после отключающего устройства перед ГРП необходимо предусматривать отсечной быстродейст- вующий клапан.
Для блоков мощностью 800 МВт и более разрешается совмещать узлы редуцирования давления и расхода газа в блочном ГРП, т. е. не предусматривать регулятор расхода на подводе газа к котлу.
- Выбор пропускной способности регуляторов давления, устанавливаемых на каждой линии регулирования в ГРП, следует производить с учетом нарастания расхода газа по мере ввода котель- ных агрегатов, а также с учетом летнего расхода газа.
- В ГРП с входным давлением газа св. 0,6 МПа следует предусматривать не менее двух ли- ний регулирования.
В качестве регулирующего устройства в ГРП могут применяться регулирующие заслонки.
- В ГРП следует предусматривать не менее двух (один резервный) ПСК. Пропускную спо- собность ПСК следует принимать в размере от 10 % до 15 % максимальной производительности ГРП. Перед каждым ПСК следует предусматривать отключающее устройство.
Разрешается 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 отключающе- го устройства перед горелками котла, должны быть рассчитаны и приняты исходя из рабочего давле- ния газа до ГРП.
- 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.
- Сбросные трубопроводы от ПСК необходимо располагать со стороны здания ГРП, проти- воположной воздухозаборным устройствам систем вентиляции. Концевые участки сбросных и проду- вочных газопроводов следует располагать выше заборных устройств приточной вентиляции на рас- стоянии не менее 10 м по горизонтали и не менее 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 1 м, но не менее 5 м от уровня земли.
- На каждой линии регулирования в ГРП следует предусматривать установку листовых за- глушек после первого и перед последним по ходу газа отключающим устройством.
- Тяги, соединяющие рычаги исполнительных механизмов и регулирующих органов и прохо- дящие через стены регуляторного зала, следует прокладывать в футлярах, забетонированных в сте- нах. Футляры необходимо заполнять асбестовой пушонкой. Сальники с обеих сторон футляра следует заполнять асбестовым шнуром.
- Газопроводы ГРП после регуляторов давления, в том числе наружные надземные газо- проводы на участке длиной не менее 20 м от ГРП, должны иметь звукопоглощающую изоляцию.
- 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 кор- пуса и на местном щите ГРП.
СН 4.03.01-2019
Управление регулирующей и запорной арматурой блочного ГРП следует предусматривать с БЩУ энергоблока с сохранением, при необходимости, управления с местного щита ГРП.
- Внутреннее газовое оборудование
- При подаче газа в разводящий коллектор котельной от двух и более ГРП перед коллекто- ром следует предусматривать отключающие устройства на каждой линии.
- На отводе газопровода к каждому котлоагрегату следует предусматривать быстродейст-
вующий запорный (отсечной) клапан, прекращающий подачу газа к горелкам в течение не более 3 с.
- Питание электроприводов отсечных быстродействующих клапанов следует предусматри- вать от шин аккумуляторной батареи электростанции, или от двух независимых источников перемен- ного тока с автоматическим включением резервного питания, или от батареи предварительно заря- женных конденсаторов.
- Устройство, регулирующее расход газа на котел (заслонка, клапан и др.), следует преду- сматривать с дистанционным и ручным управлением.
- Перед каждой горелкой следует предусматривать установку последовательно двух запор- ных устройств с электрическим приводом. Между этими запорными устройствами следует предусмат- ривать продувочный газопровод (свеча безопасности) с установкой на нем запорного устройства с электроприводом.
- На котлоагрегатах помимо основного регулирующего клапана подачи газа (регулятора то- плива) возможна установка растопочного регулятора подачи газа.
- На газопроводе внутри котельной следует предусматривать штуцер для отбора пробы газа.
- Разрешается присоединять к газопроводу внутри котельной газопроводы для лаборатор- ных нужд и постов резки металла с устройством ГРУ в месте потребления газа.
- Трубопроводы и контрольно-измерительные приборы
- Для газопроводов электростанций следует предусматривать стальные трубы в соответст- вии с приложением Е.
- Детали, блоки, сборные единицы трубопроводов, опоры и подвески для газопроводов, соору- жаемых на территории электростанций, следует принимать в соответствии с нормативно-технической документацией для трубопроводов пара и горячей воды давлением не выше 4 МПа, температурой не выше 425 °С ТЭС.
Фасонные части и детали следует изготавливать из спокойных сталей. Отводы диаметром до 0,1 м должны быть гнутыми или штампованными. Гнутые отводы для подземных газопроводов следует из- готавливать из бесшовных труб.
- Для газопроводов с толщиной стенки более 5 мм, прокладываемых на участках перехода через железные и автомобильные дороги, водные преграды и другие естественные и искусственные преграды, величина ударной вязкости металла труб и сварных изделий должна быть не ниже 29 Дж/см2 при расчетной температуре наружного воздуха района строительства.
- Объем измерений, сигнализации и автоматического регулирования в системах газоснаб- жения ТЭС следует предусматривать согласно приложению Ж.
- Газоснабжение газоэнергетических установок
- При проектировании систем газоснабжения ГТУ, ПГУ или ГПА, в том числе газопроводов и газового оборудования с избыточным давлением природного газа более 1,2 МПа, средств технологи- ческого контроля, автоматизации, сигнализации, защит и блокировок следует соблюдать требования [3] и ТНПА, учитывающих условия и требования эксплуатации ТЭС, обеспечивающих их промышленную безопасность.
- Проектируемые системы газоснабжения должны обеспечивать бесперебойное и безопас- ное газоснабжение, а также возможность оперативного отключения газа на объектах систем газо- снабжения ГТУ, ПГУ, ГПА.
- При разработке блока отключающей арматуры газовой турбины и ГПА следует учитывать, что управление арматурой должно осуществляться от системы управления ГТУ (ПГУ) или ГПА.
- Система газоснабжения ГТУ и ПГУ включает:
- ПГП от ГРС до ППГ на территории ТЭС;
- ППГ, включая блоки: редуцирования (компримирования) давления газа, в том числе ГРП, узел стабилизации давления, дожимную компрессорную станцию и газотурбинную редукционную станцию, очистки, осушки, подогрева, измерения расхода;
СН 4.03.01-2019
- наружные газопроводы от ППГ до зданий и сооружений, в которых размещены ГТУ и ПГУ;
- блоки отключающей арматуры газовых турбин;
- внутренние газопроводы ГТУ и ПГУ.
- Система газоснабжения ГПА в общем случае должна включать:
- ПГП от ГРС до ГРП;
- наружный газопровод от ГРП до зданий и сооружений, в которых размещены ГПА;
- блоки отключающей арматуры ГПА.
- На ПГП от ГРС должно быть предусмотрено отключающее устройство с электроприводом, управляемым из главного корпуса ТЭС, располагаемое как на территории электростанции, так и вне ее на расстоянии от 5 до 20 м от ограды ТЭС.
- Пуск (останов) газовой турбины, работающей как автономно, так и с котлами-утилизаторами, входящими в состав ГТУ и ПГУ, должен быть автоматическим.
- блоки отключающей арматуры газовых турбин;
Оборудование в составе ГТУ и ПГУ должно обеспечивать эффективную вентиляцию газовоз- душного тракта. Алгоритмами автоматического разворота газовой турбины двигателя до подсинхрон- ных оборотов должна предусматриваться эффективная вентиляция всего газовоздушного тракта га- зовой турбины и котла-утилизатора в составе ГТУ и ПГУ.
Выбор пусковых устройств и продолжительность вентиляции до необходимой кратности опреде- ляются исходя из требований изготовителя газовой турбины.
Конструкция котлов-утилизаторов в составе ГТУ (ПГУ) не должна иметь застойных зон.
- Объем оснащения средствами контроля факела камеры сгорания газовой турбины опре- деляется техническими условиями на поставку ГТУ и [3].
- Газовое оборудование и горелочные устройства, применяемые в системе газоснабжения
ГТУ и ПГУ, должны соответствовать требованиям [3].
- Вентиляция газовоздушного тракта газовых турбин и котлов-утилизаторов, входящих в состав ГТУ и ПГУ, при пуске должна обеспечиваться за счет расхода воздуха, проходящего через газовую турбину при вращении ее ротора пусковым устройством.
Для проведения вентиляции газовоздушного тракта ГТУ и ПГУ после останова газовых турбин следует использовать режим холодной прокрутки газовой турбины, осуществляемый с помощью пус- ковых устройств, с учетом вентиляции за счет выбега газовой турбины при ее останове.
- Программы автоматического пуска газовых турбин должны позволять нормальные и ус- коренные пуски из каждого теплового состояния газовой турбины. Система автоматического пуска газовых турбин должна включать блокировки, препятствующие выполнению последующего этапа пус- ка до полного завершения предыдущего.
Программы системы автоматического останова газовых турбин должны включать:
- разгрузку турбины в заданных параметрах по времени;
- закрытие регулирующих, стопорных и предохранительных запорных клапанов по топливу, а также электрифицированной арматуры на подводе топлива к пламенным трубам камеры сгорания турбины и горелкам котла-утилизатора;
- вентиляцию газовоздушных трактов установки, включая котел-утилизатор;
- закрытие шиберов на стороне всасывания и (или) выхлопа ГТУ по окончании вентиляции газо- воздушных трактов;
- открытие запорных устройств на продувочных газопроводах;
- открытие запорных устройств на продувочных газопроводах и трубопроводах безопасности га- зовой турбины и котла-утилизатора.
- закрытие регулирующих, стопорных и предохранительных запорных клапанов по топливу, а также электрифицированной арматуры на подводе топлива к пламенным трубам камеры сгорания турбины и горелкам котла-утилизатора;
Устройства автоматики должны быть защищены от воздействия колебаний напряжения питания.
Сигнальные цепи дополнительно должны быть защищены от воздействия индустриальных помех.
- Для обеспечения взрывобезопасности системы газоснабжения и ГТУ необходимо кон- тролировать: давление газа перед стопорным клапаном и в трубопроводе за регулирующим клапа- ном, постоянно показывающими приборами по месту и на БЩУ; концентрацию газа и окиси углерода в застойных зонах машинного зала и в помещениях, непосредственно прилегающих к газопроводам и газоходам уходящих газов, в которых возможно скопление газа и окиси углерода.
Контроль содержания газа и окиси углерода в воздухе застойных зон должен осуществляться ав- томатическими сигнализаторами с выводами сигнализации опасной концентрации (более 10 % ниж- него концентрационного предела распространения пламени) на БЩУ и ГЩУ.
- Для обеспечения взрывопожаробезопасности система газоснабжения и ГТУ должны быть оснащены светозвуковой сигнализацией, выведенной на БЩУ и ГЩУ и сигнализирующей о повышении
СН 4.03.01-2019
и понижении давления газа перед стопорным клапаном относительно заданных значений и о повы- шении концентрации газа в воздухе более 10 % нижнего концентрационного предела распростране- ния пламени.
- Помещения категории А по взрывопожарной опасности должны быть оборудованы теле- фонной связью во взрывозащищенном исполнении.
- Системы газоснабжения ГТУ и ПГУ должны обеспечивать газовые турбины проектным давлением газа перед горелочными устройствами и камерами сгорания.
Схемы газоснабжения ГТУ, ПГУ и ГПА от ГРС могут предусматриваться как совместные (с энер- гетическими котлами), так и раздельные в зависимости от места расположения ТЭС, давления транс- портируемого газа, места подключения к газопроводу и требуемого давления газа перед горелочными устройствами согласно техническим условиям изготовителя.
- При выборе схемы газоснабжения за расчетное давление газа в ПГП принимается мини- мальное давление на границе территории ТЭС с учетом сезонных и суточных колебаний, но не ни- же 0,3 МПа.
В зависимости от значения расчетного давления газа в ПГП схемы подачи газа к газовым турби- нам, работающим как автономно, так и в составе ГТУ и ПГУ, возможны с дожимающими компрессо- рами и без них.
- Дожимающие компрессоры следует располагать в отдельном здании.
При контейнерной поставке разрешается их размещение в пристройках к зданию главного корпуса. Размещение в машинном зале ГТУ дожимающих компрессоров не допускается.
- ПГП от ГРС или от магистральных газопроводов до площадки ТЭС, независимо от давле- ния транспортируемого газа, следует прокладывать подземно.
Проектирование ПГП давлением св. 1,2 МПа целесообразно осуществлять в соответствии с [10].
- На территории ТЭС следует предусматривать комплексный общестанционный ППГ.
- Аппараты в каждой ступени очистки газа предусматриваются с 50 %-ным резервом. На ПГП к блоку очистки газа следует предусматривать запорное устройство с электроприводом, управляе- мым с местного щита управления ППГ.
- Количество редуцирующих ниток в ГРП определяется пропускной способностью выбран-
ного оборудования и арматуры и предусматривается с 50 %-ным резервом, но не менее двух, одна из которых рабочая, другая — резервная.
- Технологическая схема ДКС может быть как общестанционной, так и блочной.
- Производительность общестанционной ДКС следует рассчитывать на максимальный расход газа на ГТУ, а на электростанциях, сжигающих газ сезонно, — по расходу газа для летнего режима.
- При суммарном расходе газа до 300 000 м3/ч разрешается сооружать одну общестан-
ционную ДКС. При больших расходах газа необходимо сооружать две ДКС и более.
При суммарном расходе газа до 50 000 м3/ч количество дожимающих компрессоров должно быть не менее двух, один из которых резервный. В зависимости от режима работы ГТУ в энергосистеме при обосновании предусматривается установка третьего компрессора (на случай ремонта).
При суммарном расходе газа св. 500 000 до 100 000 м3/ч и св. 100 000 до 300 000 м3/ч количе- ство дожимающих компрессоров должно быть соответственно не менее трех и не менее четырех.
- В блочной ДКС при электрической мощности ГТУ, ПГУ менее 150 МВт дожимающие ком- прессоры устанавливают без резерва. При электрической мощности ГТУ, ПГУ св. 150 МВт необходимо предусматривать резервный дожимной компрессор.
- Падение давления газа перед газовыми турбинами за время пуска резервного компрес-
сора должно быть в пределах допустимого значения, установленного организацией-изготовителем газовой турбины.
Схемой ДКС должна предусматриваться работа компрессоров при нулевом расходе газа на газо- вые турбины.
ДКС должна предусматривать автоматическое регулирование давления газа перед газовыми турбинами. Поддержание заданного давления за ДКС и ввод в работу резервного компрессора долж- ны осуществляться автоматически.
Дожимающие компрессоры должны выбираться с учетом возможности их повторного автомати- ческого пуска и оснащаться системами самозапуска электродвигателей. Время срабатывания системы самозапуска должно быть меньше времени выхода параметров за предельно допустимые значения.
СН 4.03.01-2019
Дожимающие компрессоры должны оснащаться системами контроля состояния подшипников по температуре с сигнализацией ее предельных значений и блокировками, отключающими компрессоры при превышении этого параметра.
- На отводе от ППГ к газовой турбине (в блоке запорной арматуры) по ходу газа преду- сматриваются:
- штуцер для присоединения продувочного газопровода;
- запорное устройство с электроприводом;
- штуцер для присоединения продувочного газопровода;
- фланцы для установки ремонтной заглушки (листовой или поворотной) с приспособлением для их разжима и токопроводящей перемычкой;
- штуцер для подвода продувочного агента;
- расходомерное устройство.
- На внутреннем газопроводе газовой турбины, работающей автономно или в составе ГТУ или ПГУ, по ходу газа (в главном корпусе) предусматриваются:
- штуцер продувочного газопровода;
- механический фильтр, предотвращающий попадание в ГТУ продуктов внутренней коррозии газопроводов;
- ПЗК;
- регулирующий клапан (основной и растопочный);
- штуцер для присоединения продувочного газопровода в конце тупикового участка;
- запорное устройство с электрифицированным приводом (ПЗК) перед каждым горелочным уст- ройством камеры сгорания газовой турбины.
- штуцер для присоединения продувочного газопровода;
Штуцер для присоединения запального газопровода предусматривается между двумя запорными устройствами на вводе. Общий ПЗК (стопорный клапан), регулирующий клапан, механический фильтр, а также запорная арматура перед горелочными устройствами поставляются изготовителем газовой турбины и устанавливаются непосредственно в здании главного корпуса в соответствии с технологической схемой, разработанной изготовителем газовой турбины.
Механический фильтр разрешается устанавливать перед расходомерным устройством.
- На внутреннем газопроводе к ГПА (с учетом оборудования, входящего в состав ГПА пол- ной заводской готовности) должны предусматриваться (по ходу газа):
- два отключающих устройства (первое может быть с ручным приводом, второе — с электро- приводом) с продувочной свечой и устройством отбора проб между ними;
- фильтр (необходимость установки определяет проектная организация);
- продувочная свеча с устройством отбора проб;
- фланцевое соединение для установки поворотной заглушки;
- штуцер для подключения продувочного агента;
- отключающее устройство с электроприводом;
- измерительное устройство расхода газа;
- регулирующий клапан;
- непосредственно перед подачей газа в двигатель — два быстрозапорных отсечных клапана (ПЗК) с установкой между ними свечи безопасности с отключающим электрифицированным устройством.
- два отключающих устройства (первое может быть с ручным приводом, второе — с электро- приводом) с продувочной свечой и устройством отбора проб между ними;
Выполнение блокировок и защит на останов ГПА (с учетом оборудования, входящего в состав ГПА полной заводской готовности) и перевод его на работу с пониженной нагрузкой должны осущест- вляться в соответствии с техническими условиями производителя.
- Для предотвращения передачи вибраций от двигателя на газопровод присоединение двигателя к газопроводу должно осуществляться посредством гибкого соединения.
- Трасса газопровода должна проходить вдоль проездов и дорог со стороны, противопо- ложной тротуару (пешеходной дорожке), и по возможности максимально обеспечивать самокомпен- сацию температурных деформаций газопровода, для чего его повороты выполняются под углом 90.
- Транзитная прокладка газопроводов должна осуществляться с учетом требований по- жарной безопасности.
- Наружный газопровод в пределах ТЭС должен быть надземным, исключая участок, от- стоящий на 15 м от ограды внутрь площадки электростанции, который может быть как надземным, так и подземным.
- Надземные газопроводы разрешается прокладывать на высоких и низких опорах, эстака- дах с использованием только несгораемых конструкций.
СН 4.03.01-2019
Разрешается прокладка газопроводов на эстакадах с другими технологическими трубопроводами и электрическими кабелями, при этом газопроводы следует размещать в верхнем ярусе эстакады.
- Газопровод необходимо прокладывать с уклоном, обеспечивающим сток конденсата к мес- ту его выпуска в процессе эксплуатации и при опорожнении для ремонта.
- Высота свободного пространства от земли до низа труб, прокладываемых на низких опо- рах, должна быть не менее 0,35 м при ширине группы труб до 1,5 м и не менее 0,5 м — при ширине 1,5 м и более.
- Расстояние в свету до газопровода по вертикали должно быть, м, не менее: 2,2 — от покрытия пешеходной дороги;
4,5 — от покрытия автомобильной дороги;
5,5 — от плоскости головок рельсов железной дороги.
- Распределительный газопровод необходимо располагать вне помещений ГТУ.
При размещении газовых турбин в общем машинном зале на распределительном газопроводе на расстоянии не более 50 м до первого отвода к газовой турбине устанавливается электрифицирован- ное запорное устройство.
- Дополнительные запорные устройства на газопроводах разрешается устанавливать в мес- тах, определяемых проектной организацией из условия возможности отключения установки от систе- мы газоснабжения.
- Надземный газопровод, пересекаемый высоковольтной линией электропередачи, должен иметь защитное устройство, предотвращающее попадание на него электропроводов в случае их об- рыва. Защитное устройство должно быть из несгораемых материалов и конструкций, имеющих на- дежное заземление.
Сопротивление заземления газопровода и его защитного устройства должно быть не более 10 Ом.
- Оголовки продувочных газопроводов и сбросных газопроводов от предохранительных клапанов, установленных на газопроводах, следует располагать:
- с давлением выше 1,2 МПа — не менее чем на 5 м выше самой высокой точки здания в ра- диусе 20 м от сбросного трубопровода, но не менее 6 м от уровня планировочной отметки площадки (земли);
- с давлением ниже 1,2 МПа включ. — не менее чем на 1 м выше дефлектора здания или на 2 м выше светоаэрационного фонаря соседнего (ближе 20 м) здания, но не менее 5 м от земли.
- Сбросной трубопровод следует располагать со стороны здания, противоположной возду- хозабору. При невозможности выполнения данного требования концевые участки сбросных и проду- вочных газопроводов необходимо располагать выше заборных устройств приточной вентиляции на расстоянии не менее 10 м по горизонтали и 6 м по вертикали.
- с давлением выше 1,2 МПа — не менее чем на 5 м выше самой высокой точки здания в ра- диусе 20 м от сбросного трубопровода, но не менее 6 м от уровня планировочной отметки площадки (земли);
Устройство оголовка сбросного трубопровода должно исключать рассеивание газа ниже плоско- сти его размещения и попадание в него атмосферных осадков.
- Запрещается соединять трубопроводы сброса газа с предохранительных клапанов на нитках с различными величинами выходных давлений на одну свечу и монтаж запорной арматуры после предохранительных клапанов.
- Продувка газового оборудования и газопроводов должна предусматриваться воздухом или инертным газом. Для подачи воздуха или инертного газа должны быть предусмотрены штуцера с запорными устройствами.
- Газовые коллекторы, подводящие газ к ГТУ, необходимо прокладывать снаружи зданий по стенам или опорам, на высоте не менее 4,5 м от уровня земли, при этом они не должны пересе- кать оконных и дверных проемов.
- Расстояния (в свету) между газопроводом и ограждающими конструкциями здания ТЭС должны быть, м, не менее:
0,15 — для труб диаметром, мм, до 200;
0,3 — то же от 200 “ 500 включ.;
0,5 — “ св. 500.
- Газопроводы при прокладке через стены должны выполняться в стальных футлярах. Внутренний диаметр футляра должен быть не менее чем на 100 мм больше диаметра газопровода. Зазоры между газопроводом и футляром (концы футляра) следует уплотнять несгораемым эластич- ным материалом.
СН 4.03.01-2019
- Вводы газопроводов должны предусматриваться непосредственно в помещения, где на- ходятся газоиспользующие установки, и прокладываться в местах, доступных для их обслуживания, осмотра и ремонта.
- Расстояния между осями смежных трубопроводов и до края опорной конструкции необ- ходимо выбирать в соответствии с приложением Н.
- Сварные стыки газопроводов должны находиться от края опоры на расстоянии не ме- нее 0,2 м.
- Присоединение штуцеров к сварным швам, а также к гнутым элементам (в местах гибов) трубопроводов не допускается.
- Для газопроводов I-a категории применение отводов, сваренных из секторов, не до- пускается.
- Расстояния между газопроводом и электропроводами в местах пересечения и парал-
лельной прокладки принимаются по требованиям правил устройства и защитных мер электробезо- пасности.
- Блоки запорной арматуры следует размещать в специальном здании или в пристройке к главному корпусу здания ТЭС в обогреваемых помещениях, укрытиях (шкафах).
- Газопровод от фильтров тонкой очистки, установленных на подводе газа, до горелочных устройств газовой турбины должен выполняться из коррозионностойкой стали.
- Газопроводы должны быть окрашены в желтый цвет в соответствии с требованиями ТНПА.
- Расстояния от газопроводов до зданий и сооружений ТЭС следует выбирать согласно приложению П.
- Испытания газопроводов высокого давления I-а категории на прочность и проверку на
герметичность следует производить после полной готовности трубопроводов в соответствии с ТНПА, устанавливающими требования к испытанию технологических трубопроводов.
Испытание трубопроводов на прочность следует производить гидравлическим или пневматиче- ским способом давлением, равным 1,5Рраб. Время испытаний при гидравлическом способе — 24 ч, время испытаний при пневматическом способе — 12 ч. Испытания гидравлическим способом прово- дятся при технической возможности полного удаления воды из газопровода.
Давление при проверке на герметичность принимается равным рабочему. Продолжительность проверки на герметичность определяется временем, необходимым для тщательного осмотра трассы с целью выявления утечек, но не менее 12 ч.
- Подземные газопроводы должны быть защищены от коррозии в соответствии с государ- ственными стандартами, устанавливающими требования к защите от коррозии подземных газопрово- дов, с учетом рабочего давления транспортируемого газа.
- ППГ должен обеспечивать очистку газа от жидких и твердых частиц, редуцирование и (или) компремирование газа, его подогрев и охлаждение (при необходимости) и измерение расхода.
- Обводные газопроводы (байпасы) в ППГ не предусматриваются. Технологические схемы газопроводов ППГ и газопроводов газовой турбины должны предусматривать установку поворотных или листовых ремонтных заглушек, системы продувочного агента и продувочных газопроводов для обеспечения требований безопасности при выводе оборудования и газопроводов в ремонт и вводе в эксплуатацию после ремонта. Для газопроводов давлением выше 1,2 МПа на каждом продувочном газопроводе должны предусматриваться два запорных устройства со штуцером между ними для от- бора проб от продуваемого участка для анализа. Штуцер для отбора проб необходимо оборудовать запорным устройством. Каждый штуцер подвода продувочного агента, отбора проб на анализ, подво- да среды для настройки ПСК следует оборудовать устройством (резьбовой заглушкой) для обеспече- ния герметичности.
- Технические средства для подготовки газа разрешается размещать в зданиях (укры- тиях), контейнерах (блочное исполнение) и на открытом воздухе. Площадка размещения ППГ должна иметь ограждение.
Расстояния от зданий (укрытий) и сооружений ППГ относительно других зданий и сооружений электростанции должно соответствовать требованиям пожарной безопасности.
При блочном исполнении разрешается их размещение вблизи здания ГТУ или непосредственное примыкание. В этом случае расстояния от ДКС до здания ГТУ не нормируются.
- Расстояния между зданиями (укрытиями) и сооружениями в пределах ППГ не нормируются.
- Очистку газа от твердых частиц и капельной жидкости следует предусматривать в фильт- рах и сепараторах с автоматическим сливом жидкости в резервуар вместимостью не менее 1 м3.
СН 4.03.01-2019
- Линии редуцирования и газопроводы на длине не менее 20 м после регулятора комбини- рованного давления следует проектировать с шумопоглощающей изоляцией или с установкой шумо- глушителей.
- Производственные помещения и помещения управления ППГ с площадью более 60 м2 должны иметь запасный выход, расположенный с противоположной стороны основному. Запасный выход должен быть наружу здания.
- Каждое помещение ППГ категории А по взрывопожарной опасности следует оборудовать стационарными сигнализаторами загазованности и оснащать светозвуковой предупредительной сиг- нализацией загазованности с выводом на БЩУ. При достижении 10 % нижнего концентрационного предела распространения пламени в воздухе помещения ППГ должна включаться аварийная венти- ляция и выводится сигнал на БЩУ. При достижении 20 % нижнего концентрационного предела рас- пространения пламени светозвуковая сигнализация выводится на БЩУ, а также перед входом в по- мещения ППГ.
- Полы ППГ следует выполнять из несгораемых и неискрообразующих материалов. Двери помещений должны открываться наружу.
- Размещение оборудования, газопроводов, арматуры и приборов должно обеспечивать их удобное обслуживание и ремонт. Ширина основного прохода в помещении ППГ должна составлять не менее 0,8 м.
- Газопроводы, применяемые в системе газоснабжения ГТУ, ПГУ и ГПА ТЭС, должны вы- полняться из стальных труб:
- бесшовных горячедеформированных, используемых для паровых котлов и трубопроводов (давлением до 6,4 МПа, диаметром до 426 мм);
- бесшовных холоднодеформированных и теплодеформированных по ГОСТ 8733, группы В, изготовленных из катаной заготовки или из слитка методом пилигримной прокатки со 100 %-ным ультразвуковым контролем производителя, с гарантией испытаний на загиб или раздачу по ГОСТ 8733 (1.10) (давлением до 1,6 МПа, диаметром до 45 мм);
- электросварных прямошовных по ГОСТ 20295 (давлением до 2,5 МПа, диаметрами 530, 620, 720, 820, 1020 мм); для газонефтепроводов (давлением до 2,5 МПа, диаметром 1020 и 1220 мм); термообработанных, группы В, с гарантией испытаний на загиб по ГОСТ 10705 (2.16) и испытанием сварного соединения на растяжение по ГОСТ 10705 (2.18) (давлением до 1,6 МПа, диаметром до 426 мм);
- бесшовных из коррозионностойких марок стали, в том числе с повышенным качеством по- верхности;
- электросварных спиральношовных (только для прямых участков) по ГОСТ 20295 (давлением до 2,5 МПа, диаметром от 530 до 1020 мм).
Разрешается применение и других труб из спокойной углеродистой и низколегированной стали, технические требования к которым должны быть не ниже, указанных в стандартах на вышеперечис- ленные трубы.
- Стальные трубы для газопроводов следует предусматривать из спокойных углеродистых сталей 10 и 20 по ГОСТ 1050; СтЗсп5 по ГОСТ 380; низколегированных сталей 17ГС, 17Г1С, 17Г1С-У, 09Г2С по ГОСТ 19281 и коррозионностойкой стали 08Х18Н10Т по ГОСТ 5632.
Марки углеродистых и низколегированных сталей следует выбирать в зависимости от рабочих параметров транспортируемого газа и расчетной температуры окружающего воздуха в районе строи- тельства.
Стальные сварные трубы, применяемые для строительства систем газоснабжения, должны пройти 100 %-ный контроль заводского шва неразрушающими методами.
- Детали, блоки, сборочные единицы трубопроводов, опоры и подвески для газопроводов давлением до 4,0 МПа следует применять в соответствии с ТНПА, содержащими требования к трубо- проводам ТЭС.
Для газопроводов с давлением выше 4,0 МПа следует применять детали и сборочные единицы из углеродистых сталей, предназначенные для газопроводов с давлением не ниже 6,4 МПа.
- Трубопроводы газа, элементы и оборудование газопроводов должны рассчитываться на рабочее давление транспортируемого газа.
- Проекты газопроводов I-а категории должны содержать требования контроля поперечных сварных соединений неразрушающими методами в 100 %-ном объеме.
СН 4.03.01-2019
- Для компенсации температурных деформаций газопровода следует использовать само- компенсацию за счет поворотов и изгибов его трассы или предусматривать установку специальных компенсирующих устройств (П-образных компенсаторов).
Применение сальниковых, линзовых и волнистых компенсаторов не допускается.
- На всех газопроводах следует применять только стальную арматуру. Не допускается при- менение арматуры из ковкого и серого чугуна общего назначения и из цветных металлов.
Необходимо применять в основном безфланцевую (приварную) арматуру.
Герметичность затворов арматуры для всех газопроводов должна обеспечивать отсутствие ви- димых утечек в течение времени испытания и соответствовать классу А согласно ГОСТ 9544. Арма- тура должна быть предназначена для газовой среды.
- В целях автоматизации управления процессом запорная арматура в системе газоснаб- жения должна применяться с дистанционно управляемыми приводами (электрическими, пневма- тическими).
Питание электромагнита ПЗК на постоянном или переменном токе выбирается исходя из технико- экономического обоснования. Питание постоянным током должно осуществляться от шин аккумуля- торной батареи или от батареи предварительно заряженных конденсаторов при условии оснащения схемы управления устройством непрерывного контроля исправности цепей. Питание переменным током должно осуществляться от двух независимых источников при условии установки блока непре- рывного питания. Время закрытия ПЗК не должно превышать 1 с.
Запорная арматура должна оснащаться электроприводом и иметь ручное управление.
1.6.78 Электроприводы к арматуре следует применять на основе классификации категорий взры- воопасных зон, категорий и групп взрывоопасных смесей.
При установке на открытом воздухе арматуру с электроприводом разрешается применять в пре- делах расчетных температур наружного воздуха, указываемых в технических паспортах на электро- приводы. Электрооборудование запорной арматуры, устанавливаемой на открытом воздухе, должно иметь соответствующее этим условиям исполнение и быть защищено от атмосферных осадков.
- Устанавливаемая на газопроводах арматура должна быть легкодоступна для управления, обслуживания и ремонта.
- Арматуру следует располагать на участках газопроводов с минимальными значениями
изгибающих и крутящих напряжений.
Арматуру массой более 500 кг необходимо располагать на горизонтальных участках газопрово- дов, при этом необходимо предусматривать для нее специальные опоры или подвески.
- Трубопроводы должны иметь сварные неразъемные соединения.
Фланцевые соединения разрешаются только в местах установки арматуры или подсоединения трубопроводов к аппаратам, а также на тех участках, где по условиям технологии требуется периоди- ческая разборка для проведения чистки и ремонта трубопроводов.
Фланцевые соединения следует размещать в местах, открытых и доступных для визуального на- блюдения, обслуживания, разборки, ремонта и монтажа.
- Для удобства установки заглушек на газопроводах в проекте должны предусматриваться фланцевые соединения для установки поворотной или листовой заглушки с приспособлением для разжима фланцев и токопроводящей перемычкой.
Разрешается установка заглушек во фланцевом соединении.
- Пространство в пределах 3 м по горизонтали и вертикали от запорной арматуры и флан- цевых соединений газопроводов следует относить к взрывоопасным зонам.
- Во взрывоопасных зонах следует устанавливать взрывозащищенные электрические ма-
шины, аппараты и приборы со степенью защиты оболочки не ниже IР54.
- Стационарные светильники, устанавливаемые в зонах В-1a и В-1г, должны иметь испол- нение повышенной надежности против взрыва, переносные светильники в зоне В-1a должны быть взрывобезопасными, в зоне В-1г — повышенной надежности против взрыва.
- Защита от статического электричества и устройство молниезащиты ППГ должны выпол- няться в соответствии с ТНПА.
- Площадка ППГ должна иметь наружное электроосвещение. Светильники должны быть
размещены либо на специально предусмотренных опорах, либо на опорах молниеприемников. Управление освещением следует предусматривать ручным с распределительного щита, расположен- ного в здании или в одном из контейнеров ППГ.
- Электрические КИП, устанавливаемые во взрывоопасных помещениях и наружных уста- новках, должны иметь взрывозащищенное исполнение.
СН 4.03.01-2019
- Системы отопления и вентиляции помещений в зданиях и сооружениях газоснабжения, а также главного корпуса с ГТУ, работающими на природном газе, следует проектировать в соответ- ствии с требованиями [3] и других ТНПА.
- Температура воздуха в производственных помещениях, где располагается газовое обо- рудование, с временным пребыванием обслуживающего персонала должна быть:
- в холодный период года — не ниже минимального значения, указанного в паспорте изготови- теля (не ниже 5 °C при пребывании работающих не более 15 мин и не ниже 10 °C при пребывании работающих не более 2 ч);
- в теплый период года — не выше максимального значения, указанного в паспорте изготови- теля (не более 40 °C при пребывании работающих не более 15 мин).
- При расчете систем отопления для обеспечения в помещениях допустимой температуры следует учитывать потери тепла через ограждающие конструкции и расход тепла на нагревание при- точного воздуха (при проектировании вентиляции с естественным побуждением). Прокладка трубо- проводов систем отопления должна предусматриваться открытой, все соединения трубопроводов должны быть сварными, арматура должна быть вынесена из взрывоопасной зоны.
- Температура воздуха в производственных помещениях, где располагается газовое обо- рудование, с временным пребыванием обслуживающего персонала должна быть:
Все соединения трубопроводов в пределах помещений компрессоров, помещений электродвига- телей, помещений газотурбинных двигателей должны быть сварными, арматура должна быть выне- сена из взрывоопасной зоны.
- В помещениях ППГ и ДКС следует предусматривать общеобменную вентиляцию с есте- ственным побуждением в размере не менее трехкратного воздухообмена в 1 ч. Системы вентиля- ции с механическим побуждением или смешанные системы вентиляции следует проектировать при невозможности обеспечения расчетных параметров воздуха за счет вентиляции с естественным по- буждением.
В помещениях ДКС следует предусматривать аварийную вентиляцию с механическим побужде- нием в дополнение к общеобменной из верхней зоны, в объеме восьмикратного обмена в 1 ч.
- Системы аварийной вентиляции должны включаться автоматически при срабатывании установленных в помещениях газоанализаторов при достижении 10 % нижнего концентрационного предела распространения пламени.
- В помещениях главного корпуса, в которых расположены газовые турбины, следует пре-
дусматривать общеобменную приточно-вытяжную вентиляцию с механическим или естественным побуждением в зависимости от принятой схемы вентиляции, но не менее трехкратного воздухообме- на в 1 ч в пределах каждого энергетического блока. Принятая система организации воздухообмена должна исключать возможность образования застойных зон в пределах площадок и помещений.
- Помещения машинного зала, котельного отделения следует оборудовать отоплением, обеспечивающим в период монтажа и ремонта оборудования температуру внутреннего воздуха не ниже 10 °C. Тепловую производительность системы отопления следует предусматривать на возмеще- ние 100 % потерь тепла и подогрев наружного воздуха, поступающего за счет инфильтрации, в ма- шинном отделении — в количестве 0,4-кратного воздухообмена помещения, в котельном отделении — 0,7-кратного воздухообмена помещения в 1 ч.
- учета расхода газа
- Выбор метода учета, средств измерения расхода газа и измерительной системы следует производить в зависимости от объема и режима газопотребления, системы газоснабжения потреби- теля и давления газа и с учетом возможности использования выбранных приборов в системах теле- метрии узлов учета газа.
- Система учета расхода газа на объектах газоснабжения должна обеспечивать выполнение следующих основных задач:
- осуществление расчетов между поставщиком газа и газоснабжающей организацией;
- осуществление расчетов между газоснабжающей организацией и потребителями газа;
- контроль за соблюдением потребителями установленных планов (лимитов), норм и режимов газопотребления;
- разработку технически обоснованных норм расхода газа;
- осуществление внутрипроизводственных расчетов;
- сведение баланса между объемом газа, поступившим в трубопроводную сеть газоснабжаю- щей организации, и объемом газа, использованным из нее потребителями газа за отчетный период;
- определение потерь газа за отчетный период;
- передачу данных на диспетчерский пункт газоснабжающей организации.
СН 4.03.01-2019
- Учет расхода газа должен предусматриваться по всем потребителям независимо от объе- мов газопотребления и ведомственной принадлежности с помощью стационарных средств измерения и измерительных систем, допущенных к применению на территории Республики Беларусь.
- При питании от одного источника газоснабжения ГРП нескольких потребителей различных тарифных групп (юридические и физические лица) узлы учета газа или (и) приборы учета расхода газа должны быть установлены для потребителей каждой тарифной группы.
- Средства измерений, применяемые в системе учета расхода газа, должны обеспечивать из- мерение объема газа, приведенного к нормальным условиям, в диапазоне от минимального значения до максимального значения измеряемого объема с суммарной относительной погрешностью, не пре- вышающей 1,5 %.
Для внутрипроизводственного (поагрегатного) учета расхода газа могут применяться средства измерений учета расхода газа с классом точности на одну ступень ниже.
По бытовым потребителям газа погрешность средств измерений не должна превышать 3 %.
- Необходимость установки приборов внутрипроизводственного (поагрегатного) учета и кон- троля расхода газа определяется заказчиком проекта с участием проектной организации и указы- вается в задании на проектирование.
- Выбор средств измерения для узлов учета газа или пунктов учета расхода газа следует осуществлять с учетом мнения газоснабжающей организации.
- При проектировании узлов учета газа или пунктов учета расхода газа с использованием стан- дартных сужающих устройств следует руководствоваться требованиями ГОСТ 8.586.1–ГОСТ 8.586.5.
- Узлы учета газа и (или) приборы для учета расхода газа следует размещать:
- в помещении технологического оборудования ГРП;
- в обособленном помещении ГРП, отделенном от помещения технологического оборудования газонепроницаемой перегородкой I типа;
- в помещении газифицируемого оборудования;
- в помещениях, пристроенных и встроенных в здания, не ниже II степени огнестойкости с со- блюдением требований 8.2.4, 8.3.2, 12.11, 12.12;
- вне помещений в закрывающемся шкафу (ящике), изготовленном из негорючих материалов;
- в отдельно стоящем здании — пункте учета (измерения) расхода газа.
Бытовые приборы учета расхода газа разрешается также устанавливать в оборудованных вы- тяжной вентиляцией нежилых помещениях, за исключением ванных комнат и санитарных узлов, тем- пература воздуха в которых 5 °С и выше, примыкающих к кухням: в коридорах, передних и т. д.
- Бытовые приборы учета расхода газа внутри помещений следует устанавливать на высоте не менее 0,5 м от пола до низа бытового прибора учета расхода газа и на расстоянии по горизонтали от края бытового прибора учета расхода газа до оси ближайшей горелки газовой плиты не менее 0,4 м.
При установке бытового прибора учета расхода газа снаружи на стене жилого дома высота уста- новки должна быть не менее 1,4 м от земли до низа защитного кожуха, а расстояние по горизонтали — 0,5 м от края кожуха до дверного или оконного проема.
Установка бытовых приборов учета расхода газа, не оборудованных корректорами или темпера- турными компенсаторами, запрещается, за исключением случаев установки приборов учета расхода газа в отапливаемых помещениях квартир в многоквартирных жилых домах.
Могут устанавливаться бытовые приборы учета расхода газа, обеспечивающие возможность дистанционного считывания показаний о количестве потребленного газа.
- Приборы и датчики с выходным электрическим сигналом или потребляющие электрическую энергию, устанавливаемые в пожароопасном и взрывоопасном помещении или в пределах взрыво- опасной зоны наружных установок, должны быть во взрывозащищенном исполнении.
- При установке приборов в обычном исполнении в помещении с нормальной средой вводы импульсных газопроводов в эти помещения должны предусматриваться через разделительные уст- ройства, исключающие возможность попадания газа в помещение КИП.
Возможен ввод импульсных газопроводов в эти помещения с установкой дроссельных шайб на каждом импульсном газопроводе, при этом помещение должно быть оборудовано сигнализаторами загазованности и системой аварийной вентиляции, которая должна включаться при появлении зага- зованности более 10 % от нижнего концентрационного предела воспламеняемости газа в помещении КИП.
- Пункты учета расхода газа следует предусматривать на границах раздела балансовой при- надлежности и устанавливать на обводном газопроводе. На газопроводе следует устанавливать одно отключающее устройство, а на обводном — два.
СН 4.03.01-2019
Расстояние от пунктов учета расхода газа до зданий и сооружений следует принимать как для отдельно стоящих ГРП.
Здание пункта учета расхода газа должно соответствовать требованиям, предъявляемым к ГРП. Помещение установки датчиков КИП должно отвечать требованиям, установленным для помещений категории А.
Электроснабжение, электроосвещение, защитное заземление (зануление), молниезащиту и за- щиту от статического электричества пунктов учета расхода газа следует предусматривать в соответ- ствии с требованиями для ГРП.
В помещении датчиков и вторичных приборов следует предусматривать естественное и искусст- венное освещение, отопление и постоянно действующую вентиляцию с естественным побуждением, обеспечивающую не менее трехкратного воздухообмена в 1 ч.
Помещение мини-котельной должно быть отделено от помещения датчиков и других помещений пункта учета расхода газа глухими газонепроницаемыми противопожарными перегородками I типа с пределом огнестойкости не ниже EI(REI)45.
- Измерительные нитки и диафрагмы следует размещать на открытой площадке. Количество измерительных ниток должно быть минимальным.
Импульсные или соединительные линии на участке от места врезки в газопровод или подклю- чения к диафрагме до ввода в здание ГРП или пункт учета расхода газа должны быть защищены от воздействия внешних источников теплоты или холода (теплоизолированы).
- На одном газопроводе возможна установка параллельно не более двух приборов учета расхода газа.
Устройство обводного газопровода (байпаса) обязательно при установке одного прибора учета расхода газа и двух, если оба прибора учета расхода газа рабочие.
Примечание — Данное требование не распространяется на бытовые приборы учета расхода газа.
- В узлах учета газа с измерительной диафрагмой следует предусматривать обводной газо- провод (байпас).
- Выбор средств измерения и контроля по условиям окружающей среды и их применение для заданных рабочих условий измерения расхода и параметров газа должен соответствовать тре- бованиям технической документации производителя.
- станции
- Общие указания
- Настоящий раздел устанавливает требования к проектированию ГНС, ГНП, ПСБ и АГЗС, предназначенных для снабжения СУГ потребителей, использующих эти газы в качестве топлива.
- При проектировании установок (станций) регазификации СУГ следует руководствоваться требованиями, относящимися к ГНС такой же общей вместимости резервуаров для хранения газа.
- Требования 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, ис- пользуемых в качестве сырья на предприятиях химической, нефтехимической и других отраслей про- мышленности.
- При проектировании ГНС, ГНП, ПСБ и АГЗС, строительство которых будет осуществляться в районах с особыми природными условиями, следует дополнительно учитывать требования разде- лов 14 и 15.
- Газонаполнительные станции сжиженных газов
- ГНС предназначаются для приема от поставщиков СУГ, поступающих железнодорожным, водным, автомобильным и трубопроводным транспортом; хранения их в надземных и подземных ре- зервуарах; розлива сжиженных газов в баллоны и автоцистерны и поставки в них газа потребителям; приема пустых и выдачи наполненных баллонов; ремонта, технического освидетельствования и окра- ски баллонов. Требования, предъявляемые к проектированию кустовых баз сжиженных газов, анало- гичны требованиям к проектированию ГНС, изложенным в настоящих строительных нормах.
- ГНС следует располагать вне селитебной территории населенных пунктов с подветренной стороны для ветров преобладающего направления по отношению к жилым районам.
- Общие указания
СН 4.03.01-2019
- Выбор площадки для строительства ГНС необходимо предусматривать с учетом приве- денных в 13.4.1 расстояний до окружающих ГНС зданий и сооружений, а также наличия в районе строительства железных и автомобильных дорог.
- Площадку под строительство ГНС следует предусматривать с учетом обеспечения снаружи от границы производственной и вспомогательной зон ГНС противопожарного разрыва шириной 10 м и минимальных расстояний от зданий и сооружений, расположенных в производственной зоне, до лес- ных массивов: хвойных и смешанных пород — 50 м, лиственных пород — 20 м.
- Подъездной железнодорожный путь не должен проходить через территорию других пред- приятий. Разрешается прохождение подъездного железнодорожного пути к ГНС через территорию не более одного предприятия при условии устройства в пределах территории предприятия самостоя- тельного транзитного пути для ГНС.
- Основные здания и сооружения газонаполнительной станции
- Территория ГНС подразделяется на производственную и вспомогательную зоны, в преде- лах которых в зависимости от технологического процесса, транспортирования, хранения и поставки потребителям газа следует размещать следующие основные здания (помещения) и сооружения:
а) в производственной зоне:
- железнодорожный путь с эстакадой и сливными устройствами для слива СУГ из железно- дорожных цистерн в резервуары базы хранения;
- базу 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 газоснабжающим организациям газобаллонных автомобилей;
- теплообменные установки для подогрева газа;
- резервуары для слива из баллонов неиспарившегося газа и газа из переполненных и неисправных баллонов;
- внутриплощадочные трубопроводы для перемещения паровой и жидкой фазы СУГ в соответствии с технологической схемой ГНС;
б) во вспомогательной зоне:
- цех вспомогательного назначения с размещением в нем административно-хозяйственных и бытовых помещений, лабораторий, насосной, механических мастерских по ремонту обору- дования ГНС, баллонов и вентилей, аккумуляторной и других помещений;
- котельную (при невозможности подключения к существующим источникам теплоснаб- жения);
- трансформаторную подстанцию;
- резервуары для противопожарного запаса воды;
- водонапорную башню;
- складские и другие помещения;
- здание для технического обслуживания автомобилей;
- открытую стоянку с воздухоподогревом для автотранспорта;
- мойку для автомобилей;
- пункт технического контроля.
Во вспомогательной и в производственной зонах могут предусматриваться:
- воздушная компрессорная;
- автовесы.
В насосно-компрессорном и испарительном отделениях разрешается предусматривать ГРУ для собственных нужд ГНС.
В каждом здании производственной зоны следует предусматривать санитарный узел и гардеробные. Перечень зданий и сооружений ГНС следует предусматривать в задании на проектирование.
В производственной зоне могут предусматриваться железнодорожные весы.
Гараж может выделяться в самостоятельное хозяйство с размещением его вне территории ГНС.
СН 4.03.01-2019
- Разрешается размещение газовой службы, примыкающей к территории ГНС со стороны вспомогательной зоны.
- Размещение зданий и сооружений газонаполнительной станции
- Минимальные расстояния от резервуаров базы хранения СУГ до зданий и сооружений, не относящихся к ГНС, следует принимать по таблице 13.1, до дорог — по таблице 13.2.
- Размещение зданий и сооружений газонаполнительной станции
Таблица 13.1
Общая вместимость* резервуаров, м3 | Максимальная вместимость одного резервуара, м3 | Расстояние от резервуаров до зданий (жилых, промышленных и др.) и сооружений, не относящихся к ГНС, м | |
надземных | подземных | ||
Св. 50 до 200 включ. | 25 | 80 | 40 |
50 | 150 | 75 | |
100 | 200 | 100 | |
Св. 200 до 500 включ. | 50 | 150 | 75 |
100 | 200 | 100 | |
Св. 100, но не более 200 | 300 | 150 | |
Св. 500 до 2000 включ. | 100 | 200 | 100 |
Св. 100, но не более 600 | 300 | 150 | |
Св. 2000 до 8000 включ. | Св. 100, но не более 600 | 300 | 150 |
* Внутренний объем. |
Таблица 13.2
Дороги, находящиеся вне территории ГНС | Расстояние, м, от резервуаров до дорог при общей вместимости резервуаров, м3, на ГНС | |||
до 200 включ. | св. 200 | |||
надземных | подземных | надземных | подземных | |
Железные дороги общей сети (до по- дошвы насыпи или бровки выемки со стороны резервуаров) | 75 | 50 | 100 | 75 |
Подъездные пути железных дорог про- мышленных предприятий, трамвайные пути (до оси пути) и автомобильные дороги (до края проезжей части) | 30 | 20 | 40 | 25 |
- Минимальное расстояние от надземных резервуаров ГНС до мест, где одновременно мо- жет находиться более 800 чел. (стадионов, рынков, парков и т. п.), а также до территории школ и дет- ских учреждений, независимо от числа мест в них, следует увеличить в 2 раза по сравнению с приве- денными в таблице 13.1.
- Расстояние до базы хранения с резервуарами различной вместимости следует принимать по резервуару с наибольшей вместимостью.
- Размещение на ГНС шаровых резервуаров с единичной вместимостью св. 200 м3 следует предусматривать по ТНПА на проектирование товарных складов предприятий нефтяной и нефтехи- мической промышленности. При этом расстояния от этих резервуаров до зданий и сооружений, а также расстояния между резервуарами следует принимать не менее значений, приведенных в на- стоящем подразделе.
СН 4.03.01-2019
- Расстояние от железнодорожной сливной эстакады ГНС следует принимать не менее:
- до зданий и сооружений, не относящихся к ГНС, — значений, приведенных в таблицах 13.1 и 13.2 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 — значений, приведенных в таблице 13.5;
- до надземных резервуаров базы хранения ГНС — 20 м.
- Расстояние от ГНС общей вместимостью резервуаров св. 100 м3 до предприятий с легко- воспламеняющимися материалами (нефтебазы, нефтеперерабатывающие заводы, ацетиленовые станции, склады кинопленок и т. п.) следует принимать по ТНПА по проектированию этих предприятий, но не менее расстояний, указанных в таблице 13.1.
- Минимальные расстояния от резервуаров ГНС, размещаемых на территории промышленных предприятий, до зданий и сооружений этих предприятий следует принимать по таблицам 13.3 и 13.4.
- до зданий и сооружений, не относящихся к ГНС, — значений, приведенных в таблицах 13.1 и 13.2 как до надземных резервуаров с общей вместимостью, равной вместимости железнодорожных цистерн, которые могут одновременно находиться под сливом на территории ГНС;
Расстояние от железнодорожной сливной эстакады до зданий предприятия должно быть не ме- нее 40 м.
Таблица 13.3
Общая вместимость резервуаров ГНС, размещаемой на территории промышленного предприятия, м3 | Максимальная вместимость одного резервуара, м3 | Расстояние от резервуаров до зданий и сооружений предприятия, м | |
надземных | подземных | ||
До 50 включ. | 10 | 30 | 15 |
Св. 50 “ 100 “ | 25 | 50 | 25 |
“ 100 “ 200 “ | 50 | 70 | 35 |
“ 200 “ 300 “ | 50 | 90 | 45 |
“ 300 “ 500 “ | 50 | 110 | 55 |
“ 500 “ 2000 “ | 100 | 200 | 100 |
“ 2000 “ 8000 “ | св. 100, | ||
но не более 600 | 300 | 150 |
Таблица 13.4
Дороги промышленного предприятия | Общая вместимость резервуаров ГНС, размещаемой на территории промышленного предприятия, м3 | Расстояние от резервуаров, м | |
надземных | подземных | ||
Железнодорожные пути (до оси пути) и автомобильные дороги (до края проезжей части) | До 100 включ. Св. 100 | 20 30 | 10 15 |
- Расстояние от резервуаров СУГ общей вместимостью 500 м3 и менее для ГНС, разме- щаемых на территории промышленных предприятий, до зданий, агрегатов и установок категории Г, относящихся к предприятию, следует принимать на 30 % более приведенных в таблице 13.3.
- Расстояния между зданиями и сооружениями, размещаемыми на территории ГНС, следует принимать не менее значений, указанных в таблице 13.5.
Таблица 13.5
Здания и сооружения ГНС | Расстояния между зданиями и сооружениями ГНС, м (порядковые номера зданий и сооружений соответствуют приведенным в первой графе) | |||||||||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | |
1 Надземные ре- зервуары базы хра- нения и железно- дорожная сливная эстакада | — | 10 | 15 | 30 | 40 | 15 | 30 | 10 | 10 | 40 |
СН 4.03.01-2019
Окончание таблицы 13.5
Здания и сооружения ГНС | Расстояния между зданиями и сооружениями ГНС, м (порядковые номера зданий и сооружений соответствуют приведенным в первой графе) | |||||||||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | |
2 Подземные ре- зервуары базы хра- нения | 10 | — | 10 | 20 | 30 | 10 | 20 | 10 | 5 | 40 |
3 Помещения кате- гории А и погрузоч- но-разгрузочные площадки для бал- лонов | 15 | 10 | — | 15 | 40 | 15 | 30 | 5 | 10 | 40 |
4 Колонки для на- лива СУГ в авто- цистерны и запра- вочные колонки | 30 | 20 | 15 | — | 30 | 15 | 15 | 10 | 10 | 15 |
5 Котельная, ре- монтная мастер- ская, здание для тех- нического обслужи- вания автомобилей, складские здания | 40 | 30 | 40 | 30 | — | По таб- лице 14.2 | * | * | * | ** |
6 Прирельсовый склад баллонов | 15 | 10 | 15 | 15 | По таб- лице 14.2 | — | По таб- лице 14.2 | 5 | * | 40 |
7 Вспомогательные здания без примене- ния открытого огня | 30 | 20 | 30 | 15 | * | По таб- лице 14.2 | — | * | * | ** |
8 Автомобильные дороги, кроме ме- стных подъездов (до края проезжей части) | 10 | 10 | 5 | 10 | * | 5 | * | — | 1,5 | * |
9 Ограждение тер- ритории | 10 | 5 | 10 | 10 | * | * | * | 1,5 | — | * |
10 Резервуары для пожаротушения (до водозаборных ко- лодцев) | 40 | 40 | 40 | 15 | ** | 40 | ** | * | * | — |
* Расстояния следует принимать по ТКП 45-3.01-155. ** Расстояния следует принимать по СН 2.02.02. | ||||||||||
Примечание — Расстояния от зданий и сооружений, размещаемых на территории ГНС, до зданий под- станций и помещений электрораспределительных устройств целесообразно принимать по [5] (раздел 7), а до электрораспределительных устройств, размещенных непосредственно в производственных невзры- воопасных помещениях, по таблице 13.5. |
СН 4.03.01-2019
- 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
- Территория ГНС должна быть ограждена проветриваемой оградой из негорючих материалов.
- Производственную и вспомогательную зоны и участок размещения автохозяйств следует разделять конструкциями облегченного типа из негорючих материалов или посадкой кустарника вы- сотой не более 1 м.
- 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.
- Планировку площадок ГНС и проектирование подъездных и внутриплощадочных дорог следует выполнять в соответствии с требованиями СН 3.03.03, СН 3.03.04, ТКП 45-3.01-155, ТКП 45-3.03-227, настоящих строительных норм, а также целесообразно руководствоваться [14].
- Участок железной дороги от места примыкания, включая территорию ГНС, следует относить к подъездной дороге V категории; подъездную автодорогу ГНС — к IV категории.
- Железнодорожные пути ГНС в местах слива газа следует предусматривать в виде гори- зонтальных или с уклоном не более 2,5 % участков.
- Планировка территории, дороги, требования к зданиям и сооружениям
Для расцепки состава должен быть предусмотрен дополнительный прямой участок пути со сто- роны тупика длиной не менее 20 м.
- Территория ГНС должна сообщаться с автомобильной дорогой общего назначения подъезд- ной автодорогой IV категории.
Для ГНС с резервуарами вместимостью св. 500 м3 следует предусматривать два рассредоточен- ных выезда: основной и запасной для аварийной эвакуации автотранспорта. Присоединение запасно- го выезда к подъездной автодороге необходимо предусматривать на расстоянии не менее 40 м от основного выезда. Автомобильные дороги для противопожарных проездов следует проектировать 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 предусмат- ривать площадку для разворота и стоянки автомашин.
- 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.
- Для ГНС и установок регазификации СУГ, размещаемых на территории промышленных предприятий, может предусматриваться один въезд на территорию ГНС.
- Транспортные сооружения на внутриплощадочных дорогах ГНС следует предусматри- вать из негорючих материалов.
- При проектировании зданий и сооружений ГНС, кроме требований настоящего раздела,
следует выполнять требования, предусмотренные ТКП 45-3.02-90, ТКП 45-2.02-315, а также целесо- образно руководствоваться [11].
- Насосно-компрессорное отделение следует размещать в отдельно стоящем здании, в ко- тором может предусматриваться размещение испарительной (теплообменной) установки. Может быть выполнена блокировка насосно-компрессорного отделения с наполнительным цехом.
- 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.
- В здании наполнительного цеха следует предусматривать:
Отделение технического освидетельствования и ремонта баллонов и отделение окраски балло- нов следует предусматривать в отдельном здании или в здании наполнительного цеха.
- Для отделения технического освидетельствования баллонов следует предусматривать погрузочно-разгрузочную площадку для баллонов, поступающих на техническое освидетельствова- ние. Отделение окраски баллонов следует предусматривать сблокированным с отделением техниче- ского освидетельствования баллонов.
При реконструкции ГНС разрешается предусматривать размещение отделения окраски баллонов в отдельном здании.
СН 4.03.01-2019
- 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 к категории А. Категории зданий и помещений следует указывать в проектной документации.
- Производственные здания, установки и сооружения ГНС в отношении опасности при применении электрооборудования следует относить к классу:
- B-Ia — помещения отделений: насосно-компрессорного, наполнения и слива баллонов, дегазации баллонов, окрасочного, испарительного, а также вентиляционные камеры вытяжной вентиляции для этих помещений;
- B-Iг — резервуары, сливные эстакады, колонки для слива и налива сжиженных газов, ко- лонки для заправки газобаллонных автомобилей, площадки для открытой стоянки автоцистерн, погрузочно-разгрузочные площадки, а также испарительные (теплооб- менные) установки, размещенные на открытых площадках. Размер зоны B-Iг для от- крытых пространств целесообразно определять по [5].
- В помещении насосно-компрессорного и наполнительного отделений следует предусмат- ривать: порошковые огнетушители из расчета не менее 100 кг порошка при площади помещения до 200 м2 и не менее 250 кг — при площади помещения до 500 м2; углекислотные огнетушители при площади помещения до 500 м2 с массой огнетушащего вещества 80 кг — не менее 3 шт.
- Погрузочно-разгрузочные площадки для размещения наполненных и пустых баллонов следует предусматривать пристроенными непосредственно к наполнительным отделениям.
- Производственные здания, установки и сооружения ГНС в отношении опасности при применении электрооборудования следует относить к классу:
Размеры площадок с учетом проходов следует определять из расчета обеспечения размещения баллонов в количестве двойной суточной производительности наполнительного отделения.
Над погрузочно-разгрузочными площадками следует предусматривать навесы из негорючих ма- териалов, а по периметру — несплошное ограждение (при необходимости).
Полы следует предусматривать с покрытиями из негорючих, не дающих искры материалов. Должно быть предусмотрено искусственное освещение во взрывозащищенном исполнении.
- Сливные устройства
- Число сливных устройств на железнодорожной эстакаде следует определять исходя из максимального суточного отпуска газа с ГНС с учетом неравномерности поступления газа в железно- дорожных цистернах (коэффициент неравномерности следует принимать равным 2,0).
Для обслуживания сливных устройств следует предусматривать эстакады из негорючих мате- риалов с площадками для присоединения сливных устройств к цистернам. В конце эстакады следует предусматривать лестницы шириной не менее 0,7 м с уклоном не более 45°. Лестницы, площадки и эстакады должны иметь перила высотой 1 м со сплошной обшивкой понизу высотой не менее 90 мм.
- На трубопроводах для слива газа из железнодорожных цистерн в непосредственной бли- зости от места соединения стационарных трубопроводов ГНС со сливными устройствами транспорт- ных 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.
- на трубопроводах жидкой фазы — обратный клапан;
Скоростные клапаны могут не предусматриваться при бесшланговом способе слива (налива) га- за (по металлическим трубопроводам специальной конструкции) при обеспечении надежности этой конструкции.
- Для слива газа, поступающего на ГНС в автоцистернах, следует предусматривать сливные колонки, обвязка которых должна обеспечивать соединение автоцистерн с трубопроводами паровой и жидкой фазы резервуаров базы хранения через запорно-предохранительную арматуру аналогично сливным железнодорожным устройствам.
- Резервуары для сжиженного углеводородного газа
- Резервуары, предназначенные для приема и хранения СУГ на ГНС, должны соответство- вать требованиям раздела 16.
- Резервуары для сжиженного углеводородного газа
Обвязку резервуаров следует предусматривать с учетом возможности раздельного приема и хранения газа различных марок, предусмотренных СТБ 2262.
СН 4.03.01-2019
- Вместимость базы хранения следует определять в зависимости от суточной производи- тельности ГНС, степени заполнения резервуаров и количества резервируемого для хранения СУГ на ГНС. Количество резервируемого для хранения СУГ следует определять в зависимости от расчет- ного времени работы ГНС без поступления t, сут, определяемого по формуле
t L t t ,
(13.1)
V 1 2
где L — расстояние от завода-поставщика сжиженных газов до ГНС, км;
V — нормативная суточная скорость доставки грузов повагонной отправки, км/сут; разрешается принимать 330 км/сут;
t1 — время, затрачиваемое на операции, связанные с отправлением и прибытием груза; прини-
мают 1 сут;
t2 — время, на которое следует предусматривать эксплуатационный запас сжиженных газов на ГНС; принимают в зависимости от местных условий от 3 до 5 сут.
При соответствующем обосновании (ненадежность транспортных связей и др.) разрешается уве- личивать время t2, но не более чем до 10 сут.
- При расположении ГНС в непосредственной близости от предприятия, вырабатывающего сжиженные газы, транспортирование которых на ГНС осуществляется в автоцистернах или по трубо- проводам, а также для АГЗС с получением сжиженных газов с ГНС может сокращаться время t до 2 сут.
При размещении ГНС на территории промышленного предприятия запас сжиженных газов сле- дует определять в зависимости от принятого для промышленного предприятия норматива по хране- нию резервного топлива.
- Резервуары для сжиженных газов на ГНС могут устанавливаться надземно и подземно.
К надземным могут относиться резервуары, у которых нижняя образующая находится на одном уровне или выше планировочной отметки прилегающей территории.
К подземно расположенным резервуарам относятся резервуары, у которых верхняя образующая находится ниже планировочной отметки земли не менее чем на 0,2 м.
К подземным резервуарам приравниваются надземные, засыпаемые грунтом на высоту не менее 0,2 м выше их верхней образующей и шириной не менее 6 м, считая от стенки резервуара до бровки насыпи. Размещение резервуаров в помещениях не допускается.
Примечание — Прилегающей к резервуару территорией считается территория на расстоянии 6 м от стенки резервуара.
- Резервуары следует устанавливать с уклоном от 2 ‰ до 3 ‰ в сторону сливного патрубка.
- Надземные резервуары следует устанавливать на опоры из негорючих материалов (с пре- делами огнестойкости не менее 2 ч) с устройством стационарных металлических площадок с лестни- цами. Площадки должны предусматриваться с двух сторон от арматуры, приборов и люков. К штуце- ру для вентиляции следует предусматривать площадку с одной стороны.
Площадки и лестницы следует выполнять в соответствии с требованиями, предусмотренными 13.6.1. При устройстве одной площадки для нескольких резервуаров лестницы следует предусматри- вать в концах площадки. При длине площадки более 60 м в средней ее части следует предусматри-
вать дополнительную лестницу. Лестницы должны выводиться за обвалование.
- Надземные резервуары должны быть защищены от нагрева солнечными лучами (напри- мер, окраска резервуаров в белый или серебристый цвет).
- Надземные резервуары следует располагать группами в районе пониженных планировоч- ных отметок площадки ГНС.
Максимальную общую вместимость надземных резервуаров в группе следует принимать в соот- ветствии с таблицей 13.6.
Таблица 13.6
Общая вместимость резервуаров ГНС, м3 | Общая вместимость резервуаров в группе, м3 | |
До 2000 включ. | 1000 | |
св. 2000 | “ 8000 “ | 2000 |
СН 4.03.01-2019
Максимальные расстояния в свету между группами резервуаров следует принимать по таблице 13.7.
Таблица 13.7
Общая вместимость резервуаров в группе, м3 | Расстояние в свету между внешними образующими крайних резервуаров групп, расположенных надземно, м | ||
До | 200 включ. | 5 | |
св. 200 | “ | 700 “ | 10 |
“ 700 | “ | 2000 “ | 20 |
- Внутри группы расстояния в свету между надземными резервуарами должны быть не ме- нее 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.
- 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 ближай- шего 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.
- Для подземного размещения следует предусматривать только цилиндрические резер- вуары. Расстояния в свету между отдельными подземными резервуарами должны быть равны поло- вине диаметра большего смежного резервуара, но не менее 1 м.
- Подземные и наземные засыпаемые грунтом резервуары следует устанавливать непо-
средственно на грунт. Устройство фундаментов для резервуаров следует предусматривать при не- благоприятных грунтовых условиях: наличии грунтовых вод на глубине разработки котлована, или несущей способности грунта менее 0,1 МПа, 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 имеющим в своем составе органических примесей.
- 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.
- Следует защищать от коррозии резервуары:
- подземные — в соответствии с требованиями ГОСТ 9.602 и ТНПА, утвержденными в установ- ленном 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 газонаполнительной станции
- Для перемещения жидкой и паровой фаз СУГ по трубопроводам ГНС следует предусмат- ривать насосы, компрессоры или испарительные (теплообменные) установки.
- Следует защищать от коррозии резервуары:
Может использоваться энергия сжатого природного газа для слива и налива СУГ. Допустимое абсолютное давление Рдоп, МПа, в опорожняемом резервуаре при поддавливании природным газом определяется из графика (рисунок 13.1) в зависимости от температуры СУГ Т, °С, и абсолютного дав- ления Р0, МПа, в нем до начала поддавливания. При этом должен быть предусмотрен контроль тем- пературы СУГ в опорожняемом резервуаре или на сливном трубопроводе.
СН 4.03.01-2019
Рисунок 13.1
- Разрешается при сливе СУГ с применением сжатого природного газа поддерживать абсо- лютное давление Р, МПа, в опорожняемом резервуаре выше величины Рдоп, определенной из графи- ка (см. рисунок 13.1), но не более 1,6 МПа. При этом, если опорожняемая емкость не оборудована элементами, разделяющими паровую и жидкую фазы, последняя порция СУГ является некондицион- ной и не должна сливаться из резервуара. Объем этой порции V, л, определяют по формуле
V 12z1S t ,
(13.2)
где z1 — параметр, определяемый из графика (рисунок 13.2) по известным Р, Рдоп и Р0;
S — площадь максимального горизонтального сечения опорожняемого резервуара, м2;
t — время, ч, в течение которого давление Р в опорожняемой емкости поддерживалось выше величины Рдоп.
Рисунок 13.2
СН 4.03.01-2019
Некондиционный остаток либо разбавляется свежим СУГ в пропорции не менее чем 1:10, либо используется для наддува других резервуаров путем отсоса паровой фазы. Кондиционность его вос- станавливается, если давление в паровой фазе за счет отсоса поддерживалось ниже Рдоп в течение времени не менее, чем утроенное время t предшествующего слива при повышенном давлении.
Если слив производится в емкость равного или большего объема, чем опорожняемая емкость, а объем некондиционной порции СУГ не превышает 10 % от объема опорожняемой емкости, то воз- можен полный слив СУГ.
- Компрессоры и насосы следует размещать в отапливаемых помещениях. При применении насосов и компрессоров, обеспечивающих работоспособность при отрицательных температурах, возможна их установка на открытой территории под навесами.
Пол помещения, где размещаются насосы и компрессоры, должен быть не менее чем на 0,15 м выше планировочных отметок прилегающей территории.
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 предусматри- вать, м, не менее:
1,5 — ширину основного прохода по фронту обслуживания; 0,8 — расстояние между насосами;
1,5 — расстояние между компрессорами;
1,0 — расстояние между насосами и компрессорами;
1,0 — расстояние от насосов и компрессоров до стен помещения.
- На всасывающих трубопроводах насосов и компрессоров следует предусматривать запор- ные устройства, на напорных трубопроводах — запорные устройства и обратные клапаны.
Перед насосами следует предусматривать фильтры с продувочными трубопроводами, за насо- сами на напорных трубопроводах — продувочные трубопроводы, которые могут объединяться с про- дувочными трубопроводами от фильтров. На напорном коллекторе насосов следует предусматривать перепускное устройство, соединенное со всасывающей линией насоса. На перепускном устройстве не допускается предусматривать запорную арматуру.
На всасывающих линиях компрессоров должны предусматриваться конденсатосборники, на на- гнетательных линиях за компрессорами — маслоотделители. Конденсатосборники должны оборудо- ваться сигнализаторами уровня и дренажными устройствами.
Сигнализаторы уровня должны иметь блокировку с компрессорами, обеспечивающую остановку компрессора при максимальном уровне газа в конденсатосборнике.
- Компрессоры и насосы должны быть оборудованы автоматикой, отключающей электро- двигатели во всех случаях, предусмотренных в техническом паспорте компрессора или насоса, а так- же в случае:
- загазованности помещения в соответствии с 13.10.18 и 13.10.19;
- повышения давления на нагнетательных линиях насоса и компрессора св. 1,6 МПа;
- достижения максимального уровня в заполняемом резервуаре (для агрегатов, предусматри- ваемых для заполнения резервуаров).
- Испарители (теплообменники) следует оборудовать автоматикой, обеспечивающей отклю- чение испарителя при аварийных ситуациях (выход жидкой фазы из испарительной установки в газо- провод паровой фазы и повышение давления паровой и жидкой фаз выше допустимого), а также при максимальном уровне газа в заполняемом резервуаре в случае заполнения резервуаров с помощью испарителей (теплообменников).
- Соединение электродвигателей с насосами и компрессорами следует предусматривать муфтовым с диэлектрическими прокладками и шайбами.
- загазованности помещения в соответствии с 13.10.18 и 13.10.19;
При реконструкции существующих насосно-компрессорных отделений может сохраняться соеди- нение двигателя с насосом или компрессором клиноременной передачей при условии исключения возможности искрообразования.
- Оборудование наполнительного отделения следует принимать из условия обеспечения механизированного комплексного выполнения операций по сливу, наполнению, контролю герметич- ности и наполнения баллонов.
- Контроль степени наполнения баллонов следует предусматривать с помощью взвешива- ния или другим методом, обеспечивающим не меньшую точность определения степени наполнения всех баллонов (100 %). Для обеспечения контроля герметичности баллонов в холодное время года разрешается предусматривать установки для подогрева газа.
СН 4.03.01-2019
- Для слива газа из переполненных баллонов и неиспарившегося газа следует предусмат- ривать резервуары, размещенные:
- в пределах базы хранения — при общей вместимости резервуаров св. 10 м3;
- на расстоянии не менее 3 м от здания наполнительного цеха (на непроезжей территории) —
- в пределах базы хранения — при общей вместимости резервуаров св. 10 м3;
при общей вместимости резервуаров до 10 м3.
- Для наполнения СУГ автоцистерн и заправки газобаллонных автомобилей, принадлежа- щих газоснабжающим организациям, следует предусматривать наполнительные и заправочные ко- лонки, которые следует размещать на общей площадке. Могут предусматриваться заправочные ко- лонки вне территории ГНС на расстоянии не менее 20 м от ограды ГНС.
- На трубопроводах паровой и жидкой фазы в непосредственной близости от места соеди- нения стационарных трубопроводов колонок с наполнительными и заправочными устройствами авто- мобилей следует предусматривать специальные клапаны, обеспечивающие предотвращение поступ- ления газа в атмосферу при нарушении герметичности наполнительных и заправочных устройств.
- Для контроля степени заполнения автоцистерн следует предусматривать автовесы.
При использовании подогретого газа следует контролировать его температуру, которая не долж- на превышать 45 °С.
- На трубопроводах жидкой и паровой фазы к колонкам следует предусматривать отклю- чающие устройства на расстоянии не менее 10 м от колонок.
- Испарители и теплообменники для подогрева СУГ (далее — испарительные установки), предусматриваемые вне помещений, следует размещать на расстоянии не менее 10 м от резервуа- ров для хранения СУГ и не менее 1 м от стен здания насосно-компрессорного отделения или напол- нительного цеха.
- Испарительные установки, размещаемые в помещениях, следует устанавливать в здании наполнительного цеха или в отдельном помещении того здания, где имеются газоиспользующие ус- тановки, 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 техно- логического процесса, размещаемыми в помещениях ГНС с обслуживающим персоналом.
- Испарительные установки производительностью до 200 кг/ч могут размещаться в насосно- компрессорном отделении или непосредственно на крышах горловин (на штуцерах) подземных и над- земных резервуаров, а также в пределах базы хранения на расстоянии не менее 1 м от резервуаров.
- Расстояние между испарителями следует принимать не менее диаметра испарителя, но
во всех случаях — не менее 1 м.
- Не допускается предусматривать на ГНС испарительные установки с применением от- крытого огня.
- Газопроводы, арматура и контрольно-измерительные приборы
- Газопроводы ГНС следует проектировать с учетом обеспечения раздельного приема, хра- нения и выдачи газа различных марок, предусмотренных СТБ 2262.
- Газопроводы, арматура и контрольно-измерительные приборы
На вводе газопроводов в насосно-компрессорное и наполнительное отделения следует преду- сматривать снаружи здания отключающее устройство с электроприводом на расстоянии не менее 5 м и не более 30 м.
- Газопроводы жидкой и паровой фазы с рабочим давлением до 1,6 МПа следует преду- сматривать из стальных труб в соответствии с требованиями, предусмотренными в разделе 15.
Для присоединения сливных, наливных и заправочных устройств ГНС следует предусматривать шарнирно-сочлененные металлические трубопроводы или рукава. Разрешается применять резино- вые и резинотканевые рукава, материал которых должен обеспечивать стойкость рукавов к транспор- тируемому газу при заданных давлении и температуре.
- Прокладку газопроводов в производственной зоне ГНС следует предусматривать надзем- ной на опорах из негорючих материалов высотой не менее 0,5 м от уровня земли.
Возможна прокладка газопроводов по наружным стенам (кроме стен из панелей с металлически- ми обшивками и полимерным утеплителем) основных производственных зданий ГНС на расстоянии 0,5 м выше или ниже оконных проемов и на 0,5 м выше дверных. В этих случаях размещать арматуру, фланцевые и резьбовые соединения над и под проемами не допускается.
При проходе газопроводов через наружные стены следует учитывать требования 7.2.6.
СН 4.03.01-2019
- Проходы газопроводов и других коммуникаций через стены, отделяющие помещения со взрывоопасными зонами класса B-Ia от помещений без взрывоопасных зон, следует предусматри- вать уплотненными, в футлярах с сальниками со стороны взрывоопасного помещения.
- Гидравлический расчет трубопроводов сжиженных газов следует производить в соответ- ствии с приложением Г.
- На участках надземных газопроводов жидкой фазы, ограниченных запорными устройства- ми, для защиты трубопроводов от повышения давления при нагреве солнечными лучами параллель- но 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.
- В помещениях: насосно-компрессорном, наполнения и слива, дегазации баллонов, окра- сочном, а также в других помещениях категории А следует предусматривать установку сигнализато- ров опасной концентрации газа в воздухе помещения.
- Для подземных и надземных резервуаров СУГ следует предусматривать КИП и предохра- нительную арматуру в соответствии с [4].
- Пропускную способность предохранительных клапанов (количество газа, подлежащего от- воду через предохранительный клапан) для надземных резервуаров следует определять из условий теплообмена между надземным резервуаром и окружающей средой в случае пожара при температу- ре окружающего воздуха 600 °С, а для подземных резервуаров следует принимать в размере 30 % расчетной пропускной способности, определенной для надземных резервуаров.
- Отвод газа от предохранительных клапанов следует предусматривать через продувоч- ные (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. Возможно присоединение нескольких предохранительных клапанов к одному продувочному трубопроводу.
На концах сбросных трубопроводов необходимо предусматривать устройства, исключающие по- падание атмосферных осадков в эти трубопроводы и направление потока газа вниз.
На сбросных трубопроводах от предохранительных клапанов установка отключающих устройств не допускается.
- КИП, регулирующую, предохранительную и запорную арматуру подземных резервуаров следует устанавливать над засыпной частью и предусматривать защиту их от повреждений.
- Водоснабжение, канализация, отопление и вентиляция
- При проектировании водоснабжения, канализации, отопления и вентиляции ГНС следует выполнять требования настоящего раздела, ТКП 45-2.02-315, СН 2.02.02, СН 4.01.03, СН 4.04.01, СН 4.01.02, СН 4.02.01 и СН 4.02.03.
- На ГНС следует предусматривать наружное противопожарное водоснабжение, включаю- щее резервуары с противопожарным запасом воды, насосную станцию и кольцевой водопровод вы- сокого давления с пожарными гидрантами.
- Водоснабжение, канализация, отопление и вентиляция
При общей вместимости резервуаров на базе хранения 200 м3 и менее следует предусматривать для тушения пожара систему водопровода низкого давления или пожаротушение из водоемов.
- Расход воды на наружное пожаротушение ГНС следует принимать по таблице 13.8.
Таблица 13.8
Общая вместимость резервуаров сжиженных газов на базе хранения, м3 | Расход воды, л/с, с резервуарами | |
надземными | подземными | |
До 200 включ. | 15 | 15 |
“ 1000 “ | 20 | 15 |
“ 2000 “ | 40 | 20 |
св. 2000, но не более 8000 | 80 | 40 |
- Противопожарную насосную станцию на ГНС с надземными резервуарами по надежности следует относить к I категории. При электроснабжении ГНС от одного источника питания необходимо предусматривать установку резервных противопожарных насосов с двигателями внутреннего сгорания.
СН 4.03.01-2019
- 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 для торцевых стенок, имеющих арматуру, — 0,5 л/(с·м2).
Расход воды следует принимать из расчета одновременного орошения трех резервуаров при од- норядном расположении резервуаров в группе и шести резервуаров при двухрядном расположении в одной группе и учитывать дополнительно к расходу воды, указанному в таблице 13.8. При опреде- лении общего расхода воды на наружное пожаротушение и орошение резервуаров следует учиты- вать расход воды из гидрантов в количестве 25 % расхода, указанного в таблице 13.8.
- Пожаротушение сливной эстакады необходимо предусматривать передвижными средст- вами от принятой для ГНС системы противопожарного водоснабжения.
- На водопроводных колодцах, располагаемых в зоне радиусом 50 м от зданий категории А, а также наружных установок и сооружений ГНС со взрывоопасными зонами класса В-Iг, следует пре- дусматривать по две крышки. Пространство между крышками должно быть засыпано песком слоем не менее 0,15 м. Разрешается устройство колодца с одной крышкой с уплотнением ее материалами, исключающими проникновение газа в колодец.
- На ГНС необходимо предусматривать производственную и бытовую канализацию.
- При проектировании канализации ГНС следует предусматривать совместное отведение бытовых и производственных сточных вод и повторное использование незагрязненных производ- ственных стоков, а также загрязненных производственных стоков после их локальной очистки.
- 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 нефте- продуктам.
- Отвод поверхностных сточных вод, а также воды после гидравлического испытания ре- зервуаров с обвалованной территории базы хранения следует предусматривать за счет планировки территории базы хранения с выпуском воды через дождеприемник с гидрозатвором.
- На выпусках производственной канализации из помещений по взрывопожарной опасно- сти категории А следует предусматривать колодцы с гидрозатворами. Канализационные колодцы, располагаемые в зоне радиусом до 50 м от этих зданий, наружных установок и сооружений ГНС со 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 ма- териалом, исключающим проникновение газа в колодцы в случае его утечки.
- Трубопроводы тепловых сетей на территории ГНС следует предусматривать надзем-
ными. Подземная прокладка возможна на отдельных участках при невозможности осуществить над- земную прокладку.
- Прокладку трубопроводов системы отопления внутри производственных помещений ка- тегории А следует предусматривать открытой. Возможна прокладка трубопроводов в штрабе.
- Для закрытых помещений категории А необходимо предусматривать системы искусст- венной приточно-вытяжной вентиляции. Для обеспечения расчетного воздухообмена в верхних зонах помещений возможно устройство естественной вентиляции с установкой дефлекторов. В нерабочее время может предусматриваться естественная или смешанная вентиляция.
- Кратность воздухообмена в помещениях насосно-компрессорного, испарительного, на- полнительного отделений, отделениях дегазации и окраски баллонов необходимо предусматривать в размере не менее 10 обменов в час в рабочее время и трех обменов в час — в нерабочее время.
- Вытяжку из производственных помещений категории А, в которых обращаются сжижен- ные 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 сле- дует предусматривать на уровне 0,3 м от пола.
- Аварийную вентиляцию необходимо предусматривать по СН 4.02.03. Следует преду- сматривать автоматическое включение аварийной вентиляции от приборов, сигнализирующих об опасной концентрации газа в воздухе помещения. Удаление воздуха при этом следует предусматривать
СН 4.03.01-2019
из нижней зоны помещения. Одновременно с включением аварийной вытяжной вентиляции должно обеспечиваться отключение электроприводов насосов и компрессоров.
Примечание — Опасной концентрацией газа в воздухе помещения следует считать концентрацию более 20 %
нижнего концентрационного предела воспламеняемости газа.
- Электроприводы насосов, компрессоров и другого оборудования, устанавливаемого в производственных помещениях категории А, следует блокировать с вентиляторами вытяжных сис- тем таким образом, чтобы они не могли работать при отключении вентиляции.
- В неотапливаемых производственных помещениях ГНС, в которых обслуживающий пер- сонал находится менее 2 ч, может предусматриваться естественная вентиляция через жалюзийные решетки, размещаемые в нижней части наружных стен.
- Удаление воздуха от оборудования, в конструкции которого имеются местные отсосы, следует предусматривать отдельными вентиляционными системами.
- Газонаполнительные пункты
- ГНП предназначаются для приема СУГ, поступающих преимущественно автомобильным транспортом, хранения, розлива и отпуска СУГ потребителям в баллонах.
- Здания, сооружения и устройства ГНП следует проектировать в соответствии с требова- ниями, предъявляемыми к аналогичным объектам и устройствам ГНС, с учетом дополнительных тре- бований настоящего подраздела.
- Вместимость базы хранения на ГНП следует определять в соответствии с требованиями
- и 13.7.3. При этом запас газа следует принимать из условия обеспечения не менее двухсуточ- ной производительности ГНП.
- ГНП следует располагать в пределах территории населенных пунктов с подветренной стороны для ветров преобладающего направления по отношению к жилой застройке.
- Выбор площадки для строительства ГНП следует производить с учетом обеспечения снаружи ограждения ГНП, свободной от застройки зоны шириной не менее 10 м. Указанное требова- ние не распространяется на расширяемые и реконструируемые ГНП.
- Территория ГНП подразделяется на производственную и вспомогательную зоны, на кото- рых в зависимости от технологического процесса приема, транспортирования, хранения и отпуска СУГ потребителям необходимо предусматривать следующие основные здания и сооружения:
а) в производственной зоне:
- колонки для слива газа;
- базу хранения с резервуарами для 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 соот- ветствии с технологической схемой ГНП;
б) во вспомогательной зоне:
- производственно-вспомогательное здание с размещением в нем механической мастерской, сантехнической насосной, административно-хозяйственных и других помещений;
- трансформаторную подстанцию;
- котельную (если невозможно подключение к существующим источникам теплоснабжения);
- площадку для открытой стоянки автомобилей;
- резервуары для противопожарного запаса воды;
- складские и другие помещения.
Перечень зданий и сооружений, размещаемых во вспомогательной зоне, следует уточнять в соот- ветствии с техническими условиями на проектирование.
Разрешается предусматривать размещение газовой службы с примыканием к территории ГНП.
- Минимальные расстояния от резервуаров для хранения СУГ, размещаемых на ГНП, до зданий и сооружений, не относящихся к ГНП, следует принимать по таблице 13.9, до дорог — по таб- лице 13.10.
Расстояние до базы хранения с резервуарами различной вместимости следует принимать по ре- зервуару с наибольшей вместимостью.
СН 4.03.01-2019
Таблица 13.9
Общая вместимость резервуаров, м3 | Максимальная вместимость одного резервуара, м3 | Расстояние, м, от резервуаров до зданий (жилых, производственных, общественных и др.), не относящихся к ГНП | |
надземных | подземных | ||
От 50 до 100 включ. | 25 | 80 | 40 |
50 | 100 | 50 | |
Св. 100 до 200 включ. | 50 | 150 | 75 |
Таблица 13.10
Дороги, находящиеся вне территории ГНП | Расстояние, м, от резервуаров сжиженных газов при общей вместимости резервуаров, м3, на ГНП | |||
до 100 включ. | св. 100 | |||
надземных | подземных | надземных | подземных | |
Железные дороги общей сети (до подошвы насыпи или бровки выемки со стороны ре- зервуаров) | 50 | 30 | 75 | 50 |
Подъездные пути железных дорог про- мышленных предприятий, трамвайные пу- ти (до оси пути), автомобильные дороги (до края проезжей части) | 20 | 15 | 30 | 20 |
- Минимальные расстояния между зданиями и сооружениями, размещаемыми на террито- рии ГНП, следует принимать по таблице 13.5 как для ГНС. При размещении на ГНП резервуаров для хранения сжиженного газа общей вместимостью менее 50 м3 указанное расстояние следует прини- мать по таблице 13.11 как для ПСБ.
Расстояния до зданий подстанций следует принимать в соответствии с таблицей 13.5 (примечание).
В зданиях, находящихся на территории ГНП, предусматривать производства, не относящиеся к ГНП, и жилые помещения не допускается.
Таблица 13.11
Здания и сооружения | Расстояние от здания склада и погрузочно-разгрузочных площадок, м, в зависимости от числа наполненных 50-литровых баллонов | |||
до 400 | от 400 до 1200 включ. | св. 1200 | независимо от вместимости склада | |
1 Здания и сооружения на территории ПСБ | 20 | 25 | 30 | — |
2 Жилые здания | — | — | — | 50 |
3 Общественные здания непроизвод- ственного характера | — | — | — | 100 |
4 Здания промышленных и сельскохо- зяйственных предприятий, а также предприятий бытового обслуживания производственного характера, автомо- бильные дороги (до края дороги) и же- лезные дороги, включая подъездные (до основного пути) | — | — | — | 20 |
СН 4.03.01-2019
- Промежуточные склады баллонов
- ПСБ предназначаются для приема, хранения и отпуска потребителям баллонов, напол- ненных сжиженными газами на ГНС и ГНП.
- В составе ПСБ следует предусматривать помещения для складирования наполненных
и пустых баллонов (размеры определяются заказчиком и проектной организацией) и погрузочно- разгрузочные площадки для приема и отпуска баллонов. Для площадок с размещением св. 400 бал- лонов необходимо предусматривать механизацию погрузочно-разгрузочных работ.
Разрешается хранение баллонов в шкафах из негорючих материалов. Минимальные расстояния от шкафов до зданий и сооружений следует принимать по таблицам 14.6 и 14.7. Количество баллонов в шкафах определяется заданием на проектирование.
- Здания для складирования баллонов должны соответствовать требованиям [4], погрузочно- разгрузочные площадки для приема, отпуска и хранения баллонов — по 13.5.
- ПСБ следует располагать в пределах территории населенных пунктов с подветренной
стороны для ветров преобладающего направления по отношению к жилой застройке, вблизи автомо- бильных дорог.
- Расстояние от склада и погрузочно-разгрузочных площадок ПСБ до зданий и сооружений различного назначения следует принимать не менее значений, указанных в таблице 13.11, при этом приведенное в поз. 2 расстояние от ПСБ до одноэтажных зданий садоводческих и дачных поселков может уменьшаться не более чем в 2 раза при условии размещения на ПСБ не более 150 баллонов. Размещение складов с баллонами для сжиженных газов на территории промышленных предприятий следует предусматривать в соответствии с указаниями ТКП 45-3.01-155.
- Автомобильные газозаправочные станции сжиженных газов
- АГЗС следует проектировать с соблюдением требований, предъявляемых к размещению ГНП, без учета требований 13.11.4.
- В составе АГЗС следует предусматривать резервуары для хранения газа, сливные и за- правочные колонки, производственное здание для размещения оборудования для перекачки СУГ, вентиляционного и другого оборудования.
- Автомобильные газозаправочные станции сжиженных газов
Площадка с резервуарами должна быть ограждена проветриваемой оградой высотой не менее 1,6 м из негорючих материалов, за исключением стороны подъезда автомобилей. Расстояние от резервуа- ров до ограждения следует предусматривать не менее 1 м.
- Сливные колонки, предназначенные для слива газа из автоцистерн в резервуары АГЗС, следует оборудовать трубопроводами паровой и жидкой фазы, запорно-предохранительной армату- рой, а также скоростными и обратными клапанами в соответствии с указаниями 13.6.2. Оборудование заправочных колонок, предназначенных для заправки газобаллонных автомобилей, следует преду- сматривать согласно требованиям 13.8.12.
Заправочные колонки следует оборудовать устройством для учета отпущенного газа.
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.
- Надземные резервуары и трубопроводы должны быть окрашены в светлый цвет (белый или серебристый) для защиты от нагрева солнечными лучами.
Расстояние в свету между подземными резервуарами должно быть не менее 1 м, а между над- земными резервуарами равно диаметру большего смежного резервуара, но не менее 1 м.
- Отвод воды после охлаждения компрессора следует предусматривать в бытовую канали- зацию через гидрозатвор, конструкция которого должна исключать возможность попадания сжижен- ных газов в канализацию.
- Электроснабжение, электрооборудование, молниезащита и связь
- При проектировании электроснабжения и электрооборудования зданий и сооружений ГНС, ГНП, ПСБ и АГЗС целесообразно руководствоваться 5 и требованиями настоящего подраздела.
- Класс взрывоопасной зоны в помещениях и у наружных установок, в соответствии с кото- рым должен производиться выбор электрооборудования для ГНС, ГНП, ПСБ и АГЗС, следует прини- мать согласно требованиям 13.5.16.
- Электроприемники ГНС, ГНП, ПСБ и АГЗС в отношении обеспечения надежности элек- троснабжения следует относить к III категории, за исключением электроприемников аварийной венти- ляции, приборов пожарной сигнализации, сигнализации загазованности, электродвигателей насосных
- Электроснабжение, электрооборудование, молниезащита и связь
СН 4.03.01-2019
станций, обеспечивающих нужды противопожарного водоснабжения, которые следует относить к по- требителям I категории.
- В помещениях насосно-компрессорного, наполнительного и испарительного отделений
кроме рабочего освещения следует предусматривать дополнительное аварийное освещение.
- Схема электроснабжения должна предусматривать в случае возникновения пожара ав- томатическое отключение технологического оборудования в помещениях со взрывоопасными зонами при опасной концентрации газа в воздухе помещения и централизованное отключение вентиляцион- ного оборудования в соответствии с СН 4.02.03.
- На территории ГНС следует предусматривать наружное и охранное освещение, а на тер- ритории ГНП, ПСБ и АГЗС — наружное освещение.
Управление наружным и охранным освещением следует предусматривать из мест с постоянным пребыванием персонала (например, из помещения проходной).
- Прокладка ВЛ электропередачи над территорией базы хранения ГНС, ГНП и АГЗС не до- пускается.
Прокладка подземных кабельных линий на территории базы хранения ГНС и ГНП возможна 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 взры- возащищенном исполнении.
- Для зданий, сооружений, наружных технологических установок и коммуникаций в зависи- мости от класса взрывоопасных зон следует предусматривать молниезащиту в соответствии с требо- ваниями ТКП 336.
- Для ГНС, ГНП и АГЗС следует предусматривать внешнюю телефонную связь и диспет-
черское оповещение через громкоговоритель на территории.
Для зданий ГНС может предусматриваться внутренняя связь.
Для ПСБ следует предусматривать возможность выхода во внешнюю телефонную сеть.
- Для ГНС, АГЗС необходимо предусматривать охранную систему видеонаблюдения, обеспечивающую контроль за всем периметром территории.
- установок
- Общие требования
- Требования настоящего раздела распространяются на проектирование объектов газорас- пределительной системы и газопотребления СУГ от резервуарных и баллонных установок, а также на проектирование испарительных установок и установок по смешению СУГ с воздухом.
- При проектировании объектов газораспределительной системы и газопотребления СУГ для районов с особыми природными условиями следует дополнительно учитывать требования, пре- дусмотренные разделами 15 и 16.
- Прокладку газопроводов внутри помещений, размещение газовых приборов и проектиро- вание газоснабжения производственных установок следует осуществлять в соответствии с требова- ниями раздела 9.
- Резервуарные установки
- В составе резервуарной установки следует предусматривать: резервуары, трубопроводы жидкой и паровой фаз, запорную арматуру, регуляторы давления газа, предохранительные клапаны (запорные и сбросные), показывающий манометр, устанавливаемый до регулятора давления, 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.
- Общие требования
При наличии в регуляторе давления встроенного ПСК установка дополнительного сбросного кла- пана после регулятора не требуется. Устройство для контроля уровня жидкости может предусматри- ваться общее на группу резервуаров.
При двухступенчатом регулировании давления газа ПЗК следует устанавливать перед регулято- ром давления I ступени с подключением импульсной трубки за регулятором давления II ступени.
- Число резервуаров в установке необходимо определять расчетом и принимать не менее двух. Для газоснабжения одноквартирного жилого дома возможна установка одного резервуара.
Разрешается предусматривать съемные резервуары, наполняемые газом на ГНС или ГНП.
СН 4.03.01-2019
- КИП, регулирующая, предохранительная и запорная арматура резервуарных установок должны соответствовать требованиям раздела 16.
- Арматуру и приборы резервуарных установок следует защищать кожухами от атмосфер- ных осадков и повреждений.
- 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. Может предусматриваться теневой навес для надземных резервуаров.
- Производительность резервуаров при естественном испарении следует определять:
- при подземном расположении — по номограмме (рисунок 14.1);
- при надземном расположении — расчетом, исходя из условий теплообмена с окружаю- щей средой.
Для учета теплового воздействия рядом расположенных подземных резервуаров полученную по номограмме производительность следует умножить на коэффициент теплового взаимодействия m в зависимости от числа резервуаров в установке (таблица 14.1).
I — резервуар вместимостью 5 м3, заполнение 85 %; II — резервуар вместимостью 5 м3, заполнение 50 %; III — резервуар вместимостью 5 м3, заполнение 35 % и резервуар вместимостью 2,5 м3, заполнение 50 %;
IV — резервуар вместимостью 2,5 м3, заполнение 85 %; V — резервуар вместимостью 2,5 м3, заполнение 35 %
Рисунок 14.1 — Номограмма для определения производительности резервуара сжиженного газа вместимостью 2,5 и 5 м3 (подземного)
Таблица 14.1
Число резервуаров в установке, шт. | Значение коэффициента теплового воздействия m |
2 | 0,93 |
3 | 0,84 |
4 | 0,74 |
6 | 0,67 |
8 | 0,64 |
СН 4.03.01-2019
d |
Расчетный часовой расход сжиженных газов следует определять по формуле
Qh,
кг/ч, при газоснабжении жилых зданий
d |
l |
Qh
nKv Q Qe 365
d y |
h |
Kv ,
(14.1)
где n — число жителей, пользующихся газом, чел.; при отсутствии данных n принимается по числу газифицируемых квартир и коэффициенту семейности для газифицируемого района;
K |
d |
d |
v — коэффициент суточной неравномерности потребления газа в течение года ( Kv = 1,4 —
d |
при наличии в квартирах газовых плит; Kv = 2,0 — при наличии плит и проточных водонагре-
вателей);
Qy — годовой расход газа на одного человека в тепловых единицах, кДж/год;
K |
h |
v — показатель часового максимума суточного расхода; принимают равным 0,12;
l |
Q e — массовая теплота сгорания газа, кДж/кг.
- Максимальную общую вместимость резервуаров в установке в зависимости от категории потребителей следует принимать по таблице 14.2, максимальную вместимость одного резервуара — по таблице 14.3.
Таблица 14.2
Назначение резервуарной установки | Общая вместимость резервуаров, м3 | |
надземного | подземного | |
Газоснабжение жилых домов и общественных зданий и сооружений | 5 | 300 |
Газоснабжение промышленных, сельскохозяйствен- ных предприятий и предприятий бытового обслужива- ния производственного характера | 20 | 300 |
Таблица 14.3
Общая вместимость резервуарной установки, м3 | Максимальная вместимость одного резервуара, м3 | |
надземного | подземного | |
При стационарных резервуарах: до 20 включ. св. 20 “ 50 “ “ 50 “ 100 “ “ 100 “ 300 “ | 10 — — — | 10 10 25 50 |
При съемных резервуарах до 5 | 1,6 | — |
- Расстояния от резервуарных установок, считая от крайнего резервуара, до зданий и соору- жений различного назначения следует принимать не менее указанных в таблице 14.4; до подземных сооружений — не менее указанных в таблице 14.7, как для групповых балонных установок; до линий электропередачи — целесообразно принимать по [5].
Расстояние от резервуарных установок, предназначенных для газоснабжения жилых и общест- венных зданий, до трансформаторных подстанций и распределительных устройств следует прини- мать по таблице 14.4 (поз. 1 и 2), но не менее 15 м от подземных резервуаров и не менее 20 м — от надземных.
- Для резервуарных установок следует принимать стальные сварные резервуары цилинд- рической формы, располагаемые горизонтально. Установку подземных резервуаров следует выпол- нять в соответствии с требованиями раздела 13.
Резервуары, предназначенные для подземной установки, надземно устанавливать не разрешается.
СН 4.03.01-2019
- Защиту подземных резервуаров от коррозии следует предусматривать в соответствии с требованиями ГОСТ 9.602 и раздела 7 настоящих строительных норм. Надземные резервуары необ- ходимо окрашивать в светлый цвет.
- Подземные резервуары следует устанавливать на глубину не менее 0,6 м от поверхности земли до верхней образующей резервуара. При установке резервуаров в водонасыщенных грунтах следует предусматривать мероприятия по предотвращению всплытия резервуаров при уровне грун- товых вод:
- для резервуаров вместимостью до 5 м3 включ. — выше диаметральной горизонтальной плос- кости резервуара;
- для резервуаров вместимостью св. 5 м3 — выше нижней образующей резервуара.
Расстояние в свету между подземными резервуарами должно быть не менее 1 м, а между над- земными резервуарами — равно диаметру большего смежного резервуара, но не менее 1 м.
Таблица 14.4
Здания и сооружения | Расстояние от резервуаров, м, при общей вместимости резервуаров в резервуарной установке, м3 | ||||||||
наземных | подземных | ||||||||
до 5 включ. | cв. 5 до 10 включ. | cв. 10 до 20 включ. | до 10 включ. | св. 10 до 20 включ. | св. 20 до 50 включ. | св. 50 до 100 включ. | св. 100 до 200 включ. | св. 200 до 300 включ. | |
1 Общественные здания и сооружения | 40 | — | — | 15 | 20 | 30 | 40 | 40 | 75 |
2 Жилые дома: с проемами в стенах, обращенных к уста- новке | 20 | — | — | 10 | 15 | 20 | 40 | 40 | 75 |
без проемов в стенах, обращенных к уста- новке | 15 | — | — | 8 | 10 | 15 | 40 | 40 | 75 |
3 Здания и сооружения промышленных, сельско- хозяйственных предпри- ятий и предприятий быто- вого обслуживания про- изводственного характера | 15 | 20 | 25 | 8 | 10 | 15 | 25 | 35 | 45 |
Примечания Если в жилом доме размещены учреждения (предприятия) общественного назначения, расстояния сле- дует принимать как до жилого дома.Расстояния между смежными резервуарными установками следует принимать по поз. 3. |
- На подземном газопроводе жидкой фазы, объединяющем подземные резервуары, следует предусматривать контрольную трубку, выведенную над поверхностью земли на высоту не менее 1 м. При этом следует исключить возможность попадания в трубку атмосферных осадков.
- На газопроводе паровой фазы, объединяющем резервуары, следует предусматривать установку отключающего устройства между группами резервуаров на высоте не менее 0,5 м от земли.
- Установку предохранительных клапанов следует предусматривать на каждом резервуа- ре, а при объединении резервуаров в группы (по жидкой и паровой фазам) — на одном из резервуа- ров каждой группы.
- Пропускную способность ПСК следует определять расчетом в соответствии с [4].
СН 4.03.01-2019
- Испарительные и смесительные установки
- Испарительные установки с искусственным испарением следует предусматривать в сле- дующих 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 сгора- ния, постоянной плотности);
- при поставке газов с повышенным содержанием бутанов (св. 30 %) в местностях, где темпера- тура грунта на глубине установки резервуаров ниже 0 °С;
- при необходимости надежного обеспечения в холодный период времени газом установок, ра- ботающих при резко переменном режиме потребления газа.
- Испарительные установки в комплексе со смесительными установками (установки пропа- новоздушной смеси) следует предусматривать в следующих случаях:
- при газоснабжении районов или объектов, которые в перспективе будут снабжаться природ- ным газом;
- для покрытия пиковых нагрузок в сетях природного газа в периоды часового, суточного или се- зонного максимума;
- в качестве резервного топлива для объектов и установок, требующих бесперебойного газо- снабжения;
- при использовании в системах газоснабжения технического бутана.
При проектировании газоснабжения жилых районов от резервуарных установок, оснащенных ис- парительными и смесительными установками, предпочтение следует отдавать укрупненным систе- мам с централизованными испарительными и смесительными установками.
При этом количество квартир, которое оптимально снабжать от одной резервуарной установки, разрешается принимать при подаче паровой фазы СУГ согласно приложению К, при подаче газовоз- душной смеси — приложению Л.
- Испарительные установки могут размещать на открытых площадках или в помещениях, уровень пола которых расположен выше планировочной отметки земли.
Испарители производительностью до 200 кг/ч разрешается размещать непосредственно на крыш- ках 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:
- значений, приведенных в таблицах 14.6, 14.7, — от зданий и сооружений;
- 10 м — от ограды резервуарной установки.
- 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 установ- ки в случае приближения состава смеси к пределам опасной концентрации или в случае внезапного прекращения поступления одного из компонентов смеси.
- Смесительные установки следует размещать в помещениях или на открытых площадках в соответствии с требованиями 14.3.3.
- 10 м — от ограды резервуарной установки.
Размещение смесительных установок при поступлении газа в них из газопроводов следует пре- дусматривать на расстоянии не менее приведенного в таблицах 14.6 и 14.7.
- Здания и помещения, предназначенные для размещения испарительных и смесительных установок, должны соответствовать требованиям, установленным для помещений категории А, при- веденным в разделе 13 для аналогичных установок.
- Групповые баллонные установки
- Групповой баллонной установкой следует считать установку газоснабжения, в состав ко- торой входит более двух баллонов.
- В составе групповой баллонной установки следует предусматривать баллоны для СУГ, коллектор высокого давления, регулятор давления газа или автоматический регулятор-переключатель, общее отключающее устройство, манометр (показывающий), ПСК и трубопроводы. При наличии в регуляторе давления встроенного ПСК установка дополнительного клапана не требуется.
- Групповые баллонные установки
СН 4.03.01-2019
- Число баллонов в одной групповой установке следует определять расчетом, исходя из ча- сового расхода газа и производительности одного баллона, в зависимости от температуры окружаю- щего воздуха, марки газа и продолжительности отбора газа.
- Максимальную суммарную вместимость баллонов в групповой баллонной установке сле- дует принимать по таблице 14.5.
Таблица 14.5
Назначение групповой баллонной установки | Вместимость всех баллонов в групповой баллонной установке, л, при размещении | |
у стен здания | на расстоянии от здания | |
Газоснабжение общественных зданий непроиз- водственного характера | 600 | 1000 |
Газоснабжение промышленных и сельскохозяй- ственных предприятий и предприятий бытового обслуживания производственного характера | 1000 | 1500 |
- Групповые баллонные установки следует размещать в шкафах из негорючих материалов или под защитными кожухами непосредственно у зданий или на расстоянии от них не менее указан- ного в таблице 14.6 и от сооружений — не менее указанного в таблице 14.7.
Таблица 14.6
Здания | Расстояние от групповой баллонной установки, м |
Производственные здания промышленных предприятий, здания | |
предприятий бытового обслуживания производственного характера | |
и другие здания степени огнестойкости: | |
I–II | 8 |
III | 10 |
IV–V | 12 |
Общественные здания независимо от степени огнестойкости | 25 |
Временные отдельно стоящие хозяйственные строения (например, дровяные сараи, навесы и т. п.) | 8 |
Примечание — Требования к зданиям с незащищенным металлическим каркасом и ограждающими конст- рукциями из стальных профилированных листов или других негорючих материалов без утеплителя или с утеплителем группы горючести НГ следует принимать как для зданий II степени огнестойкости. |
Таблица 14.7
Сооружения | Расстояние по горизонтали от шкафа групповой баллонной установки, м |
Канализация, теплотрасса | 3,5 |
Водопровод и другие бесканальные коммуникации | 2,0 |
Колодцы подземных коммуникаций, выгребные ямы | 5,0 |
Электрокабели и ВЛ электропередачи | Целесообразно принимать по [5] |
Телефонные кабели и ВЛ телефонной и радиотранс- ляционной сети | По ТКП 211, как до газопроводов давлением св. 0,6 до 1,2 МПа |
СН 4.03.01-2019
- Стены зданий, непосредственно у которых размещаются групповые баллонные установки, должны быть не ниже III степени огнестойкости и не должны иметь утеплителя из горючего мате- риала, оконных и дверных проемов на расстоянии от групповой баллонной установки менее указанно- го в таблице 14.6.
Возле общественного или производственного здания не допускается размещать более одной групповой баллонной установки. Газоснабжение жилых домов от групповой баллонной установки не допускается.
- Шкафы и баллоны следует устанавливать на фундаменты, вокруг которых должна выпол- няться отмостка шириной не менее 1 м перед шкафом и 0,5 м — с остальных сторон.
Групповые баллонные установки следует располагать в местах с удобным подъездом для авто- транспорта.
Групповые баллонные установки, размещаемые под защитными кожухами, должны иметь ограж- дение из негорючих материалов.
Над групповыми баллонными установками может предусматриваться теневой навес из негорю- чих материалов.
- При необходимости обеспечения стабильного испарения СУГ и невозможности использо- вания резервуарных установок может предусматриваться размещение групповой баллонной установ- ки в специальном строении или в пристройке к глухой наружной стене газифицируемого производ- ственного здания. Указанные строения или пристройки должны отвечать требованиям раздела 8 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.
- Требования 14.4.8 распространяются на проектирование помещений магазинов для про- дажи малолитражных баллонов населению. Максимальную вместимость баллонов, находящихся в магазине, и минимальное расстояние от магазина до зданий и сооружений следует принимать по таблицам 14.5 и 14.6 как для промышленных предприятий.
- Трубопроводы групповых баллонных и резервуарных установок
- Трубопроводы обвязки резервуаров, баллонов и регуляторов давления следует рассчиты- вать на давление, принятое для резервуаров или баллонов.
- Наружные газопроводы от групповых баллонных и резервуарных установок следует пре- дусматривать из стальных труб, отвечающих требованиям раздела 16.
- Трубопроводы групповых баллонных и резервуарных установок
Прокладка указанных газопроводов должна осуществляться в соответствии с требованиями раз- дела 7 и настоящего подраздела. Разрешается предусматривать присоединение газового оборудова- ния временных установок и установок сезонного характера, размещенных вне помещения, при помо- щи резинотканевых рукавов с выполнением требований раздела 9.
Наружные газопроводы паровой фазы СУГ низкого давления подземной прокладки разрешается предусматривать из полиэтиленовых труб ПЭ 80 и ПЭ 100.
- Прокладку подземных газопроводов низкого давления от групповых баллонных и резерву- арных установок с искусственным испарением газа следует предусматривать на глубине, где мини- мальная температура выше температуры конденсации газа.
Газопроводы от емкостных испарителей следует прокладывать ниже глубины промерзания грунта. При невозможности выполнения указанных требований следует предусматривать обогрев газо-
проводов или конденсатосборников.
- 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.
- Уклон газопроводов следует предусматривать не менее 5 ‰ в сторону конденсатосборни- ков — для подземных газопроводов и в сторону газоснабжающей установки — для надземных газо- проводов. Вместимость конденсатосборников следует принимать не менее 4 л на 1 м3 расчетного ча- сового расхода газа.
- Отключающие устройства от групповых баллонных и резервуарных установок на газопро- водах низкого давления следует предусматривать в соответствии с требованиями раздела 7.
В случае газоснабжения более 400 квартир от одной резервуарной установки, следует преду- сматривать дополнительное отключающее устройство на подземном газопроводе от резервуарной установки в колодце глубиной не более 1 м или над землей под защитным кожухом (в ограде).
СН 4.03.01-2019
- Индивидуальные баллонные установки
- Индивидуальной баллонной установкой следует считать установку газоснабжения СУГ, в состав которой входит не более двух 50-литровых баллонов. Газоснабжение жилых домов от инди- видуальной баллонной установки возможно только для целей приготовления пищи.
- Индивидуальные баллонные установки могут предусматриваться как снаружи, так и внут- ри зданий.
Размещение баллонов внутри жилых зданий не допускается.
При наружной установке баллона(-ов) его (их) следует размещать в несгораемом шкафу у стены здания. Расстояние по горизонтали от шкафа до окон и дверей должно быть не менее 0,5 м; до окон и дверей подвалов, цокольных этажей, колодцев подземных коммуникаций и выгребных ям — не ме- нее 3 м. Высота основания под шкафами должна быть не менее 0,1 м над уровнем земли.
- Установка баллонов с газом не допускается:
- в цокольных и подвальных помещениях;
- в помещениях, расположенных под обеденными и торговыми залами предприятий обществен- ного питания, а также под аудиториями и учебными классами, под зрительными (актовыми) залами общественных и производственных зданий, больничными палатами и другими аналогичными поме- щениями;
- в помещениях без естественного освещения;
- в помещениях и зданиях с массовым пребыванием людей;
- в помещениях гаражей и станций технического обслуживания, оборудованных смотровыми ямами.
- Газоснабжение СУГ агрегатов, установок и различных горелок, размещенных в цокольных и подвальных помещениях, не допускается.
- 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. Разрешается размещать баллоны непо- средственно у агрегатов, потребляющих газ, если это предусмотрено конструкцией агрегата.
- Индивидуальные баллонные установки, предназначенные для газоснабжения животно- водческих и птицеводческих помещений, следует размещать вне зданий. В оранжереях и теплицах возможно размещение баллонов внутри зданий.
- Дополнительные требования к системам газоснабжения в особых природных условиях
- Подрабатываемые территории
- При проектировании объектов газораспределительной системы и газопотребления, раз- мещаемых над месторождениями полезных ископаемых, где проводились, проводятся или преду- сматриваются горные разработки, необходимо руководствоваться настоящими строительными нор- мами, [3] и другими ТНПА по проектированию зданий и сооружений на подрабатываемых территориях, утвержденными в установленном порядке.
- Проект прокладки газопровода на подрабатываемой территории должен иметь в своем со- ставе горногеологическое обоснование.
- При составлении проекта газоснабжения объектов, размещаемых на площадках залегания
- Подрабатываемые территории
полезных ископаемых, необходимо учитывать план развития горных работ на ближайшие 10 лет.
- Прокладку газопроводов следует предусматривать преимущественно по территориям, на ко- торых 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.
- Трассу газопровода следует предусматривать преимущественно вне проезжей части тер- ритории с учетом возможного вскрытия траншей в период интенсивных деформаций земной поверх- ности в результате горных выработок.
- Прочность и устойчивость подземных газопроводов, проектируемых для прокладки на под- рабатываемых территориях, следует обеспечивать за счет:
- повышения несущей способности газопровода;
- увеличения подвижности газопровода в грунте;
- снижения воздействия деформирующегося грунта на газопровод.
СН 4.03.01-2019
Преимущество следует отдавать решениям, обеспечивающим максимальную безопасность на- селения.
- Протяженность охранной зоны газопровода определяется длиной мульды сдвижения, уве- личенной на 50 м.
- Необходимость и объемы строительных мер защиты проектируемых и эксплуатируемых
газопроводов следует определять по результатам расчета газопроводов на прочность с учетом тех- нико-экономических обоснований вариантов защиты газопроводов.
- 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 территориям, подработка которых начинается в разное время, с обязательным кольцеванием газопроводов.
- Переходы газопроводов через реки, овраги и железнодорожные пути в выемках следует предусматривать надземными.
- На подземных газопроводах в пределах подрабатываемых территорий следует преду- сматривать установку контрольных трубок.
Контрольные трубки следует устанавливать 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 мест- ных условий, должны быть выведены под ковер или другое защитное устройство.
- 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.
- В качестве малозащемляющих материалов для засыпки траншей газопровода следует
применять песок, песчаный грунт или другой грунт, обладающий малым сцеплением частиц.
- Компенсаторы необходимо устанавливать в колодцах или нишах, доступных для наблю- дения; возможна установка бесколодезных компенсаторов.
- В местах пересечения подземных газопроводов с другими подземными коммуникациями следует предусматривать уплотнительные устройства (глиняные экраны, футляры на газопроводе и др.) и установку контрольных трубок.
- Конструкция крепления надземных газопроводов должна предусматривать смещение труб
по вертикали.
- Районы с пучинистыми, просадочными и набухающими грунтами
- При проектировании объектов газораспределительной системы и газопотребления для районов с пучинистыми, просадочными или набухающими грунтами, кроме требований настоящих строительных норм следует дополнительно руководствоваться требованиями ТКП 45-5.01-254.
- 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 соответст- вии с требованиями раздела 7.
- 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 нормативной глубины промерзания, но не менее 0,9 м до верха трубы.
- Противокоррозионную изоляцию вертикальных участков подземных газопроводов и футля- ров (вводы в здания и ГРП) следует предусматривать из полимерных материалов. Могут использоваться другие проектные решения по защите этих участков от воздействия на них сил морозного пучения.
- Для резервуарных установок СУГ с подземными резервуарами в среднепучинистых и сильно- пучинистых грунтах необходимо предусматривать надземную прокладку соединяющих резервуары газопроводов жидкой и паровой фаз.
- При проектировании колодцев следует предусматривать мероприятия по их защите от воз- действия сил морозного пучения грунтов (гравийная или гравийно-песчаная засыпка пазух, обмазка внешней стороны стен гидроизоляционными или несмерзающимися покрытиями, например железне- ние и др.). Над перекрытием колодцев необходимо предусматривать асфальтовую отмостку, выхо- дящую за пределы пазух не менее чем на 0,5 м.
СН 4.03.01-2019
- Проектирование газопроводов для районов с просадочными и набухающими грунтами следует вести с учетом свойств этих грунтов, предусматривая мероприятия по уменьшению дефор- мации основания (например, уплотнение грунтов, химическое закрепление, водозащитные и конст- руктивные мероприятия) с учетом имеющегося опыта использования таких грунтов в районе строи- тельства в качестве оснований под здания и сооружения.
Прокладку газопроводов в грунтах I типа по просадочности следует предусматривать в соответ- ствии с требованиями раздела 7. Устройство вводов газопроводов должно соответствовать требова- ниям 7.2.6 и 7.6.1.
- Материалы, оборудование, приборы и изделия
- Общие требования
- Материалы, оборудование, приборы и изделия объектов газораспределительной системы и газопотребления должны соответствовать 5.8.
- Стальные сварные трубы, применяемые для строительства объектов газораспредели-
- Общие требования
тельной системы и газопотребления, должны пройти 100 %-ный контроль заводского шва неразру- шающими методами.
- Материал труб для газопроводов определяется в проектной документации.
- При проектировании газопроводов необходимо использовать трубы и соединительные де- тали, имеющие одинаковое значение показателей номинальной толщины стенки (SDR) и минималь- ной длительной прочности полиэтилена, использованного для изготовления труб и соединительных деталей (MRS).
- Стальные трубы
- Для строительства объектов газораспределительной системы и газопотребления 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, при этом целесообразно руководство- ваться [12] и принимать ее номинальную величину большую из ближайших по стандартам или техни- ческим условиям на трубы, допустимые настоящими строительными нормами к применению. При этом для подземных и наземных (в насыпях) газопроводов номинальную толщину стенки труб сле- дует принимать не менее 3 мм, а для надземных и наземных газопроводов — не менее 2 мм.
Выбор стальных труб для конкретных условий строительства объектов газораспределительной системы и газопотребления следует производить в соответствии с приложением Е.
- Для строительства наружных и внутренних газопроводов следует предусматривать сталь- ные трубы групп В и Г, изготовленные из: спокойной малоуглеродистой стали группы В по ГОСТ 380, не ниже второй категории (для газопроводов диаметром более 530 мм при толщине стенки труб бо- лее 5 мм не ниже третьей категории), марок Ст2, Ст3, а также Ст4 — при содержании в ней углерода не более 0,25 %; стали марок 08, 10, 15, 20 по ГОСТ 1050; низколегированной стали марок 09Г2С, 17ГС, 17Г1С по ГОСТ 19281, не ниже шестой категории; стали 10Г2 по ГОСТ 4543.
- Для наружных и внутренних газопроводов низкого давления, в том числе для их гнутых отво- дов и соединительных частей, разрешается применять трубы групп А, Б, В, изготовленные из спокойной, полуспокойной и кипящей стали марок Ст1, Ст2, СтЗ, Ст4, категорий 1, 2, 3, групп А, Б и В по ГОСТ 380 и стали марок 08, 10, 15, 20 по ГОСТ 1050. Сталь марки 08 разрешается применять при технико- экономическом обосновании, марки Ст4 — при содержании в ней углерода не более 0,25 %.
- Разрешается применение гибких металлических газопроводов, в том числе соединитель- ных частей, фитингов, муфт.
Гибкие металлические газопроводы должны быть изготовлены из цветных металлов или нержа- веющей стали с содержанием не менее 16 % хрома и 8 % никеля и не более 0,08 % углерода.
- Для участков газопроводов всех давлений, испытывающих вибрационные нагрузки (соеди- ненные непосредственно с источником вибрации в ГРП, ГРУ, компрессорных и др.), следует приме- нять стальные трубы групп В и Г, изготовленные из спокойной стали с содержанием углерода не бо- лее 0,24 % (например, марок Ст2 и СтЗ, не менее третьей категории по ГОСТ 380; стали марок 08, 10, 15 по ГОСТ 1050).
СН 4.03.01-2019
- Сварное соединение стальных труб должно быть равнопрочно основному металлу труб. Могут применяться трубы по ГОСТ 3262, сварные швы которых не имеют характеристики проч-
ности сварного соединения на давление газа, согласно приложению Е.
- Требования к ударной вязкости металла труб для газопроводов, прокладываемых в рай- онах с расчетной температурой наружного воздуха до минус 40 °С не предъявляются. В зависимости от местных условий прокладки следует предусматривать требования к ударной вязкости металла труб для газопроводов высокого давления, I категории, диаметром более 620 мм, а также для газо- проводов, испытывающих вибрационные нагрузки, прокладываемых на участках перехода через же- лезные 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 менее 30 Дж/см2 при минимальной температуре эксплуатации газопровода.
- Эквивалент углерода следует определять по формулам:
- для низколегированной стали
CС
Mn Cr Mo V Ti Nb Cu Ni
(16.1)
15B; |
э 6 5 15
- для малоуглеродистой стали или низколегированной стали только с кремнемарганцевой сис- темой легирования, например, марок 17ГС, 17Г1С, 09Г2С и др.
CС Mn , (16.2)
э 6
где С, Mn, Cr, Mo, 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.
- Трубы, предусматриваемые для объектов газораспределительной системы и газопотреб- ления, 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.
- Импульсные газопроводы для присоединения КИП и приборов автоматики обвязки гази- фицируемого оборудования следует предусматривать из стальных труб в соответствии с приложе- нием Е или согласно данным, приведенным в паспортах на оборудование. Возможно применение для этих целей медных труб по ГОСТ 617, а также резинотканевых и резиновых рукавов и трубок соглас- но требованиям раздела 9.
- Бесшовные трубы из меди и шовные и бесшовные трубы из нержавеющей стали, соединительные детали к ним
- Трубы и детали из нержавеющей стали или меди следует применять для строительства внутренних и вводных газопроводов низкого давления (с рабочим давлением не более 0,005 МПа), а так- же участков газопроводов среднего давления (с рабочим давлением не более 0,3 МПа) от крана на вводе до регулятора давления при строительстве и реконструкции жилых домов, зданий и сооружений.
- Нержавеющие шовные стальные трубы, применяемые для объектов газопотребления, должны пройти 100 %-ный контроль заводского шва неразрушающими методами.
- Трубы между собой, а также с фитингами соединяют сваркой, твердой капиллярной пайкой
или механической опрессовкой. Соединения, полученные таким способом, являются неразъемными. Разъемные соединения следует применять согласно 9.2.2.
- Соединения труб из нержавеющей стали или меди методом механической опрессовки
- Маркировка фитингов, а также цвет и материал, из которого изготовлен уплотнительный элемент пресс-соединения, должны указывать на предназначение к применению в сфере газо- снабжения:
GAS (ГАЗ) — тип энергоносителя — газ;
PN — максимальное рабочее давление;
Dn — номинальный диаметр трубопроводов.
Примечание — Маркировка фитинга «GAS, PN5, Dn22» означает, что он предназначен для трубопроводов газоснабжения диаметром 22 мм с рабочим давлением до 0,005 МПа.
СН 4.03.01-2019
- При применении трубопроводов из нержавеющей стали или меди следует применять пресс-фитинги, конструкция которых обеспечивает:
- обжим с обеих сторон от уплотнительного кольца;
- возможность выявления состояния пресс-соединения (уплотнено — не уплотнено) во время испытаний.
1,3 — для трубопровода с наружным диаметром и толщиной стенки, мм, 15´1,0; 2,0 — то же 22´1,0; 2,3 — “ 28´1,5; 2,8 — “ 35´1,5; 3,0 — “ 42´1,5; 3,5 — “ 54´2,0. |
Для крепления трубопроводов из меди или нержавеющей стали могут предусматривать- ся следующие интервалы, м:
- Соединительные части и детали
- Соединительные части и детали для объектов газораспределительной системы и газопо- требления следует предусматривать из спокойной стали (литые, кованые, штампованные, гнутые или сварные) или из ковкого чугуна, изготовленными в соответствии с государственными стандартами, приведенными в таблице 16.1.
Таблица 16.1
Соединительные части и детали | Обозначение ТНПА |
Из ковкого чугуна с цилиндрической резьбой: угольники | ГОСТ 8946 |
ГОСТ 8947 | |
тройники | ГОСТ 8948 |
ГОСТ 8949 | |
ГОСТ 8950 | |
кресты | ГОСТ 8951 |
ГОСТ 8952 | |
ГОСТ 8953 | |
муфты | ГОСТ 8954 |
ГОСТ 8955 | |
ГОСТ 8956 | |
ГОСТ 8957 | |
соединительные гайки | ГОСТ 8959 |
пробки | ГОСТ 8963 |
Стальные с цилиндрической резьбой: муфты | ГОСТ 8966 |
контргайки | ГОСТ 8968 |
сгоны | ГОСТ 8969 |
Стальные приварные: отводы | ГОСТ 17375 |
переходы | ГОСТ 17378 |
тройники | ГОСТ 17376 |
заглушки | ГОСТ 17379 |
Фасонные (соединительные) части для разъемных соединений гибких трубопроводов следует предусматривать из цветного металла или нержавеющей стали с содержанием не менее 16 % хрома и 8 % никеля.
СН 4.03.01-2019
- Соединительные части и детали должны быть заводского изготовления.
- Фланцы, применяемые для присоединения к газопроводам арматуры, оборудования и при- боров, должны соответствовать ГОСТ 33259.
- Для уплотнения фланцевых соединений следует применять прокладки, изготовленные из материалов, указанных в таблице 16.2. Может предусматриваться прокладки из другого уплотни- тельного материала, обеспечивающего не меньшую герметичность по сравнению с материалами, приведенными в таблице 16.2 (с учетом среды, давления и температуры). Материалы для уплотнения резьбовых соединений целесообразно принимать по [6].
Таблица 16.2
Прокладочные листовые материалы для фланцевых соединений (стандарт, марка) | Толщина листа, мм | Назначение |
Паронит (ГОСТ 481, марка ПМБ) | От 1 до 4 | Для уплотнения соединений на газопро- водах давлением до 1,6 МПа |
Резина маслобензостойкая (ГОСТ 7338) | От 3 до 5 | Для уплотнения соединений на газопро- водах давлением до 0,6 МПа |
Алюминий (ГОСТ 21631 или ГОСТ 13726) | От 1 до 4 | Для уплотнения соединений на газопро- водах всех давлений, в том числе транс- портирующих сернистый газ |
Медь (ГОСТ 1173, марки M1, M2) | От 1 до 4 | Для уплотнения соединений на газопро- водах всех давлений, кроме газопрово- дов, транспортирующих сернистый газ |
Материал безасбестовый (целесообразно руководствоваться [15]) | От 1 до 5 | Для уплотнения соединений на газопро- водах давлением до 1,6 МПа |
Примечание — Прокладки из паронита должны соответствовать требованиям ГОСТ 15180. |
- Защитные противокоррозионные материалы
- Материалы и конструкции, применяемые для защиты подземных газопроводов и резер- вуаров от коррозии, должны соответствовать требованиям ГОСТ 9.602.
- Для анодных заземлений катодных установок следует применять железокремневые, гра-
фитовые, графитопластовые и другие малорастворимые материалы, а также чугунные трубы без ан- тикоррозионного покрытия.
- 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.
- Прокладки и подкладки для изоляции газопроводов от металлических и железобетонных конструкций следует изготавливать из полиэтилена по ГОСТ 16338 или других материалов, равно- ценных ему по диэлектрическим свойствам.
- Арматура трубопроводная, приборы и другие технические устройства
- При выборе запорной арматуры следует учитывать условия ее эксплуатации по давлению газа и температуре согласно данным, приведенным в таблице 16.3.
СН 4.03.01-2019
Таблица 16.3
Материал запорной арматуры | Обозначение ТНПА | Давление в газопроводе, МПа | Диаметр газопровода, мм | Температура эксплуатации, не ниже | Примечания |
Серый чугун | ГОСТ 1412 | Паровая фаза СУГ — до 0,05, природный газ — до 0,6 | Без ограничения | 35 С | Не ниже 60 С при диаметре до 100 мм и давлении до 0,005 |
Ковкий чугун | ГОСТ 1215, ГОСТ 28394 | СУГ — до 1,6, природный газ — до 1,2 | |||
Высокопрочный чугун | ГОСТ 7293 | ||||
Углеродистая сталь | ГОСТ 380, ГОСТ 1050 | 40 С | — | ||
Легированная сталь | ГОСТ 4543, ГОСТ 5520, ГОСТ 19281 | СУГ — до 1,6, природный газ — до 1,2 | Без ограничения | 60 С | — |
Сплавы на ос- нове меди | ГОСТ 17711, ГОСТ 15527, ГОСТ 613 | ||||
Сплавы на ос- нове алюминия* | ГОСТ 21488, ГОСТ 1583 | До 100 | — | ||
* Корпусные детали следует изготавливать: кованые и штампованные — из деформируемого сплава марки Д-16;литые — гарантированного качества с механическими свойствами не ниже марки АК-7ч (АЛ-9) по ГОСТ 1583. |
- При выборе запорной арматуры для резервуаров СУГ следует принимать следующие ус- ловные давления, МПа:
1,6 — для надземных;
1,0 — для подземных.
В системах газоснабжения СУГ запорная арматура из серого чугуна возможна к применению только на газопроводах паровой фазы низкого давления.
- Арматура на объектах газораспределительной системы и газопотребления должна соот- ветствовать 5.8 и предназначена для газовой среды.
Герметичность затворов должна соответствовать классу А по ГОСТ 9544.
Электрооборудование приводов и других элементов трубопроводной арматуры по требованиям взрывобезопасности целесообразно принимать по [5].
- Регуляторы давления газа, применяемые в системах газоснабжения, должны иметь дав- ление, МПа:
— на входе — 0,05; 0,3; 0,6; 1,2; 1,6;
- на выходе — от 0,001 до 1,2.
- Конструкция регуляторов давления газа должна соответствовать ГОСТ 11881 и удовле- творять следующим требованиям:
- зона пропорциональности не должна превышать 20 % верхнего предела настройки выходно- го давления для комбинированных регуляторов и регуляторов баллонных установок и 10 % — для всех других регуляторов;
- зона нечувствительности должна быть не более 2,5 % верхнего предела настройки выходного давления;
- постоянная времени (время переходного процесса регулирования при резких изменениях рас- хода газа или входного давления) не должна превышать 60 с.
СН 4.03.01-2019
- Относительная нерегулируемая протечка газа через закрытые клапаны двухседельных ре- гуляторов возможна не более 0,1 % номинального расхода; для односедельного клапана герме- тичность затворов должна соответствовать классу А по ГОСТ 9544. Допустимая нерегулируемая про- течка газа при применении в качестве регулирующих устройств поворотных заслонок не должна пре- вышать 1 % пропускной способности.
- ПСК должны обеспечивать открытие при превышении установленного максимального ра- бочего давления не более чем на 15 %. Давление, при котором происходит полное закрытие клапана, устанавливается соответствующим стандартом или техническими условиями на изготовление клапа- нов, утвержденными в установленном порядке. Пружинные ПСК должны быть снабжены устройством для их принудительного открытия.
На газопроводах низкого давления возможна установка ПСК без приспособления для принуди- тельного открытия. Предохранительный клапан, устанавливаемый на сосуд, следует предусматри- вать с устройством, обеспечивающим его замену без остановки сосуда (с обратным клапаном).
- Основные параметры фильтров, устанавливаемых в ГРП (ГРУ) для защиты регулирующих и предохранительных устройств от засорения механическими примесями, должны соответствовать данным, приведенным в таблице 16.6.
Таблица 16.6
Наименование параметра | Значение |
Давление на входе (рабочее), МПа | 0,3; 0,6; 1,2 |
Максимально допустимое падение давления на кассете фильтра, даПа: | |
сетчатого | 500 |
висцинового | 500 |
волосяного | 1000 |
- Фильтры должны иметь штуцера для присоединения к ним приборов или устройств с це- лью определения потери давления на фильтре (степени засорения кассеты).
- Фильтрующие материалы должны обеспечивать требуемую очистку газа, не образовы- вать с ним химических соединений и не разрушаться от постоянного воздействия газа.
- Для изготовления гнутых и сварных компенсаторов следует использовать трубы, равно-
ценные принятым для соответствующего газопровода (для газопроводов высокого и среднего давле- ния следует учитывать требования 16.2.4). Отводы, применяемые для изготовления сварных компен- саторов, следует принимать в соответствии с 16.3.1.
- Применение сальниковых компенсаторов на газопроводах не допускается.
- Изделия для закрепления газопроводов, прокладываемых через водные преграды, на за- болоченных и обводненных участках, целесообразно выбирать в соответствии с [10].
- Оборудование, работающее под избыточным давлением (сосуды (резервуары), цистер-
ны, бочки, баллоны), предназначенное для СУГ, должно соответствовать 5.8 и [4].
- Резервуары СУГ следует изготавливать из стали с гарантированной ударной вязкостью не менее 30 Дж/см2 при температуре минус 40 °С.
- Газоиспользующее оборудование должно соответствовать 5.8.
- Плиты с отводом продуктов сгорания в дымовую трубу должны иметь автоматику, обеспечи- вающую прекращение подачи газа к плите при отсутствии необходимого разрежения в дымовой трубе.
- Выбор КИП необходимо производить в соответствии со следующими основными поло-
жениями:
- параметры, наблюдение за которыми необходимо для правильного ведения установленных режимов эксплуатации, следует контролировать при помощи показывающих приборов;
- параметры, изменение которых может привести к аварийному состоянию оборудования, сле- дует контролировать с помощью показывающих, регистрирующих и сигнализирующих приборов; раз- решается не предусматривать регистрирующие приборы при наличии защиты — предохранительных устройств по контролируемым параметрам;
- параметры, учет которых необходим для систематического анализа работы оборудования или хозяйственных расчетов, следует контролировать с помощью регистрирующих или интегрирующих приборов.
СН 4.03.01-2019
- При выборе КИП для ГРП и ГРУ следует руководствоваться требованиями раздела 8.
- Класс точности КИП следует принимать в зависимости от их конкретного назначения и особенностей условий эксплуатации объекта, но не ниже класса 2,5.
- Дополнительные требования для особых природных условий
- Для строительства подземных газопроводов, проектируемых в районах с пучинистыми и просадочными грунтами и на подрабатываемых территориях, не допускается применять трубы из кипящей стали.
- Для подземных газопроводов с условным диаметром более 80 мм для районов со средне- пучинистыми и сильнопучинистыми грунтами и подрабатываемых территорий следует предусматри- вать стальную арматуру; для газопроводов с условным диаметром до 80 мм возможно применение запорной арматуры из ковкого чугуна.
Для подземных газопроводов давлением до 0,6 МПа для районов со среднепучинистыми грунтами может применяться чугунная запорная арматура, при этом арматуру из серого чугуна следует уста- навливать с компенсирующим устройством, допускающим вертикальное перемещение газопровода.
- Для подземных газопроводов, прокладываемых на подрабатываемых территориях, тол- щину стенок труб следует принимать не менее 3 мм для трубопроводов диаметром до 80 мм, а для трубопроводов диаметром 100 мм и более — от 2 до 3 мм больше расчетной толщины, определенной в соответствии с 16.2.2.
- Для внутренних и надземных газопроводов в районах с пучинистыми и просадочными грунтами и на подрабатываемых территориях требования к трубам и техническим изделиям предъяв- ляются такие же, как для соответствующих газопроводов, сооружаемых в обычных условиях строи- тельства.
- Телемеханизация и автоматизированные системы управления технологическими процессами в системах газоснабжения
- Для обеспечения централизованного оперативного управления системами газоснабжения следует предусматривать в проектах газоснабжения ТМ или АСУТП.
ТМ следует предусматривать при проектировании газоснабжения городов с населением св. 100 тыс. чел. или при расширении, реконструкции и техническом перевооружении действующих объектов газорас- пределительной системы и газопотребления с числом контролируемых объектов более 15.
АСУТП следует предусматривать при проектировании газоснабжения городов с населением св. 500 тыс. чел. и при расширении, реконструкции и техническом перевооружении объектов газорас- пределительной системы и газопотребления с числом контролируемых объектов более 50.
- Проектные решения должны предусматривать возможность дальнейшей модернизации и раз- вития ТМ и АСУТП.
- Внедрение ТМ и АСУТП возможно осуществлять по очередям. Выделение очередей произ- водят по количеству контролируемых объектов к уровню решаемых задач. Первая очередь внедрения АСУТП допускает ее функционирование в режиме централизованного контроля при ограниченном числе контролируемых объектов.
- Структуру, функции и технические средства ТМ и АСУТП необходимо принимать в соответ- ствии с приложением М.
СН 4.03.01-2019
Приложение А
Классификация газопроводов, входящих в систему газоснабжения
Таблица А.1
Газопроводы | Классификационные показатели |
Наружные (уличные, внутриквартальные, межцехо- вые) и внутренние (расположенные внутри зданий и помещений) | Местоположение относительно планировки населенных пунктов |
Подземные (подводные), надземные (надводные), наземные | Местоположение относительно поверхности земли |
Распределительные, газопроводы-вводы, проду- вочные, сбросные, импульсные, а также межпосел- ковые | Назначение в системе газоснабжения |
Высокого давления I категории, высокого давления II категории, среднего давления, низкого давления | Давление газа |
Металлические (стальные, медные и др.) и неме- таллические (полиэтиленовые и др.) | Материал труб |
Природного газа, попутного газа и СУГ | Вид транспортируемого газа |
Межпоселковыми газопроводами следует считать распределительные газопроводы, проклады- ваемые вне территории населенных пунктов.
СН 4.03.01-2019
Приложение Б
max |
Значение коэффициента часового максимума расхода газа Kh
по отраслям промышленности
Таблица Б.1
Отрасль промышленности | Коэффициент часового максимума расхода газа K h max | ||
в целом по предприятию | по котельным | по промышленным печам | |
Винодельческая | 1/5700 | 1/5700 | — |
Деревообрабатывающая | 1/5400 | 1/5400 | — |
Кожевенно-галантерейная | 1/4800 | 1/4800 | — |
Машиностроение | 1/2700 | 1/2600 | 1/3200 |
Мукомольно-крупяная | 1/3500 | 1/3600 | 1/3200 |
Обувная | 1/3500 | 1/3500 | — |
Пивоваренная | 1/5400 | 1/5200 | 1/6900 |
Пищевая | 1/5700 | 1/5900 | 1/4500 |
Полиграфическая | 1/4000 | 1/3900 | 1/4200 |
Радиопромышленность | 1/3600 | 1/3300 | 1/5500 |
Резиноасбестовая | 1/5200 | 1/5200 | — |
Станкостроительная и инст- рументальная | 1/2700 | 1/2900 | 1/2600 |
Строительных материалов | 1/5900 | 1/5500 | 1/6200 |
Судостроительная | 1/3200 | 1/3100 | 1/3400 |
Табачно-махорочная | 1/3850 | 1/3850 | — |
Текстильная | 1/4500 | 1/4500 | — |
Фарфоро-фаянсовая | 1/5200 | 1/3900 | 1/6500 |
Химическая | 1/5900 | 1/5600 | 1/7300 |
Целлюлозно-бумажная | 1/6100 | 1/6100 | — |
Цветная металлургия | 1/3800 | 1/3100 | 1/5400 |
Черная металлургия | 1/6100 | 1/5200 | 1/7500 |
Швейная | 1/4900 | 1/4900 | — |
Электротехническая | 1/3800 | 1/3600 | 1/5500 |
СН 4.03.01-2019
Приложение В
Значение коэффициента одновременности Ksim для жилых домов
Таблица В.1
Число квартир | Коэффициент одновременности Ksim в зависимости от установки в жилых домах газового оборудования | |||
Плита 4-конфорочная | Плита 2-конфорочная | Плита 4-конфорочная и газовый проточный водонагреватель | Плита 2-конфорочная и газовый проточный водонагреватель | |
1 | 1 | 1 | 0,700 | 0,750 |
2 | 0,650 | 0,840 | 0,560 | 0,640 |
3 | 0,450 | 0,730 | 0,480 | 0,520 |
4 | 0,350 | 0,590 | 0,430 | 0,390 |
5 | 0,290 | 0,480 | 0,400 | 0,375 |
6 | 0,280 | 0,410 | 0,392 | 0,360 |
7 | 0,274 | 0,360 | 0,370 | 0,345 |
8 | 0,265 | 0,320 | 0,360 | 0,335 |
9 | 0,258 | 0,289 | 0,345 | 0,320 |
10 | 0,254 | 0,263 | 0,340 | 0,315 |
15 | 0,240 | 0,242 | 0,300 | 0,275 |
20 | 0,235 | 0,230 | 0,280 | 0,260 |
30 | 0,231 | 0,218 | 0,250 | 0,235 |
40 | 0,227 | 0,213 | 0,230 | 0,205 |
50 | 0,223 | 0,210 | 0,215 | 0,193 |
60 | 0,220 | 0,207 | 0,203 | 0,186 |
70 | 0,217 | 0,205 | 0,195 | 0,180 |
80 | 0,214 | 0,204 | 0,192 | 0,175 |
90 | 0,212 | 0,203 | 0,187 | 0,171 |
100 | 0,210 | 0,202 | 0,185 | 0,163 |
400 | 0,143 | 0,135 | 0,137 | 0,123 |
Примечания Для квартир, в которых устанавливается несколько однотипных газовых приборов, коэффициент одно- временности следует принимать как для такого же числа квартир с такими же газовыми приборами.Значение коэффициента одновременности для емкостных водонагревателей, отопительных котлов или отопительных печей рекомендуется принимать равным 0,85, независимо от числа квартир. |
СН 4.03.01-2019
Приложение Г Гидравлический расчет газопроводов
Г.1 Гидравлический расчет газопроводов следует выполнять с использованием специализиро- ванного программного обеспечения.
Г.2 Расчетные потери давления в газопроводах высокого и среднего давления следует прини- мать исходя из максимального использования давления в газопроводе и обеспечения бесперебойно- го газоснабжения всех потребителей в часы максимального потребления газа.
Г.3 Суммарную потерю давления газа от ГРП или другого регулирующего устройства до наибо- лее удаленного прибора следует принимать не более 0,0018 МПа, в том числе в уличных и внутри- квартальных газопроводах 0,0012 МПа, во вводах и внутренних газопроводах — 0,0006 МПа.
В тех случаях, когда газоснабжение СУГ является временным (с последующим переводом на снабжение природным газом), газопроводы следует проектировать из условия возможности их ис- пользования в будущем на природном газе. При этом количество газа необходимо определять как эквивалентное (по теплоте сгорания) расчетному расходу СУГ.
Г.4 Значения расчетной потери давления газа при проектировании газопроводов всех давлений для промышленных, сельскохозяйственных и бытовых предприятий и организаций жилищно-комму- нального хозяйства принимаются в зависимости от давления газа в месте подключения с учетом техни- ческих характеристик принимаемых к установке газовых горелок, устройств автоматики безопасности и автоматики регулирования технологического режима тепловых агрегатов.
Г.5 Падение давления в местных сопротивлениях (колена, тройники, запорная арматура и др.)
может учитываться путем увеличения расчетной длины газопроводов на 5 %–10 %.
Г.6 Гидравлический расчет газопроводов паровой фазы СУГ следует выполнять в соответствии с указаниями по расчету газопроводов природного газа соответствующего давления.
Г.7 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 возможна до 10 %.
Г.8 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.
СН 4.03.01-2019
Приложение Д Отвод продуктов сгорания
Д.1 Отвод продуктов сгорания от бытового и небытового газового оборудования, в конструкции которого предусмотрен отвод продуктов сгорания в дымовую трубу, целесообразно предусматривать по [16] (раздел 23).
Д.2 Небытовые газовые приборы (ресторанные плиты, пищеварочные котлы и т. п.) разрешается присоединять как к обособленной, так и к коллективной дымовой трубе.
Могут предусматриваться присоединительные дымоотводы, общие для нескольких газовых приборов. Ввод продуктов сгорания в коллективную дымовую трубу для нескольких газовых приборов следует предусматривать на разных уровнях или на одном уровне с устройством рассечек, при этом це-
лесообразно руководствоваться [16] (раздел 23).
Сечения дымовых труб и присоединительных дымоотводов следует определять расчетом, исхо- дя из условия одновременной работы всех газовых приборов, присоединенных к коллективной дымо- вой трубе.
Д.3 Для отвода продуктов сгорания от ресторанных плит и других небытовых газовых прибо- ров могут предусматриваться горизонтальные участки присоединительных дымоотводов общей дли- ной до 10 м.
Д.4 Отвод продуктов сгорания от газифицированных установок промышленных предприятий, котель- ных, предприятий бытового обслуживания может предусматриваться по стальным дымовым трубам.
СН 4.03.01-2019
Приложение Е
Выбор стальных труб
для объектов газораспределительной системы и газопотребления
Е.1 Стальные трубы для объектов газораспределительной системы и газопотребления давлением до 1,6 МПа следует принимать по таблице Е.1.
Таблица Е.1 — Стальные трубы для строительства наружных и внутренних газопроводов
Стандарт или технические условия на трубы | Марка стали, стандарт на сталь | Наружный диаметр трубы, мм |
1 Электросварные прямошовные по ГОСТ 10705 (группа В) и ГОСТ 10704 | ВСт2сп, ВСт3сп не менее 2-й категории по ГОСТ 380; 10,15, 20 по ГОСТ 1050 | От 10 до 630 включ. |
2 Электросварные для магистральных газонефтепроводов (прямошовные и спиральношовные) по ГОСТ 20295 | ВСт3сп не менее 2-й категории (К38) по ГОСТ 380; 10(К34), 15(К38), 20(К42) по ГОСТ 1050 | По ГОСТ 20295 |
3 Электросварные прямошовные по ГОСТ 10706 (группа В) и ГОСТ 10704 | ВСт2сп, ВСт3сп не менее 2-й категории по ГОСТ 380 | От 630 до 1220 включ. |
4 Электросварные со спиральным швом по ГОСТ 8696 (группа В) | ВСт2сп, ВСт3сп не менее 2-й категории по ГОСТ 380 | От 159 до 1220 включ. |
5 Бесшовные горячедеформирован-ные по ГОСТ 8731 (группы В и Г) и ГОСТ 8732 | 10, 20 по ГОСТ 1050 | От 45 до 325 включ. |
6 Бесшовные холоднодеформиро- ванные, теплодеформированные по ГОСТ 8733 (группы В и Г) и ГОСТ 8734 | 10, 20 по ГОСТ 1050 | От 10 до 45 включ. |
Примечания Трубы по поз. 5, 6 следует применять для газопроводов жидкой фазы СУГ.Для ТЭС трубы из стали марки 20 следует применять в районах с расчетной температурой до минус 30 °С. |
Е.2 Для объектов газораспределительной системы и газопотребления следует принимать трубы из углеродистой стали обыкновенного качества по ГОСТ 380 и качественной стали по ГОСТ 1050.
Е.3 Для газопроводов жидкой фазы СУГ следует применять бесшовные трубы. Разрешается 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.
Е.4 Трубы по ГОСТ 3262 могут применяться для строительства наружных и внутренних газопроводов низкого давления.
Трубы по ГОСТ 3262, с условным диаметром до 32 мм могут применяться для строительства импульсных газопроводов давлением до 1,2 МПа. При этом гнутые участки импульсных газопроводов должны иметь радиус изгиба не менее двух наружных диаметров, а температура стенки трубы в период эксплуатации должна быть не ниже 0 °С.
Е.5 Возможность применения труб по государственным стандартам и техническим условиям, приведенным в таблице Е.1, но изготовленных из полуспокойной и кипящей стали, регламентируется 16.2.4 и 16.2.5.
Е.6 Запрещается применять для строительства объектов газораспределительной системы и газопотребления трубы по ГОСТ 8731 и ГОСТ 8733, изготовленные из слитка.
СН 4.03.01-2019
Приложение Ж
Объем измерений, сигнализации и автоматического регулирования в системах газоснабжения тепловых электростанций
Таблица Ж.1
Измеряемые и регулируемые величины | Форма и место представления информации | Автоматическое регулирование | ||||||||
Щит управления в главном корпусе | Местный щит управления в ГРП | По месту | ||||||||
Показывающий прибор (обязательный) | Показывающий прибор (при необходимости) | Сигнализация | Регистрирующий прибор | Показывающий прибор (обязательный) | Показывающий прибор (при необходимости) | Сигнализация | Регистрирующий прибор | Показывающий прибор | ||
Давление газа до ГРП | + | — | + (увели- чение и умень- шение) | — | + | — | — | + | — | — |
Давление газа после ГРП | + | — | + (увели- чение и умень- шение) | — | + | — | — | + | — | + |
Общий расход газа | + | — | — | — | + | — | — | + | — | — |
Температура газа до или после расхо- домера | — | — | — | — | + | — | — | + | — | — |
Потеря давле- ния на фильт- рах | — | — | — | — | + | — | — | — | + | — |
Загазованность в регуляторном зале и помеще- нии щита уп- равления в ГРП | — | — | + (уве- личе- ние) | — | + | — | + (уве- личе- ние) | — | — | — |
Расход газа на каждый котел | + | — | — | + | — | — | — | — | — | + |
Давление газа до регулирую- щего клапана котла | — | + | — | + | — | — | — | — | — | — |
Примечание — Знак «+» означает, что для этих параметров должна обеспечиваться информация. | Давление газа перед каждой горелкой (после отключающего устройства) | Измеряемые и регулируемые величины | |
— | Показывающий прибор (обязательный) | Щит управления в главном корпусе | Форма и место представления информации |
— | Показывающий прибор (при необходимости) | ||
— | Сигнализация | ||
— | Регистрирующий прибор | Местный щит управления в ГРП | |
— | Показывающий прибор (обязательный) | ||
— | Показывающий прибор (при необходимости) | ||
— | Сигнализация | По месту | |
— | Регистрирующий прибор | ||
+ | Показывающий прибор | ||
— | Автоматическое регулирование |
СН 4.03.01-2019
Приложение К
Число квартир, которое целесообразно снабжать паровой фазой сжиженного углеводородного газа от одной резервуарной установки
Таблица К.1
Преобладающая этажность застройки | Оптимальная плотность газопотребления, кг/(ч·га) | Число квартир в зависимости от типа испарителей газа | |||
электрических | водяных и паровых | ||||
Оптимальное | Допустимое | Оптимальное | Допустимое | ||
При установке газовых плит | |||||
2 | 1,65 | 588 | 410–880 | 780 | 550–1250 |
3 | 2,15 | 857 | 580–1360 | 1242 | 850–2000 |
4 | 2,30 | 951 | 620–1610 | 1412 | 950–2250 |
5 | 2,60 | 1155 | 730–1980 | 1794 | 1250–3080 |
9 | 3,45 | 1710 | 1060–3060 | 2911 | 1790–4600 |
При установке газовых плит и проточных водонагревателей | |||||
2 | 2,95 | 642 | 390–1070 | 765 | 470–1260 |
3 | 3,80 | 1084 | 630–2020 | 1264 | 780–2140 |
4 | 4,20 | 1256 | 720–2350 | 1454 | 930–2560 |
5 | 4,60 | 1641 | 860–3360 | 1879 | 1120–3380 |
97
СН 4.03.01-2019
Приложение Л
Число квартир, которое целесообразно снабжать газовоздушной смесью от одной резервуарной установки
Таблица Л.1
Преобладающая этажность застройки | Оптимальная плотность газопотребления, кг/(ч·га) | Число квартир в зависимости от типа испарителей газа | |||
электрических | водяных и паровых | ||||
Оптимальное | Допустимое | Оптимальное | Допустимое | ||
При установке газовых плит | |||||
2 | 2,40 | 1159 | 760–1800 | 931 | 650–1450 |
3 | 3,20 | 1856 | 1200–3150 | 1564 | 1000–2500 |
4 | 5,45 | 2102 | 1350–3600 | 1793 | 1240–3050 |
5 | 3,95 | 2632 | 1600–4520 | 2296 | 1400–3900 |
9 | 5,20 | 4127 | 2350–6400 | 3767 | 2100–6500 |
При установке газовых плит и проточных водонагревателей | |||||
2 | 4,40 | 1274 | 800–2300 | 1270 | 850–2150 |
3 | 5,75 | 2024 | 1200–3700 | 1969 | 1250–3400 |
4 | 6,20 | 2312 | 1300–4300 | 2221 | 1350–3860 |
5 | 7,10 | 2946 | 1600–6000 | 2766 | 1700–4900 |
98
СН 4.03.01-2019
Приложение М
Структура, функции и технические средства телемеханизации
и автоматизированных систем управления технологическими процессами
М.1 Проектирование ТМ и АСУТП объектов газораспределительной системы и газопотребления следует осуществлять в соответствии с требованиями настоящего раздела и других ТНПА, а также целесообразно руководствоваться [5].
М.2 Внедрение ТМ и АСУТП должно обеспечивать бесперебойную и безопасную подачу и ис- пользование газа, учет газопотребления и улучшение технико-экономических показателей объектов газораспределительной системы и газопотребления, а также выработку и реализацию оптимальных (рациональных) управляющих воздействий на систему распределения газа в режимах нормального ее функционирования.
М.3 Структура
М.3.1 ТМ и АСУТП следует создавать путем устройства в газоснабжающих организациях ПУ, а на наружных сетях и сооружениях распределительных систем — КП.
При необходимости создания многоуровневых АСУТП должен предусматриваться ЦПУ, коорди- нирующий работу ПУ.
Разрешается совмещать центральный пункт управления с одним из ПУ.
М.3.2 На сооружениях, не оснащенных полностью средствами автоматики и телемеханики и тре- бующих для обслуживания постоянного дежурного персонала, возможно устройство операторских пунктов, подчиненных службе ПУ.
М.3.3 Места размещения КП следует выбирать в соответствии с требованиями техники безопас-
ности с учетом важности контролируемого объекта и его влияния на функционирование системы рас- пределения газа с учетом перспективы ее развития.
М.3.4 ТМ следует охватывать:
— все ГРС или точки газопроводов на выходе из ГРС;
— все ГРП, питающие сети высокого и среднего давления или перераспределяющие в них по- токи газа;
— ГРП, питающие тупиковые сети низкого давления;
— ГРП или пункты учета расхода газа потребителей с расчетным расходом газа св. 500 м3/ч, имеющие особые режимы газоснабжения или резервное топливное хозяйство;
— ГРП, питающие закольцованные сети низкого давления, а также ГРП или пункты учета расхода газа потребителей, выбор которых производится в зависимости от особенностей схемы газоснабжения.
В АСУТП выбранные КП должны, кроме того, обеспечивать заданное качество моделирования, прогнозирования и управления распределением потоков газа.
М.4 Функции
М.4.1 Проектируемые ТМ и АСУТП должны выполнять информационные и управляющие функ- ции (задачи) в объеме, приведенном в таблице М.1.
М.4.2 Информационную емкость КП следует принимать согласно данным таблицы М.2.
М.4.3 Определение расхода и количества газа с приведением к нормальным условиям может выполняться на ПУ. Дискретность измерений при определении количества газа должна обеспечивать необходимую точность учета.
М.4.4 При использовании метода спорадической телепередачи (передача технологической инфор- мации по инициативе КП по мере отклонения значений от заданных) не реже 1 раза в час должен осуществляться общий опрос информации о состоянии КП.
М.5 Технические средства
М.5.1 В комплекс технических средств следует включать СИА, выполняющие функции восприятия, преобразования, измерения, обработки, передачи, хранения, отображения и использования инфор- мации, а также вспомогательные функции.
М.5.2 Используемые СИА должны удовлетворять требованиям единой системы стандартов при-
боростроения, а также соответствовать техническим условиям на конкретные СИА и приниматься с учетом требований настоящих строительных норм.
99
СН 4.03.01-2019
М.5.3 Выходные сигналы средств восприятия и преобразования информации должны соответст- вовать ГОСТ 26.011 и ГОСТ 26.013.
М.5.4 Измерение, обработка, передача, хранение и отображение информации должны обеспечи- ваться СИА класса УВТК, включающих средства вычислительной техники по ГОСТ 21552 и устройства телемеханики по ГОСТ 26.205.
Таблица М.1
Наименование функции | Описание функции | Необходимость выполнения функции | |
ТМ | АСУТП | ||
Информационная | |||
1 Централизованный кон- троль за состоянием объек- тов газораспределительной системы и газопотребления | 1 Автоматический с заданным периодом или по вызову, измерение и подготовка к выдаче опера- тивному персоналу значений технологических па- раметров на всех или группе КП | + | + |
2 Автоматический с заданным периодом или по вызову, отображение и (или) регистрация значений необходимых технологических параметров на всех или группе КП | + | + | |
3 Оперативный с автоматическим обнаружением, отображением, регистрацией и общим оповещением о выходе значений технологических параметров за допустимые пределы, а также о срабатывании средств защиты | + | + | |
4 Автоматический с обнаружением, отображением и регистрацией изменения показателей состояния оборудования на КП | + | + | |
5 Автоматический с отображением и регистрацией отклонений регулируемых технологических пара- метров от заданных значений | * | + | |
6 Измерение значений технологических парамет- ров и определение показателей состояния обору- дования выбранного КП по вызову, с отображением или регистрацией фактических, договорных и за- данных значений технологических параметров | + | + | |
7 Оперативный с отображением и регистрацией результатов вычислительных и логических опера- ций, выполняемых комплексом технологических средств | * | + | |
2 Вычислительные и ло- гические операции инфор- мационного характера | 1 Косвенные измерения расходов газа с коррекцией на температуру и давление газа | + | + |
2 Учет количества газа, поданного в систему по каждой магистральной ГРС и в целом по городу за различные периоды | * | + | |
3 Учет количества газа, израсходованного каждым телемеханизированным потребителем за различ- ные периоды | * | + |
100
СН 4.03.01-2019
Окончание таблицы М.1
Наименование функции | Описание функции | Необходимость выполнения функции | |
ТМ | АСУТП | ||
2 Вычислительные и ло- гические операции инфор- мационного характера | 4 Вычисление и анализ обобщенных показателей качества газоснабжения | * | + |
5 Диагностика режимов газоснабжения потребителей | * | + | |
6 Прогнозирование газопотребления | * | + | |
7 Прогнозирование состояния объектов газорас- пределительной системы и газопотребления | * | + | |
8 Подготовка информации и отчетов для смежных и вышестоящих систем управления | * | + | |
9 Выполнение процедур обмена информацией со смежными и вышестоящими системами управления | * | + | |
Управляющая | |||
3 Определение рациональ- ного режима ведения тех- нологического процесса | 1 Выработка рациональных значений давления газа на выходе из источников различных ступеней объектов газораспределительной системы и газо- потребления | | + |
2 Выработка рационального варианта газоснабже- ния потребителей, сглаживающих пиковую нерав- номерность газопотребления | | + | |
3 Выработка рационального варианта локализа- ции аварийного участка системы газоснабжения | | + | |
4 Выработка рационального варианта распреде- ления потоков в системе газоснабжения | | * | |
5 Выдача рекомендаций оперативному персоналу по рациональному ведению технологического про- цесса | + | ||
4 Формирование и передача управляющих воздействий | 1 Дистанционная настройка регуляторов на источ- никах газоснабжения различных ступеней системы газоснабжения | * | + |
2 Выдача команд-инструкций на сокращение или увеличение потребления газа | * | * | |
3 Выдача команд на принудительное сокращение подачи газа потребителям, превышающим уста- новленные лимиты | * | * | |
4 Дистанционная настройка регуляторов ГРП, пере- распределяющих потоки в системе газоснабжения | * | * | |
5 Дистанционное управление отключающими уст- ройствами | * | * | |
Примечание — Знак «+» обозначает, что функция нормируется; знак «» — не нормируется; знак «*» — функция нормируется при обосновании необходимости. |
101
СН 4.03.01-2019
Таблица М.2
Телемеханические функции | Категории КП | |||
ГРС | ГРП | Отдельные характерные точки | ||
Сетевой | Объектовые | |||
Текущее измерение: давления газа на: входе выходе расхода газа температуры газа | + + + | + + * * | + + + | + |
Интегральное измерение количества газа | + | | + | |
Сигнализация: предельных давлений газа на входе предельных давлений газа на выходе предельной засоренности фильтров предельной загазованности воздуха предельной температуры воздуха срабатывания предохранительного клапана положения телеуправляемых объектов (электроуправляемых задвижек, устройств дистанционного управления регуляторов давления газа) | + | + + + * * + + | + * – * | * |
Управление: отключающими устройствами настройкой регуляторов давления газа устройствами ограничения подачи газа телефонной связью двусторонним телевызовом передачей команд-инструкций | + + | + * * + | * * * + * | * * * |
Примечание — Знак «+» обозначает, что функция нормируется; знак «» — функция не нормируется; знак «*» — функция нормируется при обосновании необходимости. |
М.5.5 УВТК по быстродействию должны соответствовать 2-й группе, по точности — классу 1,5, по достоверности — категории 3 и по надежности — группе 2 по ГОСТ 26.205 либо иметь лучшие ха- рактеристики.
М.5.6 По устойчивости к воздействию климатических факторов УВТК на ПУ должны соответство- вать 2-й группе по ГОСТ 21552 для средств вычислительной техники и группе В1 по ГОСТ 26.205 для устройств телемеханики, а на КП — группе В3 или В4 по ГОСТ 26.205.
М.5.7 Телепередачу информации следует осуществлять по телемеханической сети произвольной
многоточечной структуры с дальностью действия не менее 25 км. Возможно использование иерархи- ческой телемеханической сети.
М.5.8 При использовании для передачи информации каналов (телефонных или радио) Мини- стерства связи и информатизации параметры линейных цепей технических средств, сопрягаемых с этими каналами, должны соответствовать ТНПА Министерства связи и информатизации, при ис- пользовании ведомственных каналов связи параметры линейных цепей устанавливают в технических условиях, утвержденных в установленном порядке на конкретное техническое средство.
102
СН 4.03.01-2019
М.5.9 Использование коммутируемых каналов связи возможно для УВТК с децентрализованной (на КП) обработкой и хранением информации, при этом для приема аварийных сигналов на ПУ дол- жен выделяться отдельный телефонный номер.
М.5.10 Средства использования информации должны обеспечивать отключение (включение) подачи газа и настройку регуляторов давления в соответствии с требованиями настоящих строитель- ных норм.
Для управления отключающими устройствами должны применяться дистанционно управляемые задвижки или ПЗК, а для управления настройкой регуляторов давления газа — переключаемые или плавно перенастраиваемые регуляторы управления, при этом на ГРП низкого давления перенастрой- ка должна осуществляться с установкой не менее трех уровней выходного давления.
М.5.11 Разрешается использование технических средств, обеспечивающих оперативное управ- ление инженерными сетями другого назначения, а также вычислительных центров и сетей передачи данных коллективного пользования, если при этом обеспечиваются требуемые надежность и быстро- действие выполнения функций ТМ и АСУТП.
М.6 Помещения
М.6.1 ПУ следует размещать в помещениях, обеспечивающих оптимальные условия эксплуата- ции аппаратуры и комфортные условия работы диспетчерского персонала.
При проектировании строительной части ПУ следует руководствоваться требованиями СН 2.02.03 и СН 3.02.02.
М.6.2 При проектировании ПУ следует предусматривать устройство:
- резервного ввода электроснабжения от отдельной трансформаторной подстанции с автомати- ческим включением резерва или резервного источника постоянного тока (аккумуляторной установки с автоматическим подзарядом) с автоматическим подключением к резерву;
- отопления и приточно-вытяжной вентиляции;
- защиты диспетчерского и аппаратного зала от проникания пыли;
- акустического благоустройства диспетчерского зала;
- подпольных каналов сечением не менее 1030 см или фальшполов, обеспечивающих про- кладку кабельных коммуникаций.
М.6.3 ПУ могут оборудоваться диспетчерскими телефонными станциями, внутренней сигнализа- цией, переговорными устройствами и аппаратурой для звукозаписи телефонных сообщений.
М.6.4 КП, оборудуемые на ГРС, ГРП, и пункты учета расхода газа объектов газораспределитель- ной системы и газопотребления, должны иметь аппаратные помещения площадью не менее 4 м2.
Для размещения технических средств АСУТП могут использоваться наружные аппаратные киоски, а также приспособленные помещения производственных зданий.
Аппаратные помещения должны отвечать требованиям, предъявляемым к помещениям КИП в ГРП.
103
СН 4.03.01-2019
Приложение Н
Рекомендуемые расстояния между осями смежных трубопроводов и от трубопроводов до края опорной конструкции
Таблица Н.1
Условный проход трубопроводов Dy, мм | Рекомендуемые расстояния, мм, не менее | |||
для изолированных трубопроводов | для неизолированных трубопроводов | |||
А1 | b1 | А2 | b2 | |
32 | 90 | 130 | 70 | 40 |
40 | 90 | 150 | 80 | 50 |
50 | 100 | 180 | 80 | 50 |
65 | 100 | 190 | 90 | 60 |
80 | 150 | 200 | 100 | 70 |
100 | 150 | 220 | 110 | 80 |
125 | 150 | 220 | 120 | 100 |
150 | 200 | 240 | 130 | 110 |
200 | 200 | 300 | 160 | 140 |
250 | 200 | 300 | 190 | 160 |
300 | 250 | 320 | 210 | 190 |
350 | 250 | 350 | 240 | 210 |
400 | 300 | 400 | 260 | 240 |
500 | 300 | 450 | 320 | 290 |
600 | 400 | 540 | 370 | 340 |
700 | 400 | 560 | 410 | 380 |
800 | 450 | 620 | 490 | 450 |
1000 | 500 | 760 | 610 | 560 |
1200 | 600 | 850 | 710 | 660 |
1400 | 700 | 1000 | 810 | 760 |
Рисунок Н.1 |
104
СН 4.03.01-2019
Приложение П
Минимальные расстояния от объектов, расположенных на территории электростанций,
до газопроводов систем газоснабжения газотурбинной установки и парогазовой установки
Таблица П.1
Наименование объекта | Минимальное расстояние, м, от объекта электростанции до газопровода, проложенного | |
надземно | подземно | |
1 Административные и бытовые здания | 15 | 10 |
2 Внутренние автомобильные дороги | 1,5 | 2,5 |
3 Внутренние железные дороги | 5 | 10,8 |
4 ВА электропередачи | С учетом [5] | |
5 Резервуары горючей жидкости, легковоспламе- няющейся жидкости | 15 | — |
6 Колодцы инженерных коммуникаций | Вне габаритов опор, эстакады | 10 |
7 Открытые трансформаторные подстанции и рас- пределительные устройства | С учетом [5] | |
8 Производственные здания | 10 | 10 |
9 Инженерные коммуникации (подземные): водопровод, бесканальная тепловая сеть | 3 | 2,0 |
тепловые каналы, в том числе тепловые сети | 1,5 | 4,0 |
канализация | 1,5 | 5,0 |
силовые кабели | С учетом [5] |
105
СН 4.03.01-2019
Библиография
- Жилищный кодекс Республики Беларусь
- Закон Республики Беларусь от 4 января 2003 г. № 176-З «О газоснабжении»
- Правила по обеспечению промышленной безопасности в области газоснабжения Респуб- лики Беларусь
Утверждены постановлением Министерства по чрезвычайным ситуациям Республики Беларусь от 2 февраля 2009 г. № 6
- Правила по обеспечению промышленной безопасности оборудования, работающего под избыточным давлением
Утверждены постановлением Министерства по чрезвычайным ситуациям Республики Беларусь от 28 января 2016 г. № 7
- ПУЭ (6-е издание) Правила устройства электроустановок
- СНиП 3.05.02-88 Газоснабжение
- Правила по обеспечению промышленной безопасности при эксплуатации паровых котлов с давлением пара не более 0,07 МПа (0,7 бар) и водогрейных котлов с температурой нагрева не выше 115 °С
Утверждены постановлением Министерства по чрезвычайным ситуациям Республики Беларусь от 31 декабря 2013 г. № 79
- Закон Республики Беларусь от 5 января 2016 г. № 354-З «О промышленной безопасности»
- Положение о порядке установления охранных зон объектов газораспределительной систе- мы, размерах и режиме их использования
Утверждено постановлением Совета Министров Республики Беларусь от 6 ноября 2007 г. № 1474
- СНиП 2.05.06-85 Магистральные трубопроводы
- CHиП 2.09.03-85 Сооружения промышленных предприятий
- СНиП 2.04.12-86 Расчет на прочность стальных трубопроводов
- СНиП III-42-80 Правила производства и приемки работ. Магистральные трубопроводы
- СНБ 3.03.01-98 Железные дороги колеи 1520 мм
- DIN 3535-6:2011 Gaskets for gas supply — Part 6: Gasket materials based on fibres, graphite or polytetrafluoroethylene (PTFE) for gas valves, gas appliances and gas mains (действует 2019 года)
Материалы уплотнительные на основе волокон, графита или политетрафторэтилена (PTFE) для газовой арматуры, газового оборудования и газопроводов
- СНиП II-35-76 Нормы проектирования. Котельные установки
106
Официальное издание
МИНИСТЕРСТВО АРХИТЕКТУРЫ И СТРОИТЕЛЬСТВА
СТРОИТЕЛЬНЫЕ НОРМЫ
СН 4.03.01-2019
ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЕ И ГАЗОПОТРЕБЛЕНИЕ
Ответственный за выпуск Е. П. Желунович
Редакторы Н. А. Лебедко, И. М. Дорошко
Технический редактор А. В. Хмеленко Художественный редактор Н. П. Бузуй Корректор Н. В. Леончик
Сдано в набор 13.12.2019. Подписано в печать 22.07.2020. Формат 60×84 1/8. Бумага офсетная. Гарнитура Ариал. Печать офсетная. Усл. печ. л. 12,6. Уч.-изд. л. 12,91. Тираж экз. Заказ .
Издатель и полиграфическое исполнение: республиканское унитарное предприятие «Стройтехнорм». Свидетельство о государственной регистрации издателя, изготовителя, распространителя печатных изданий
№ 1/536 от 08.11.2018.
Ул. Кропоткина, 89, 220002, г. Минск.