СНиП 2.04.08-87 (1999), часть 9

• часть 1
• часть 2
• часть 3
• часть 4
• часть 5
• часть 6
• часть 7
• часть 8
• часть 9
• часть 10
• часть 11

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

11 .26. Разъе мные соединения полиэтиленовых труб со стальными трубами, компенсаторами и запорной арматурой следует предусматривать на втулках под фланец. При отсутствии втулок под фланцы допускается выполнять разъемные соединения полиэтилен — сталь по чертежам, разработанным п роектной организацией.

ЗАПОР НОЕ И Р ЕГУ ЛИРУ ЮЩЕЕ ОБОРУДОВА НИЕ, ПРИБОРЫ И ДРУГИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ИЗДЕЛИЯ

11.27. При выборе запорной арматуры следует учитывать условия ее эксплу атации по давлению газа и температуре согласно данным, приведенным в табл. 30 *

Таблица 30*

11.28. При выборе запорной арматуры для резервуаров СУГ следует принимать следующие условные давле ния, МПа (кгс/см² ):

для надземных ...... 1,6 (16)

" по дзе мных ...... 1,0 (10)

В системах газоснабжения СУГ запорная арма ту ра из серого чугуна допу скается к применению только на газопроводах паровой фазы низкого давления.

11.29. Вентили, краны, задвижки и затворы поворотные, предусма триваемые для систем газоснабжения в качестве запорной арматуры (отключающих устройств), должны быть предназна чены для газовой среды. Герметичность затворов должна соответствовать I классу по ГОСТ 9544—75.

Допускается применять для систем газоснабжения запорную армату ру общего назначения при усл овии выполнения дополнительных работ по притирке и испытанию затвора арматуры на герме тичность I класса в соответствии с ГОСТ 9544—75.

Электрообору дование приводов и других эл ементов тру бопроводной арматуры по требованиям взрывобезопасности следуе т принимать в соответствии с у казаниями ПУЭ.

На газопроводах низкого давления в качестве запорных устройств допу скае тся применять гидрозатворы.

Краны и поворотные затворы должны иметь ограничители поворота и ука затели положения «открыто - закрыто», а задвижки с невыдвижным шпинделе м — у казатели степе ни открытия.

11.30. Основные параметры регуляторов дав ления газа, применяе мых в системах газоснабжения, должны соответствовать данным, приведенным в табл. 31.

11 .31 . Конструкция регу ляторов давления газа должна соответств овать ГОСТ 1 1881 — 76Е (СТ СЭВ 3048—81) и удовлет воря ть следующим требованиям:

зона пропорциональности не должна превышать ± 20 % верхнего предела настройки выходного давления для комбинированных регуляторов и регуляторов баллонных установок и ±10 % для всех других регу ляторов;

зона нечувствительности не должна быть более 2, 5 % верхнего предела настройки выходного давлен ия;

постоянная времени (время переходного процесса регул ирования при резких изменениях рас хода газа или входн ого давления ) не должна превышать 6 0 с.

11 .32. Относительная нерегулируемая протеч ка газа через закрытые клапаны двухседельных регуляторов допускается не более 0,1 % номинального расхода; для односедельного клапана герметичность затворов должна соответствовать I классу по ГОСТ 9544-75.

Таблица 31

Допустимая нерегулируемая протечка газа при примен ении в качестве регулирующих устройств поворотных заслонок не дол жна превышать 1 % пропускной способности.

1 1.33. Основные параметры ПЗК, применяемых в ГРП (ГРУ) для пре кращения подачи газа к потребителям при недопустимом повышен ии и понижении контролируе мого давлен ия газа, приведены в табл. 32.

Таблиц а 32

Точность срабатывания ПЗК должна составлять ± 5 % заданных величин контролируе мого давления для ПЗК, устанавливаемых в ГРП, и ± 10 % для ПЗК в шкафных ГРП, ГРУ и комбинированных ре гул яторах.

11.34. Основные параметры ПСК, устанавливаемых в ГРП (ГРУ) и на резервуарах СУГ, приведены в табл. 33.

11.35. ПСК должны обеспечивать открытие при превышении установленного максимального рабочего давления не боле е чем на 15 %.

Давление, при котором происходит полное закрытие клапана, устанавливается соответствующим стандартом или техническими условиями на изготовление клапанов, утвержденными в установленном порядке.

Пружинные ПСК д олжны быть сна бжены устрой ством для их принудительного открытия .

На газопроводах низкого давления допускается установка ПСК без приспособления для принуди тельного открытия.

11.36. Основные параметры фильтров, устанавливаемых в ГРП (ГРУ) для защиты регулирующих и предохранительных устройств от засорения механическими приме сями, должны соответствовать данным, приведенным в табл. 34.

11.37*. Фильтры должны иметь штуцера для присоединения к ним дифманометров ил и другие устройства для определения потери давления на фильтре (степени засоре нности кассеты).

Таблица 33

Таблица 34

11.38. Фильтрующ ие материалы должны обеспечивать тре буе мую очистку газа, не образовывать с ним химических соединений и не разрушаться от постоянного воздействия газа.

11.39. Для из готовления гну тых и сварных компенсаторов следуе т использовать трубы, равноценные принятым для соответствующего газопровода (для газопроводов высокого и среднего давления следует учитывать указания п. 11.7 *). Отводы, применяемые для изготовления сварных компенсаторов, следует принима ть в соответствии с п. 11.15.

11.40. Применение сальн иковых компенсаторов на газопроводах не допускается.

11.41. Изделия для закрепления газопроводов, прокладываемых через водные преграды, на заболочен ных и обводненных участках, должны соответствовать требованиям СНиП 2.05.06-85.

11.42. Материалы и конструкции сосу дов ( ре зерв уаров, исп арите лей, автомобильных и железнодорожных ц истерн) для СУГ должны соответствовать требованиям «Правил у стройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давле ние м», утвержде нных Госгортехнадзором СССР, ГОСТ 14249-5 9, ОСТ 26-291- 79, ГОСТ 993 1— 85. ГОСТ 6533—78, а также отраслевым стандартам или техническим условиям, утвержд енным в установленном порядке.

11.43. Резервуары СУГ следует изготавливать из стали с гарантированной величиной ударной вя зкости не менее 30 Дж/см² (3 кгс× м/см² ) :

для районов с расчетной температурой до минус 40 ° С включ.  — при температуре минус 40 ° С;

для районов с хол одным климатом, указанных в п. 11 .57 - при температуре минус 60 ° С,

11.44. Бытовые газовые плиты должны отвечать требованиям ГОСТ 10798—85 или техниче ским условия м на эти приборы, утвержденным в установленном порядке.

11.45. Плиты с отводом продуктов сгорания в дымоход дол жны иметь автоматику, обеспечивающу ю прекращение подачи газа к плите при отсутствии необходимого разрежения в дымоходе.

1 1.46. Газовое оборудование для предприятий торговли, общественного питания и дру гих аналогичных потребителей следует оснащать приборами автоматики безопасности, обеспечивающими отключение основных (рабочих) горелок в случае прекращ ения подачи газа, погасания пламени и прекращения подачи возду ха (дл я обору дования, оснащенного горелками с принудительной подачей воздуха) .

Для горелки ил и группы горелок, объединенных в блок, имеющи х номинальную теплов ую мощность мен ее 5,6 кВт (расход газа менее 0,5 м³ /ч) установка автоматики безопасности не обязательна.

Необходимость оснащения газовых аппаратов автоматикой для отключения подачи газа при нарушении других параметров и обеспечение автоматиче ского ре гу лирования проц ессов горения решается разработчиком оборудования в зависимости от технол огии и режимов работы аппаратов.

11.47. Для нагрева воды в бытовых условиях следует применять газовые проточные и емкостные водонагреватели, соответству ющие требованиям ГОСТ 11 032-80, ГОСТ 1991 0-74 или технических условий, утвержденных в установленном порядке.

1 1.48. Газовые возду шные калориферы и конвекторы, применяемые для отопления зданий, а также помещений цехов промышленных предприятий следует комплектовать автоматикой регулирования и безопасности, обеспечивающ ей:

поддержание в отапливаемом помещении заданной температуры или подогрев воздуха до заданной температуры;

отключение подачи газа к горелкам при недопу стимом изменении давлен ия газа, уменьшении разрежения в дымоходе ниже установленной величины, остановке дутьевого вентилятора, подающего воздух через калорифер в помещение, или при погасании пламени.

11.49.* Горелки газовые, предназначенные для тепловых установок промышленных, сельскохозяйственных предприятий, предприятий бытового обслуживания производственного характера, в том числе установок, переводимых на газ с других в идов топлива, дол жны быть и зготовлены организацией по техническ ой документации, утвержденной в установл енном порядке.

Промышленные газовые горелки должны соответствовать требованиям ГОСТ 21204— 83 .

Горелки инфракрасного излучения (ГН И) должны соответствовать требованиям ГОСТ 25696-83.

11 .50. Выбор КИП надлежит производить в соответствии со следующими основными положениями:

параметры, наблюдение за которыми необходимо для правильного ведения установленных режимов эксплуатации, должны контролироваться при помощи показывающих приборов;

параметры, изменение которых может привести к аварийному состоянию оборудования, дол жны контролироваться при помощи регистрирующих и показывающих приборов; допускается не предусматривать регистрирующие приборы при наличии защиты - предохранительных устройств по контролируемым параметрам;

параметры, учет которых необход им для систематического анализа работы оборудования или хозяйственных расчетов, должны контролироваться при помощи регистрирующих или интегрирующих приборов.

11 . 51 . При выборе КИП для ГРП и ГРУ следует руководствоваться указаниями разд. 5.

11 .52. Класс точности КИП след ует принимать в зависимости от конкретного их назначения и особенностей условий эксплуатации объекта, но не н иже класса 2,5.

ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ ДЛЯ ОСОБЫХ ПРИР ОДНЫХ И КЛИМАТИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ

11.53. Для строител ьства подземных газопроводов, проектируемых в районах с пу чинистыми и просадочными грунтами, в сейсмических районах и на подрабатывае мых те рри ториях, не допускается применять трубы из кипящ ей стали.

11 .54. Для подземных газопроводов с условным диаметром больше 80 мм, проектируе мых для районов со среднепучинистыми и сильнопучинистыми грунтами и подраба тываемых территорий, следует предусматривать стальну ю армату ру; для газопроводов с условным диаметром до 80 мм включ. допускается применение запорной арматуры из ковкого чу гуна.

Для подземных газопроводов давлением до 0,6 МПа (6 кгс/см² ), проектиру емых для районов со среднепучинистыми грунтами, допускается применять чу гунную запорную арматуру , при этом арматуру из серого чугу на следует устанавливать с компе нсирующим устройством, допускающим вертикальное перемещение га зопровода.

На подзе мных газопроводах, прокладываемых в районах с сейсмичностью 8 и 9 баллов, следу ет применять стальную запорную арматуру.

1 1.55. Для подземных газопроводов, прокладываемых на подрабатываемых территориях и в районах с сейсмичностью 7 баллов и более, толщину сте нок тру б следует принимать не менее 3 мм для труб диаметром до 80 мм включ., а для труб диаметром 1 00 мм и более — на 2 — 3мм больше расчетной толщины, определенной в соответствии с п. 11 .5.

11.56. Для внутренних и надземных газопроводов, прокладываемых в районах с пучинистыми и просадочными грунтами, в сейсмических районах и на подрабатываемых территориях, требования к трубам и техническим изделиям предъ являются такие же, как для соответствующих газопроводов, сооружаемых в обычных усл овиях строительства.

11 .57. Технические изделия, кроме труб, предназначенные для строительства систем газоснабжения в районах с холодным климатом, следует применять в исполнении ХЛ соответствующей категории в зависимости от места установки по ГОСТ 15150-69.

Границы районов с холодным климатом следует определять согл асно ГОСТ 16350-80 (район I₁ и I₂ ).

Трубы для этих районов следует предусматривать в соответствии с обязател ьн ым приложением 7.

11 .58. В районах с холодным климатом допускае тся применение технических изд елий в исполне нии У по ГОСТ 15150-69, в том числе труб по табл. 1 об язательного приложения 7, если они будут эксплуатироваться в отапливаемых помещениях или под землей (при температуре не ниже минус 40 °С), а при транспортировании, хранении и монтаже бу дет обе спечена полная сохранность и работоспособность в соотв етствии с технической доку мен тацией на их изготовление.

12. ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИЯ И АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ПРОЦЕССАМИ В СИСТЕМАХ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ

12.1 . Дл я обеспечения цен трализованного оперативного у правления системами газоснабжения следу ет предусматривать в проектах газоснабжения теле механизацию (ТМ) или автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУ ТП).

ТМ следует предусматривать при проектировании газоснабжения городов с населением свыше 100 тыс. чел. ил и при расширении, реконструкции и техническом перевооружении действующих систем газоснабжения с числом объектов, подлежащих контролю, более 1 5.

АСУ ТП следует пре дусматривать при проектировании газосна бжения городов с населением, ка к правило, свыше 500 тыс. чел. и при расширении, реконструкции и техническом перевооружении систем газоснабжения — с числом объектов, подлежащих контролю, более 50.

12 .2. Проектные решения должны предусматривать возможность даль нейшей модернизац ии и развития ТМ и АСУ ТП.

12.3. Внедрение ТМ и АСУ ТП допускается осуществлять по очередям. Выделение очереде й проводится по количеству контролиру емых объектов к уровн ю решаемых задач. Первая очередь внедрения АСУ ТП допу скает ее функционирование в режиме ц ентрализованного контроля при ограниченном числе контролируемых объектов.

12.4. Структуру, функции и те хнические средства ТМ и АСУ ТП допускается принимать в соответствии с рекомендуемым приложением 11.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

Спра вочное

КЛАССИФИКАЦИЯ ГАЗОПРОВОДОВ, ВХОДЯЩИХ В СИСТЕМУ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ

Распределительными газопроводами следует считать наружные газопроводы, обеспечивающ ие подачу газа от источников газоснабжения до газопроводов-вводов, а также газопроводы высокого и средн его давления, предназначенные для подачи газа к одному объ екту (ГРП, промышл енное предприятие . котельная и т. п.) .

Газ опроводом-вводом следует считать газопровод от места присоединения к распределительному газопроводу до откл ючающ его у стройства на вводе.

Вводным газопров одом следует считать участок газопровода от отключающего устройства н а вводе в здание (при у становке отключающего устройства снаружи здания) до внутреннего газопровода, включая газопровод, проложенный в футляре через стену здания.

Межпоселковыми газопроводами следует считать распределительные газопроводы, прокладываемые вне территории насел енных пунктов.

Внутренним газопроводом следу ет считать у часток газопровода от газопровода-ввода (при установке отключающего устройства внутри здания) или от вводного газопровода до места подключения прибора, теплового агрегата и др.

ПРИЛОЖЕНИЕ 2

Рекомендуемое

ЗНАЧЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТОВ ЧАСОВОГО МАКСИМУМА РАСХОДА ГАЗА ПО ОТРАСЛЯ М ПРОМЫШЛЕННОСТИ

ПРИЛОЖЕНИЕ 3*

Справочное

ЗНАЧЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ОДНОВРЕМЕННОСТИ К_sim ДЛЯ ЖИЛЫХ ДОМОВ

Примечания: 1. Дл я к варти р, в которых у станавливается несколько однотипных газовых приборов, коэффициент одновременности следует прини мать как для тако го же числа квартир с этими га зовыми приборами.

2. Зн ачение коэффиц иента одновременности для емкостных водонагревателей. отопительных котлов или отопительных пе чей рекомендуется прин имать равн ым 0,85 незав исимо от количества кв артир.

ПРИЛОЖЕНИЕ 4

Отменяется

ПРИЛОЖЕНИЕ 5 *

Справочное

ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ГАЗОПРОВОДОВ

1. Гидравлический расчет газопроводов следует выполнять, как правило, на электронно- вычислительной машине с оптимальным распределением расчетной потери давления между участками сети.

При невозможности или нецелесообразности выполнения расчета на электронно-вычислительной машине (отсутствие соответствующей программы, отдельные участки газопроводов и т. п.) гидравлический расчет допускается производить по приведенным в данном приложении формулам или по номограммам, составленным по этим формулам.

2. Расчетные потери давления в газопроводах высокого и среднего давления сл едует принимать в пределах давления, принятого для газопровода.

3. Расчетные потери давления газа в распределител ьных газопроводах низкого давления следует принимать не более 1 80 даПа.

Распреде ление величины потери давления межд у уличными, дворовыми и внутренними газопроводами следует принимать по таблице.

В тех слу чаях, когда газоснабже ние СУГ явля ется временным (с последующим переводом на снабжение приро дным газом), газопроводы следует проектировать из усло вий в озможности их использования в будуще м на природном газе. При этом количество газ а необходимо определять как эквивалентное (по теплоте сгорания) расчетному расходу СУГ.

4. Значения расчетной по тери давления газа при прое ктирован ии газопрово дов в сех давлений для промышленных, сельскохозяйственных и бытовых пре дприятий и у чреждений коммунального хозяйства принимаются в зависимости от давления газа в месте подкл юче ния с учетом технических характеристик принимаемых к установке газов ых горелок. устройств автоматики без опасности и автоматики регулирования технологического режима тепловых агрегатов.

5. Падение давления в газоп роводах низкого давления сле дует опре делять в зависимости от режима движения газа по газопроводу, характеризуемого числом Рейнольдса:

, (1)

В зависимости от значения Re падение давления в газопроводах определяется по следующим формулам:

для ламинарного режима движения газа при Re2000

, (2)

для критического режима движения газа при Re = 2000 - 4000

, (3)

для турбулентного режима движения газа при Re > 4000

, (4)

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

7. Гидравлический расчет газопроводов среднего и высокого давления по всей области турбулентного режима движения газа следует производить по формуле

, (5)

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

9. Для наружных надземных и внутренних газопроводов расчетную длину газопроводов следует определять по формуле

, (6)

Эквивалентную длину газопровода следует определять в зависимости от режима движения газа в газопроводе по следующим формулам:

для ламинарного режима движения газа

, (7)

для критического режима движения газа

, (8)

для всей области турбулентного режима движения газа

. (9)

10. Падение давления в трубопроводах жидкой фазы СУГ следует определять по формуле

, (10)

где - коэффициент гидравлического сопротивления;

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

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

Коэффициент гидравлического сопротивления следует определять по формуле

. (11)

Обозначения в формулах (7) - (11) те же, что и в формулах (1) - (4), (6).

11. Гидравлический расчет газопроводов паровой фазы СУГ должен выполняться в соответствии с указаниями по расчету газопроводов природного газа соответствующего давления.

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

на газопроводах от вводов в здание:

до стояка - 25 линейных потерь

на стояках - 20 то же

на внутриквартирной разводке:

при длине разводки 1-2 м - 450 «

« « « 3-4 « - 300 «

« « « 5-7 « - 120 «

« « « 8-12 « - 50 «

13. При расчете газопроводов низкого давления следует учитывать гидростатический напор Н_g , Па, определяемый по формуле

, (12)

14. Гидравлический расчет кольцевых сетей газопроводов следует выполнять с увязкой давлений газа в узловых точках расчетных колец при максимальном использовании допустимой потери давления газа. Неувязка потерь давления в кольце допускается до 10 %.

• часть 1
• часть 2
• часть 3
• часть 4
• часть 5
• часть 6
• часть 7
• часть 8
• часть 9
• часть 10
• часть 11