Присоединяйтесь!
Зарегистрированных пользователей портала: 506 308. Присоединяйтесь к нам, зарегистрироваться очень просто →
Законодательство
Законодательство

"ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ И СТРОИТЕЛЬСТВУ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ ИЗ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ И ПОЛИЭТИЛЕНОВЫХ ТРУБ. СП 42-101-2003" (утв. Протоколом от 08.07.2003 N 32) (Приложения А - К)

Дата документа08.07.2003
Статус документаДействует
МеткиПротокол · Правила · Нормы · Требования

    

СИСТЕМА НОРМАТИВНЫХ ДОКУМЕНТОВ В СТРОИТЕЛЬСТВЕ

 

СВОД ПРАВИЛ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ И СТРОИТЕЛЬСТВУ

 

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ И СТРОИТЕЛЬСТВУ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ ИЗ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ И ПОЛИЭТИЛЕНОВЫХ ТРУБ

 

THE GENERAL PROVISION AND CONSTRUCTION GAS DISTRIBUTION SISTEM FROM STEEL AND POLYETHYELENE PIPES

 

СП 42-101-2003

 

УДК 69+696.2 (083.74)

 

Дата введения 2003-07-08

 
 
    РЕФЕРЕНТ: Приложения Л - Э "Общих положений по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб. СП 42-101-2003" включены в базу отдельным документом.
 
 

ПРЕДИСЛОВИЕ

 
    1 РАЗРАБОТАН коллективом ведущих специалистов ОАО "ГипроНИИгаз", АО "ВНИИСТ", ОАО МосгазНИИпроект", ОИ "Омскгазтехнология", ЗАО "Надежность", Госгортехнадзора России, Госстроя России и ряда газораспределительных хозяйств России при координации ЗАО "Полимергаз"
    2 СОГЛАСОВАН
    Госгортехнадзором России, письмо от 16.06.2000 г. N 03-35/240
    ГУГПС МЧС России, письмо от 20.06.2000 г. N 20/2.2/2229
    3 ОДОБРЕН постановлением Госстроя России от 26.06.2003 г. N 112
    ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ
    4 ПРИНЯТ И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ решением Межведомственного координационного совета по вопросам технического совершенствования газораспределительных систем и других инженерных коммуникаций, протокол от 8 июля 2003 г. N 32
 

ВВЕДЕНИЕ

 
    СП 42-101-2003 "Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб" разработан в соответствии с требованиями СНиП 10-01 в развитие основополагающего СНиП 42-01-2002 "Газораспределительные системы".
    В положениях СП 42-101 приведены подтвержденные научными исследованиями, опробованные на практике и рекомендуемые в качестве официально признанных технические решения, средства и способы реализации обязательных требований по проектированию и строительству систем газораспределения, установленных СНиП 42-01.
    Настоящий Свод правил содержит раздел 7 "Запорная арматура" взамен СП 42-104-97 "Свод правил по применению запорной арматуры для строительства систем газоснабжения".
    В разработке настоящего Свода правил приняли участие:
    Волков B.C., Вольное Ю.Н., Габелая Р.Д., Голик В.Г., Гусева Н.Б., Зубаилов Г.И., Китайцева Е.Х., Красников М.А., Маевский М.А., Нечаев А. С., Пальчиков С.А., Сафронова И.П., Платонов О.В., Удовенко В.Е., Чирчинская Т.П., Шишов Н.А., Шурайц А.Л.
 

1 ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

 
    1.1 Положения настоящего СП распространяются на вновь сооружаемые и реконструируемые газораспределительные системы, нормы и правила на проектирование и строительство которых регламентированы СНиП 42-01.
    1.2 В настоящем СП приведены общие положения в части применения стальных и полиэтиленовых труб. Особенности проектирования, строительства новых и реконструкции изношенных газопроводов приведены соответственно в СП 42-102 "Проектирование и строительство газопроводов из металлических труб" и СП 42-103 "Проектирование и строительство газопроводов из полиэтиленовых труб и реконструкция изношенных газопроводов".
 

2 НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

 
    2.1 В настоящем СП использованы ссылки на следующие документы:
    СНиП 2.02.01-83*. Основания зданий и сооружений;
    СНиП 2.03.11-85. Защита строительных конструкций от коррозии;
    СНиП 2.03.13-88. Полы;
    СНиП 2.04.01-85*. Внутренний водопровод и канализация зданий;
    СНиП 2.04.05-91*. Отопление, вентиляция и кондиционирование;
    СНиП 2.04.07-86*. Тепловые сети;
    СНиП 2.05.02-85. Автомобильные дороги;
    СНиП 2.05.03-84*. Мосты и трубы;
    СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы;
    СНиП 2.05.07-91*. Промышленный транспорт;
    СНиП 2.06.09-84. Туннели гидротехнические;
    СНиП 2.07.01-89*. Градостроительство. Планировка и застройка городских и сельских поселений;
    СНиП 2.08.02-89*. Общественные здания и сооружения;
 
 
    РЕФЕРЕНТ: В связи с утратой силы СНиП 2.08.02-89, следует руководствоваться принятым взамен СНиП 31-06-2009
 
 
    СНиП 2.09.03-85. Сооружения промышленных предприятий;
    СНиП 3.01.01-85*. Организация строительного производства;
 
 
    РЕФЕРЕНТ: В связи с утратой силы Строительных норм и правил СНиП 3.01.01-85*, следует руководствоваться принятыми взамен СНиП 12-01-2004
 
 
    СНиП 3.05.07-85 Системы автоматизации;
    СНиП 10-01-94. Система нормативных документов в строительстве. Основные положения;
    СНиП 11-01-2003. Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения и составе проектной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений;
    СНиП 11-02-96. Инженерные изыскания для строительства. Основные положения;
    СНиП 21-01-97*. Пожарная безопасность зданий и сооружений;
    СНиП 23-01-99*. Строительная климатология;
    СНиП II-22-81. Каменные и армокаменные конструкции;
    СНиП II-35-76. Котельные установки;
    СНиП II-89-80*. Генеральные планы промышленных предприятий;
    СНиП III-42-80*. Магистральные трубопроводы;
    СНиП 42-01-2002. Газораспределительные системы;
    ГОСТ 9.602-89. ЕСЗКС. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии;
    ГОСТ 356-80*. Арматура и детали трубопроводов. Давления условные, пробные и рабочие. Ряды;
    ГОСТ 380-94*. Сталь углеродистая обыкновенного качества. Марки;
    ГОСТ 495-92. Листы и полосы медные. Технические условия;
    ГОСТ 481-80*. Паронит и прокладки из него. Технические условия;
    ГОСТ 613-79. Бронзы оловянные литейные. Марки;
    ГОСТ 1050-88*. Прокат сортовой, калиброванный со специальной отделкой поверхности из углеродистой качественной конструкционной стали. Общие 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 4543-71. Прокат из легированной конструкционной стали. Технические условия;
    ГОСТ 4666-75. Арматура трубопроводная. Маркировка и отличительная окраска;
    ГОСТ 5520-79. Прокат листовой из углеродистой низколегированной и легированной стали для котлов и сосудов, работающих под давлением. Технические условия;
    ГОСТ 6787-2001. Плитки керамические для полов. Технические условия
    ГОСТ 7293-85. Чугун с шаровидным графитом для отливок. Марки;
    ГОСТ 7338-90. Пластины резиновые и резинотканевые. Технические условия;
    ГОСТ 7931-76. Олифа натуральная. Технические условия;
    ГОСТ 8568-77. Листы стальные с ромбическим и чечевичным рифлением. Технические условия;
    ГОСТ 8832-76. Материалы лакокрасочные. Методы получения лакокрасочного покрытия для испытаний;
    ГОСТ 9238-83. Габариты приближения строений и подвижного состава железных дорог колеи 1520 (1524) мм;
    ГОСТ 9544-93. Арматура трубопроводная запорная. Нормы герметичности затворов;
    ГОСТ 10007-80Е. Фторопласт-4. Технические условия;
    ГОСТ 10330-76. Лен трепаный. Технические условия;
    ГОСТ 11262-80. Пластмассы. Метод испытания на растяжение;
    ГОСТ 13726-97. Ленты из алюминия и алюминиевых сплавов. Технические условия;
    ГОСТ 14202-69. Трубопроводы промышленных предприятий. Опознавательная окраска, предупреждающие знаки и маркировочные щитки;
    ГОСТ 14254-96. Степени защиты, обеспечиваемые оболочками. Межгосударственный стандарт. (Код GP)
    ГОСТ 15150-69. Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды;
    ГОСТ 15180-86. Прокладки плоские эластичные. Основные параметры и размеры;
    ГОСТ 15527-70. Сплавы медно-цинковые (латуни), обрабатываемые давлением. Марки;
    ГОСТ 16337-77 Е. Полиэтилен высокого давления. Технические условия;
    ГОСТ 16338-85 Е. Полиэтилен низкого давления. Технические условия;
    ГОСТ 16350-80. Климат СССР. Районирование и статистические параметры климатических факторов для технических целей;
    ГОСТ 16569-86. Устройства газогорелочные для отопительных бытовых печей. Технические условия;
    ГОСТ 17494-87. Машины электрические вращающиеся. Классификация степеней защиты, обеспечиваемых оболочками вращающихся электрических машин;
    ГОСТ 17711-93. Сплавы медно-цинковые (латуни) литейные. Марки;
    ГОСТ 19151-73. Сурик свинцовый. Технические условия;
    ГОСТ 19281-89. Прокат из стали повышенной прочности. Общие технические условия;
    ГОСТ 20448-90. Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления. Технические условия;
    ГОСТ 21204-97. Горелки газовые промышленные. Общие технические требования;
    ГОСТ 21488-97 Е. Прутки прессованные из алюминия и алюминиевых сплавов. Технические условия;
    ГОСТ 21552-84Е. Средства вычислительной техники. Общие технические требования, приемка, методы испытаний, маркировка, упаковка, транспортирование и хранение;
    ГОСТ 21631-76 Е. Листы из алюминия и алюминиевых сплавов. Технические условия;
    ГОСТ 25100-95. Грунты. Классификация;
    ГОСТ 25696-83. Горелки газовые инфракрасного излучения. Общие технические требования и приемка;
    ГОСТ 28394-89. Чугун с вермикулярным графитом для отливок. Марки;
    ГОСТ 2.601-95. ЕСКД. Эксплуатационные документы;
    ГОСТ 8.143-75. ГСИ Государственный первичный эталон и общесоюзная проверочная схема для средств измерений объемного расхода газа в диапазоне 1 x 10(-6) / 1 x 10(2) м3/с;
    ГОСТ 8.563.1-97 ГСИ. Измерение расхода и количества жидкостей и газов методом переменного перепада давления. Диафрагмы, сопла ИСА 1932 и трубы Вентури, установленные в заполненных трубопроводах круглого сечения. Технические условия;
    ГОСТ 8.563.2-97 ГСИ. Измерение расхода и количества жидкостей и газов методом переменного перепада давления. Методика выполнения измерений с помощью сужающих устройств;
    ГОСТ 12.1.005-88 ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны;
    ГОСТ 12.1.007-76 ССБТ. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности;
    ГОСТ 12.1.011-78* ССБТ. Смеси взрывоопасные. Классификация и методы испытаний;
    ГОСТ 12.2.085-85 ССБТ. Сосуды, работающие под давлением. Клапаны предохранительные. Требования безопасности;
    ГОСТ Р 12.3.048-2002 ССБТ. Строительство. Производство земляных работ способом гидромеханизации. Требования безопасности;
    ГОСТ 12.4.059-89 ССБТ. Строительство. Ограждения предохранительные инвентарные. Общие технические условия;
    ГОСТ 21.610-85. СПДС. Газоснабжение. Наружные газопроводы. Рабочие чертежи;
    ГОСТ 34.003-90. Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Термины и определения;
    ГОСТ 34.201-89. Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Виды, комплектность и обозначение документов при создании автоматизированных систем;
    ГОСТ 34.601-90. Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания;
    ГОСТ 34.602-89. Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Техническое задание на создание автоматизированной системы;
    ГОСТ Р 50571.3-94. Электроустановки зданий. Часть 4. Требования по обеспечению безопасности. Защита от поражений электрическим током;
    ГОСТ Р 50670-94. Оборудование промышленное газоиспользующее. Воздухонагреватели. Общие технические требования;
    ГОСТ Р 50838-95. Трубы из полиэтилена для газопроводов. Технические условия;
    ГОСТ Р 51617-2000. Жилищно-коммунальные услуги. Общие технические условия;
    МДС 41-2.2000. Инструкция по размещению тепловых агрегатов, предназначенных для отопления и горячего водоснабжения одноквартирных или блокированных жилых домов;
    РД 34.21.122-90. Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений;
    РД 50-34.698-90. Методические указания. Информационная технология. Комплекс стандартов и руководящих документов на автоматизированные системы. Требования к содержанию документов;
    РД 50-680-88. Методические указания. Автоматизированные системы. Основные положения;
    РД 50-682-89. Методические указания. Информационная технология. Комплекс стандартов и руководящих документов на автоматизированные системы. Общие положения.
    ПБ 03-576-03. Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением;
    ПБ 12-529-03. Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления;
    ПБ 12-609-03. Правила безопасности для объектов, использующих сжиженные углеводородные газы;
    Правила плавания по внутренним судоходным путям;
    Правила речного регистра;
    Правила технической эксплуатации речного транспорта.
    ПБ 13-407-01. Единые правила безопасности при взрывных работах;
    ПУЭ. Правила устройства электроустановок;
    Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых котлов с давлением пара не более 0,07 МПа (0,7 кгс/см2), водогрейных котлов и водонагревателей с температурой нагрева воды не выше 388 К (115 °С);
    ПБ 10-574-03. Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов.
 

3. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

 

ВЫБОР СИСТЕМЫ ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ

 
    3.1 Разработку проектов газораспределительных систем следует вести на основании технических условий на присоединение объекта газового хозяйства к источникам газораспределения, выдаваемых владельцем газовых сетей, и наличия согласования с организацией - разработчиком схемы газоснабжения объекта.
    3.2 Порядок разработки, согласования, утверждения и состав проектной документации следует предусматривать в соответствии со СНиП 11-01.
    3.3 Газораспределительные системы подразделяются по:
    - виду газа (природный, СУГ);
    - числу ступеней регулирования давления газа (одно- и многоступенчатые);
    - принципу построения (кольцевые, тупиковые, смешанные).
    3.4 Выбор системы распределения газа рекомендуется производить в зависимости от объема, структуры и плотности газопотребления поселений, размещения жилых и производственных зон, а также источников газоснабжения (местоположение и мощность существующих и проектируемых магистральных газопроводов, газораспределительных станций (ГРС), газонаполнительных станций (ГНС) и т.д.).
    Выбор той или иной газораспределительной системы в проекте должен быть технико-экономически обоснован.
    3.5 При использовании одно- или многоступенчатой системы распределения газ потребителям подается соответственно по распределительным газопроводам одной или нескольких категорий давления.
    Для крупных и средних поселений, как правило, предусматривают многоступенчатые газораспределительные системы.
    Для малых городов или отдельных жилых микрорайонов, а также для сельских поселений в качестве наиболее рациональной газораспределительной системы рекомендуется система распределения среднего давления с ШРП у потребителя или группы потребителей.
    Одноступенчатые газораспределительные системы низкого давления из-за значительных материаловложений являются целесообразными лишь в малых поселениях с компактной застройкой, расположенных вблизи источника газоснабжения.
    В зависимости от величины давления газа в распределительных газопроводах и климатических условий рекомендуется применение ГРП, ГРПБ, как правило, с местными приборами отопления.
    3.6 Между газопроводами различных категорий давления, входящих в систему газораспределения, как правило, следует предусматривать газорегуляторные пункты (установки).
    3.7 Принцип построения газораспределительных систем выбирается в зависимости от характера планировки и плотности застройки поселения. Предпочтительными являются смешанные или кольцевые газораспределительные системы, обеспечивающие наиболее равномерный режим давления во всех точках отбора газа из распределительных газопроводов, а также повышающие надежность систем газоснабжения.
    3.8 При газоснабжении СУГ рекомендуются газораспределительные системы на базе резервуарных установок или станций регазификации.
    Газораспределительные системы с использованием групповых или индивидуальных баллонных установок СУГ рекомендуется применять только при технической невозможности или экономической нецелесообразности использования резервуарных установок.
 

НОРМЫ ПОТРЕБЛЕНИЯ ГАЗА

 
    3.9 При решении вопросов газоснабжения поселений использование газа предусматривается на:
    - индивидуально-бытовые нужды населения: приготовление пищи и горячей воды, а для сельских поселений также для приготовления кормов и подогрева воды для животных в домашних условиях;.
    - отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение жилых и общественных зданий;
    - отопление и нужды производственных и коммунально-бытовых потребителей.
    3.10 Годовые расходы газа для каждой категории потребителей следует определять на конец расчетного периода с учетом перспективы развития объектов - потребителей газа.
    Продолжительность расчетного периода устанавливается на основании плана перспективного развития объектов - потребителей газа.
    3.11 Годовые расходы газа для населения (без учета отопления), предприятий бытового обслуживания населения, общественного питания, предприятий по производству хлеба и кондитерских изделий, а также для учреждений здравоохранения рекомендуется определять по нормам расхода теплоты, приведенным в ГОСТ Р 51617 (приложение А).
    Нормы расхода газа для потребителей, не перечисленные в приложении А, следует принимать по нормам расхода других видов топлива или по данным фактического расхода используемого топлива с учетом КПД при переводе на газовое топливо.
    3.12 При составлении проектов генеральных планов городов и других поселений допускается принимать укрупненные показатели потребления газа, м3/год на 1 чел., при теплоте сгорания газа 34 МДж/м3 (8000 ккал/м3):
    - при наличии централизованного горячего водоснабжения - 120;
    - при горячем водоснабжении от газовых водонагревателей - 300;
    - при отсутствии всяких видов горячего водоснабжения - 180 (220 в сельской местности).
    3.13 Годовые расходы газа на нужды предприятий торговли, бытового обслуживания непроизводственного характера и т.п. можно принимать в размере до 5 % суммарного расхода теплоты на жилые дома.
    3.14 Годовые расходы газа на нужды промышленных и сельскохозяйственных предприятий следует определять по данным топливопотребления (с учетом изменения КПД при переходе на газовое топливо) этих предприятий с перспективой их развития или на основе технологических норм расхода топлива (теплоты).
    3.15 Годовые и расчетные часовые расходы теплоты на нужды отопления, вентиляции и горячего водоснабжения определяют в соответствии с указаниями СНиП 2.04.01, СНиП 2.04.05 и СНиП 2.04.07.
    3.16 Годовые расходы теплоты на приготовление кормов и подогрев воды для животных рекомендуется принимать по таблице 1.
 

Таблица 1

 

Назначение расходуемого газа Показатель Нормы расхода теплоты на нужды одного животного, МДж (тыс. ккал)
Приготовление кормов для животных с учетом запаривания грубых кормов и корне-, клубнеплодов Лошадь 1700 (400)
Корова 4200 (1000)
Свинья 8400 (2000)
Подогрев воды для питья и санитарных целей На одно животное 420 (100)

 

ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЕТНЫХ РАСХОДОВ ГАЗА

 
    3.17 Система газоснабжения городов и других населенных пунктов должна рассчитываться на максимальный часовой расход газа.
    3.18 Максимальный расчетный часовой расход газа , м3/ч, при 0 °С и давлении газа 0,1 МПа (760 мм рт. ст.) на хозяйственно-бытовые и производственные нужды следует определять как долю годового расхода по формуле
 
     = Qy, (1)
 
    где - коэффициент часового максимума (коэффициент перехода от годового расхода к максимальному часовому расходу газа);
    Qy - годовой расход газа, м3/год.
    Коэффициент часового максимума расхода газа следует принимать дифференцированно по каждой обособленной зоне газоснабжения, снабжаемой от одного источника.
    Значения коэффициента часового максимума расхода газа на хозяйственно-бытовые нужды в зависимости от численности населения, снабжаемого газом, приведены в таблице 2; для бань, прачечных, предприятий общественного питания и предприятий по производству хлеба и кондитерских изделий - в таблице 3.
 
 

Таблица 2

 

Число жителей, снабжаемых газом, тыс. чел. Коэффициент часового максимума расхода газа (без отопления)
1 1/1800
2 1/2000
3 1/2050
5 1/2100
10 1/2200
20 1/2300
30 1/2400
40 1/2500
50 1/2600
100 1/2800
300 1/3000
500 1/3300
750 1/3500
1000 1/3700
2000 и более 1/4700

 
 

Таблица 3

 

Предприятия Коэффициент часового максимума расходов газа
Бани 1/2700
Прачечные 1/2900
Общественного питания 1/2000
По производству хлеба, кондитерских изделий 1/6000

 
    Примечание. Для бань и прачечных значения коэффициента часового максимума расхода газа приведены с учетом расхода газа на нужды отопления и вентиляции.
 
    3.19 Расчетный часовой расход газа для предприятий различных отраслей промышленности и предприятий бытового обслуживания производственного характера (за исключением предприятий, приведенных в таблице 4) следует определять по данным топливопотребления (с учетом изменения КПД при переходе на газовое топливо) или по формуле (1) исходя из годового расхода газа с учетом коэффициентов часового максимума по отрасли промышленности, приведенных в таблице 4.
 
 

Таблица 4

 

Отрасль промышленности Коэффициент часового максимума расхода газа
В целом по предприятию По котельным По промышленным печам
Черная металлургия 1/6100 1/5200 1/7500
Судостроительная 1/3200 1/3100 1/3400
Резиноасбестовая 1/5200 1/5200 -
Химическая 1/5900 1/5600 1/7300
Строительных материалов 1/5900 1/5500 1/6200
Радиопромышленность 1/3600 1/3300 1/5500
Электротехническая 1/3800 1/3600 1/5500
Цветная металлургия 1/3800 1/3100 1/5400
Станкостроительная и инструментальная 1/2700 1/2900 1/2600
Машиностроение 1/2700 1/2600 1/3200
Текстильная 1/4500 1/4500 -
Целлюлозно-бумажная 1/6100 1/6100 -
Деревообрабатывающая 1/5400 1/5400 -
Пищевая 1/5700 1/5900 1/4500
Пивоваренная 1/5400 1/5200 1/6900
Винодельческая 1/5700 1/5700 -
Обувная 1/3500 1/3500 -
Фарфоро-фаянсовая 1/5200 1/3900 1/6500
Кожевенно-галантерейная 1/4800 1/4800 -
Полиграфическая 1/4000 1/3900 1/4200
Швейная 1/4900 1/4900 -
Мукомольно-крупяная 1/3500 1/3600 1/3200
Табачная 1/3850 1/3500 -

 
    3.20 Для отдельных жилых домов и общественных зданий расчетный часовой расход газа , м3/ч, следует определять по сумме номинальных расходов газа газовыми приборами с учетом коэффициента одновременности их действия по формуле
 
    , (2)
 
    где - сумма произведений величин Ksim, q_nom и ni от i до m;
    Ksim - коэффициент одновременности, принимаемый для жилых домов по таблице 5;
    q_nom - номинальный расход газа прибором или группой приборов, м3/ч, принимаемый по паспортным данным или техническим характеристикам приборов;
    ni - число однотипных приборов или групп приборов;
    m - число типов приборов или групп приборов.
 

Таблица 5

 

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 0,280 0,360 0,370 0,345
8 0,265 0,320 0,360 0,335
9 0,258 0,289 0,345 0,320
10 0,254 0,263 0,340 0,315
15 0,240 0,242 0,300 0,275
20 0,235 0,230 0,280 0,260
30 0,231 0,218 0,250 0,235
40 0,227 0,213 0,230 0,205
50 0,223 0,210 0,215 0,193
60 0,220 0,207 0,203 0,186
70 0,217 0,205 0,195 0,180
80 0,214 0,204 0,192 0,175
90 0,212 0,203 0,187 0,171
100 0,210 0,202 0,185 0,163
400 0,180 0,170 0,150 0,135

 
    Примечания: 1. Для квартир, в которых устанавливается несколько однотипных газовых приборов, коэффициент одновременности следует принимать как для такого же числа квартир с этими газовыми приборами.
    2. Значение коэффициента одновременности для емкостных водонагревателей, отопительных котлов или отопительных печей рекомендуется принимать равным 0,85 независимо от количества квартир.
 

РАСЧЕТ ДИАМЕТРА ГАЗОПРОВОДА И ДОПУСТИМЫХ ПОТЕРЬ ДАВЛЕНИЯ

 
    3.21 Пропускная способность газопроводов может приниматься из условий создания при максимально допустимых потерях давления газа наиболее экономичной и надежной в эксплуатации системы, обеспечивающей устойчивость работы ГРП и газорегуляторных установок (ГРУ), а также работы горелок потребителей в допустимых диапазонах давления газа.
    3.22 Расчетные внутренние диаметры газопроводов определяются исходя из условия обеспечения бесперебойного газоснабжения всех потребителей в часы максимального потребления газа.
    3.23 Расчет диаметра газопровода следует выполнять, как правило, на компьютере с оптимальным распределением расчетной потери давления между участками сети.
    При невозможности или нецелесообразности выполнения расчета на компьютере (отсутствие соответствующей программы, отдельные участки газопроводов и т.п.) гидравлический расчет допускается производить по приведенным ниже формулам или по номограммам (приложение Б), составленным по этим формулам.
    3.24 Расчетные потери давления в газопроводах высокого и среднего давления принимаются в пределах категории давления, принятой для газопровода.
    3.25 Расчетные суммарные потери давления газа в газопроводах низкого давления (от источника газоснабжения до наиболее удаленного прибора) принимаются не более 180 даПа, в том числе в распределительных газопроводах 200 даПа, в газопроводах-вводах и внутренних газопроводах - 60 даПа.
    3.26 Значения расчетной потери давления газа при проектировании газопроводов всех давлений для промышленных, сельскохозяйственных и бытовых предприятий и организаций коммунально-бытового обслуживания принимаются в зависимости от давления газа в месте подключения с учетом технических характеристик принимаемого к установке газового оборудования, устройств автоматики безопасности и автоматики регулирования технологического режима тепловых агрегатов.
    3.27 Падение давления на участке газовой сети можно определять:
    - для сетей среднего и высокого давлений по формуле
 
    , (3)
 
    где Рн - абсолютное давление в начале газопровода, МПа;
    Рк - абсолютное давление в конце газопровода, МПа;
    Ро = 0,101325 МПа;
    ламбда - коэффициент гидравлического трения;
    I - расчетная длина газопровода постоянного диаметра, м;
    d - внутренний диаметр газопровода, см;
    ро - плотность газа при нормальных условиях, кг/м3;
     - расход газа, м3/ч, при нормальных условиях;
    - для сетей низкого давления по формуле
 
    , (4)
 
    где Рн - давление в начале газопровода, Па;
    Рк - давление в конце газопровода, Па;
    ламбда, I, d, ро, Qо - обозначения те же, что и в формуле (3).
    3.28 Коэффициент гидравлического трения l определяется в зависимости от режима движения газа по газопроводу, характеризуемого числом Рейнольдса,
 
    , (5)
 
    где v - коэффициент кинематической вязкости газа, м2/с, при нормальных условиях;
    Qо, d - обозначения те же, что и в формуле (3), и гидравлической гладкости внутренней стенки газопровода, определяемой по условию (6),
 

Re = (n) < 23 , (6)
d

 
    где Re - число Рейнольдса;
    n - эквивалентная абсолютная шероховатость внутренней поверхности стенки трубы, принимаемая равной для новых стальных - 0,01 см, для бывших в эксплуатации стальных - 0,1 см, для полиэтиленовых независимо от времени эксплуатации - 0,0007 см;
    d - обозначение то же, что и в формуле (3).
    В зависимости от значения Re коэффициент гидравлического трения l определяется:
    - для ламинарного режима движения газа Re =< 2000
 

ламбда =64 ; (7)
Re

 
    - для критического режима движения газа Re = 2000 - 4000
 
    ламбда = 0,0025Re(0,333) ; (8)
 
    - при Re > 4000 - в зависимости от выполнения условия (6);
    - для гидравлически гладкой стенки (неравенство (6) справедливо):
    - при 4000 < Re < 100 000 по формуле
 

ламбда =0,3164 ; (9)
Re(0,25)

 
    - при Re > 100 000
 

ламбда =1 ; (10)
(1,821gRe - 1,64)2

    
    - для шероховатых стенок (неравенство (6) несправедливо) при Re > 4000
 

ламбда = 0,11 (n+68)0,25 ; (11)
dRe 

    
    где n - обозначение то же, что и в формуле (6);
    d - обозначение то же, что и в формуле (3).
    3.29 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.
    3.30 Падение давления в местных сопротивлениях (колена, тройники, запорная арматура и др.) допускается учитывать путем увеличения фактической длины газопровода на 5-10 %.
    3.31 Для наружных надземных и внутренних газопроводов расчетную длину газопроводов определяют по формуле (12)
 
    , (12)
 
    где l1 - действительная длина газопровода, м;
 
     - сумма коэффициентов местных сопротивлений участка газопровода;
 
    d - обозначение то же, что и в формуле (3);
    ламбда - коэффициент гидравлического трения, определяемый в зависимости от режима течения и гидравлической гладкости стенок газопровода по формулам (7) - (11).
 
    3.32 В тех случаях когда газоснабжение СУГ является временным (с последующим переводом на снабжение природным газом), газопроводы проектируются из условий возможности их использования в будущем на природном газе.
    При этом количество газа определяется как эквивалентное (по теплоте сгорания) расчетному расходу СУГ.
    3.33 Падение давления в трубопроводах жидкой фазы СУГ определяется по формуле (13)
 

Н = 50ламбда / V2р , (13)
d

 
    где ламбда - коэффициент гидравлического трения;
    V - средняя скорость движения сжиженных газов, м/с.
 
    С учетом противокавитационного запаса средние скорости движения жидкой фазы принимаются: во всасывающих трубопроводах - не более 1,2 м/с; в напорных трубопроводах - не более 3 м/с.
    Коэффициент гидравлического трения ламбда определяется по формуле (11).
    3.34 Расчет диаметра газопровода паровой фазы СУГ выполняется в соответствии с указаниями по расчету газопроводов природного газа соответствующего давления.
    3.35 При расчете внутренних газопроводов низкого давления для жилых домов допускается определять потери давления газа на местные сопротивления в размере, %:
    - на газопроводах от вводов в здание:
    до стояка - 25 линейных потерь
    на стояках - 20 » »
    - на внутриквартирной разводке:
    при длине разводки 1-2 м - 450 линейных потерь
     »» » 3-4 - 300 » »
     »» » 5-7 - 120 » »
     »» » 8-12 - 50 » »
    3.36 При расчете газопроводов низкого давления учитывается гидростатический напор Hg, даПа, определяемый по формуле (14)
 
    Hg = +- lgh (р_а - р_0) , (14)
 
    где g - ускорение свободного падения, 9,81 м/с2;
    h - разность абсолютных отметок начальных и конечных участков газопровода, м;
    р_а - плотность воздуха, кг/м3, при температуре 0 °С и давлении 0,10132 МПа;
    р_0 - обозначение то же, что в формуле (3).
 
    3.37 Расчет кольцевых сетей газопроводов следует выполнять с увязкой давлений газа в узловых точках расчетных колец. Неувязка потерь давления в кольце допускается до 10 %.
    3.38 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.
    3.39 При выполнении гидравлического расчета газопроводов, проведенного по формулам (5) - (14), а также по различным методикам и программам для электронно-вычислительных машин, составленным на основе этих формул, расчетный внутренний диаметр газопровода следует предварительно определять по формуле (15)
 
    , (15)
 
    где d_p - расчетный диаметр, см;
    А, В, m, m1 - коэффициенты, определяемые по таблицам 6 и 7 в зависимости от категории сети (по давлению) и материала газопровода;
    Q_0 - расчетный расход газа, м3/ч, при нормальных условиях;
    Р_уд - удельные потери давления (Па/м - для сетей низкого давления, МПа/м - для сетей среднего и высокого давления), определяемые по формуле (16)
 

Р_удР_доп, (16)
1,1L

    
    Р_доп - допустимые потери давления (Па - для сетей низкого давления, МПа/м - для сетей среднего и высокого давления);
    L - расстояние до самой удаленной точки, м.
 

Таблица 6

 

Категория сети А
Сети низкого давления 10(6) / (162 п2) = 626
Сети среднего и высокого давления P_0 / (Р_m162п2)
P_0 = 0,101325 МПа,
P_m - усредненное давление газа (абсолютное) в сети, МПа.

 
 

Таблица 7

 

Материал В m m1
Сталь 0,022 2 5
Полиэтилен 0,25     1,75 4,75
0,3164 (9пv) = 0,0446
v - кинематическая вязкость газа при нормальных условиях, м2/с.

 
    3.40 Внутренний диаметр газопровода принимается из стандартного ряда внутренних диаметров трубопроводов: ближайший больший - для стальных газопроводов и ближайший меньший - для полиэтиленовых.
 

АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ПРОЦЕССОМ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ГАЗА

 
    3.41 Автоматизированные системы управления технологическими процессами распределения газа (АСУ ТП РГ) имеют централизованную структуру, основными элементами которой являются контролируемые пункты (КП) на наружных сетях и сооружениях системы распределения газа (нижний уровень АСУ ТП РГ) и центральный диспетчерский пункт (ЦДП) (верхний уровень АСУ ТП РГ).
    Верхний уровень АСУ ТП РГ реализуется в ЦДП в виде одного или нескольких автоматизированных рабочих мест (АРМ), связанных между собой локальной вычислительной сетью (ЛВС).
    При необходимости создания многоуровневых АСУ ТП РГ предусматриваются промежуточные пункты управления (ППУ), координирующие работу КП. Работа ППУ координируется ЦДП. Допускается совмещение ППУ с одним из КП.
    3.42 АСУ ТП РГ охватывают следующие газорегулирующие сооружения (ГС):
    ГРС - связывающие магистральные газопроводы с городской (региональной) системой газораспределения (при соответствующем согласовании с организацией, эксплуатирующей данные магистральные газопроводы);
    ГРП - обеспечивающие редуцирование давления газа в сетях высокого и среднего давления;
    ГРП - питающие тупиковые сети низкого давления с часовым потреблением газа свыше 1000 м3/ч (при нормальных условиях);
    ГРП потребителей с расчетным расходом газа свыше 1000 м3/ч (при нормальных условиях) - имеющие особые режимы газоснабжения или резервное топливное хозяйство;
    ГРП - питающие кольцевые сети низкого давления;
    ГРП - расположенные в удаленных населенных пунктах.
    Количество потребителей, охваченных АСУ ТП РГ, должно, как правило, обеспечивать контроль потребления не менее 80 % объема газа, потребляемого городом (регионом) с учетом сезонных колебаний потребления.
    3.43 АСУ ТП РГ содержат информационные функциональные подсистемы, реализующие комплексы задач (КЗ) в соответствии с таблицей 8.
    3.44 Система газораспределения, содержащая более 50 газовых объектов и обслуживающая город (регион) с населением свыше 500 тыс. человек, может быть оснащена АСУ ТП РГ, включающими в себя помимо функциональных подсистем информационного характера, указанных в таблице 8, функциональные подсистемы, реализующие комплексы задач (задачи) в соответствии с таблицей 9.
 

Таблица 8

 

Наименование функциональной подсистемы АСУ ТП РГ Комплекс задач, задачи Периодичность решения
1. Оперативный контроль технологического процесса распределения газа 1. Измерение, контроль и обработка технологических параметров по инициативе КП. При возникновении аварийной или предаварийной ситуации.
2. Периодическое измерение и контроль технологических параметров КП. Устанавливается диспетчерским персоналом, но не реже одного раза в 2 ч.
3. Измерение и контроль технологических параметров КП (выборочно) по инициативе диспетчерского персонала По инициативе диспетчерского персонала в любой момент времени
2. Оперативный контроль состояния технологического оборудования 1. Передача в ЦДП информации об аварийных и нештатных ситуациях. При возникновении за время не более 30 с.
2. Периодический контроль состояния технологического оборудования КП. Один раз в час.
3. Контроль и обработка показателей состояния технологического оборудования по инициативе диспетчерского персонала По инициативе диспетчерского персонала

 
 

Таблица 9

 

Наименование функциональной подсистемы АСУ ТП РГ Комплекс задач, задачи Периодичность решения
1. Оперативный учет поступления и реализации газа 1. Оперативный учет поступления газа в город (регион). Не реже, чем один раз в сутки.
2. Оперативный учет расхода газа потребителями. То же
3. Оперативный контроль за соответствием плану поставок газа поставщиком. »
4. Оперативный контроль за соответствием плану расходов газа потребителями. »
5. Оперативный баланс поступления газа в город (регион) и расхода газа потребителями Не реже, чем один раз в месяц, а в условиях дефицита подачи газа - не реже, чем один раз в сутки
2. Прогнозирование технологического процесса газораспределения 1. Прогнозирование потребности подачи газа в город (регион). Не реже, чем один раз в месяц, а в условиях дефицита подачи газа - не реже, чем один раз в сутки.
2. Прогнозирование расхода газа крупными предприятиями (ТЭЦ, крупные котельные и промпредприятия). То же
3. Прогнозирование суточного баланса поступления газа в город (регион) и расхода газа потребителями Один раз в сутки в условиях дефицита подачи газа
3. Анализ технологического процесса распределения газа в сетях низкого, среднего и высокого давлений Анализ функционирования газовых сетей на основе гидравлической модели процесса распределения газа и электронной схемы газовых сетей, привязанной к карте (схеме) города (региона) При изменении конфигурации газовой сети, подключении или отключении потребителей газа, локализации аварийных ситуаций и в других случаях при необходимости
4. Формирование и передача управляющих воздействий 1. Выдача команд-инструкций на сокращение или увеличение потребления газа. При необходимости.
2. Выдача команд на принудительное сокращение подачи газа потребителям, превышающим договорные объемы поставки газа. То же
3. Телерегулирование давления газа на выходах ГС, кроме ГРП потребителей. »
4. Телеуправление отключающими устройствами »
5. Автоматизированный контроль функционирования комплекса технических средств АСУ ТП РГ 1. Передача в ЦДП информации о состоянии датчикового оборудования. При возникновении неисправности или по вызову диспетчерского персонала за время не более 30 с.
2. Передача в ЦДП информации о состоянии функциональных блоков КП, ППУ. То же
3. Передача в ЦДП информации о состоянии линии связи »
6. Связь АСУ ТП РГ с организационно-экономическими АСУ различного назначения 1. Обеспечение обмена информацией между АСУ ТП РГ и организационно-экономической АСУ. По мере подготовки информации.
2. Обеспечение передачи и приема информации между АСУ ТП РГ и общегородской (региональной) АСУ То же

 
    3.45 Для реализации функциональных подсистем АСУ ТП РГ, приведенных в таблицах 8 и 9, комплекс средств автоматизации (КСА) нижнего уровня АСУ ТП РГ должен, как правило, обеспечивать выполнение следующих функций:
    а) измерение с периодичностью не более 5 с физических значений следующих параметров функционирования ГС:
    - давление газа на каждом входе ГС (измеряется, если замерный узел расхода газа установлен после узла редуцирования давления газа);
    - давление газа перед каждым замерным узлом расхода газа;
    - перепад давления газа на каждом сужающем устройстве замерного узла расхода газа или объем газа по каждому замерному узлу расхода газа (при применении счетчиков расхода газа);
    - температура газа по каждому замерному узлу;
    - давление газа на каждом выходе ГС;
    - положение регулирующего устройства;
    б) сравнение измеренных значений параметров функционирования ГС с заданными минимальными и максимальными их значениями, фиксация и запоминание значений отклонений;
    в) контроль с периодичностью не более 5 с следующих параметров состояния технологического оборудования ГС:
    - положение запорного устройства;
    - засоренность фильтра (норма/выше нормы/авария);
    - состояние предохранительно-запорного клапана ("закрыт/открыт");
    - загазованность помещения (норма/выше нормы);
    - температура воздуха в помещении (норма/выше нормы/ниже нормы, пределы), устанавливается в соответствии с паспортными данными на приборы и оборудование;
    - состояние дверей в технологическом и приборном помещении (открыты/закрыты);
    - признак санкционированного доступа в помещение (свой/чужой);
    г) контроль отклонений параметров состояния технологического оборудования от установленных значений в соответствии с паспортными данными на технологическое оборудование, фиксация и запоминание отклонений;
    д) расчет расхода и количества газа через каждый замерный узел ГС, основанный на методе переменного перепада давления, в соответствии с ГОСТ 8.563.1, ГОСТ 8.563.2 при применении счетчиков;
    е) расчет объемов газа по каждому замерному узлу за следующие периоды:
    - 5 с (значение мгновенного расхода газа);
    - 1ч;
    - 1 сут;
    - 1 мес;
    ж) ввод и хранение следующих нормативно-справочных данных:
    - текущее время;
    - дата (год, месяц, число);
    - код (номер) замерного узла, название и код автоматизированного ГС;
    - плотность газа в нормальных условиях;
    - диаметр измерительного трубопровода;
    - диаметр отверстия диафрагмы;
    - тип устройства отбора давления;
    - тип счетчика расхода газа;
    - барометрическое давление;
    - диапазоны измерения датчиков давления;
    - диапазоны измерения датчиков температуры;
    - диапазоны измерения перепада давления дифманометром (при применении сужающих устройств) или диапазон измерения расхода газа счетчиками;
    - величины наименьшего перепада давления, при которых погрешность измерения расхода газа превосходит допустимую по ГОСТ 8.143 (при применении сужающих устройств);
    - величины максимальных перепадов давления, при которых должны происходить переключения дифманометров (при применении сужающих устройств);
    з) автоматическое фиксирование во времени и запоминание технологических параметров функционирования ГС при следующих нештатных ситуациях:
    - изменение введенных в функциональный блок данных, влияющих на результаты вычисления расхода газа;
    - поочередное переключение датчиков перепада давления, давления и температуры на режим калибровки;
    - переключение датчиков перепада давления, давления и температуры в рабочий режим;
    - отклонение значений перепада давления за пределы рабочего диапазона дифманометров (при применении сужающего устройства);
    - отклонение давления газа за пределы значений, установленных договором с потребителем газа;
    - отказ датчиков контроля состояния технологического оборудования;
    - отказ датчиков перепада давления, датчиков давления и температуры газа, счетчиков расхода газа;
    - замена текущих показаний датчиков перепада давления, давления и температуры константами;
    - отклонение напряжения электропитания за допускаемые значения;
    - отсутствие сетевого электропитания;
    и) комплекс средств автоматизации ГС должен запоминать и передавать в ЦДП по каждому замерному узлу ГС информацию, необходимую для составления на верхнем уровне системы следующих видов отчетов: месячный, суточный, часовой, оперативный (по вызову). Каждый вид отчета должен содержать:
    - название (код) КП;
    - код (номер) замерного узла КП;
    - дату и время составления отчета;
    - значение всех введенных оператором констант и время их введения.
    В месячном отчете представляются значения параметров потока газа за каждые сутки за последний контрактный месяц. Отчет должен, как правило, содержать следующие данные:
    - дату (число, месяц, год);
    - объем газа при нормальных условиях за каждые сутки, м3;
    - суммарный объем газа при нормальных условиях за отчетный период, м3;
    - средний суточный расход, м3/ч;
    - среднесуточное значение перепада давления, МПа (для диафрагм);
    - среднесуточное значение давления на входе замерного узла, МПа;
    - среднесуточное значение атмосферного давления;
    - среднесуточное значение температуры газа;
    - изменение данных, которые могут повлиять на результаты расчета, и время их введения;
    - нештатные ситуации и время их возникновения.
    В суточном отчете должны быть представлены параметры потока газа за каждый час прошедших суток. Отчет содержит следующие данные:
    - дату (число, месяц, год);
    - время (часы, минуты);
    - объем газа при нормальных условиях за каждый час, м3;
    - суммарный объем газа при нормальных условиях за суточный период, м3;
    - среднее часовое значение перепада давления (для сужающих устройств), среднее часовое значение давления на входе замерного узла, среднее часовое значение температуры газа;
    - изменение данных, которые могут повлиять на результаты расчета, и время их введения;
    - нештатные ситуации и время их возникновения.
    Часовой отчет содержит:
    - время (начало часа);
    - средний расход газа за час, м3/ч;
    - средний перепад давления за час (для сужающих устройств);
    - среднее давление на входе замерного узла за час;
    - среднюю температуру газа за час;
    - записи о вмешательстве оператора и нештатных ситуациях.
    Оперативный отчет содержит полученные в результате последнего расчета, предшествующего сигналу запроса (опроса), следующие данные:
    - текущее время (время опроса);
    - давление газа на каждом ЗУ, МПа;
    - температура газа на каждом ЗУ;
    - мгновенный расход газа на каждом ЗУ, м3/ч;
    - интегральный расход газа на каждом ЗУ, м3/ч;
    - изменение данных, которые могут повлиять на результаты расчета, и время их введения;
    - нештатные ситуации и время их возникновения;
    - давление газа на каждом входе ГС, МПа;
    - давление газа на каждом выходе ГС (для сетевых ГРС, ГРП), МПа;
    - данные о состоянии технологического оборудования;
    - перепады давления на фильтрах.
    3.46 Информация о расходе газа объектами газопотребления, контролируемыми АСУ ТП РГ, и информация об объеме газа, поступающем в систему газораспределения города (региона) через сетевую (сетевые) ГРС из магистральных газопроводов, должна быть пригодна для взаимных расчетов за поставленный газ по действующим нормативным документам.
    Допускается не устанавливать регистрирующие приборы давления и расхода газа в ГС, охваченных АСУ ТП РГ.
    3.47 Регулирование параметров технологического процесса газораспределения в АСУ ТП РГ производится по командным сигналам с ЦДП путем воздействия на управляющие и исполнительные устройства, установленные на газовых объектах газораспределительной системы.
    Для управления отключающими устройствами применяются дистанционно управляемые задвижки или предохранительные клапаны, а для управления настройкой регуляторов давления газа - переключаемые или плавно настраиваемые регуляторы управления, при этом на ГРП низкого давления настройка должна осуществляться с установкой не менее трех уровней выходного давления.
    3.48 Проектирование АСУ ТП РГ осуществляется в соответствии с ПУЭ, ГОСТ 34.003, ГОСТ 34.201, ГОСТ 34.601, ГОСТ 34.602, РД 50-34.698, РД 50-680, РД 50-682 и положениями настоящего раздела.
    3.49 Проектирование и строительство АСУ ТП РГ рекомендуется производить по очередям.
    Первая очередь внедрения АСУ ТП РГ должна предусматривать функционирование системы в информационном режиме централизованного контроля при ограниченном числе контролируемых объектов.
    3.50 Параметры выходных электрических сигналов датчиков должны соответствовать параметрам входных электрических сигналов средств вычислительной техники по ГОСТ 21552.
    3.51 КСА, устанавливаемые на ГС, должны иметь степень защиты от воздействия окружающей среды 1Р54 по ГОСТ 14254.
    3.52 СА, устанавливаемые на ГС, должны быть рассчитаны на эксплуатацию во взрывоопасных зонах помещений классов В-la, В-1г (ПУЭ), где возможно образование взрывоопасных смесей категорий 11А, 11В групп 1-ТЗ согласно ГОСТ 12.1.011.
    3.53 По устойчивости к воздействию климатических факторов КСА, устанавливаемые на ЦДП, должны соответствовать второй группе, а КСА, устанавливаемые на ГС, третьей группе по ГОСТ 21552 для средств вычислительной техники.
    3.54 ЦДП следует размещать в помещениях, обеспечивающих оптимальные условия эксплуатации аппаратуры и комфортные условия работы диспетчерского персонала.
    3.55 КП, оборудуемые на ГРС, ГРП (ГРУ) и замерных пунктах систем газораспределения, должны иметь:
    а) контур заземления;
    б) отопительную систему, поддерживающую температуру в помещениях не ниже 5 °С;
    в) телефонный ввод или каналообразующую аппаратуру радиоканала.
    Для размещения аппаратуры АСУ ТП РГ на КП допускается устройство отдельного (аппаратного) помещения, которое, кроме указанных выше требований к обустройству КП, должно:
    1) примыкать к технологическому помещению КП;
    2) иметь отдельный вход;
    3) иметь площадь не менее 4 м2.
 

4 НАРУЖНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ

 

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

 
    4.1 Требования настоящего раздела распространяются на проектирование газопроводов от источников газораспределения до потребителей газа.
    При прокладке наружных газопроводов в особых условиях дополнительно следует руководствоваться положениями подраздела "Требования к сооружению газопроводов в особых природных и климатических условиях" (СП 42-102, СП 42-103).
    4.2 При проектировании подземных газопроводов рекомендуется предусматривать полиэтиленовые трубы, за исключением случаев, когда по условиям прокладки, давлению и виду транспортируемого газа эти трубы применить нельзя.
    При проектировании газораспределительных систем следует учитывать планировку поселений, плотность и этажность застройки, объемы потребляемого газа, наличие и характеристики газопотребляющих установок, стоимость труб, оборудования, строительства и эксплуатации.
    4.3 Выбор трассы газопроводов производится из условий обеспечения экономичного строительства, надежной и безопасной эксплуатации газопроводов с учетом перспективного развития поселений, предприятий и других объектов, а также прогнозируемого изменения природных условий.
    4.4 Согласование и представление (отвод, передача в аренду) земельных участков для строительства газопроводов производятся органами местного самоуправления в пределах своих полномочий, руководствуясь при этом основными положениями Земельного кодекса России, земельного законодательства субъектов Российской Федерации, законами об основах градостроительства, охраны окружающей среды, а также нормативно-правовыми актами, регулирующими землеприродопользование, проектирование и строительство.
    4.5 Проекты наружных газопроводов следует выполнять на топографических планах в масштабах, предусмотренных ГОСТ 21.610. Разрешается выполнение проектов газопроводов, прокладываемых между поселениями, на планах в масштабе 1:5000 при закреплении оси трассы в натуре.
    Продольные профили составляются для газопроводов, прокладываемых на местности со сложным рельефом, а также для технически сложных объектов при применении новых технологий, для подземных газопроводов на территории поселений и т.д.
    Для участков газопровода, прокладываемого на местности со спокойным рельефом и однородными грунтовыми условиями, за исключением участков пересечений газопровода с естественными и искусственными преградами, различными сооружениями и коммуникациями, продольные профили можно не составлять. Для таких участков в местах пересечения с коммуникациями рекомендуется составлять эскизы.
    4.6 Возможность использования материалов топографических, гидрологических и геологических изысканий, срок давности которых превышает 2 года, должна быть подтверждена территориальными органами архитектуры.
    4.7 На территории поселений прокладка газопроводов предусматривается преимущественно подземной, в соответствии с требованиями СНиП 2.07.01.
    Прокладка надземного газопровода осуществляется при техническом обосновании, которое составляется проектной организацией исходя из сложившихся архитектурно-планировочных, грунтовых и других условий района строительства. Прокладку распределительных газопроводов по улицам рекомендуется предусматривать на разделительных полосах, избегая по возможности прокладки газопроводов под усовершенствованными дорожными покрытиями.
    На территории производственных предприятий предусматривается подземный или надземный способ прокладки в соответствии с требованиями СНиП II-89.
    Транзитную прокладку распределительных газопроводов через территории предприятий, организаций и т.п. (при отсутствии возможности иной прокладки) можно предусматривать для газопроводов давлением до 0,6 МПа при условии обеспечения постоянного доступа на эти территории представителей предприятия, эксплуатирующего данный газопровод.
    4.8 Проектирование вводов газопроводов в здания рекомендуется вести с учетом обеспечения свободного перемещения газопровода в случаях деформаций зданий и (или) газопровода за счет компенсатора (как правило, П-, Г- или Z-образного, сильфонного и т.д.) на наружном газопроводе или размеров и конструкции заделки футляра в местах прохода через наружные стены здания и фундаменты.
    Конструкция вводов должна предусматривать защиту труб от механических повреждений (футляр, защитная оболочка и т.д.).
 

ПОДЗЕМНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ

 
    4.9 Минимальные расстояния по горизонтали от подземных газопроводов до зданий и сооружений принимаются в соответствии с требованиями СНиП 2.07.01, СНиП II-89, приведенными в приложении В.
    Расстояние от газопровода до наружных стенок колодцев и камер других подземных инженерных сетей следует принимать не менее 0,3 м (в свету) при условии соблюдения требований, предъявляемых к прокладке газопроводов в стесненных условиях на участках, где расстояние в свету от газопровода до колодцев и камер других подземных инженерных сетей менее нормативного расстояния для данной коммуникации.
    4.10 Допускается укладка двух и более, в том числе стальных и полиэтиленовых газопроводов в одной траншее на одном или разных уровнях (ступенями). В этих случаях и также при прокладке проектируемого газопровода вдоль действующего газопровода высокого давления (св. 0,6 МПа до 1,2 МПа) расстояние между газопроводами следует принимать исходя из условий возможности производства строительно-монтажных и ремонтных работ для стальных газопроводов диаметром до 300 мм не менее 0,4 м, диаметром более 300 мм - не менее 0,5 м и не менее 0,1 м для полиэтиленовых газопроводов. При параллельной прокладке газопроводов расстояние между ними следует принимать как для газопровода большего диаметра.
    При разнице в глубине заложений смежных газопроводов свыше 0,4 м указанные расстояния следует увеличивать с учетом крутизны откосов траншей, но принимать не менее разницы заложения газопроводов.
    4.11 При прокладке газопровода неосушенного газа следует предусматривать установку конденсатосборников.
    Прокладка газопроводов, транспортирующих неосушенный газ, должна предусматриваться ниже зоны сезонного промерзания грунта с уклоном к конденсатосборникам не менее 2 ‰.
    Вводы газопроводов неосушенного газа в здания и сооружения должны предусматриваться с уклоном в сторону распределительного газопровода. Если по условиям рельефа местности не может быть создан необходимый уклон к распределительному газопроводу, допускается предусматривать прокладку газопровода с изломом в профиле с установкой конденсатосборника в низшей точке.
    4.12 При прокладке газопроводов паровой фазы СУГ следует, как правило, дополнительно учитывать положения раздела 8.
    4.13 Газопроводы, прокладываемые в футлярах, должны иметь минимальное количество стыковых соединений.
    4.14 В местах пересечения газопроводов с дренажными трубами на последних предусматривают герметизацию отверстий и стыков на расстоянии по 2 м в обе стороны (в свету).
    4.15 Глубину прокладки подземного газопровода следует принимать в соответствии с требованиями СНиП 42-01.
    При прокладке газопроводов на пахотных и орошаемых землях глубину заложения рекомендуется принимать не менее 1,0 м до верха газопровода.
    На оползневых и подверженных эрозии участках прокладка газопроводов предусматривается на глубину не менее 0,5 м ниже:
    - для оползневых участков - зеркала скольжения;
    - для участков, подверженных эрозии, - границы прогнозируемого размыва.
    4.16 При прокладке газопроводов в скальных, гравийно-галечниковых, щебенистых и других грунтах с включениями вышеуказанных грунтов (свыше 15 %) по всей ширине траншеи предусматривают устройство основания под газопровод толщиной не менее 10 см из непучинистых, непросадочных, ненабухающих глинистых грунтов или песков (кроме пылеватых) и засыпку таким же грунтом на высоту не менее 20 см над верхней образующей трубы.
    4.17 В грунтах с несущей способностью менее 0,025 МПа (неслежавшиеся насыпные или илистые грунты и т.п.), а также в грунтах с включением строительного мусора и перегноя (содержание больше 10-15 %) дно траншеи рекомендуется усиливать путем прокладки бетонных, антисептированных деревянных брусьев, устройства свайного основания, втрамбовыванием щебня или гравия или другими способами.