8.1 Виды топлива для теплогенераторных устанавливают исходя из местных условий топливного баланса региона по согласованию с региональными местными органами власти, уполномоченными регулировать вопросы топливоснабжения.
8.2 Для встроенных и пристроенных теплогенераторных на твердом или жидком топливе следует предусматривать склад топлива, расположенный вне помещения теплогенераторной и отапливаемых зданий, вместимостью, рассчитанной по суточному расходу топлива, определяемому по температуре наиболее холодного месяца, исходя из условий хранения, не менее:
7 суток - для твердого топлива;
5 суток - для жидкого топлива.
Для теплогенераторных первой категории количество резервуаров жидкого топлива должно быть не менее двух. Количество резервуаров жидкого топлива и их единичная вместимость для теплогенераторных второй категории не нормируется.
8.3 Суточный расход топлива теплогенераторной определяют:
- исходя из режима их работы при расчетной тепловой мощности - для паровых теплогенераторов;
- исходя из работы в режиме тепловой нагрузки теплогенераторной при средней температуре самого холодного месяца - для водогрейных теплогенераторов.
8.4 Склад хранения твердого топлива следует предусматривать крытый неотапливаемый.
8.5 Для жидкого топлива встроенных и пристроенных теплогенераторных при необходимости его подогрева в наружных емкостях применяют теплоноситель этих же теплогенераторных.
8.6 Для встроенных и пристроенных теплогенераторных вместимость расходного бака, устанавливаемого в помещении теплогенераторной, не должна превышать 0,8 м
.
8.7 Проектирование, строительство и эксплуатация систем газопотребления теплогенераторных должны осуществляться в соответствии с СП 62.13330, СП 4.13130, [8], [12] и настоящим сводом правил.
8.8 Газопотребление теплогенераторных может быть осуществлено от газопроводов природного газа (ПГ), сжиженного природного газа (СПГ) и сжиженного углеводородного газа (СУГ):
- высокого давления категории II при рабочем давлении газа свыше 0,3 МПа до 0,6 МПа включительно - для ПГ;
- среднего давления категории III при рабочем давлении газа свыше 0,01 МПа до 0,3 МПа включительно - для ПГ;
газопроводов низкого давления категории IV при рабочем давлении газа до 0,01 МПа включительно - для ПГ, СПГ и СУГ, а также от газопроводов СПГ и СУГ.
8.9 Для снижения давления газа и поддержания его на заданном уровне в системе газоснабжения теплогенераторных необходимо предусматривать отдельно стоящие газорегуляторные пункты (ГРП), шкафные регуляторные пункты (ШРП), шкафные газорегуляторные пункты (ШГРП) и газорегуляторные установки (ГРУ), располагаемые внутри помещения теплогенераторной.
8.10 В теплогенераторные, пристроенные к производственным зданиям или размещенные на их крышах, разрешается вводить газопровод давлением до 0,3 МПа.
8.11 В теплогенераторные, пристроенные к зданиям общественного, административного и бытового назначения, а также размещенные на крышах указанных зданий, разрешается вводить газопровод низкого давления до 0,01 МПа включительно.
8.12 В теплогенераторные, пристроенные к жилым домам, а также расположенные на их кровлях, разрешается вводить газопровод низкого давления до 0,01 МПа включительно.
8.13 Разрешается установка ШРП (ШГРП) с входным давлением газа до 0,3 МПа на стенах производственных, общественных, административных, бытовых зданий.
ШРП (ШГРП) необходимо устанавливать на минимальном удалении от цокольного ввода газопровода.
Для крышной теплогенераторной жилого здания ШРП (ШГРП) с входным давлением газа 0,3 МПа следует преимущественно размещать на кровле основного здания.
8.14 Для отключения от действующего газопровода теплогенераторов или участков газопроводов с неисправной газовой арматурой, которые эксплуатируются с утечками газа, после отключающей запорной арматуры в теплогенераторной следует предусматривать установку заглушек на время ремонта.
8.15 Внутренние диаметры газопроводов необходимо определять расчетом из условия обеспечения газопотребления в часы максимального потребления газа.
Диаметр газопровода 
, см, вычисляют по формуле
, (8.1)*
где 
- расход газа, м/ч, при температуре 20°С и давлении 0,10132 МПа (760 мм рт.ст.);
- температура газа, °С;
- среднее давление газа на расчетном участке газопровода, кПа;
- скорость движения газа, м/с.
______________
* Формула и экспликация к ней соответствуют оригиналу. - Примечание изготовителя базы данных.
8.16 При гидравлическом расчете надземных и внутренних газопроводов следует принимать скорость движения газа не более 7 м/с для газопроводов низкого давления и 15 м/с - для газопроводов среднего давления.
8.17 Вводы газопроводов следует предусматривать непосредственно в помещения, где установлены теплогенераторы, или в коридоры.
Вводы газопроводов в здания промышленных предприятий и другие здания производственного характера следует предусматривать непосредственно в помещение, где находятся теплогенераторы или в смежное с ним помещение при условии соединения этих помещений открытым проемом. При этом воздухообмен в смежном помещении должен быть не менее трехкратного в час.
Не допускается прокладывать газопроводы в подвалах, лифтовых помещениях, вентиляционных камерах и шахтах, помещениях мусоросборников, трансформаторных подстанций, распределительных устройств, машинных отделениях, складских помещениях, относящихся по взрывной и взрывопожарной опасности к категориям А и Б.
8.18 При газопотреблении теплогенераторных, для которых разрешен ввод газа среднего давления, возможна установка ГРУ с байпасом.
Допускается устройство ГРУ у каждого теплогенератора. В этом случае устройство байпаса ГРУ не требуется.
8.19 В ГРП и ШРП (ШГРП), как правило, следует предусматривать две линии редуцирования газа. Байпас в этом случае не предусматривается.
8.20 При выборе ШРП (ШГРП) должны учитываться параметры природного газа, его температура, влажность и температура точки росы выпадения конденсата при редуцировании.
При повышенной влажности газа и высокой температуре точки росы следует применять ШРП (ШГРП) с отоплением, независимо от наружной температуры, на которую рассчитана эксплуатация оборудования ШРП (ШГРП).
8.21 Подземный подводящий стальной газопровод непосредственно у здания следует оборудовать цокольным вводом с установкой на нем на высоте не более 1,8 м от поверхности земли отключающего устройства с изолирующим фланцем.
Допускается устанавливать отключающее устройство на надземном или подземном (в колодце) газопроводе снаружи здания при удалении его не более 100 м от здания.
8.22 При вводе в теплогенераторную газопровода низкого давления от отдельно стоящего ШРП (ШГРП), оборудованного узлом учета, на нем в помещении источника следует устанавливать по ходу движения среды: запорное устройство с ручным приводом, продувочное устройство с краном для отбора проб газа, газовый фильтр, быстродействующий автоматический запорный клапан, сблокированный с системами загазованности по метану и оксиду углерода, пожарной сигнализацией.
8.23 При размещении ГРУ в помещении теплогенераторной оснащение ввода газопровода в ГРУ следует предусматривать в соответствии с требованием 8.22.
8.24 Подключение к газопроводу, предназначенному для газоснабжения теплогенераторной после отключающего устройства на вводе других потребителей газа, не допускается.
8.25 Необходимость установки отключающего устройства на выходе газопровода из ШРП (ШГРП) и место его установки определяются проектной организацией с учетом особенностей газопотребляющего объекта.
8.26 Крепление газопровода до ввода в помещение теплогенераторных должно быть осуществлено с использованием шумопоглощающих прокладок по металлическим кронштейнам.
8.27 При прокладке газопровода по наружным стенам жилого здания до ввода в пристроенную или крышную теплогенераторную должны предусматриваться технические решения, исключающие возникновение шума от движения газа по трубопроводу.
8.28 Прокладка вертикального участка газопровода до ШРП (ШГРП) на кровле должна осуществляться по наружным стенам здания в середине свободного простенка шириной не менее 1,5 м.
8.29 Прокладка вертикального участка газопровода до ШРП (ШГРП), размещенного на кровле, предпочтительно предусматривать на теневой стороне основного здания. Крепление вертикального стояка должно обеспечивать его устойчивость при воздействии ветровой нагрузки, исключать просадку от воздействия веса, а также обеспечивать возможное температурное удлинение газопровода.
8.30 Для фасадных газопроводов среднего давления для крышных теплогенераторных следует использовать бесшовные трубы из полулегированных сталей 10Г2 по ГОСТ 4543-71, стойких к коррозии от воздействия наружной среды и с антикоррозийным покрытием наружной поверхности.
8.31 В пристроенном ШРП (ШГРП) для теплогенераторной следует предусматривать двухниточную линию редуцирования.
8.32 На кровле здания подходы к ШРП (ШГРП) следует выполнять по тем же условиям, что и для крышной теплогенераторной, с площадкой для обслуживания, покрытой цементной стяжкой толщиной 20 см.
8.33 Для фасадного газопровода в проекте должно быть предусмотрено устройство для безопасного обслуживания и ремонта.
8.34 На ответвлении газопровода к теплогенераторной от магистрального газораспределительного газопровода рекомендуется устанавливать в соответствии с СП 62.13330 запорный клапан (контроллер) по расходу газа, автоматически перекрывающий поступление газа к теплогенераторной при аварийном превышении расхода газа.
8.35 Для коммерческого учета расхода газа, потребляемого теплогенераторной, необходима установка прибора учета газа с корректором по температуре и давлению. Выбор прибора(ов) следует проводить с учетом режимов работы теплогенераторной и в соответствии с техническими условиями газоснабжающей организации.
8.36 Длину прямолинейного участка газопровода от выхода из регулятора давления в ШРП (ШГРП), ГРУ до начала основного подающего газопровода в теплогенераторную следует определять проектом в соответствии с ГОСТ 8.563.1.
8.37 При выборе производительности регулятора давления, устанавливаемого в ШРП (ШГРП), необходимо учитывать значение минимального фактического входного давления газа на основании данных поставщика газа.
Пропускную способность регулятора следует принимать не менее чем на 10% больше максимального расчетного расхода газа при минимально возможном значении давления газа в сети перед регулятором.
8.38 В целях предотвращения срабатывания предохранительно-запорного клапана (ПЗК) в ШРП (ШГРП) из-за возможных скачков давления газа, возникающих при аварийной остановке одного и более работающих теплогенераторов или при позиционном регулировании нагрузки теплогенераторов, рекомендуется предусматривать демпфирующие устройства газовой сети в теплогенераторной.
8.39 При расчете параметров настройки предохранительно-сбросного клапана (ПСК) и ПЗК значение максимального рабочего давления, относительно которого ведется расчет, с учетом неравномерности работы регулятора давления, должно быть на 10% выше.
8.40 В случае установки ПСК в ГРУ в теплогенераторной для обеспечения возможности периодической проверки значения настройки давления в условиях сохранения режима работы теплогенераторной необходимо за отключающим устройством к ПСК предусматривать врезку двух штуцеров с установленными на них запорными устройствами, предназначенными для подключения: одного к магистрали с контрольным агентом, другого для установки манометра.
8.41 Продувочные и сбросные газопроводы, включая газопроводы, отводящие газ от ПСК, устанавливаемые на отдельно стоящих ШРП (ШГРП), следует выводить на высоту, превышающую зону ветрового подпора, а при размещении ШРП (ШГРП) на стене здания или встроенной в здание теплогенераторной сбросной газопровод должен быть выведен выше уровня самой высокой части крыши здания на 1 м.
8.42 Конструкции оголовков от сбросных и продувочных газопроводов должны обеспечивать выброс газовоздушной смеси и исключать попадание в газопровод атмосферных осадков. В нижнем конце вертикального участка продувочного газопровода следует предусматривать установку пробки.
8.43 Соединения газопроводов следует предусматривать, как правило, на сварке. Разъемные (фланцевые и резьбовые) соединения следует предусматривать в местах установки запорной арматуры, контрольно-измерительных приборов и устройств электрозащиты.
8.44 Газопроводы в местах прохода через наружные стены зданий следует заключать в футляры.
Пространства между стеной и футляром следует тщательно заделывать на всю толщину пересекаемой конструкции.
Концы футляра следует уплотнять герметиком.
8.45 Расстояние от газопроводов, прокладываемых открыто внутри помещений, до строительных конструкций, технологического оборудования и трубопроводов другого назначения следует принимать из условия обеспечения возможности монтажа, осмотра и ремонта газопроводов и устанавливаемой на них арматуры, при этом газопроводы не должны пересекать вентиляционные решетки, оконные и дверные проемы. В производственных помещениях допускается пересечение световых проемов, заполненных стеклоблоками, а также прокладка газопроводов вдоль переплетов неоткрывающихся окон.
8.46 Информация о расстоянии между газопроводами и инженерными коммуникациями электроснабжения, расположенными внутри помещений, в местах сближения и пересечения приведена в соответствующих нормативных документах.
8.47 Прокладку газопроводов в местах прохода людей следует предусматривать на высоте не менее 2,2 м от пола до низа газопровода, а при наличии тепловой изоляции - до низа изоляции.
8.48 Крепление открыто прокладываемых газопроводов к стенам, колоннам и перекрытиям внутри зданий, каркасам теплогенераторов и других производственных агрегатов следует предусматривать при помощи кронштейнов, хомутов или подвесок и т.п. на расстоянии, обеспечивающем возможность осмотра и ремонта газопровода и установленной на нем арматуры.
Расстояние между опорными креплениями газопроводов следует определять в соответствии с требованиями СП 33.13330.
8.49 Вертикальные газопроводы в местах пересечения строительных конструкций следует прокладывать в футлярах. Пространство между газопроводом и футляром необходимо заделывать пластичным материалом. Конец футляра должен выступать над полом не менее чем на 3 см, а диаметр его следует принимать из условия, чтобы кольцевой зазор между газопроводом и футляром был не менее 5 мм для газопроводов номинальным диаметром до 32 мм и не менее 10 мм - для газопроводов большего диаметра.
8.50 На газопроводах следует предусматривать продувочные трубопроводы от наиболее удаленных от места ввода участков газопровода, а также от отводов к каждому теплогенератору перед последним по ходу газа отключающим устройством.
Допускается объединение продувочных трубопроводов от газопровода с одинаковым давлением газа, за исключением продувочных газопроводов для газа, имеющих плотность более плотности воздуха.
Диаметр продувочного трубопровода следует принимать не менее 20 мм. После отключающего устройства на продувочном трубопроводе следует предусматривать штуцер с краном для отбора пробы, если для этого не может быть использован штуцер для присоединения запальника.
8.51 Для строительства систем 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 в соответствии с требованиями СП 33.13330 и принимать ее ближайшей большей по стандартам или техническим условиям на трубы, допускаемые настоящим сводом правил к применению.
8.52 Стальные трубы для строительства наружных и внутренних газопроводов следует предусматривать в соответствии с требованиями СП 62.13330.
8.53 Требования к конструкциям и классу герметичности арматуры, предназначенной для газовой среды, следует принимать в соответствии с СП 62.13330. Герметичность затворов должна соответствовать классу 1 по ГОСТ 9544.
Электрооборудование приводов и других элементов трубопроводной арматуры по требованиям взрывобезопасности следует принимать в соответствии с [14].
Краны и поворотные затворы должны иметь ограничители поворота и указатели положения "открыто - закрыто", а задвижки с невыдвижным шпинделем - указатели степени открытия.
8.54 Трубопроводы жидкого топлива
8.54.1 Подача жидкого топлива топливными насосами от склада топлива до расходной емкости в котельной должна предусматриваться по одной магистрали.
Подача теплоносителя к установкам для топливоснабжения теплогенераторной предусматривается по одному трубопроводу в соответствии с количеством магистралей подачи топлива к расходному складу топлива теплогенераторной.
Для теплогенераторных, работающих на легком нефтяном топливе, на топливопроводах следует предусматривать:
- отключающие устройства с изолирующим фланцем и быстродействующим запорным клапаном с электроприводом на вводе топлива в теплогенераторную;
- запорную арматуру на отводе к каждому теплогенератору или горелке;
- запорную арматуру на отводе к сливной магистрали.
8.54.2 Прокладку топливопроводов следует предусматривать надземной. Допускается подземная прокладка в непроходных каналах со съемными перекрытиями с минимальным заглублением каналов без засыпки. В местах примыкания каналов к наружной стене здания каналы должны быть засыпаны или иметь несгораемые диафрагмы.
Топливопроводы следует прокладывать с уклоном не менее 0,003%. Прокладка топливопроводов непосредственно через газоходы, воздуховоды и вентиляционные шахты не допускается.
8.54.3 Для трубопроводов жидкого топлива следует предусматривать электросварные трубопроводы и стальную арматуру.