- номер и дату выдачи лицензии Госгортехнадзора России на изготовление изделия;
- условный проход, условное и рабочее давление, вид привода, габариты и массу изделия;
- вид и температуру рабочей среды;
- класс герметичности в соответствии с ГОСТ 9544;
- материал основных деталей изделия и уплотнения.
7.10 Условное обозначение запорной арматуры должно соответствовать приложению Д.
7.11 Электропривод запорной арматуры выполняют во взрывозащищенном исполнении.
7.12 Для уплотнений фланцевых соединений применяют прокладки, стойкие к воздействию транспортируемого газа. Материалы для изготовления прокладок рекомендуется предусматривать по таблице 15.
Таблица 15
┌─────────────────────────────┬───────────┬──────────────────────────────┐
│ Уплотнительные листовые │ Толщина │ Назначение │
│ материалы для фланцевых │ листа, мм │ │
│ соединений │ │ │
├─────────────────────────────┼───────────┼──────────────────────────────┤
│1. Паронит по ГОСТ 481 (марка│ 0,4-4,0 │Для уплотнения соединений на│
│ПМБ) │ │газопроводах давлением до 1,6│
│ │ │МПа │
├─────────────────────────────┼───────────┼──────────────────────────────┤
│2. Резина маслобензостойкая│ 3-5 │Для уплотнения соединений на│
│по ГОСТ 7338 │ │газопроводах давлением до 0,6│
│ │ │МПа │
├─────────────────────────────┼───────────┼──────────────────────────────┤
│3. Алюминий по ГОСТ 21631 или│ 1-4 │Для уплотнения соединений на│
│ГОСТ 13726 │ │газопроводах всех давлений, в│
│ │ │том числе транспортирующих│
│ │ │сернистый газ │
├─────────────────────────────┼───────────┼──────────────────────────────┤
│4. Медь по ГОСТ 495 (марки│ 1-4 │Для уплотнения соединений на│
│M1, М2) │ │газопроводах всех давлений,│
│ │ │кроме газопроводов,│
│ │ │транспортирующих сернистый газ│
├─────────────────────────────┼───────────┼──────────────────────────────┤
│5. Пластмассы: полиэтилен│ 1-4 │Для уплотнения соединений на│
│высокой плотности (ВД) по│ │газопроводах давлением до 0,6│
│ГОСТ 16338, низкой плотности│ │МПа │
│(НД) по ГОСТ 16337,│ │ │
│фторопласт-4 по ГОСТ 10007 │ │ │
├─────────────────────────────┴───────────┴──────────────────────────────┤
│Примечание. Прокладки из паронита должны соответствовать требованиям│
│ГОСТ 15180. │
└────────────────────────────────────────────────────────────────────────┘
7.13 Технические характеристики выпускаемой отечественными заводами-изготовителями запорной арматуры и перечень заводов-изготовителей приведены соответственно в приложениях Е и Ж.
8. Резервуарные и баллонные установки СУГ
8.1 Требования настоящего раздела распространяются на проектирование систем газоснабжения СУГ от резервуарных и баллонных установок, а также на проектирование испарительных установок и установок по смешению СУГ с воздухом.
Для резервуарных установок следует применять стальные резервуары цилиндрической формы, устанавливаемые подземно или надземно.
В резервуарах следует предусматривать уклон не менее 
в сторону сборника конденсата, воды и неиспарившихся остатков. При этом сборник конденсата не должен иметь выступов над нижней образующей резервуара, препятствующих полному сбору и удалению конденсата воды и неиспарившихся остатков.
в сторону сборника конденсата, воды и неиспарившихся остатков. При этом сборник конденсата не должен иметь выступов над нижней образующей резервуара, препятствующих полному сбору и удалению конденсата воды и неиспарившихся остатков. Для надземной установки разрешается предусматривать как стационарные, так и транспортабельные (съемные) резервуары, наполняемые СУГ на ГНС.
8.2 Производительность резервуаров вместимостью 2,5 и 5 
при подземном расположении и естественном испарении следует определять по рисунку 7.
при подземном расположении и естественном испарении следует определять по рисунку 7.
Пример. Дано: давление газа - 0,04 МПа (0,4 
); содержание пропана - 60%; температура грунта - 270 К; теплопроводность грунта - 2,33 
; заполнение 35%.
); содержание пропана - 60%; температура грунта - 270 К; теплопроводность грунта - 2,33 ; заполнение 35%. Находим производительность резервуаров - 2 
по линии А-Б-В-Г-Д-Е-Ж (рисунок 7).
по линии А-Б-В-Г-Д-Е-Ж (рисунок 7). Примечание. Для резервуаров большей вместимости их производительность следует определять опытным путем.
8.3 Для учета теплового воздействия подземных резервуаров, расположенных на расстоянии не более 1 м один от другого, полученную по номограмме производительность следует умножить на коэффициент теплового воздействия т в зависимости от числа резервуаров в установке:
Число резервуаров в установке Значение коэффициента теплового
воздействия m
2 0,93
3 0,84
4 0,74
6 0,67
8 0,64
При числе резервуаров больше восьми значение коэффициента m определяется экстраполяцией.
8.4 Производительность резервуаров вместимостью 600, 1000, 1600 л при надземном расположении определяется теплотехническим расчетом исходя из условий теплообмена с воздухом или по таблице 16.
Таблица 16
┌──────────┬────────────────────────────────────────┬────────────────────┐
│Содержание│ 600 л │ 1000 л │
│пропана в ├────────────────────────────────────────┴────────────────────┤
│сжиженных │ Температура наружного воздуха, °С │
│ газах, % │ │
│ ├──────┬──────┬─────┬──────┬──────┬──────┬──────┬──────┬──────┤
│ │ -30 │ -20 │ -10 │ 0 │ 10 │ 20 │ -30 │ -20 │ -10 │
├──────────┼──────┼──────┼─────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┤
│ 0 │ - │ - │ - │ - │ 0,7 │ 2,3 │ - │ - │ - │
├──────────┼──────┼──────┼─────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┤
│ 10 │ - │ - │ - │ - │ 1,4 │ 3,0 │ - │ - │ - │
├──────────┼──────┼──────┼─────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┤
│ 20 │ - │ - │ - │ 0,3 │ 2,0 │ 3,7 │ - │ - │ - │
├──────────┼──────┼──────┼─────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┤
│ 30 │ - │ - │ - │ 1,1 │ 2,7 │ 4,3 │ - │ - │ - │
├──────────┼──────┼──────┼─────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┤
│ 40 │ - │ - │ 0,2 │ 1,8 │ 3,4 │ 5,0 │ - │ - │ 0,3 │
├──────────┼──────┼──────┼─────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┤
│ 50 │ - │ - │ 0,9 │ 2,6 │ 4,0 │ 5,6 │ - │ - │ 1,4 │
├──────────┼──────┼──────┼─────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┤
│ 60 │ - │ - │ 1,7 │ 3,2 │ 4,8 │ 6,3 │ - │ - │ 2,8 │
├──────────┼──────┼──────┼─────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┤
│ 70 │ - │ 0,7 │ 2,4 │ 4,0 │ 5,4 │ 7,0 │ - │ 2,5 │ 5,3 │
├──────────┼──────┼──────┼─────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┤
│ 80 │ - │ 1,5 │ 3,3 │ 4,7 │ 6,1 │ 7,6 │ - │ 2,5 │ 5,3 │
├──────────┼──────┼──────┼─────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┤
│ 90 │ 0,5 │ 2,2 │ 4,0 │ 5,4 │ 6,8 │ 8,2 │ 0,8 │ 3,6 │ 6,4 │
├──────────┼──────┼──────┼─────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┤
│ 100 │ 1,2 │ 2,9 │ 4,7 │ 6,1 │ 7,5 │ 9,0 │ 1,9 │ 4,7 │ 7,5 │
└──────────┴──────┴──────┴─────┴──────┴──────┴──────┴──────┴──────┴──────┘
┌──────────┬───────────────────┬─────────────────────────────────────────┐
│Содержание│ 1000 л │ 1600 л │
│пропана в ├───────────────────┴─────────────────────────────────────────┤
│сжиженных │ Температура наружного воздуха, °С │
│ газах, % │ │
│ ├──────┬──────┬─────┬──────┬──────┬──────┬──────┬──────┬──────┤
│ │ 0 │ 10 │ 20 │ -30 │ -20 │ -10 │ 0 │ 10 │ 20 │
├──────────┼──────┼──────┼─────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┤
│ 0 │ - │ 1,1 │ 3,5 │ - │ - │ - │ - │ 1,5 │ 4,7 │
├──────────┼──────┼──────┼─────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┤
│ 10 │ - │ 2,3 │ 4,7 │ - │ - │ - │ - │ 3,0 │ 6,4 │
├──────────┼──────┼──────┼─────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┤
│ 20 │ 0,5 │ 3,4 │ 5,9 │ - │ - │ - │ 1,0 │ 4,6 │ 8,0 │
├──────────┼──────┼──────┼─────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┤
│ 30 │ 1,7 │ 4,6 │ 7,0 │ - │ - │ - │ 2,8 │ 6,3 │ 9,3 │
├──────────┼──────┼──────┼─────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┤
│ 40 │ 2,8 │ 5,6 │ 8,2 │ - │ - │ 0,4 │ 4,3 │ 7,8 │ 11,4 │
├──────────┼──────┼──────┼─────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┤
│ 50 │ 4,0 │ 6,8 │ 9,3 │ - │ - │ 1,9 │ 5,9 │ 9,4 │ 13,2 │
├──────────┼──────┼──────┼─────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┤
│ 60 │ 5,0 │ 8,0 │10,6 │ - │ - │ 3,8 │ 7,5 │ 11,1 │ 14,8 │
├──────────┼──────┼──────┼─────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┤
│ 70 │ 7,3 │ 10,2 │13,0 │ - │ 3,5 │ 7,3 │ 10,8 │ 14,3 │ 16,5 │
├──────────┼──────┼──────┼─────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┤
│ 80 │ 7,3 │ 10,2 │13,0 │ - │ 3,5 │ 7,3 │ 10,8 │ 14,3 │ 18,2 │
├──────────┼──────┼──────┼─────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┤
│ 90 │ 8,6 │ 11,5 │14,2 │ 1,1 │ 5,0 │ 8,9 │ 12,4 │ 15,8 │ 19,8 │
├──────────┼──────┼──────┼─────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┤
│ 100 │ 9,6 │ 12,5 │15,1 │ 2,7 │ 6,6 │ 10,4 │ 14,0 │ 17,5 │ 21,8 │
├──────────┴──────┴──────┴─────┴──────┴──────┴──────┴──────┴──────┴──────┤
│Примечание. При температурах, отличающихся от приведенных в таблице 16,│
│производительность следует определять экстраполяцией. │
└────────────────────────────────────────────────────────────────────────┘
8.5 Расчетный часовой расход сжиженных газов 
, кг/ч, при газоснабжении жилых зданий следует определять по формуле (25)
, кг/ч, при газоснабжении жилых зданий следует определять по формуле (25)
, (25) где n - число жителей, пользующихся газом, чел. При отсутствии данных n принимается по числу газифицируемых квартир и коэффициенту семейности, принятому по данным администрации газифицируемого района;
- коэффициент суточной неравномерности потребления газа в течение года (при наличии в квартирах газовых плит 
; при наличии плит и проточных водонагревателей 
);
- годовой расход газа на одного человека в тепловых единицах, кДж/год (ккал/год), принимается по ГОСТ 51617 (приложение А);
- показатель часового максимума суточного расхода - 0,12;
- теплота сгорания газа, кДж/год (ккал/год). Расчетный часовой расход сжиженных газов для общественных, административных и производственных зданий определяется по тепловой мощности газоиспользующего оборудования.
8.6 На газопроводе паровой фазы, объединяющем подземные резервуары, предусматривают установку отключающего устройства между группами резервуаров на высоте не менее 0,5 м от земли. Арматуру и КИП резервуарных установок защищают от повреждений и атмосферных воздействий запирающимися кожухами.
8.7 Установку предохранительных сбросных клапанов (ПСК) предусматривают на каждом резервуаре, а при объединении резервуаров в группы (по жидкой и паровой фазам) - на одном из резервуаров каждой группы.
8.8 Пропускную способность ПСК следует определять расчетом в соответствии с ГОСТ 12.2.085.
8.9 Испарительные установки предусматривают в случаях, когда резервуарные установки с естественным испарением и резервуарные установки с грунтовыми испарителями не обеспечивают расчетную потребность в газе.
Испарительные установки необходимо оборудовать КИП, а также регулирующей и предохранительной арматурой, исключающей выход жидкой фазы из испарительной установки в газопровод паровой фазы и повышение давления паровой и жидкой фаз выше допустимого. Испарительные установки, для которых в качестве теплоносителя предусматривается горячая вода или водяной пар, должны быть оборудованы сигнализацией о недопустимом снижении температуры теплоносителя.
Температура паровой фазы не должна превышать температуру начала полимеризации непредельных углеводородов (70°С) с отложением образовавшихся продуктов на поверхности испарителя, а жидкой фазы - минус 45°С.
В элементах испарительной установки, включая регулятор давления, запорно-предохранительный клапан и трубопроводы, предусматривают мероприятия по предупреждению образования конденсата и кристаллогидратов.
8.10 Испарительные установки подразделяются на проточные, обеспечивающие получение паровой фазы постоянного состава в специальных теплообменных аппаратах (испарителях), и емкостные с испарением сжиженных газов непосредственно в расходных резервуарах с помощью специальных погружных нагревателей (регазификаторов).