1.4.2 Общие положения
Прокладка газопроводов выбрана исходя из наибольшей экономической эффективности, рациональности и эстетической составляющей архитектуры города. Так как наиболее целесообразно прокладывать трубопроводы под землей, материал трубопроводов был выбран полиэтилен, не требующий изоляции и не подвергающийся коррозии. Газопроводы внутри кварталов прокладываются под проезжей частью дорог и улиц. Ширина проезда должна обеспечивать возможность ремонта газопровода, его замены с соблюдением естественно откоса грунта при разработке траншей. Глубина прокладки газопровода должна обеспечивать механическую защиту от повреждений и составлять минимум 0,8 м до верха трубы.
Так как система газоснабжения принята двухступенчатая, то есть состоит из газопроводов среднего и низкого давлений, сеть среднего давления принята кольцевой. Данное решение позволить исключить отключения того или иного района в случае аварии и позволит обеспечить стабильную надежную работа газопровода, что особенно важно для промышленных предприятий. Так же данная схема позволяет обеспечить равномерность потребления и равномерное распределение давления.
1.4.3 Описание сетей низкого давления. Гидравлический расчет
Газопроводы низкого давления прокладываются также подземно под проезжей частью улиц. Дворовая разводка соединяется с уличной газораспределительной сетью. Вертикальные и горизонтальные расстояние при прокладке приняты согласно нормативной документации. Особое внимание должно уделяться расстоянию от фундаментов зданий и сооружений. Данное расстояние до газопроводов низкого давления должно составлять не менее 2 м.
Порядок проведения газопроводов низкого давления следующий:
- на генплане квартала проектируют газовые сети по тупиковой схеме;
- намечают расчетные участки от точки подключения распределительного уличного газопровода до отключающего устройства на вводе в здание;
- определяют расчетный расход газа Vр, м3/ч, по участкам по формуле
где – коэффициент одновременности работы газовых приборов по [6];
– номинальный расход газа на прибор, м³/ч, принимаем равным 3,8м3/ч (плита 4-х конфорочная 1,1м3/ч + водонагреватель 2,7м3/ч);
– число однотипных приборов, шт;
определяются средние ориентировочные удельные потери давления на расчетной ветке от точки подключения к распределительному газопроводу до наиболее удаленного газифицируемого здания , Па/м, по формуле
где 1200 – нормативный перепад давления, Па;
1,1 – потеря давления на местные сопротивления;
– суммарная длина расчетной ветки, м.
Чтобы определить диаметр газопровода необходимо значить расчетные часовые расходы газа и ориентировочные потери давления.
Данные гидравлического расчета тупиковых дворовых газопроводов низкого давления приводятся в приложении А.15.
1.4.4 Описание сети среднего давления. Гидравлический расчет
Расчет кольцевой сети среднего давления специфичен тем, что направление и расход газа по участкам непостоянные, поэтому диаметры необходимо подбирать так, чтобы обеспечить равномерность распределения гидравлического режима при движении газа в различных направлениях, при заданном перепаде давления.
Расчёт схемы должен производится таким образом, чтобы давление в начальной точке распределительной сети было максимальным, в конечной точке минимальным при максимальном расходе. Величина минимально допустимого давления перед газовыми регуляторами складывается из максимального давления газа перед горелками, перепада давления в абонентском ответвлении при максимальной нагрузке и перепада в ГРПШ. Перед ГРПШ достаточно иметь запас давления в 0,15-0,2 МПа.
В кольцевой сети расчет должен производится таким образом, чтобы в случае аварии оставался резерв давления, для движения газа только в одном направлении. Несмотря на увеличение диаметров, а соответственно и капиталовложений, данная схема как никакая обеспечивает стабильную и бесперебойную подачу газа потребителю.
При анализе влияния аварий на газопровод, необходимо использовать коэффициент обеспеченности Коб, зависящий от категории потребителя и оценивающий снижение качества работы системы газоснабжения. Устранение подобных ситуаций носит кратковременный характер.
В зависимости от категории потребителя, допустимо сокращение расхода или отключение потребителя на время устранения аварии. Данный регламент относится к потребителям второй категории. Если потребитель относится к потребителям первой категории, должно предусматриваться наличие резервного топлива.
Расчет газопроводов связан со значительными изменениями плотности и скорости движения газа, поэтому давление основной показатель в гидравлическом расчете.
Определить потери давления в газопроводе, можно по формуле:
где Pн, Pк – соответственно давление газа в начале и в конце участка, МПа;
l – длина расчетного участка, км;
Кэ – коэффициент эквивалентной шероховатости;
d – диаметр трубопровода, см;
ν – коэффициент кинематической вязкости газа, м2/с;
Q – расход газа, м3/ч;
ρ – плотность газа кг/м3.
Формула (1.16) является чисто теоретической выкладкой и на практике не используется ввиду затрат большого количества времени и трудности исполнения. В настоящее время для гидравлического расчета газопроводов используется программное обеспечение или номограммы. Номограммы представляются собой диаграммы с пересеченными линиями, обозначающими основные параметры рассчитываемых газопроводов (потери давления в них, расходы газа, диаметры и др.). При расчете кольцевого газопровода среднего давления также используются номограммы. Газопровод рассчитывается как тупиковый при двух аварийных режимах: выключении участка газопровода с одной и, с другой стороны, от источника питания. Диаметр газопровода по кольцу лучше принимать одного значения.
Для проведения расчета необходимо проработать схему газопроводной сети с проставленными расходами, расстояниями и определить разницу давлений в сети: разница между давлениями на выходе из ГГРП и давлением у самого отдаленного и нагруженного потребителя
Расчет кольцевой схемы газопровода среднего давления производится в следующей последовательности:
- Вычерчивается расчетная схема газопроводной сети, пронумеровываются участки, определяются длины, отмечаются расчетные расходы каждого участка.
- Предварительно рассчитываются расчетный расход газа по всему кольцу и удельное падение квадрата давления
Vр = 0,59·Σ Коб i·Vi, (1.17)
где Vр – расчетный расход газа, м3/ч;
Vi – расчетный расход газа i-ым потребителем, м3/ч;
Коб – коэффициент обеспеченности газом потребителей, принимается равным 0,75;
Pн , Pк – давление газа в начале и в конце сети соответственно, кПа;
lк – протяженность расчетного кольца, м;
1,1 – коэффициент, учитывающий местные сопротивления, принимается в размере 10% от потерь давления по длине;
0,59 – приближенное значение коэффициента путевой нагрузки.
- Производится два расчета при двух аварийных режимах.
- Для каждого ответвления принимается меньшее из значений давления в одноименной точке, и рассчитываются диаметры ответвлений (минимальный диаметр принимается равным Ду50).
Длина кольца составляет lк = 10660 м.
Определим расчетный расход по кольцу:
и удельное падение квадрата давления:
по номограмме определим диаметр газопровода с учетом того, что на номограмме представлен в (кгс/см2)2/м, тогда
диаметр газопровода принимаем d = 315х16,7 мм (из труб ПЭ 100 SDR 17,6).
Рассчитываем диаметры ответвления для аварийных режимов. Из сравнения двух значений начальных давлений для каждого ответвления Рн отв выбираем наименьшее. Для этого давления подбирается длина ответвления при условии, чтобы давление в конце ответвления Рк отв было не меньше 100 кПа.
Подобрав диаметр, находим фактическое значение давления.
Фактическое значение давления в конце участка ответвления , кПа, определяется по формуле
Производится расчет полуколец.
Расчет сетей среднего давления сводим в Приложение А.16.
1.5 Прокладка наружных газопроводов
1.5.1 Подземные газопроводы
По требованиям нормативной документации [2] подземные газопроводы, а также газоиспользующее оборудование, перед обратной засыпкой должны быть испытаны на прочность и герметичность.
Все необходимые материалы и оборудование должны иметь сертификаты соответствия требованиями безопасности, разрешение на применение от Ростехнадзора.
При прокладке трубопровода при проектировании устанавливается охранная зона. Данная зона представляет собой условную линию на расстоянии 2 м в каждую сторону от оси трубопровода. Для ГРПШ охранная зона составляет 10 м от ограждения [10].
Для последующего ремонта во время эксплуатации газопровода, при строительстве, во время обратной засыпки на расстоянии 0,2 м от верха трубопровода укладывается сигнальная лента. При пересечении с другими коммуникациями сигнальная лента укладывается в два слоя, расcтояние между слоями 0,2 м друг от друга. Дополнительный слой ленты выводится на расстояние не менее 2,0 м от пересекаемой коммуникации. Медный провод сечением 4,0 мм2 прокладывается на расстоянии 0,2-0,3 м вдоль присыпанного газопровода. Концы провода вывести под ковер для подсоединения аппаратуры. Для ковера предусмотреть защитные устройства от несанкционированного доступа — замок «антитеррор».
Для соединения трубопроводов и фитингов используют сварку, специализированным нагретым инструментом. Сварка используется стык встык. Данный метод применим к трубопроводам с толщиной стенки больше 5мм. Если толщина стенок меньше 5 мм необходимо использовать закладные детали.
Производство работ необходимо производить при температуре воздуха не менее минус 15 °С и не более +40 °С. В случае если необходимо производить монтаж при температуре меньше минус 15 °С используют специальные укрытия в виде тепляков.
Укладку трубопроводов производить на подсыпку из песка без твердых включений. Толщина песчаной подушки должна составлять не менее 100 мм. Засыпку производить также из просеянного песка на расстояние 200 мм над верхом трубы.
В характерных точках трассы необходима установка репера с опознавательными табличками. Если репер нет возможности установить непосредственно над характерной точкой (например угол поворота под проезжей частью) данный репер устанавливают на углу дома или сооружения находящегося в непосредственной близости вне проезжей части. Опознавательные знаки устанавливаются по правую сторону от газопровода по ходу движения газа на расстоянии не менее одного метра от оси газопровода на углах поворота, в местах установки арматуры, коверов, неразъемных соединений, тройников. На прямолинейных участках опознавательные знаки устанавливаются на расстоянии 200- 500 м друг от друга.
На табличках опознавательных знаков наносят информацию о прокладываемом газопроводе: диаметр, давление, глубину заложения, расстояние до газопровода, материал газопровода, владелец газопровода и телефон для связи.
При поворотах трассы используют отводы из полиэтилена заводского изготовления, при наличии места допускается использовать естественный изгиб трубопровода, при этом радиус изгиба должен составлять не менее 25 диаметров трубы.
Прочность сварного соединения не должно уступать прочности основного трубопровода, и иметь коэффициент прочности согласно стандарту и/или технических условий на трубы, данный коэффициент гарантируется заводом-изготовителем.
Качество сварных стыков производится в 100% объеме , не менее 1 стыка на участок. На стальных трубах в пределах ГРПШ используется радиографический метод.
Для внутренней очистки газопроводов используется продувка сжатым воздухом, после производства очистки проводятся испытания на герметичность. По требованиям нормативной документации [2] и [7] испытываемые трубопроводы накачиваются сжатым воздухом и выдерживается с определенным давлением в течении установленного времени. Испытания необходимо проводить после установки арматуры, оборудования и контрольно-измерительных приборов.
Если необходима прокладка стальных газопроводов или футляров в месте с грунтами с высокой коррозионной активностью производится замена этого грунта на песок по всей длине траншеи.
В соответствии с п. 2.3.4 [7] для стальных участков подземного газопровода длиной не более 10,0 м ЭХЗ не предусматривается.
1.5.2 Надземные и наземные газопроводы
Подключение к ГРПШ предусматривается стальными электросварными трубами.
Для перехода с участка с полиэтиленовой трубой на стальную применяются неразъемные соединение «полиэтилен-сталь» усиленного типа. Для укладки данных соединений устраивают подушку из песка толщиной 100 мм, на 1 м в каждую сторону и засыпают песком на всю глубину траншеи.
В качестве антикоррозионной защиты стальных надземных и наземных участков применяется покрытие из масляной краски в два слоя желтого цвета. Данная краска наносится на грунтовку ГФ-021 нанесенную в два слоя.
Для нанесения предупреждающих, сигнальных колец используют краску красного цвета. Все газопроводы окрашиваются в желтый цвет, в том числе сбросные, продувочные, газопроводы безопасности. Абсолютно все материалы используемые в строительстве газопровода должны иметь сертификаты завода-изготовителя или данные повторного лабораторного испытания, для проверки качества. Заменяемые материалы должны иметь равноценными по техническим данным, либо превосходить их. Замена материала должна согласовываться с проектной организацией.
1.5.3 Переход газопроводом под дорогами
При переходе через проезжую часть, имеющею асфальтированный участок, целесообразно использовать метод горизонтально-направленного бурения (ГНБ), таким образом сохраняется целостность дорожного полотна. Современный парк техники предлагает большой выбор установок для прокладки трубопроводов методом ГНБ, одной из таких установок является установка типа «Навигатор». Для осуществления бурения необходимо устройство двух котлованов: приемного и рабочего. Размер котлованов должен быть не менее 1,5х1,5х3,0 м. Для прокладки методом ГНБ используются полиэтиленовые трубы ПЭ 100 SDR 11 для газопроводов среднего давления и ПЭ 100 SDR 17,6 для газопроводов низкого давления по [12], коэффициент запаса прочности не менее 2,8.
Для последующей эксплуатации и возможности замены трубопровода без нарушения дорожного покрытия, а также перекрытия движения необходимо устраивать футляр из стальных труб, зазор между трубой и футляром должен быть не менее 50 мм. Концы футляров должны выводится на 1 м от основания насыпи дороги, также необходима установка контрольной трубки для анализа возможных утечек.
1.6 Размещение отключающих устройств на газопроводах
Арматура, размещаемая на трубопроводе и используемая в качестве запорной, должна иметь класс герметичности не менее А, согласно [7] и [8]. В качестве запорной арматуры в данной квалификационной работе применяются шаровые краны из полиэтилена. Данные краны размечаются подземно, шток крана выводится под ковер на поверхность. Отключение осуществляется Т-образным ключом.
Для газопроводов низкого давления применяются стальные шаровые краны из стали, типа 11б27п. Данные краны устанавливаются надземно, на вводе газопровода к потребителю. При отсутствии возможности надземной установки (расстояние в свету до ВЛ-0,4 кВ менее 2 м, а до Вл-10 кВ менее 10 м) допускается установка шарового крана из полиэтилена, с выводом штока под ковер.
1.7 Технико-экономическое обоснование системы газоснабжения
1.7.1 Расчет оптимального количества ГРПШ
Количество подключаемых к первой ступени ГРПШ определяется расчетом. При малом количестве ГРПШ увеличивается радиус их действия, уменьшаются приведенные затраты в ГРПШ и подводящие газопроводы. Однако, приведенные затраты в газопроводы низкого давления увеличиваются ввиду увеличения их протяженности и, как следствие, диаметров.
Капитальные вложения в систему газораспределения определяются по формуле
где — капитальные вложения в газопроводы низкого давления, руб;
— капитальные вложения в ГРПШ, снижающие давление газа с 0,3 МПа до 300 даПа, руб;
— капитальные вложения в газопроводы среднего давления, проложенные от магистрального газопровода до ГРПШ и промышленных, а также коммунально-бытовых потребителей, руб.
Радиус действия ГРПШ – это расстояние по прямой от ГРПШ до точки сведения двух потоков газа на границе зон действия двух ГРПШ. При смешанной схеме расположения шкафов определяется по следующей формуле
откуда
Из формул (1.21) и (1.22) получаем
или
откуда
Где — площадь газоснабжаемой территории, м2
Капитальные вложения в ГРПШ находятся по формуле
КПРГШ= Кн.д. ∙ Кср.д., (1.26)
где – капитальные затраты в один шкаф, принимаются по усредненным показателям.
Капитальные вложения в газопроводы низкого давления находятся по формуле
где — удельные капитальные вложения в дворовые газопроводы низкого давления, руб/м.
Удельные капитальные вложения в дворовые газопроводы определяются по формуле:
где а и в – коэффициенты, значения которых при отсутствии данных принимаются равными 120 и 50 соответственно;
dср– средний диаметр газопровода низкого давления, см;
— общая протяженность газопроводов низкого давления, м.
Средний диаметр газопроводов низкого давления можно найти по формуле:
где а и в – коэффициенты пропорциональности;
— нормативный перепад давления, принимается равным 1200 Па;
q – удельный путевой расход природного газа, м3 /(ч·м);
— коэффициент неравномерности действия приборов;
R – радиус действия ПРГШ, м
С учетом (1.27) формула (1.29) принимает вид
Т.е., капитальные затраты в газопроводы низкого давления представляют собой функцию радиуса действия ГРПШ. При этом изменение радиуса действия ГРПШ практически не влияет на общий вид газораспределительных сетей среднего давления, изменяется только количество ГРПШ и длина ответвлений к ним.
где — коэффициент пропорциональности, в данной работе принят равным 1.
Переменная часть капиталовложений в газораспределительные сети среднего давления находится по формуле:
Таким образом, капиталовложения в газовую сеть среднего давления являются функцией радиуса действия ГРПШ.
Суммарные затраты в систему газораспределения определятся по формуле:
Зобщ.= ЗПРГШ+ Зн.д.+ Зср.д. . (1.33)
Формула оптимального радиус действия ГРПШ примет следующий вид
где — стоимость монтажа одного ГРПШ, руб, для ГРПШ-05-2У1 принимается равной 39000руб;
— расчетный перепад давления в газораспределительной сети низкого давления, Па;
— коэффициент плотности газораспределительных сетей низкого давления, в выпускной работе находится по формуле
где m – плотность населения, чел/га.
Оптимальная нагрузка на ГРПШ, м3/ч, определится по формуле
где l – удельный часовой расход газа на одного жителя, м3/(ч·чел)
где ΣQр.ч. – суммарный часовой расход на сетях низкого давления;
15500 – количество проживающих на данной территории
l=1953/15500=0,126 м3/(ч·чел),
Где — площадь газоснабжаемой территории, га, в нашей работе она составляет 160,00 Га.
m=15500/160,00=96,88 чел/га.
φ=0,0075+(0,003∙96,88)/100=0,010406
Оптимальный радиус действия ГРПШ будет равен
Rопт=1,1(390000,388)∙12000,081/0,0104060,25/(96,88∙0,126)0,143=258 м.
Оптимальная нагрузка на один ГРПШ составит
Qопт. грп=96,88∙0,126∙2582/5000=163м3/ч.
Число ГРПШ определим по формуле (1.25) и получим n=1600 000/(2∙2582)= 11,97 шт.=12 шт.
1.7.2 Подбор регуляторов давления ГРПШ
Подбор регуляторов давления ГРПШ осуществляется исходя из входного давления в газорегуляторный пункт и расхода газа.
ГРПШ -1
Vр=105 м3/ч; Рвх=0,290 МПа.
Чтобы правильно подобрать регулятор давления, необходимо знать коэффициент загрузки регулятора, который находится по формуле
где Vp – расчётный часовой расход газа через ГРПШ, м3/ч;
– максимально возможный часовой расход газа для данного типа регулятора.
При правильном подборе регулятора коэффициент загрузки К имеет низший предел 15%, высший предел 85%.
Для ГРПШ -1 подбираем регулятор РДНК-400 с =300 м3/ч.
Vр=105 м3/ч; Рвх=0,29 МПа
, ГРПШ-04-2У1.
ГРПШ -2
Vр=134 м3/ч; Рвх=0,29 МПа.
Регулятор РДНК-400 с =300 м3/ч.
, ГРПШ-04-2У1.
ГРПШ -3
Vр=121 м3/ч; Рвх=0,28 МПа.
Регулятор РДНК-400 с =300 м3/ч.
, ГРПШ-04-2У1.
ГРПШ -4
Vр=79 м3/ч; Рвх=0,276 МПа.
Регулятор РДНК-400 с =300 м3/ч.
, ГРПШ-04-2У1.
ГРПШ -5
Vр=108 м3/ч; Рвх=0,271МПа.
Регулятор РДНК-400 с =300 м3/ч.
, ГРПШ-04-2У1.
ГРПШ -6
Vр=220 м3/ч; Рвх=0,263 МПа.
Регулятор РДНК-400 с =300 м3/ч.
, ГРПШ-04-2У1.
ГРПШ -7
Vр=84 м3/ч; Рвх=0,255 МПа.
Регулятор РДНК-400 с =300 м3/ч.
, ГРПШ-04-2У1.
ГРПШ -8
Vр=128 м3/ч; Рвх=0,272 МПа.
Регулятор РДНК-400 с =300 м3/ч.
, ГРПШ-04-2У1.
ГРПШ -9
Vр=156 м3/ч; Рвх=0,255 МПа.
Регулятор РДНК-400 с =300 м3/ч.
, ГРПШ-04-2У1.
ГРПШ -10
Vр=220 м3/ч; Рвх=0,272 МПа.
Регулятор РДНК-400 с =300 м3/ч.
, ГРПШ-04-2У1.
ГРПШ -11
Vр=320 м3/ч; Рвх=0,255 МПа.
Регулятор РДНК-400М с =500 м3/ч.
, ГРПШ-05-2У1.
ГРПШ -12
Vр=278 м3/ч; Рвх=0,272 МПа.
Регулятор РДНК-400М с =500 м3/ч.
, ГРПШ-05-2У1.
Глава 2. ГОЛОВНОЙ ПРГ
2.1 Оборудование ПРГ
Задача головного ПРГ – это дросселирование или снижение давления газа на входе в ПРГ до заданного на выходе и поддержание его в заданных пределах, при изменениях давления, а также расхода на входе. Попутно происходит подготовка газа, а именно: очистка от механических примесей, контроль температуры, аварийное отключение подачи газа, при отклонении давления от заданных пределов. Также в данном устройстве возможна организация учета.
ПРГ подразделяют на ПРГ высокого и ПРГ среднего давления, в зависимости от давления на входе:
— для среднего от 0,05 до 3 кгс/см2;
— для высокого от 3 до 12 кгс/см2.
Выбор оборудования для установки в ПРГ осуществляется в зависимости от его назначения:
— регулятор давления (далее регулятор), устройство автоматически поддерживающее давление в контрольной точке, вне зависимости от давления на входе;
— предохранительный запорный клапан (ПЗК), устройство, прекращающее подачу газа, при отклонении давления от заданных пределов. Установка данного клапана предусматривается перед регулятором;
— предохранительное сбросное устройство (ПСУ), данное устройство обеспечивает сброс излишков газа из газопровода за регулятором, для обеспечения заданного давления. ПСУ устанавливается на выходе из ПРГ, если устанавливается расходомер, то за ним. В ПРГ выполненных в виде шкафа возможна установка ПРГ за пределами шкафа;
— фильтр для очистки от механических примесей. Перед ПЗК предусматривается установка фильтра. В случае если ГРУ располагается на расстоянии не более 1 км от ПРГ или централизованного пункта очистки газа предприятия, установка фильтра не является обязательной;
— байпас или обводной газопровод, с расположенными последовательно запорным (первым по ходу газа) и запорно-регулирующим устройствами для подачи газа на время ремонта и аварийного состояния линии редуцирования. Диаметр данной линии должен быть не менее диаметра седла регулятора;
— для измерения давления и температуры до запорно-регулирующей арматуры и за ней используют манометры: показывающие и самопишущие, дифманомеры (для учета перепада давления), термометры: самопишущие и показывающие. Регистрирующие приборы допускается не устанавливать в шкафных ПРГ, а также допускается не устанавливать термометры, если ПРГ не оборудованы узлами учета расхода газа;
— подключение манометров в ПРГ к газопроводу осуществляется через импульсные трубки;
— для сброса газа от ПСУ и для продувки газопроводов и оборудования, предусматриваются сбросные и продувочные газопроводы. Продувочные трубопроводы предусматриваются на входе за первым запорным устройством, на байпасе, а участке с оборудованием, которое отключается для ремонта или профилактики;
— запорная арматура, предусматривается для отключения ПРГ, а также оборудования, средств измерений при необходимости их ремонта или ревизии без прекращения подачи газа.
При тупиковых схемах газоснабжения, в ПРГ для котельной, настройка технологического оборудования производится исходя из следующих условий.
Давление, которое должен поддерживать регулятор в контролируемой точке, находится по формуле:
Рн = Рг + ΔР (1)
где Рг — давление газа перед горелками котла;
ΔР — потери давления газа на участке газопровода от точки подключения манометра перед наиболее удаленной от ГРП (ГРУ) горелкой до контролируемой точки при максимальном расчетном расходе газа.
Давление срабатывания Рв ПЗК находят по формуле:
Рв = 1,25 Рн. (2)
Давление срабатывания Рв не должно превышать максимально допустимого давления перед горелками, обеспечивающего их устойчивую (без отрыва пламени) работу.
ПЗК настраивают на срабатывание при понижении давления до значения Рс, обеспечивая (с учетом потерь ΔР) давление перед горелкой на 20-30 кгс/м2 (низкое давление) или 200-300 кгс/м2 (среднее давление) больше того, при котором могут погаснуть горелки или произойти проскок пламени.
ПСУ настраивают на полное срабатывание при повышении давления в контролируемой точке до Рп = 1,15 Рн.