Строительные нормыреспублики беларусьсн 03. 012019Издание официальное

• Название: Строительные нормыреспублики беларусьсн 03. 012019Издание официальное
• Дата: 02.03.2023
• Размер: 1 Mb.
• Имя файла: SN-4.03.01-2019-Gazoraspredilenie-i-gazopotreblenie-1-2.pdf
• Тип: Документы; #965468
• страница: 11 из 20

11.6.26 Падение давления газа перед газовыми турбинами за время пуска резервного компрес- сора должно быть в пределах допустимого значения, установленного организацией-изготовителем газовой турбины.
Схемой ДКС должна предусматриваться работа компрессоров при нулевом расходе газа на газо- вые турбины.
ДКС должна предусматривать автоматическое регулирование давления газа перед газовыми турбинами. Поддержание заданного давления за ДКС и ввод в работу резервного компрессора долж- ны осуществляться автоматически.
Дожимающие компрессоры должны выбираться с учетом возможности их повторного автомати- ческого пуска и оснащаться системами самозапуска электродвигателей. Время срабатывания системы самозапуска должно быть меньше времени выхода параметров за предельно допустимые значения.

СН 4.03.01-2019
49
Дожимающие компрессоры должны оснащаться системами контроля состояния подшипников по температуре с сигнализацией ее предельных значений и блокировками, отключающими компрессоры при превышении этого параметра.
11.6.27 На отводе от ППГ к газовой турбине (в блоке запорной арматуры) по ходу газа преду- сматриваются:
— штуцер для присоединения продувочного газопровода;
— запорное устройство с электроприводом;
— штуцер для присоединения продувочного газопровода;
— фланцы для установки ремонтной заглушки (листовой или поворотной) с приспособлением для их разжима и токопроводящей перемычкой;
— штуцер для подвода продувочного агента;
— расходомерное устройство.
11.6.28 На внутреннем газопроводе газовой турбины, работающей автономно или в составе ГТУ или ПГУ, по ходу газа (в главном корпусе) предусматриваются:
— штуцер продувочного газопровода;
— механический фильтр, предотвращающий попадание в ГТУ продуктов внутренней коррозии газопроводов;
— ПЗК;
— регулирующий клапан (основной и растопочный);
— штуцер для присоединения продувочного газопровода в конце тупикового участка;
— запорное устройство с электрифицированным приводом (ПЗК) перед каждым горелочным уст- ройством камеры сгорания газовой турбины.
Штуцер для присоединения запального газопровода предусматривается между двумя запорными устройствами на вводе. Общий ПЗК (стопорный клапан), регулирующий клапан, механический фильтр, а также запорная арматура перед горелочными устройствами поставляются изготовителем газовой турбины и устанавливаются непосредственно в здании главного корпуса в соответствии с технологической схемой, разработанной изготовителем газовой турбины.
Механический фильтр разрешается устанавливать перед расходомерным устройством.
11.6.29 На внутреннем газопроводе к ГПА (с учетом оборудования, входящего в состав ГПА пол- ной заводской готовности) должны предусматриваться (по ходу газа):
— два отключающих устройства (первое может быть с ручным приводом, второе — с электро- приводом) с продувочной свечой и устройством отбора проб между ними;
— фильтр (необходимость установки определяет проектная организация);
— продувочная свеча с устройством отбора проб;
— фланцевое соединение для установки поворотной заглушки;
— штуцер для подключения продувочного агента;
— отключающее устройство с электроприводом;
— измерительное устройство расхода газа;
— регулирующий клапан;
— непосредственно перед подачей газа в двигатель — два быстрозапорных отсечных клапана (ПЗК) с установкой между ними свечи безопасности с отключающим электрифицированным устройством.
Выполнение блокировок и защит на останов ГПА (с учетом оборудования, входящего в состав
ГПА полной заводской готовности) и перевод его на работу с пониженной нагрузкой должны осущест- вляться в соответствии с техническими условиями производителя.
11.6.30 Для предотвращения передачи вибраций от двигателя на газопровод присоединение двигателя к газопроводу должно осуществляться посредством гибкого соединения.
11.6.31 Трасса газопровода должна проходить вдоль проездов и дорог со стороны, противопо- ложной тротуару (пешеходной дорожке), и по возможности максимально обеспечивать самокомпен- сацию температурных деформаций газопровода, для чего его повороты выполняются под углом 90°.
11.6.32 Транзитная прокладка газопроводов должна осуществляться с учетом требований по- жарной безопасности.
11.6.33 Наружный газопровод в пределах ТЭС должен быть надземным, исключая участок, от- стоящий на 15 м от ограды внутрь площадки электростанции, который может быть как надземным, так и подземным.
11.6.34 Надземные газопроводы разрешается прокладывать на высоких и низких опорах, эстака- дах с использованием только несгораемых конструкций.

СН 4.03.01-2019
50
Разрешается прокладка газопроводов на эстакадах с другими технологическими трубопроводами и электрическими кабелями, при этом газопроводы следует размещать в верхнем ярусе эстакады.
11.6.35 Газопровод необходимо прокладывать с уклоном, обеспечивающим сток конденсата к мес- ту его выпуска в процессе эксплуатации и при опорожнении для ремонта.
11.6.36 Высота свободного пространства от земли до низа труб, прокладываемых на низких опо- рах, должна быть не менее 0,35 м при ширине группы труб до 1,5 м и не менее 0,5 м — при ширине
1,5 м и более.
11.6.37 Расстояние в свету до газопровода по вертикали должно быть, м, не менее:
2,2
— от покрытия пешеходной дороги;
4,5
— от покрытия автомобильной дороги;
5,5
— от плоскости головок рельсов железной дороги.
11.6.38 Распределительный газопровод необходимо располагать вне помещений ГТУ.
При размещении газовых турбин в общем машинном зале на распределительном газопроводе на расстоянии не более 50 м до первого отвода к газовой турбине устанавливается электрифицирован- ное запорное устройство.
11.6.39 Дополнительные запорные устройства на газопроводах разрешается устанавливать в мес- тах, определяемых проектной организацией из условия возможности отключения установки от систе- мы газоснабжения.
11.6.40 Надземный газопровод, пересекаемый высоковольтной линией электропередачи, должен иметь защитное устройство, предотвращающее попадание на него электропроводов в случае их об- рыва. Защитное устройство должно быть из несгораемых материалов и конструкций, имеющих на- дежное заземление.
Сопротивление заземления газопровода и его защитного устройства должно быть не более 10 Ом.
11.6.41 Оголовки продувочных газопроводов и сбросных газопроводов от предохранительных клапанов, установленных на газопроводах, следует располагать:
— с давлением выше 1,2 МПа — не менее чем на 5 м выше самой высокой точки здания в ра- диусе 20 м от сбросного трубопровода, но не менее 6 м от уровня планировочной отметки площадки
(земли);
— с давлением ниже 1,2 МПа включ. — не менее чем на 1 м выше дефлектора здания или на 2 м выше светоаэрационного фонаря соседнего (ближе 20 м) здания, но не менее 5 м от земли.
11.6.42 Сбросной трубопровод следует располагать со стороны здания, противоположной возду- хозабору. При невозможности выполнения данного требования концевые участки сбросных и проду- вочных газопроводов необходимо располагать выше заборных устройств приточной вентиляции на расстоянии не менее 10 м по горизонтали и 6 м по вертикали.
Устройство оголовка сбросного трубопровода должно исключать рассеивание газа ниже плоско- сти его размещения и попадание в него атмосферных осадков.
11.6.43 Запрещается соединять трубопроводы сброса газа с предохранительных клапанов на нитках с различными величинами выходных давлений на одну свечу и монтаж запорной арматуры после предохранительных клапанов.
11.6.44 Продувка газового оборудования и газопроводов должна предусматриваться воздухом или инертным газом. Для подачи воздуха или инертного газа должны быть предусмотрены штуцера с запорными устройствами.
11.6.45 Газовые коллекторы, подводящие газ к ГТУ, необходимо прокладывать снаружи зданий по стенам или опорам, на высоте не менее 4,5 м от уровня земли, при этом они не должны пересе- кать оконных и дверных проемов.
11.6.46 Расстояния (в свету) между газопроводом и ограждающими конструкциями здания ТЭС должны быть, м, не менее:
0,15
— для труб диаметром, мм, до 200;
0,3
— то же от 200 “ 500 включ.;
0,5
—
“ св. 500.
11.6.47 Газопроводы при прокладке через стены должны выполняться в стальных футлярах.
Внутренний диаметр футляра должен быть не менее чем на 100 мм больше диаметра газопровода.
Зазоры между газопроводом и футляром (концы футляра) следует уплотнять несгораемым эластич- ным материалом.

СН 4.03.01-2019
51
11.6.48 Вводы газопроводов должны предусматриваться непосредственно в помещения, где на- ходятся газоиспользующие установки, и прокладываться в местах, доступных для их обслуживания, осмотра и ремонта.
11.6.49 Расстояния между осями смежных трубопроводов и до края опорной конструкции необ- ходимо выбирать в соответствии с приложением Н.
11.6.50 Сварные стыки газопроводов должны находиться от края опоры на расстоянии не ме- нее 0,2 м.
11.6.51 Присоединение штуцеров к сварным швам, а также к гнутым элементам (в местах гибов) трубопроводов не допускается.
11.6.52 Для газопроводов I-a категории применение отводов, сваренных из секторов, не до- пускается.
11.6.53 Расстояния между газопроводом и электропроводами в местах пересечения и парал- лельной прокладки принимаются по требованиям правил устройства и защитных мер электробезо- пасности.
11.6.54 Блоки запорной арматуры следует размещать в специальном здании или в пристройке к главному корпусу здания ТЭС в обогреваемых помещениях, укрытиях (шкафах).
11.6.55 Газопровод от фильтров тонкой очистки, установленных на подводе газа, до горелочных устройств газовой турбины должен выполняться из коррозионностойкой стали.
11.6.56 Газопроводы должны быть окрашены в желтый цвет в соответствии с требованиями ТНПА.
11.6.57 Расстояния от газопроводов до зданий и сооружений ТЭС следует выбирать согласно приложению П.
11.6.58 Испытания газопроводов высокого давления I-а категории на прочность и проверку на герметичность следует производить после полной готовности трубопроводов в соответствии с ТНПА, устанавливающими требования к испытанию технологических трубопроводов.
Испытание трубопроводов на прочность следует производить гидравлическим или пневматиче- ским способом давлением, равным 1,5Р
раб
. Время испытаний при гидравлическом способе — 24 ч, время испытаний при пневматическом способе — 12 ч. Испытания гидравлическим способом прово- дятся при технической возможности полного удаления воды из газопровода.
Давление при проверке на герметичность принимается равным рабочему. Продолжительность проверки на герметичность определяется временем, необходимым для тщательного осмотра трассы с целью выявления утечек, но не менее 12 ч.
11.6.59 Подземные газопроводы должны быть защищены от коррозии в соответствии с государ- ственными стандартами, устанавливающими требования к защите от коррозии подземных газопрово- дов, с учетом рабочего давления транспортируемого газа.
11.6.60 ППГ должен обеспечивать очистку газа от жидких и твердых частиц, редуцирование и (или) компремирование газа, его подогрев и охлаждение (при необходимости) и измерение расхода.
11.6.61 Обводные газопроводы (байпасы) в ППГ не предусматриваются. Технологические схемы газопроводов ППГ и газопроводов газовой турбины должны предусматривать установку поворотных или листовых ремонтных заглушек, системы продувочного агента и продувочных газопроводов для обеспечения требований безопасности при выводе оборудования и газопроводов в ремонт и вводе в эксплуатацию после ремонта. Для газопроводов давлением выше 1,2 МПа на каждом продувочном газопроводе должны предусматриваться два запорных устройства со штуцером между ними для от- бора проб от продуваемого участка для анализа. Штуцер для отбора проб необходимо оборудовать запорным устройством. Каждый штуцер подвода продувочного агента, отбора проб на анализ, подво- да среды для настройки ПСК следует оборудовать устройством (резьбовой заглушкой) для обеспече- ния герметичности.
11.6.62 Технические средства для подготовки газа разрешается размещать в зданиях (укры- тиях), контейнерах (блочное исполнение) и на открытом воздухе. Площадка размещения ППГ должна иметь ограждение.
Расстояния от зданий (укрытий) и сооружений ППГ относительно других зданий и сооружений электростанции должно соответствовать требованиям пожарной безопасности.
При блочном исполнении разрешается их размещение вблизи здания ГТУ или непосредственное примыкание. В этом случае расстояния от ДКС до здания ГТУ не нормируются.
11.6.63 Расстояния между зданиями (укрытиями) и сооружениями в пределах ППГ не нормируются.
11.6.64 Очистку газа от твердых частиц и капельной жидкости следует предусматривать в фильт- рах и сепараторах с автоматическим сливом жидкости в резервуар вместимостью не менее 1 м
3

СН 4.03.01-2019
52
11.6.65 Линии редуцирования и газопроводы на длине не менее 20 м после регулятора комбини- рованного давления следует проектировать с шумопоглощающей изоляцией или с установкой шумо- глушителей.
11.6.66 Производственные помещения и помещения управления ППГ с площадью более 60 м
2
должны иметь запасный выход, расположенный с противоположной стороны основному. Запасный выход должен быть наружу здания.
11.6.67 Каждое помещение ППГ категории А по взрывопожарной опасности следует оборудовать стационарными сигнализаторами загазованности и оснащать светозвуковой предупредительной сиг- нализацией загазованности с выводом на БЩУ. При достижении 10 % нижнего концентрационного предела распространения пламени в воздухе помещения ППГ должна включаться аварийная венти- ляция и выводится сигнал на БЩУ. При достижении 20 % нижнего концентрационного предела рас- пространения пламени светозвуковая сигнализация выводится на БЩУ, а также перед входом в по- мещения ППГ.
11.6.68 Полы ППГ следует выполнять из несгораемых и неискрообразующих материалов. Двери помещений должны открываться наружу.
11.6.69 Размещение оборудования, газопроводов, арматуры и приборов должно обеспечивать их удобное обслуживание и ремонт. Ширина основного прохода в помещении ППГ должна составлять не менее 0,8 м.
11.6.70 Газопроводы, применяемые в системе газоснабжения ГТУ, ПГУ и ГПА ТЭС, должны вы- полняться из стальных труб:
— бесшовных горячедеформированных, используемых для паровых котлов и трубопроводов
(давлением до 6,4 МПа, диаметром до 426 мм);
— бесшовных холоднодеформированных и теплодеформированных по ГОСТ 8733, группы В, изготовленных из катаной заготовки или из слитка методом пилигримной прокатки со 100 %-ным ультразвуковым контролем производителя, с гарантией испытаний на загиб или раздачу по ГОСТ 8733
(1.10) (давлением до 1,6 МПа, диаметром до 45 мм);
— электросварных прямошовных по ГОСТ 20295 (давлением до 2,5 МПа, диаметрами 530, 620,
720, 820, 1020 мм); для газонефтепроводов (давлением до 2,5 МПа, диаметром 1020 и 1220 мм); термообработанных, группы В, с гарантией испытаний на загиб по ГОСТ 10705 (2.16) и испытанием сварного соединения на растяжение по ГОСТ 10705 (2.18) (давлением до 1,6 МПа, диаметром до 426 мм);
— бесшовных из коррозионностойких марок стали, в том числе с повышенным качеством по- верхности;
— электросварных спиральношовных (только для прямых участков) по ГОСТ 20295 (давлением до 2,5 МПа, диаметром от 530 до 1020 мм).
Разрешается применение и других труб из спокойной углеродистой и низколегированной стали, технические требования к которым должны быть не ниже, указанных в стандартах на вышеперечис- ленные трубы.
11.6.71 Стальные трубы для газопроводов следует предусматривать из спокойных углеродистых сталей 10 и 20 по ГОСТ 1050; СтЗсп5 по ГОСТ 380; низколегированных сталей 17ГС, 17Г1С, 17Г1С-У,
09Г2С по ГОСТ 19281 и коррозионностойкой стали 08Х18Н10Т по ГОСТ 5632.
Марки углеродистых и низколегированных сталей следует выбирать в зависимости от рабочих параметров транспортируемого газа и расчетной температуры окружающего воздуха в районе строи- тельства.
Стальные сварные трубы, применяемые для строительства систем газоснабжения, должны пройти 100 %-ный контроль заводского шва неразрушающими методами.
11.6.72 Детали, блоки, сборочные единицы трубопроводов, опоры и подвески для газопроводов давлением до 4,0 МПа следует применять в соответствии с ТНПА, содержащими требования к трубо- проводам ТЭС.
Для газопроводов с давлением выше 4,0 МПа следует применять детали и сборочные единицы из углеродистых сталей, предназначенные для газопроводов с давлением не ниже 6,4 МПа.
11.6.73 Трубопроводы газа, элементы и оборудование газопроводов должны рассчитываться на рабочее давление транспортируемого газа.
11.6.74 Проекты газопроводов I-а категории должны содержать требования контроля поперечных сварных соединений неразрушающими методами в 100 %-ном объеме.

СН 4.03.01-2019
53
11.6.75 Для компенсации температурных деформаций газопровода следует использовать само- компенсацию за счет поворотов и изгибов его трассы или предусматривать установку специальных компенсирующих устройств (П-образных компенсаторов).
Применение сальниковых, линзовых и волнистых компенсаторов не допускается.
11.6.76 На всех газопроводах следует применять только стальную арматуру. Не допускается при- менение арматуры из ковкого и серого чугуна общего назначения и из цветных металлов.
Необходимо применять в основном безфланцевую (приварную) арматуру.
Герметичность затворов арматуры для всех газопроводов должна обеспечивать отсутствие ви- димых утечек в течение времени испытания и соответствовать классу А согласно ГОСТ 9544. Арма- тура должна быть предназначена для газовой среды.
11.6.77 В целях автоматизации управления процессом запорная арматура в системе газоснаб- жения должна применяться с дистанционно управляемыми приводами (электрическими, пневма- тическими).
Питание электромагнита ПЗК на постоянном или переменном токе выбирается исходя из технико- экономического обоснования. Питание постоянным током должно осуществляться от шин аккумуля- торной батареи или от батареи предварительно заряженных конденсаторов при условии оснащения схемы управления устройством непрерывного контроля исправности цепей. Питание переменным током должно осуществляться от двух независимых источников при условии установки блока непре- рывного питания. Время закрытия ПЗК не должно превышать 1 с.
Запорная арматура должна оснащаться электроприводом и иметь ручное управление.