Строительные нормыреспублики беларусьсн 03. 012019Издание официальное
 Скачать 1 Mb.
|
|
СН 4.03.01-2019 85 16.4.2 Соединительные части и детали должны быть заводского изготовления. 16.4.3 Фланцы, применяемые для присоединения к газопроводам арматуры, оборудования и при- боров, должны соответствовать ГОСТ 33259. 16.4.4 Для уплотнения фланцевых соединений следует применять прокладки, изготовленные из материалов, указанных в таблице 16.2. Может предусматриваться прокладки из другого уплотни- тельного материала, обеспечивающего не меньшую герметичность по сравнению с материалами, приведенными в таблице 16.2 (с учетом среды, давления и температуры). Материалы для уплотнения резьбовых соединений целесообразно принимать по [6]. Таблица 16.2 Прокладочные листовые материалы для фланцевых соединений (стандарт, марка) Толщина листа, мм Назначение Паронит (ГОСТ 481, марка ПМБ) От 1 до 4 Для уплотнения соединений на газопро- водах давлением до 1,6 МПа Резина маслобензостойкая (ГОСТ 7338) От 3 до 5 Для уплотнения соединений на газопро- водах давлением до 0,6 МПа Алюминий (ГОСТ 21631 или ГОСТ 13726) От 1 до 4 Для уплотнения соединений на газопро- водах всех давлений, в том числе транс- портирующих сернистый газ Медь (ГОСТ 1173, марки M1, M2) От 1 до 4 Для уплотнения соединений на газопро- водах всех давлений, кроме газопрово- дов, транспортирующих сернистый газ Материал безасбестовый (целесообразно руководствоваться [15]) От 1 до 5 Для уплотнения соединений на газопро- водах давлением до 1,6 МПа Примечание — Прокладки из паронита должны соответствовать требованиям ГОСТ 15180. 16.5 Защитные противокоррозионные материалы 16.5.1 Материалы и конструкции, применяемые для защиты подземных газопроводов и резер- вуаров от коррозии, должны соответствовать требованиям ГОСТ 9.602. 16.5.2 Для анодных заземлений катодных установок следует применять железокремневые, гра- фитовые, графитопластовые и другие малорастворимые материалы, а также чугунные трубы без ан- тикоррозионного покрытия. 16.5.3 Для защиты от атмосферной коррозии надземных газопроводов и надземных резервуаров СУГ следует применять лакокрасочные покрытия (краски, лаки, эмали), выдерживающие изменение температуры наружного воздуха и влияние атмосферных осадков. 16.5.4 Прокладки и подкладки для изоляции газопроводов от металлических и железобетонных конструкций следует изготавливать из полиэтилена по ГОСТ 16338 или других материалов, равно- ценных ему по диэлектрическим свойствам. 16.6 Арматура трубопроводная, приборы и другие технические устройства 16.6.1 При выборе запорной арматуры следует учитывать условия ее эксплуатации по давлению газа и температуре согласно данным, приведенным в таблице 16.3. СН 4.03.01-2019 86 Таблица 16.3 Материал запорной арматуры Обозначение ТНПА Давление в газопроводе, МПа Диаметр газопровода, мм Температура эксплуатации, не ниже Примечания Серый чугун ГОСТ 1412 Паровая фаза СУГ — до 0,05, природный газ — до 0,6 Без ограничения − 35 °С Не ниже −60 °С при диаметре до 100 мм и давлении до 0,005 Ковкий чугун ГОСТ 1215, ГОСТ 28394 СУГ — до 1,6, природный газ — до 1,2 Высокопрочный чугун ГОСТ 7293 Углеродистая сталь ГОСТ 380, ГОСТ 1050 − 40 °С — Легированная сталь ГОСТ 4543, ГОСТ 5520, ГОСТ 19281 СУГ — до 1,6, природный газ — до 1,2 Без ограничения − 60 °С — Сплавы на ос- нове меди ГОСТ 17711, ГОСТ 15527, ГОСТ 613 Сплавы на ос- нове алюминия* ГОСТ 21488, ГОСТ 1583 До 100 — * Корпусные детали следует изготавливать: — кованые и штампованные — из деформируемого сплава марки Д-16; — литые — гарантированного качества с механическими свойствами не ниже марки АК-7ч (АЛ-9) по ГОСТ 1583. 16.6.2 При выборе запорной арматуры для резервуаров СУГ следует принимать следующие ус- ловные давления, МПа: 1,6 — для надземных; 1,0 — для подземных. В системах газоснабжения СУГ запорная арматура из серого чугуна возможна к применению только на газопроводах паровой фазы низкого давления. 16.6.3 Арматура на объектах газораспределительной системы и газопотребления должна соот- ветствовать 5.8 и предназначена для газовой среды. Герметичность затворов должна соответствовать классу А по ГОСТ 9544. Электрооборудование приводов и других элементов трубопроводной арматуры по требованиям взрывобезопасности целесообразно принимать по [5]. 16.6.4 Регуляторы давления газа, применяемые в системах газоснабжения, должны иметь дав- ление, МПа: — на входе — 0,05; 0,3; 0,6; 1,2; 1,6; — на выходе — от 0,001 до 1,2. 16.6.5 Конструкция регуляторов давления газа должна соответствовать ГОСТ 11881 и удовле- творять следующим требованиям: — зона пропорциональности не должна превышать ±20 % верхнего предела настройки выходно- го давления для комбинированных регуляторов и регуляторов баллонных установок и ±10 % — для всех других регуляторов; — зона нечувствительности должна быть не более 2,5 % верхнего предела настройки выходного давления; — постоянная времени (время переходного процесса регулирования при резких изменениях рас- хода газа или входного давления) не должна превышать 60 с. СН 4.03.01-2019 87 16.6.6 Относительная нерегулируемая протечка газа через закрытые клапаны двухседельных ре- гуляторов возможна не более 0,1 % номинального расхода; для односедельного клапана герме- тичность затворов должна соответствовать классу А по ГОСТ 9544. Допустимая нерегулируемая про- течка газа при применении в качестве регулирующих устройств поворотных заслонок не должна пре- вышать 1 % пропускной способности. 16.6.7 ПСК должны обеспечивать открытие при превышении установленного максимального ра- бочего давления не более чем на 15 %. Давление, при котором происходит полное закрытие клапана, устанавливается соответствующим стандартом или техническими условиями на изготовление клапа- нов, утвержденными в установленном порядке. Пружинные ПСК должны быть снабжены устройством для их принудительного открытия. На газопроводах низкого давления возможна установка ПСК без приспособления для принуди- тельного открытия. Предохранительный клапан, устанавливаемый на сосуд, следует предусматри- вать с устройством, обеспечивающим его замену без остановки сосуда (с обратным клапаном). 16.6.8 Основные параметры фильтров, устанавливаемых в ГРП (ГРУ) для защиты регулирующих и предохранительных устройств от засорения механическими примесями, должны соответствовать данным, приведенным в таблице 16.6. Таблица 16.6 Наименование параметра Значение Давление на входе (рабочее), МПа 0,3; 0,6; 1,2 Максимально допустимое падение давления на кассете фильтра, даПа: сетчатого 500 висцинового 500 волосяного 1000 16.6.9 Фильтры должны иметь штуцера для присоединения к ним приборов или устройств с це- лью определения потери давления на фильтре (степени засорения кассеты). 16.6.10 Фильтрующие материалы должны обеспечивать требуемую очистку газа, не образовы- вать с ним химических соединений и не разрушаться от постоянного воздействия газа. 16.6.11 Для изготовления гнутых и сварных компенсаторов следует использовать трубы, равно- ценные принятым для соответствующего газопровода (для газопроводов высокого и среднего давле- ния следует учитывать требования 16.2.4). Отводы, применяемые для изготовления сварных компен- саторов, следует принимать в соответствии с 16.3.1. 16.6.12 Применение сальниковых компенсаторов на газопроводах не допускается. 16.6.13 Изделия для закрепления газопроводов, прокладываемых через водные преграды, на за- болоченных и обводненных участках, целесообразно выбирать в соответствии с [10]. 16.6.14 Оборудование, работающее под избыточным давлением (сосуды (резервуары), цистер- ны, бочки, баллоны), предназначенное для СУГ, должно соответствовать 5.8 и [4]. 16.6.15 Резервуары СУГ следует изготавливать из стали с гарантированной ударной вязкостью не менее 30 Дж/см 2 при температуре минус 40 °С. 16.6.16 Газоиспользующее оборудование должно соответствовать 5.8. 16.6.17 Плиты с отводом продуктов сгорания в дымовую трубу должны иметь автоматику, обеспечи- вающую прекращение подачи газа к плите при отсутствии необходимого разрежения в дымовой трубе. 16.6.18 Выбор КИП необходимо производить в соответствии со следующими основными поло- жениями: — параметры, наблюдение за которыми необходимо для правильного ведения установленных режимов эксплуатации, следует контролировать при помощи показывающих приборов; — параметры, изменение которых может привести к аварийному состоянию оборудования, сле- дует контролировать с помощью показывающих, регистрирующих и сигнализирующих приборов; раз- решается не предусматривать регистрирующие приборы при наличии защиты — предохранительных устройств по контролируемым параметрам; — параметры, учет которых необходим для систематического анализа работы оборудования или хозяйственных расчетов, следует контролировать с помощью регистрирующих или интегрирующих приборов. СН 4.03.01-2019 88 16.6.19 При выборе КИП для ГРП и ГРУ следует руководствоваться требованиями раздела 8. 16.6.20 Класс точности КИП следует принимать в зависимости от их конкретного назначения и особенностей условий эксплуатации объекта, но не ниже класса 2,5. 16.7 Дополнительные требования для особых природных условий 16.7.1 Для строительства подземных газопроводов, проектируемых в районах с пучинистыми и просадочными грунтами и на подрабатываемых территориях, не допускается применять трубы из кипящей стали. 16.7.2 Для подземных газопроводов с условным диаметром более 80 мм для районов со средне- пучинистыми и сильнопучинистыми грунтами и подрабатываемых территорий следует предусматри- вать стальную арматуру; для газопроводов с условным диаметром до 80 мм возможно применение запорной арматуры из ковкого чугуна. Для подземных газопроводов давлением до 0,6 МПа для районов со среднепучинистыми грунтами может применяться чугунная запорная арматура, при этом арматуру из серого чугуна следует уста- навливать с компенсирующим устройством, допускающим вертикальное перемещение газопровода. 16.7.3 Для подземных газопроводов, прокладываемых на подрабатываемых территориях, тол- щину стенок труб следует принимать не менее 3 мм для трубопроводов диаметром до 80 мм, а для трубопроводов диаметром 100 мм и более — от 2 до 3 мм больше расчетной толщины, определенной в соответствии с 16.2.2. 16.7.4 Для внутренних и надземных газопроводов в районах с пучинистыми и просадочными грунтами и на подрабатываемых территориях требования к трубам и техническим изделиям предъяв- ляются такие же, как для соответствующих газопроводов, сооружаемых в обычных условиях строи- тельства. 17 Телемеханизация и автоматизированные системы управления технологическими процессами в системах газоснабжения 17.1 Для обеспечения централизованного оперативного управления системами газоснабжения следует предусматривать в проектах газоснабжения ТМ или АСУТП. ТМ следует предусматривать при проектировании газоснабжения городов с населением св. 100 тыс. чел. или при расширении, реконструкции и техническом перевооружении действующих объектов газорас- пределительной системы и газопотребления с числом контролируемых объектов более 15. АСУТП следует предусматривать при проектировании газоснабжения городов с населением св. 500 тыс. чел. и при расширении, реконструкции и техническом перевооружении объектов газорас- пределительной системы и газопотребления с числом контролируемых объектов более 50. 17.2 Проектные решения должны предусматривать возможность дальнейшей модернизации и раз- вития ТМ и АСУТП. 17.3 Внедрение ТМ и АСУТП возможно осуществлять по очередям. Выделение очередей произ- водят по количеству контролируемых объектов к уровню решаемых задач. Первая очередь внедрения АСУТП допускает ее функционирование в режиме централизованного контроля при ограниченном числе контролируемых объектов. 17.4 Структуру, функции и технические средства ТМ и АСУТП необходимо принимать в соответ- ствии с приложением М. СН 4.03.01-2019 89 Приложение А Классификация газопроводов, входящих в систему газоснабжения Таблица А.1 Газопроводы Классификационные показатели Наружные (уличные, внутриквартальные, межцехо- вые) и внутренние (расположенные внутри зданий и помещений) Местоположение относительно планировки населенных пунктов Подземные (подводные), надземные (надводные), наземные Местоположение относительно поверхности земли Распределительные, газопроводы-вводы, проду- вочные, сбросные, импульсные, а также межпосел- ковые Назначение в системе газоснабжения Высокого давления I категории, высокого давления II категории, среднего давления, низкого давления Давление газа Металлические (стальные, медные и др.) и неме- таллические (полиэтиленовые и др.) Материал труб Природного газа, попутного газа и СУГ Вид транспортируемого газа Межпоселковыми газопроводами следует считать распределительные газопроводы, проклады- ваемые вне территории населенных пунктов. СН 4.03.01-2019 90 Приложение Б Значение коэффициента часового максимума расхода газа max h K по отраслям промышленности Таблица Б.1 Отрасль промышленности Коэффициент часового максимума расхода газа max h K в целом по предприятию по котельным по промышленным печам Винодельческая 1/5700 1/5700 — Деревообрабатывающая 1/5400 1/5400 — Кожевенно-галантерейная 1/4800 1/4800 — Машиностроение 1/2700 1/2600 1/3200 Мукомольно-крупяная 1/3500 1/3600 1/3200 Обувная 1/3500 1/3500 — Пивоваренная 1/5400 1/5200 1/6900 Пищевая 1/5700 1/5900 1/4500 Полиграфическая 1/4000 1/3900 1/4200 Радиопромышленность 1/3600 1/3300 1/5500 Резиноасбестовая 1/5200 1/5200 — Станкостроительная и инст- рументальная 1/2700 1/2900 1/2600 Строительных материалов 1/5900 1/5500 1/6200 Судостроительная 1/3200 1/3100 1/3400 Табачно-махорочная 1/3850 1/3850 — Текстильная 1/4500 1/4500 — Фарфоро-фаянсовая 1/5200 1/3900 1/6500 Химическая 1/5900 1/5600 1/7300 Целлюлозно-бумажная 1/6100 1/6100 — Цветная металлургия 1/3800 1/3100 1/5400 Черная металлургия 1/6100 1/5200 1/7500 Швейная 1/4900 1/4900 — Электротехническая 1/3800 1/3600 1/5500 СН 4.03.01-2019 91 Приложение В Значение коэффициента одновременности K sim для жилых домов Таблица В.1 Число квартир Коэффициент одновременности K sim 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 0,274 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 0,143 0,135 0,137 0,123 Примечания 1 Для квартир, в которых устанавливается несколько однотипных газовых приборов, коэффициент одно- временности следует принимать как для такого же числа квартир с такими же газовыми приборами. 2 Значение коэффициента одновременности для емкостных водонагревателей, отопительных котлов или отопительных печей рекомендуется принимать равным 0,85, независимо от числа квартир. СН 4.03.01-2019 92 Приложение Г Гидравлический расчет газопроводов Г.1 Гидравлический расчет газопроводов следует выполнять с использованием специализиро- ванного программного обеспечения . Г.2 Расчетные потери давления в газопроводах высокого и среднего давления следует прини- мать исходя из максимального использования давления в газопроводе и обеспечения бесперебойно- го газоснабжения всех потребителей в часы максимального потребления газа. Г.3 Суммарную потерю давления газа от ГРП или другого регулирующего устройства до наибо- лее удаленного прибора следует принимать не более 0,0018 МПа, в том числе в уличных и внутри- квартальных газопроводах 0,0012 МПа, во вводах и внутренних газопроводах — 0,0006 МПа. В тех случаях, когда газоснабжение СУГ является временным (с последующим переводом на снабжение природным газом), газопроводы следует проектировать из условия возможности их ис- пользования в будущем на природном газе. При этом количество газа необходимо определять как эквивалентное (по теплоте сгорания) расчетному расходу СУГ. Г.4 Значения расчетной потери давления газа при проектировании газопроводов всех давлений для промышленных, сельскохозяйственных и бытовых предприятий и организаций жилищно-комму- нального хозяйства принимаются в зависимости от давления газа в месте подключения с учетом техни- ческих характеристик принимаемых к установке газовых горелок, устройств автоматики безопасности и автоматики регулирования технологического режима тепловых агрегатов. Г.5 Падение давления в местных сопротивлениях (колена, тройники, запорная арматура и др.) может учитываться путем увеличения расчетной длины газопроводов на 5 %–10 %. |