Требования к проектированию
При проектировании и эксплуатации объектов СУГ надлежит руководствоваться СП 62.13330.2011 «Газораспределительные системы» (актуализированная редакция СНиП 42-01-2002), ПБ 12-609-03 «Правила безопасности для объектов, использующих сжиженные углеводородные газы», ПБ 10-115-96 «Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением». Как правило, следует предусматривать резервуары, трубопроводы жидкой и паровой фаз, запорную арматуру, предохранительные запорные клапаны (ПЗК), регуляторы давления газа, предохранительные сбросные клапаны (ПСК), контрольно-измерительные приборы (КИП). При необходимости в составе резервуарной установки следует предусматривать испарительные установки. В составе групповой баллонной установки следует предусматривать баллоны для СУГ, запорную арматуру, регулятор давления газа, ПЗК, ПСК, манометр.
Конструкция предохранительных запорных клапанов и запорной арматуры должна соответствовать требованиям государственных стандартов, обеспечивать герметичность не ниже класса «А» при PN 25, Траб от –40 до +45 °С.
Необходимо предусматривать сбор образующегося в трубопроводах конденсата с помощью конденсатосборников. При установке резервуаров следует предусматривать уклон не менее 2% в сторону сборника конденсата, воды и неиспарившихся остатков. Сборник конденсата не должен иметь выступов над нижней образующей резервуара, препятствующих сбору и его удалению, а также неиспарившихся остатков. Уклон газопроводов следует предусматривать для наружных газопроводов не менее 5% в сторону конденсатосборников. Вместимость конденсатосборников принимается не менее 4 л на 1 м 3 расчетного часового расхода газа.
Для надземной установки могут предусматриваться как стационарные, так и транспортабельные (съемные) резервуары СУГ. Рабочее давление СУГ после регуляторов не должно превышать проектного. Установку ПСК следует предусматривать на каждом резервуаре, а при объединении резервуаров в группы (по жидкой и паровой фазам) — на одном из резервуаров каждой группы. Пропускная способность ПСК определяется расчетом.
В проектах следует предусматривать, как правило, подземную прокладку газопроводов. Наземная и надземная прокладка газопроводов допускается при соответствующем обосновании, а также на территории ГНС, ГНП, АГЗС.
Заглубление подземных газопроводов паровой фазы СУГ низкого давления от резервуарных (с искусственным испарением) и групповых баллонных установок следует предусматривать не менее уровня промерзания грунта, с целью исключения конденсации паров газа.
Существуют два основных вида обвязки испарителей: стандартная (когда после испарения паровая фаза напрямую доставляется потребителю, см. рис. 11.5) и «фид бэк» (когда паровая фаза поступает в верхнюю часть резервуара, а отбор ее идет из другой точки емкости, см. рис. 11.6). Необходимо понимать различия данных проектных решений.
Основная опасность стандартной схемы обвязки при надземной прокладке газопровода — реконденсация и возникновение «пробок» в трубопроводе (обратного перехода из паровой фазы в сжиженную). Она возникает в случае сильных отрицательных температур и при маленьких диаметрах трубопровода паровой фазы. Из испарителя выходит газ с температурой порядка 70–75 °С. Если трубопровод имеет значительную протяженность и небольшой диаметр, а на улице стоит сильный мороз, при прохождении по трубопроводу газ охлаждается до температуры, то при которой начинается его реконденсация в жидкую фазу. Частично это можно компенсировать увеличением диаметра трубопровода. В случае, если прокладка подземного трубопровода невозможна, а длина трассы трубопровода от испарителя до потребителя подразумевает возможность реконденсации, необходимо предусматривать устройство обогрева трубопровода нагревательным электрокабелем и усиленную теплоизоляцию, в случаях большой протяженности возможна дополнительная установка подогревателя газа в нижней точке трубопровода.
В случае обвязки «фид бэк» паровая фаза СУГ поступает после испарителя обратно в резервуар, немного повышая давление в нем. Таким образом, при обвязке «фид бэк» КПД испарителя несколько меньше, чем при стандартной схеме, поскольку часть энергии тратится на поднятие давления в резервуаре. При этом поступающая из испарителя паровая фаза СУГ смешивается с находящейся в резервуаре и остывает до температуры, близкой к температуре окружающей среды. Более длинные молекулы ШФЛУ, незначительно присутствующие в СУГ, конденсируются на стенках резервуара, который играет роль сепаратора-фазоразделителя. Отбор паровой фазы СУГ производится из другой точки резервуара, и, поскольку газ в резервуаре охладился до температуры окружающей среды, его температура при прохождении через трубопровод не изменяется, конденсации в трубопроводе не происходит.
Другим последствием обвязки резервуара методом «фид бэк» является накопление со временем в резервуаре тяжелых фракций ШФЛУ (конденсата). Применяемая за рубежом (в частности, в Италии) практика помещения теплообменника испарителя непосредственно в нижнюю часть резервуара, решающая эту проблему путем прямой возгонки тяжелых фракций ШФЛУ, в России распространения не получила.
Рис.11.5. Стандартная обвязка резервуара
Рис.11.6. Обвязка резервуара «фид бэк»
Технология «фид бэк» позволяет поддерживать уровень расхода газа у потребителя независимо от уровня СУГ в резервуаре (рис. 11.7). Происходит это вследствие подключения к резервуару испарителя, который затем возвращает уже паровую фракцию СУГ обратно в резервуар. Таким образом, в случае падения давления в резервуаре ниже установленного предела, жидкая фаза СУГ начинает поступать в испаритель, который увеличивает давление внутри резервуара, тем самым обеспечивая бесперебойное газоснабжение потребителя (вплоть до полного опорожнения резервуара). Управление подачи газа в испаритель осуществляет контрольный клапан (рис. 11.8).
При понижении давления в резервуаре, которое подается на контрольный вход 6, пружина 1 перемещает затвор 2. При этом со входа СУГ 3 сжиженный газ через встроенный термоклапан 4* поступает на выход 5 и далее на вход испарителя (см рис. 11.7). Дальнейший рост давления приводит к сжатию пружины 1, вследствие чего достигается равновесное состояние системы.
Рис.11.7. Структурная схема обвязки резервуара по технологии «фид бэк»
Рис.11.8. Контрольный клапан: 1 — пружина; 2 — затвор; 3 — вход СУГ; 4 — встроенный термоклапан; 5 — выход СУГ; 6 — контрольный вход
Особенности трубопроводного транспорта сжиженных газов
При сжижении природного газа, его объем при атмосферном давлении уменьшается примерно в 630 раз. Благодаря этому, можно значительно уменьшить диаметр трубопроводов для транспортировки больших объемов газа, получив значительную экономию капиталовложений.
Метан становится жидкостью при атмосферном давлении, если его охладить до минус 162 °С. При давлении 5 МПа он останется жидкостью, если его температура не превысит минус 85 «С. Таким образом, трубопроводный транспорт сжиженного природного газа (СПГ) возможен только при низких температурах.
Принципиальная схема перекачки сжиженного природного газа приведена на рис. 15.7.
Газ с промыслов поступает на головной завод сжижения (ГЗС), где производится его очистка, осушка, сжижение и отделение неконденсирующихся примесей.
Вблизи от ГЗС или даже непосредственно на его территории размещается головная насосная станция ГНС. В ее состав входят приемные емкости 2, подпорная 3 и основная 4 насосные, а также узел учета 5.
Емкости 2 служат для приема СПГ с завода, а также для хранения некоторого его запаса с целью обеспечения бесперебойности работы трубопровода. Как правило, на ГНС устанавливаются горизонтальные цилиндрические емкости высокого давления.
Перекачка сжиженных газов осуществляется центробежными насосами, но других типов, чем применяемые при перекачке нефти и нефтепродуктов. Благодаря малой вязкости СПГ, мощность, потребляемая насосами в этом случае меньше, чем при работе на воде. Но давление на входе в насосы должно быть значительно выше, чтобы предотвратить регазификацию СПГ.
Перекачка сжиженного природного газа осуществляется под давлением 4. 5 МПа и при температуре минус 100. 120 «С. Чтобы предотвратить нагрев газа за счет теплопритока от окружающей среды трубопроводы СПГ покрывают тепловой изоляцией, а вдоль трассы размещают промежуточные станции охлаждения (ПСО). Промежуточные насосные станции (ПНС) располагаются на расстоянии 100. 400 км друг от друга. Это, как правило, больше, чем при перекачке нефти и нефтепродуктов, т.к. СПГ имеет меньшую вязкость.
Центробежные насосы очень чувствительны к наличию газа в перекачиваемой жидкости: при его содержании более 2 % происходит срыв их работы, т.е. перекачка прекращается. Чтобы предотвратить регазификацию СПГ в трубопроводах поддерживают давление не менее, чем на 0,5 МПа превышающее давление упругости его паров при температуре перекачки. Для этого на входе в промежуточные насосные станции и в конце трубопровода устанавливают регуляторы давления 7 типа «до себя». Кроме того, для отделения газовой фазы, которая может образоваться в нештатных ситуациях (снижение давления при остановках насосов, разрывах трубопровода и т.п.), перед насосами на насосных станциях устанавливают буферные емкости 8. В конце трубопровода размещаются низкотемпературное хранилище (НХ СПГ) и установка регазификации (УР) сжиженного газа. Низкотемпературное хранилище служит для создания запасов СПГ, в частности, для компенсации неравномерности газопотребления. На установке ре-газификации СПГ переводится в газообразное состояние перед его отпуском потребителям.
Рис. 15.7. Принципиальная схема перекачки сжиженного природного газа:
1- подводящий трубопровод; 2 — приемные емкости; 3 — подпорная насосная; 4 -основная насосная; 5 — узел учета; 6 — магистральный трубопровод; 7 -регулятор типа «до себя»; 8 — буферная емкость;
ГЭС — головной завод сжижения; ГНС — головная насосная станция; ПСО — промежуточная станция охлаждения; ПНС — промежуточная насосная станция; НХ СПГ — низкотемпературное хранилище СПГ; УР — установка регазификации
По сравнению с транспортировкой природного газа в обычном состоянии при перекачке СПГ общие металловложения в систему, включая головной завод сжижения, низкотемпературное хранилище, установку регазификации, в 3. 4 раза меньше. Кроме того, уменьшается расход газа на перекачку, вследствие низкой температуры снижается интенсивность коррозионных процессов.
Вместе с тем, данный способ транспортировки газа имеет свои недостатки:
1. Для строительства линейной части и резервуаров применяются стали с содержанием никеля до 9 %. Они сохраняют работоспособность в условиях низких температур перекачки, однако в 6 раз дороже обычной углеродистой стали.
2. Перекачка СПГ должна вестись специальными криогенными насосами.
3. При авариях потери газа значительно больше, чем в случае его транспортировки по обычной технологии.
Кроме природного в сжиженном состоянии транспортируются и другие газы. Но наиболее широкое распространение получил трубопроводный транспорт сжиженных углеводородных газов(СУГ): этана, этилена, пропана, бутана и их смесей.
Основным сырьем для производства сжиженных углеводородных газов являются попутный нефтяной газ, «жирный» газ газоконденсатных месторождений и газы нефтепереработки, название сжиженного углеводородного газа принимают по наименованию компонентов, оставляющих большую его часть.
Сведения о давлении упругости насыщенных паров некоторых индивидуальных углеводородов приведены в табл. 15.4. Из нее видно, что условия сохранения СУГ в жидком состоянии значительно менее жесткие. Так, даже при 20 °С для сохранения жидкого состояния пропана достаточно поддерживать давление всего 0,85 МПа.
По этой причине сжиженные углеводородные газы, как правило, транспортируют при температуре окружающей среды. Соответственно, отпадает необходимость в спецсталях для изготовления труб, резервуаров и оборудования, тепловой изоляции, промежуточных станциях охлаждения. Поэтому трубопроводы СУГ значительно дешевле трубопроводов СПГ.
С другой стороны, компоненты СУГ тяжелее воздуха. Поэтому при регазификации данные газы занимают положение у поверхности земли, создавая взрывоопасную среду. Этим определяется высокая потенциальная опасность трубопроводов СУГ, когда даже небольшая утечка способна привести к трагическим последствиям.
Зависимость давления упругости насыщенных паров углеводородов от температуры
4. Общие требования к сетям газораспределения, газопотребления и объектам СУГ
4.1* Проектирование, строительство и реконструкцию сетей газораспределения и газопотребления рекомендуется осуществлять в соответствии со схемами газоснабжения, разработанными в составе федеральной, межрегиональных и региональных программ газификации субъектов Российской Федерации в целях обеспечения предусматриваемого этими программами уровня газификации жилищно-коммунального хозяйства, промышленных и иных организаций.
Строительство, реконструкцию сетей газораспределения рекомендуется осуществлять с применением преимущественно полимерных труб и соединительных деталей (например, из полиэтилена и его модификаций, полиамидов) и других сертифицированных материалов.
В сетях газораспределения и газопотребления безопасность использования газа рекомендуется обеспечивать применением технических средств и устройств.
Присоединение вновь построенных газопроводов к действующим газопроводам рекомендуется предусматривать без отключения потребителей газа.
(Измененная редакция. Изм. № 2)
4.2* Газораспределительная система должна обеспечивать подачу газа потребителям в объемах и с параметрами, соответствующими проектной документации.
У потребителей газа, которые не подлежат ограничению или прекращению газоснабжения, перечень которых утверждается в установленном порядке, должна быть обеспечена бесперебойная подача газа не менее чем от двух источников или должен быть предусмотрен резервный вид топлива.
Пропускная способность сетей газораспределения и газопотребления должна определяться расчетом из условия газоснабжения всех потребителей в часы максимального потребления.
Качество природного газа и СУГ должно соответствовать нормативным документам на поставку. При транспортировании газов иного происхождения должно быть подтверждено обеспечение целостности и надежной эксплуатации сетей газораспределения и газопотребления на весь период эксплуатации в соответствии с требованиями настоящего свода правил.
Выбор схем газоснабжения следует проводить в зависимости от объема, структуры и плотности газопотребления объектов административно-территориального деления, размещения жилых и производственных зон, а также источников газоснабжения (местоположение и мощность существующих и проектируемых магистральных газопроводов, ГРС и др.). Выбор той или иной схемы сетей газораспределения в проектной документации должен быть обоснован экономически и обеспечен необходимой степенью безопасности. Любое изменение существующей сети должно осуществляться с сохранением или улучшением характеристик надежности и безопасности.
(Измененная редакция. Изм. № 2)
4.2а Качество поставляемого природного газа должно соответствовать ГОСТ 5542, СУГ — ГОСТ 20448, ГОСТ Р 52087 и ГОСТ 27578.
(Новая редакция. Изм. № 2)
4.3* По рабочему давлению транспортируемого газа газопроводы подразделяют на газопроводы высокого давления категорий 1 и 2, среднего давления и низкого давления в соответствии с таблицей 1*.
Газопроводы из полиэтиленовых труб могут применяться для подземной прокладки при давлении природного газа до 0,6 МПа включительно внутри населенных пунктов, до 1,2 МПа включительно — по территории промышленной зоны и межпоселковые и до 0,005 МПа включительно — для паровой фазы СУГ.
(Измененная редакция. Изм. № 2)
Полиэтиленовые трубы и соединительные детали могут изготовляться по ГОСТ Р 50838 и ГОСТ Р 52779 соответственно или по техническим условиям из композиций полиэтилена, отвечающих требованиям этих стандартов. Характеристики труб, изготовленных по техническим условиям, должны соответствовать или быть более жесткими, чем предусмотрено ГОСТ Р 50838-2009 (таблица 3), а для соединительных деталей — чем предусмотрено ГОСТ Р 52779-2007 (таблица 5).
(Новая редакция. Изм. № 2)
Таблица 1*
| Классификация газопроводов по давлению, категория | Вид транспортируемого газа | Рабочее давление в газопроводе, МПа | |
|---|---|---|---|
| Высокое | 1 | Природный | Св. 0,6 до 1,2 включ. |
| СУГ | Св. 0,6 до 1,6 включ. | ||
| 2 | Природный и СУГ | Св. 0,3 до 0,6 включ. | |
| Среднее | — | То же | Св. 0,005 до 0,3 включ. |
| Низкое | — | » | До 0,005 включ. |
(Измененная редакция. Изм. № 2)
Газопроводы из стальных труб и их соединительные детали могут применяться для наружной и внутренней прокладки для всех давлений для природного газа и до 1,6 МПа включительно — для СУГ.
Газопроводы из медных труб и их соединительные детали могут применяться для наружной и внутренней прокладки при низком давлении природного газа.
(Новая редакция. Изм. № 2)
Для сетей газораспределения и газопотребления при соответствующем обосновании допускается применение труб и соединительных деталей из иных материалов, применение которых разрешено в установленном порядке.
(Новая редакция. Изм. № 2)
4.4* Давление газа во внутренних газопроводах не должно превышать значений, приведенных в таблице 2*. Давление газа перед газоиспользующим оборудованием должно соответствовать давлению, необходимому для устойчивой работы этого оборудования, указанному в паспортах предприятий-изготовителей.
Таблица 2*
| Потребители газа, размещенные в зданиях | Давление газа во внутреннем газопроводе, МПа |
|---|---|
| 1 (Исключен. Изм. № 2) | |
| 2 Производственные здания, в которых величина давления газа обусловлена требованиями производства | До 1,2 включ. (для природного газа) До 1,6 включ. (для СУГ) |
| 3 Прочие производственные здания | До 0,6 (включ.) |
| 4 Бытовые здания производственного назначения отдельно стоящие, пристроенные к производственным зданиям и встроенные в эти здания. Отдельно стоящие общественные здания производственного назначения | До 0,3 (включ.) |
| 5 Административные и бытовые здания, не вошедшие в пункт 4 таблицы | До 0,005 (включ.) |
| 6 Котельные (до регулятора давления): | |
| отдельно стоящие | До 0,6 (включ.) |
| пристроенные, встроенные и крышные производственных зданий | До 0,6 (включ.) |
| пристроенные, встроенные и крышные общественных, административных и бытовых зданий | До 0,005 (включ.) |
| пристроенные и крышные жилых зданий | До 0,005 (включ.) |
| 7 Общественные здания (кроме зданий, установка газоиспользующего оборудования в которых не допускается) и складские помещения | До 0,005 (включ.) |
| 8 Жилые здания | До 0,005 (включ.) |
(Измененная редакция. Изм. № 2)
4.5* Сети газораспределения и газопотребления, резервуарные и баллонные установки, газонаполнительные станции и другие объекты СУГ должны быть спроектированы и построены так, чтобы при восприятии нагрузок и воздействий, действующих на них в течение предполагаемого срока службы, были обеспечены их необходимые по условиям безопасности прочность, устойчивость и герметичность.
Выбор способа прокладки и материала труб для газопровода следует предусматривать с учетом особых природных и грунтовых условий эксплуатации.
(Измененная редакция. Изм. № 2)
4.6 При проектировании газопроводов следует выполнять расчеты на прочность для определения:
- толщины стенок труб и соединительных деталей;
- продольных напряжений, значения которых не должны превышать допустимых.
Трубы и соединительные детали для газопроводов должны соответствовать требованиям нормативных документов на продукцию.
Для наружных газопроводов из меди следует применять трубы с толщиной стенки не менее 1,5 мм, для внутренних газопроводов — не менее 1 мм.
Для стальных газопроводов следует применять трубы и соединительные детали с толщинами стенок не менее: 3 мм — для подземных, 2 мм — для надземных и внутренних. Для импульсных газопроводов следует принимать толщину стенки трубы не менее 1,2 мм.
При строительстве, реконструкции газопроводов не допускается использование восстановленных стальных труб (для выполнения ими рабочих функций газопровода) и других бывших в употреблении металлоконструкций.
Характеристики предельных состояний, коэффициенты надежности по ответственности, нормативные и расчетные значения нагрузок и воздействий и их сочетаний, а также нормативные и расчетные значения характеристик материалов следует принимать в расчетах с учетом требований СП 20.13330. Расчеты газопроводов на прочность должны выполняться в соответствии с действующими нормативными документами.
(Измененная редакция. Изм. № 2)
4.6а Стальные трубы должны применяться в соответствии с [3] и ГОСТ Р 55474.
Медные трубы должны изготовляться в соответствии с требованиями ГОСТ Р 52318, соединительные детали из меди и медных сплавов — в соответствии с требованиями ГОСТ Р 52922, ГОСТ Р 52948 и ГОСТ Р 52949. Медные трубы и соединительные детали, выполненные по другим стандартам и техническим условиям, должны соответствовать или содержать более жесткие требования по сравнению с вышеуказанными стандартами и иметь разрешительные документы.
(Новая редакция. Изм. № 2)
4.7 При проектировании сетей газораспределения и газопотребления в особых природных и грунтовых условиях (далее — особые условия) следует предусматривать специальные мероприятия, приведенные в разделе 5.6, обеспечивающие устойчивость, прочность и герметичность газопроводов.
(Измененная редакция. Изм. № 2)
4.8 Стальные газопроводы следует защищать от коррозии.
Подземные стальные газопроводы, подземные и обвалованные резервуары СУГ, стальные вставки полиэтиленовых газопроводов, стальные футляры на газопроводах следует защищать от коррозионной агрессивности грунтов по отношению к стали и опасного влияния блуждающих токов.
Надземные и внутренние стальные газопроводы следует защищать от атмосферной коррозии.
(Новая редакция. Изм. № 2)
4.9 Сети газораспределения населенных пунктов с населением более 100 тыс. человек следует оснащать автоматизированными системами дистанционного управления технологическим процессом распределения газа и коммерческого учета потребления газа (АСУ ТП РГ) или автоматизированными системами диспетчерского контроля (АСДК). Для населенных пунктов с населением менее 100 тыс. человек решение об оснащении сетей газораспределения АСУ ТП РГ принимается заказчиком.
(Измененная редакция. Изм. № 2)
4.10* Для сетей газораспределения и газопотребления и объектов СУГ должны применяться материалы, изделия, газоиспользующее оборудование и технические устройства по действующим стандартам и другим нормативным документам на их изготовление, поставку, сроки службы, характеристики, свойства и назначение (области применения) которых соответствуют условиям их эксплуатации.
Пригодность новых материалов, изделий, газоиспользующего оборудования и технических устройств, в том числе зарубежного производства, для строительства сетей газораспределения и газопотребления должна быть подтверждена согласно [10].
(Измененная редакция. Изм. № 2)
4.11* Для подземных газопроводов могут применяться полиэтиленовые трубы, армированные стальным сетчатым каркасом с синтетическими нитями.
Полиэтиленовые трубы и соединительные детали для газопровода могут изготавливаться из полиэтилена одного наименования, допускается соединение деталей и труб из полиэтилена разных наименований (ПЭ 80 и ПЭ 100 или ПЭ 100/ПЭ 100-RC) сваркой деталями с закладными нагревателями (ЗН) из ПЭ 100.
Стальные бесшовные, сварные (прямошовные и спиральношовные) трубы и соединительные детали для газораспределительных систем могут быть изготовлены из стали, содержащей не более 0,25 % углерода, 0,056 % серы и 0,046 % фосфора.
Медные трубы (твердого и полутвердого состояния) и соединительные детали могут быть изготовлены из меди марок М1ф и М1р по ГОСТ 859 с содержанием меди (Cu) или сплава меди и серебра (Cu + Ag) не менее 99,90 %, фосфора — не более 0,04 %. Трубы, изготовленные из меди марки М1р, допускается применять для соединений, выполненных прессованием. Медные трубы мягкого состояния по ГОСТ 859 допускается применять для присоединения к газоиспользующему оборудованию. Соединительные детали рекомендуется изготовлять из меди и медных сплавов, соответствующих требованиям ГОСТ Р 52922 при соединении высокотемпературной капиллярной пайкой, ГОСТ Р 52948 при соединении способом прессования.
На объектах СУГ рекомендуется применять для жидкой фазы СУГ стальные бесшовные, для паровой фазы СУГ стальные бесшовные или электросварные трубы, а для газопроводов паровой фазы СУГ низкого давления от резервуарных установок допускается применение полиэтиленовых труб и соединительных деталей из ПЭ 100, многослойных полимерных труб и их соединительных деталей, а также медных труб и соединительных деталей из меди и медных сплавов, за исключением соединений, выполненных прессованием.
Материал труб, материал арматуры и соединительных деталей рекомендуется выбирать с учетом давления газа, расчетной температуры наружного воздуха в районе строительства и температуры стенки трубы при эксплуатации, грунтовых и природных условий, наличия вибрационных нагрузок и т.д.
(Измененная редакция. Изм. № 2)
4.12 Ударная вязкость металла стальных труб и соединительных деталей толщиной стенки 5 мм и более должна быть не ниже 30 Дж/см2 для газопроводов, прокладываемых в в районах строительства с расчетной температурой ниже минус 40 °С, а также (независимо от района строительства):
- для газопроводов давлением свыше 0,6 МПа и при номинальном диаметре более 620 мм;
- подземных, прокладываемых на площадках строительства сейсмичностью свыше 6 баллов;
- испытывающих вибрационные нагрузки;
- подземных, прокладываемых в иных особых условиях;
- на переходах через естественные преграды и в местах пересечений с железными дорогами и автодорогами категорий I — III и магистральных улиц и дорог.
При этом ударная вязкость основного металла труб и соединительных деталей должна определяться при минимальной температуре эксплуатации.
(Измененная редакция. Изм. № 2)
4.13* Сварные соединения труб по своим физико-механическим свойствам должны соответствовать характеристикам основного материала свариваемых труб. Сварные соединения должны быть герметичными. Типы, конструктивные элементы и размеры сварных соединений должны соответствовать требованиям нормативных документов к данным соединениям.
Для стальных газопроводов должны применяться стыковые, тавровые и нахлесточные соединения, для полиэтиленовых — соединения встык нагретым инструментом или при помощи деталей с ЗН, для подземных медных газопроводов — соединения, выполненные сваркой или высокотемпературной капиллярной пайкой (далее — пайкой). Соединения медных надземных газопроводов следует выполнять сваркой, высокотемпературной капиллярной пайкой или прессованием.
Для внутренних газопроводов должны применяться соединения:
- выполненные пайкой и прессованием, с использованием пресс-фитингов из меди и медных сплавов;
- выполненные прессованием — для полимерных многослойных труб (металлополимерных и армированных синтетическими нитями);
- стыковые, тавровые, нахлесточные — для стальных труб.
На каждое сварное соединение (или рядом с ним) наружных газопроводов должно быть нанесено обозначение (номер, клеймо) сварщика, выполнившего это соединение.
Размещение соединений в стенах, перекрытиях и других конструкциях зданий и сооружений не допускается.
(Измененная редакция. Изм. № 2)
4.13а Сварные соединения стальных труб рекомендуется выполнять в соответствии с ГОСТ 16037, ГОСТ Р 55474 и [3], медных труб — ГОСТ 16038, полиэтиленовых труб — ГОСТ Р 52779, ГОСТ Р 54792, ГОСТ Р 55473 и [4].
Паяные соединения медных труб рекомендуется выполнять в соответствии с ГОСТ 19249.
Соединения способом прессования медных труб рекомендуется выполнять в соответствии с ГОСТ Р 52948.
(Новая редакция. Изм. № 2)
4.14 Конструкция арматуры должна обеспечивать стойкость к транспортируемой среде и испытательному давлению. Запорная и регулирующая арматура должна обеспечивать герметичность затворов не ниже класса В, а запорная арматура на газопроводах СУГ — не ниже класса А. Отключающая (защитная) арматура должна обеспечивать герметичность затворов не ниже класса А.
(Измененная редакция. Изм. № 2)
4.14а Класс герметичности затворов арматуры определяется по ГОСТ Р 54808.
(Новая редакция. Изм. № 2)
4.15* Строительство, реконструкцию, капитальный ремонт сетей газораспределения и газопотребления рекомендуется осуществлять в соответствии с проектной документацией, утвержденной в установленном порядке, или рабочей документацией, а также с учетом требований законодательства Российской Федерации о градостроительной деятельности и настоящего свода правил.
Границы охранных зон сетей газораспределения и условия использования земельных участков, расположенных в их пределах определяются в соответствии с действующим законодательством Российской Федерации.
(Измененная редакция. Изм. № 2)
4.16* Присоединение газопроводов без снижения давления или со снижением давления рекомендуется выполнять с использованием специального оборудования, обеспечивающего безопасность проведения работ по технологиям и производственным инструкциям, согласованным и утвержденным в установленном порядке.
Источник https://gazovik-gaz.ru/spravochnik/sug/trebovaniya-k-proektirovaniyu.html
Источник https://studopedia.ru/16_56541_osobennosti-truboprovodnogo-transporta-szhizhennih-gazov.html
Источник https://zavod-gs.ru/proektirovschiku/spravochnaya_informatsiya/sp_62133302011/trebovanija_k_setjam.html
