Газоснабжение (стр. 32 )

11.23 Соединительные детали (муфты, переходы, отводы, тройники, втул­ки под фланец, переходы «полиэтилен-сталь» и др.) должны изготавливаться в производственных условиях и применяться в соответствии с требованиями нормативных документов на эти детали и 11.3.

11.24 Разъемные соединения полиэтиленовых труб со стальными трубами, компенсаторами и запорной арматурой предусматривают на втулках под фла­нец.

Резиновые рукава

11.25 Резиновые рукава, предусматриваемые в проектах газоснабжения, принимаются согласно таблице 30. При выборе рукавов необходимо учитывать стойкость их к транспортируемой среде при минимальной температуре экс­плуатации с учетом давления газа.

Таблица 30

Резиновые рукава	Назначение
Нормативный документ	Техническая характеристика
ГОСТ 18698 ГОСТ 18698 ГОСТ 9356	Группа Б (1) Рр= 1,6 МПа Группа Б (1) Рр= 0,6 МПа Тип I, II, Рр= 0,6 МПа	Присоединение сливных и наливных устройств ГНС Присоединение к газопроводам низкого давления передвижных газогорелочных устройств и лабораторных горелок, газовых приборов к балло­нам сжиженных газов; присоединение к газопрово­дам давлением до 0,1 МПа приборов КИП и автоматики

11.26 Для сливно-наливных операций могут применяться металлорукава или металлические газопроводы с шарнирными соединениями.

Защитные противокоррозионные материалы

11.27 Материалы и конструкции, применяемые для защиты подземных га­зопроводов и резервуаров от коррозии, должны соответствовать ГОСТ 9.602 и инструкции 320.03329031.008.

11.28 Для защиты газопроводов от почвенной коррозии могут применяться грунтовки (типа «Ребит»), битумные мастики, ленты (типа «Полизол», ДТЛ -91 и «Термизол»), покрытия на основе экструдированного полиэтилена «УТИ», покрытие «Полипромсинтез», армирующие и оберточные материалы (типа «Полипласт») и т. п.

11.29 Для защиты от атмосферной коррозии надземных газопроводов и надземных резервуаров СУГ применяют лакокрасочные покрытия (краски, ла­ки, эмали типа «Полипромсинтез»), выдерживающие изменение температуры наружного воздуха и влияние атмосферных осадков.

11.30 Прокладки и подкладки для изоляции газопроводов от металличе­ских и железобетонных конструкций следует изготавливать из полиэтилена ГОСТ 16338 или других материалов, равноценных ему по диэлектрическим свойствам.

Запорное и регулирующее оборудование, приборы и другие технические изделия

11.31 При выборе запорной арматуры учитывают условия ее эксплуатации по давлению газа согласно данным, приведенным в таблице 31.

Таблица 31

Тип арматуры	Область применения
Краны конусные натяжные	Наружные надземные и внутренние газопроводы низ­кого давления, в т. ч. паровой фазы СУГ
Краны конусные сальниковые	Наружные и внутренние газопроводы, в т. ч. паровой фазы СУГ давлением до 0,6 МПа включительно
Краны полиэтиленовые	Наружные подземные полиэтиленовые газопроводы давлением до 0,6 МПа включительно
Краны шаровые	Наружные и внутренние газопроводы природного газа, а также паровой и жидкой фазы СУГ давлением до 1,6 МПа включительно
Задвижки	Наружные и внутренние газопроводы природного газа, а также паровой и жидкой фаз СУ Г давлением до 1,6 МПа включительно
Клапаны (вентили)	Наружные и внутренние газопроводы природного газа, а также паровой и жидкой фаз СУГ давлением до 1,6 МПа включительно

11.32 Выбор материала запорной арматуры, устанавливаемой на наружных газопроводах и на внутренних газопроводах в неотапливаемых помещениях, рекомендуется принимать с учетом рабочего давления согласно таблице 32.

Таблица 32

Материал	Давление газа, МПа	Условный проход, мм
включительно
Серый чугун	до 0,6	без ограничений
Ковкий чугун	до 1,6	без ограничений
Углеродистая сталь	до 1,6	без ограничений
Сплавы на основе меди	до 1,6	без ограничений

Для СУГ запорная арматура из серого чугуна допускается к применению только на газопроводах паровой фазы низкого давления.

11.33 Запорная арматура должна быть герметична по отношению к внеш­ней среде.

11.34 Выбор условного давления (Ру) и рабочего давления (Рр) запорной арматуры в зависимости от рабочего давления в газопроводе производится в соответствии с таблицей 33.

Таблица 33

Рабочее давление в газопроводе, МПа	Условное давление (Ру) запорной арматуры, МПа, по ГОСТ 356, не менее
Низкое, до 0,005	0,1
Среднее, от 0,005 до 0,300	0,4
Высокое II категории, от 0,300 до 0,600	0,6 (1,0 для арматуры из серого чугуна)
Высокое I категории, от 0,600 до 1,200	1,6
Газопроводы жидкой фазы СУГ	1,6
Газопроводы обвязки надземных резер­вуаров хранения СУГ и средств транс­портировки СУГ (железнодорожные и автомобильные цистерны)	2,5

11.35 Запорную и предохранительную арматуру, устанавливаемую на га­зопроводах и резервуарах жидкой и паровой фаз, следует принимать изготов­ленную из стали на давление 1,6 МПа.

В системах газоснабжения СУГ запорная арматура из серого чугуна до­пускается к применению только на газопроводах паровой фазы низкого давле­ния.

11.36 Запорная арматура в соответствии с ГОСТ 4666 должна иметь мар­кировку на корпусе и отличительную окраску. Маркировка должна содержать товарный знак завода-изготовителя, условное или рабочее давление, условный проход и указатель направления потока, если это необходимо. Окраска корпуса и крышки запорной арматуры должна соответствовать таблице 34.

Таблица 34

Материал корпуса	Цвет окраски
Серый и ковкий чугун	Черный
Сталь углеродистая	Серый
Сталь коррозионностойкая (нержавеющая)	Голубой
Сталь легированная	Синий
Цветные металлы	Не окрашивается

11.37 Вентили, краны, задвижки и затворы поворотные, предусматривае­мые для систем газоснабжения в качестве запорной арматуры (отключающих устройств), должны быть предназначены для углеводородных газов. Герметич­ность затворов должна соответствовать I классу по ГОСТ 9544.

Допускается применять для систем газоснабжения запорную арматуру об­щего назначения при условии выполнения дополнительных работ по притирке и испытанию затвора арматуры на герметичность I класса в соответствии с ГОСТ 9544.

При использовании запорной арматуры, предназначенной для жидких и га­зообразных нефтепродуктов, попутного нефтяного газа, а также для аммиака, пара и воды, уплотнительные материалы затвора и разъемов корпуса должны быть стойкими к транспортируемому газу.

Электрооборудование приводов и других элементов трубопроводной ар­матуры по требованиям взрывобезопасности следует принимать в соответствии с требованиями ПУЭ.

Краны и поворотные затворы должны иметь ограничители поворота и ука­затели положения «открыто-закрыто», а задвижки с невыдвижным шпинделем - указатели степени открытия.

11.38 Основные параметры регуляторов давления газа, применяемых в системах газоснабжения, должны соответствовать данным, приведенным в таб­лице 35.

Таблица 35

Параметр	Значение параметра
Проход условный, мм Давление, МПа: на входе (рабочее)	Согласно паспортам 0,05; 0,30; 0,60; 1,20; 1,60
на выходе	От 0,001 до 1,200

11.39 Конструкция регуляторов давления газа должна соответствовать ГОСТ 11881 (СТ СЭВ 3048) и удовлетворять следующим требованиям:

- зона пропорциональности не должна превышать ±20 % верхнего предела настройки выходного давления для комбинированных регуляторов и регулято­ров баллонных установок и ± 10 % для всех других регуляторов;

- зона нечувствительности не должна быть более 2,5 % верхнего предела настройки выходного давления;

- постоянная времени не должна превышать 60 с.

11.40 Относительная нерегулируемая протечка газа через закрытые клапа­ны двухседельных регуляторов допускается не более 0,1 % номинального рас­хода; для односедельного клапана, герметичность затворов должна соответст­вовать I классу по ГОСТ 9544.

Допустимая нерегулируемая протечка газа при применении в качестве ре­гулирующих устройств поворотных заслонок не должна превышать 1 % пропу­скной способности.

11.41 Основные параметры ПЗК, применяемых в ГРП (ГРУ) для прекра­щения подачи газа к потребителям при недопустимом повышении и понижении контролируемого давления газа, приведены в таблице 36.

Точность срабатывания ПЗК должна составлять ± 5 % заданных величин контролируемого давления для ПЗК, устанавливаемых в ГРП и ± 10 % для ПЗК в шкафных ГРП, ГРУ и комбинированных регуляторах.

Таблица 36

Параметр	Значение параметра
Проход условный, мм	Согласно паспортам
Давление на входе (рабочее), МПа	0,05; 0,30; 0,60; 1,20; 1,60
Диапазон срабатывания при повышении давле­ния, МПа	0,002 ... 0,750
Диапазон срабатывания при понижении давле­ния, МПа	0,0003 ... 0,0300

11.42 Основные параметры ПСК, устанавливаемых в ГРП (ГРУ) и на ре­зервуарах СУГ, приведены в таблице 37.