СП 42-101-2003. 
8 РЕЗЕРВУАРНЫЕ И БАЛЛОННЫЕ УСТАНОВКИ СУГ

СП 42-101-2003. 8 РЕЗЕРВУАРНЫЕ И БАЛЛОННЫЕ УСТАНОВКИ СУГ
Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб.

      Стройка - Главная Написать нам
 
 
ПК Инфоплюс-смета Сварка - документы Бизнес-планы Исследования Тендеры  
 
 

 

 

 

 

Случайно выбранные документы:
ПБ 08-624-03 - Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности

 

 

 

Сварка ->  Газовое оборудование ->  СП 42-101-2003 -> 

 

 

Рабочее давление газопровода, МПа

Условное давление запорной арматуры, МПа, по ГОСТ 356, не менее

До 0,005

0,1

Св.0,005 до 0,3

0,4

» 0,3 » 0,6

0,6 (1,0 - для арматуры из серого чугуна)

» 0,6 » 1,2

1,6

Для жидкой фазы СУГ св. 0,6 до 1,6

1,6

Для газопроводов обвязки надземных резервуаров СУГ и средств транспортировки СУГ (железнодорожные и автомобильные цистерны) условное давление запорной арматуры следует принимать не менее 2,5 МПа.

7.7. 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 14. Полиэтиленовые краны не окрашиваются, их цвет зависит от цвета полиэтилена, из которого они изготовлены.

Таблица 14.

Материал корпуса

Цвет окраски

Чугун

Черный

Сталь углеродистая

Серый

Сталь коррозионностойкая (нержавеющая)

Голубой

Сталь легированная

Синий

Цветные металлы

Не окрашивается

7.8. Партия запорной арматуры, как правило, должна сопровождаться не менее чем двумя комплектами эксплуатационной документации, включающей в себя паспорт и техническое описание. Допускается объединение этих документов в один (паспорт). Для запорной арматуры с условным проходом св. 100 мм эксплуатационной документацией должно комплектоваться каждое изделие.

7.9. Паспорт на запорную арматуру должен соответствовать ГОСТ 2.601 и отражать, кроме того, следующие основные сведения:

– наименование и адрес завода-изготовителя;

– условное обозначение изделия;

– тип, марку, нормативный документ, по которому изготовлена арматура;

– номер и дату выдачи сертификата установленного образца;

– номер и дату выдачи лицензии Госгортехнадзора России на изготовление изделия;

– условный проход, условное и рабочее давление, вид привода, габариты и массу изделия;

– вид и температуру рабочей среды;

– класс герметичности в соответствии с ГОСТ 9544;

– материал основных деталей изделия и уплотнения.

7.10. Условное обозначение запорной арматуры должно соответствовать приложению Д.

7.11. Электропривод запорной арматуры выполняют во взрывозащищенном исполнении.

7.12. Для уплотнений фланцевых соединений применяют прокладки, стойкие к воздействию транспортируемого газа. Материалы для изготовления прокладок рекомендуется предусматривать по таблице 15.

Таблица 15.

Уплотнительные листовые материалы для фланцевых соединений

Толщина листа, мм

Назначение

1. Паронит по ГОСТ 481 (марка ПМБ)

0,4 - 4,0

Для уплотнения соединений на газопроводах давлением до 1,6 МПа

2. Резина маслобензостойкая по ГОСТ 7338

3 - 5

Для уплотнения соединений на газопроводах давлением до 0,6 МПа

3. Алюминий по ГОСТ 21631 или ГОСТ 13726

1 - 4

Для уплотнения соединений на газопроводах всех давлений, в том числе транспортирующих сернистый газ

4. Медь по ГОСТ 495 (марки M1, М2)

1 - 4

Для уплотнения соединений на газопроводах всех давлений, кроме газопроводов, транспортирующих сернистый газ

5. Пластмассы: полиэтилен высокой плотности (ВД) по ГОСТ 16338, низкой плотности (НД) по ГОСТ 16337, фторопласт-4 по ГОСТ 10007

1 - 4

Для уплотнения соединений на газопроводах давлением до 0,6 МПа

Примечание.

Прокладки из паронита должны соответствовать требованиям ГОСТ 15180.

7.13. Технические характеристики выпускаемой отечественными заводами-изготовителями запорной арматуры и перечень заводов-изготовителей приведены соответственно в приложениях Е и Ж.

8 РЕЗЕРВУАРНЫЕ И БАЛЛОННЫЕ УСТАНОВКИ СУГ

8.1. Требования настоящего раздела распространяются на проектирование систем газоснабжения СУГ от резервуарных и баллонных установок, а также на проектирование испарительных установок и установок по смешению СУГ с воздухом.

Для резервуарных установок следует применять стальные резервуары цилиндрической формы, устанавливаемые подземно или надземно.

В резервуарах следует предусматривать уклон не менее 2 ‰ в сторону сборника конденсата, воды и неиспарившихся остатков. При этом сборник конденсата не должен иметь выступов над нижней образующей резервуара, препятствующих полному сбору и удалению конденсата воды и неиспарившихся остатков.

Для надземной установки разрешается предусматривать как стационарные, так и транспортабельные (съемные) резервуары, наполняемые СУГ на ГНС.

8.2. Производительность резервуаров вместимостью 2,5 и 5 м3 при подземном расположении и естественном испарении следует определять по рисунку 7.

I - резервуар 5 м3, заполнение 85 %;

II - резервуар 5 м3, заполнение 50 %;

III - резервуар 5 м3, заполнение 35 % и резервуар 2,5 м3, заполнение 50 %;

IV - резервуар 2,5 м3, заполнение 85 %; V - резервуар 2,5 м3, заполнение 35 %

Рисунок 7. Номограмма для определения производительности резервуара сжиженного газа вместимостью 2,5 и 5 м3 (подземного)

Пример.

Дано: давление газа - 0,04 МПа (0,4 кгс/см2); содержание пропана - 60 %; температура грунта - 270 К; теплопроводность грунта - 2,33 Вт/(м×К); заполнение 35 %.

Находим производительность резервуаров - 2 м3/ч по линии А-Б-В-Г-Д-Е-Ж (рисунок 7).

Примечание.

Для резервуаров большей вместимости их производительность следует определять опытным путем.

 

8.3. Для учета теплового воздействия подземных резервуаров, расположенных на расстоянии не более 1 м один от другого, полученную по номограмме производительность следует умножить на коэффициент теплового воздействия т в зависимости от числа резервуаров в установке:

Число резервуаров в установке

Значение коэффициента теплового воздействия т

2

3

4

6

8

0,93

0,84

0,74

0,67

0,64

При числе резервуаров больше восьми значение коэффициента т определяется экстраполяцией.

8.4. Производительность резервуаров вместимостью 600, 1000, 1600 л при надземном расположении определяется теплотехническим расчетом исходя из условий теплообмена с воздухом или по таблице 16.

Таблица 16.

Содержание пропана в сжиженных газах, %

600 л

1000 л

Температура наружного воздуха,°С

-30

-20

-10

0

10

20

-30

-20

-10

0

-

-

-

-

0,7

2,3

-

-

-

10

-

-

-

-

1,4

3,0

-

-

-

20

-

-

-

0,3

2,0

3,7

-

-

-

30

-

-

-

1,1

2,7

4,3

-

-

-

40

-

-

0,2

1,8

3,4

5,0

-

-

0,3

50

-

-

0,9

2,6

4,0

5,6

-

-

1,4

60

-

-

1,7

3,2

4,8

6,3

-

-

2,8

70

-

0,7

2,4

4,0

5,4

7,0

-

2,5

5,3

80

-

1,5

3,3

4,7

6,1

7,6

-

2,5

5,3

90

0,5

2,2

4,0

5,4

6,8

8,2

0,8

3,6

6,4

100

1,2

2,9

4,7

6,1

7,5

9,0

1,9

4,7

7,5

Окончание таблицы 16

 

 

 

 

 

 

 

    Рейтинг@Mail.ru   Каталог популярных сайтов           
Разместить сайт в каталоге
Разместить статью в каталоге