Требования к горючим газам

Требования, предъявляемые к горючим газам, используемым для газоснабжения городов, населённых пунктов, промпредприятий

Газ, предусматриваемый для использования в качестве топлива, должен соответствовать ГОСТ — 5542 — 87 для природного газа и ГОСТ 20448 — 80 для сжиженных углеводородных газов .

1 В соответствии с ГОСТ — 5542 — 87 горючие свойства природных газов характеризуются числом Воббе.

Число Воббе должно быть в пределах 39400 — 5200 кДж/м 3 . Допустимое отклонение числа Воббе от номинального значения, %, не более ± 5 .

Это требование обеспечивает надёжность работы газовой аппаратуры и максимальную безопасность потребителей. Объясняется это тем, что природные газы содержат не только углеводороды, но и инертные газы, недоучёт концентрации которых может приводить к нарушению устойчивости пламени горелок. По этим причинам при переводе тепловых установок с одного газа на другой необходимо обращать внимание на близость не только значений теплоты сгорания обоих газов, которые обеспечивают постоянство тепловой мощности всех горелок, но и всех их физико-химических характеристик, которые как раз и учитываются числом Воббе. Подсчёт чисел Воббе производиться по ГОСТ 22667 — 82 .

2 Содержание кислорода не должно превышать 1% , т.к. повышенное содержание способствует возникновению опасной смеси, способствует усиленной коррозии оборудования .

3 Минимальное содержание балластных газов и вредных примесей. Наличие вредных примесей создаёт опасность отравления людей при утечке газа, воздействует на металл газопроводов и оборудования.

Концентрация серы, г/м 3 — 0,036

механических примесей — 0,001.

Газы должны быть сухими. Содержание влаги в газе не должно превышать количества, насыщающего газ при t = -20 (зимой) и t = 35 (летом).

4 Горючие газы должны иметь резкий специфичный запах, чтобы можно было обнаружить газ при утечке. Природный газ до подачи в сеть одорируют, т.е. придают ему запах таким образом, чтобы интенсивность запаха в воздухе, была не более 3 баллов.

В соответствии со СНиП — 2.04.08. — 87 допускается подача неодорированного газа для производственных установок промпредприятий при условии прохождения подводящего газопровода к предприятию вне территории населённых пунктов, установки сигнализаторов загазованности в помещениях, где расположены газовое оборудование и газопроводы и выполнения других дополнительных решений, обеспечивающих безопасное использование неодорированного газа.

185.238.139.36 © studopedia.ru Не является автором материалов, которые размещены. Но предоставляет возможность бесплатного использования. Есть нарушение авторского права? Напишите нам | Обратная связь.

Отключите adBlock!
и обновите страницу (F5)

очень нужно

Требования промышленной безопасности в газовом хозяйстве предприятий черной металлургии

(В редакции Приказа Министра по чрезвычайным ситуациям РК от 21.10.2009 г. №244)

Глава 1. Общие положения

1. Настоящие Требования распространяются на проектирование, строительство (монтаж), эксплуатацию и реконструкцию объектов газового хозяйства агломерационного, коксохимического, доменного, сталеплавильного, прокатного, трубопрокатного, огнеупорного, метизного и горнорудного производства, ремонтных и других цехов, а также объектов энергетического хозяйства, связанных с подготовкой, транспортированием и потреблением доменного, коксового, обогащенного коксового, конвертерного, ферросплавного, природного газа, попутных нефтяных газов, а также их смесей при избыточном давлении до 1,2 МПа и сжиженного пропан-бутана с давлением до 1,6 МПа, используемых в качестве топлива на предприятиях черной металлургии.

К объектам газового хозяйства относятся: межцеховые и цеховые газопроводы указанных газов, газовое оборудование печей, котлов и других агрегатов, потребляющих газ, установки для очистки доменного и ферросплавного газов, газосбросные устройства, газоповысительные, газокомпрессорные и газотурбинные расширительные станции, газоотсасывающие станции ферросплавного газа, газосмесительные установки, газорегуляторные пункты и установки, а также межзаводские газопроводы и газопроводы к отдельным объектам предприятия, расположенным на обособленных территориях.

2. Действие настоящих Требований не распространяется на:

1) газопроводы и газовые установки, не перечисленные в пункте 1 (водород, ацетилен, диссоциированный аммиак и другие);

2) газопроводы и установки при давлении горючих газов выше 1,2 МПа и сжиженного пропан — бутана — выше 1,6 МПа;

3) подземные газопроводы природного и попутного нефтяных газов;

4) газонаполнительные пункты и станции;

5) баллонные, резервуарные и испарительные установки сжиженного пропан — бутана;

6) газифицированные коммунально-бытовые объекты, расположенные на территории предприятия.

На подземные газопроводы и другие объекты, указанные в подпунктах 3) — 6) пункта 2, распространяются действующие требования безопасности в газовом хозяйстве.

3. В цехах, имеющих газовое хозяйство, разрабатываются:

1) технологические регламенты;

2) план ликвидации аварий.

Технологический регламент — внутренний нормативный документ предприятия, устанавливающий методы производства, технологические нормативы, технические средства, условия и порядок проведения технологического процесса, обеспечивающий получение готовой продукции с показателями качества, отвечающими требованиям стандартов, устанавливающий безопасность ведения работ и достижение оптимальных технико-экономических показателей производства.

Глава 2. Общие требования к горючим газам, расположению и устройству газопроводов и газовых установок

4. Используемые в печах, котлах и других газопотребляющих агрегатах горючие газы (доменный, коксовый, конвертерный и ферросплавный) должны соответствовать требованиям технологического регламента.

5. Сжиженный пропан-бутан соответствовует ГОСТ 20448-90. Запах газа ощущается при его содержании в воздухе не более 20% нижнего концентрационного предела воспламенения.

6. Газопроводы и газовые установки в зависимости от расчетного давления газа в них делятся на газопроводы и установки:

1) низкого давления — с давлением газа до 0,1 МПа включительно (давление газа, указанное здесь и в дальнейшем тексте, является избыточным);

2) среднего давления — с давлением газа более 0,1 до 0,3 МПа;

3) высокого давления — с давлением газа более 0,3 до 1,2 МПа, а для пропан-бутана — до 1,6 МПа.

7. Работа газопровода и газовых установок производится при избыточном давлении газа в них, за исключением газопровода и установок от:

1) коксовых и пекококсовых печей до нагнетателей в коксохимическом производстве;

2) закрытых ферросплавных печей до газодувок в ферросплавном производстве.

8. Газопроводы и газовые установки располагаются на открытых площадках с обеспечением свободного их проветривания. Расположение газопроводов и установок в закрытых помещениях допускается лишь в тех случаях, когда это вызывается условиями технологического процесса или обслуживания.

9. Газопроводы на территории предприятия сооружаются надземными. В цехах на участках подвода газа к отдельным печам, установкам и агрегатам допускается прокладка газопроводов в каналах с соблюдением требований пункта 106 настоящих Требований.

10. Соединение деталей газопроводов и газовых аппаратов между собой, как правило, производится сваркой. Фланцевые соединения допускаются только в местах установки заглушек, присоединения газопроводов к фланцевому оборудованию, арматуре и аппаратам, а на отдельных участках газопроводов в случаях, когда это вызывается условиями монтажа или эксплуатации.

11. Монтажные стыки труб для газопроводов низкого давления диаметром 1000 мм и более выполняются сваркой, как правило, с помощью бандажей.

12. Применение резьбовых соединений допускается для присоединения контрольно-измерительных приборов, арматуры и оборудования, которые изготовляются с резьбовыми соединениями.

13. Газовые аппараты в местах, где требуется обеспечить доступ внутрь и в нижней их части для проветривания, оборудованы люками. Газопроводы низкого и среднего давления диаметром 300 мм и более (в том числе газопроводы природного газа диаметром 600 мм и более, за исключением газопроводов сжиженного газа) оборудованы люками непосредственно за задвижками по ходу газа, а на закольцованных газопроводах люки устраивать с обеих сторон задвижки.

14. Замкнутый участок газопровода диаметром 1200 мм и более и длиной более 25 м имеет не менее двух люков (в начале и в конце участка).

Диаметр люка в свету равен диаметру газопровода при диаметре до 600 мм и 600 мм — при диаметре газопровода 600 мм и более.

На футерованных газопроводах патрубок люка погружен на толщину футеровки.

15. Установка взрывных клапанов на газовых аппаратах и газопроводах не допускается.

16. Наружные поверхности корпусов газовых аппаратов и газопроводов, в том числе газопроводов, подлежащих теплоизоляции, после окончания монтажа и испытания дважды окрашены масляной краской, лаками или другими покрытиями, выдерживающими температурные изменения и влияние атмосферных осадков.

17. Отдельные элементы (опорные поверхности, подпятники, седла, хомуты и другие), окраска которых после монтажа не может быть выполнена, окрашены до монтажа.

18. Газопроводы и газовые установки, включая опоры и опорные конструкции, площадки и лестницы, расположенные в местах с возможным загрязнением коррозионноактивными газами или парами, защищены антикоррозионным покрытием или изготовлены из коррозионностойких материалов.

19. Здания и газовые установки оборудованы молниезащитой.

20. Все газовые машины и аппараты заземлены независимо от мест их расположения. Газопроводы заземляются при вводе в здания цехов и при выводе из них на контуры заземления цеховых электроустановок.

Наружные газопроводы заземляются через каждые 250 м.

Сопротивление заземлителя растеканию тока должно быть не более 10 Ом.

21. В местах установки фланцевых соединений должны быть устроены постоянные токопроводящие перемычки.

22. На выходе из земли подземного газопровода, подающего газ предприятию, устанавливаются изолирующие фланцы и футляр, залитый битумом.

23. Продувочные свечи устанавливаются в конце газопровода вблизи заглушки и непосредственно перед задвижками по ходу газа, за исключением задвижек на отводах газа, если длина отвода до задвижки менее 3 м, в верхних точках газопроводов и газовых установок; при кольцевой системе газопроводов свечи устанавливаются с обеих сторон задвижки.

Продувочные свечи допускается не устанавливать в верхних точках по трассе газопроводов, если предусмотрена их продувка на концевую свечу инертным газом, сжатым воздухом или паром.

24. Отводы к постам газопламенной обработки металлов и другим мелким потребителям с геометрическим объемом газопровода до 0,05 м3 при работе на нетоксичных газах, кроме пропан-бутана, допускается продувать в пространство цеха после продувки цехового коллектора на концевую свечу:

1) посты газопламенной обработки — через разборный штуцер поста;

2) мелкие потребители — через свечу высотой не менее 3 м от устья свечи до пола цеха или площадки.

25. Сечение продувочной свечи выбирается из расчета обеспечения пятикратного обмена продуваемого объема за время не более 30 минут, за исключением коллекторов диаметром более 1,5 м и длиной свыше 500 м, для которых длительность продувки допускается увеличить до 1 часа.

Диаметр продувочных свечей не менее 20 мм.

Продувочные свечи выводятся выше уровня кровли в месте выхода свечи или выше обслуживающей площадки газопровода для нетоксичных газов не менее чем на 2,5 мм, а для токсичных газов — не менее чем на 4 м.

При этом если расстояние от конька крыши или фонаря до свечи меньше 20 м, то свеча газопровода для токсичных газов и газов с плотностью 0,8 и более по отношению к воздуху выведится на 4 м выше конька крыши или фонаря.

Для газопроводов нетоксичных газов и газов с плотностью менее 0,8 по отношению к воздуху свечи размещаются не ближе 10 м от фонаря.

Выходное отверстие продувочных свечей на газопроводах для токсичных газов распологается на высоте не менее 10 м, а для нетоксичных газов — на высоте не менее 7 м от уровня земли.

26. Не допускается объединять продувочные свечи разных газов, отдельных участков газопроводов разъединенных каким-либо затвором. На газопроводах агрегатов тепловой мощностью до 12,6х106 кДж/ч, работающих только на природном или попутном газах, и при условиях, исключающих возможность подачи к ним других газов, допускается объединение свечей от участков газопроводов с одинаковым давлением.

Конструкция верхней части продувочной свечи исключает возможность попадания в нее атмосферных осадков и обеспечивает направление струй газа в сторону от ближайших рабочих мест и фонарей зданий.

Ознакомьтесь так же:  Экспертиза решений по обеспечению пожарной безопасности

В местах прохода свечей через крышу предусмотриваются футляры и защитные козырьки. На свече за задвижкой (по ходу газа) установливается штуцер с краном, предназначенный для отбора проб воздуха или газа соответственно при вентиляции или продувке газопровода, для проверки плотности задвижки свечи.

27. Устья продувочных свечей размещаются не ближе 30 м по горизонтали от воздухозаборов систем вентиляции зданий и сооружений. При расстоянии менее 30 м устья свечей располагаются выше воздухозабора не менее чем на 8 м, за исключением сжиженных газов, для которых расположение воздухозабора под продувочной свечой не допускается.

28. На газопроводах и газовых аппаратах применяется отключающая арматура I класса герметичности для газовой среды.

Допускается применение арматуры общего назначения, с доведением до I класса герметичности.

Установка бронзовых кранов или задвижек с бронзовыми кольцами на газопроводах при содержании сероводорода в газе более 20 мг/м3 не допускается.

29. На газопроводах и аппаратах устанавливаются задвижки с выдвижным шпинделем.

Пробки кранов имеют риску, определяющую положение пробки крана, а рукоятки кранов — ограничители поворота. Самосмазывающиеся краны имеют стрелку, показывающую открытие крана.

30. Требования по выбору материала запорной арматуры приведены в приложении 1 настоящих Требований.

31. Задвижки с электроприводом устанавливаются при диаметре 600 мм и более. Электропривод устанавливается на задвижках меньшего диаметра на вводах газопроводов, при расположении их на высоте более 10 м или в неудобных для обслуживания местах, при осуществлении автоматизации. Задвижки имеют ручное управление, а задвижки с электроприводом, кроме того, — местное управление с земли или площадки (независимо от наличия дистанционного управления).

32. Установка на газопроводах и аппаратах в качестве отключающих устройств гидравлических затворов не допускается.

Вышеуказанное требование не распространяется на постоянно действующие гидрозатворы скрубберов, электрофильтров, конденсатоотводчиков и тому подобных аппаратов, отводы газа от ферросплавных печей.

33. Для плотного отключения отдельных участков газопроводов, газопотребляющих агрегатов и газовых аппаратов от действующих газопроводов после дисковых задвижек (по ходу газа) устанавливаются листовые задвижки или заглушки.

Установка внутри зданий цехов на газопроводах листовых задвижек любого типа без дисковых задвижек перед ними не допускается.

Примечание: Здесь и далее м3 указаны при нормальных условиях, то есть при температуре 0 град.С и давлении 101,3 кПа.

34. Листовые задвижки на газопроводах диаметром более 300 мм механизированы. Заглушки применяются при ремонтах, длительных остановках, ревизиях и аварийных условиях, если не установлены листовые задвижки.

Заглушка устанавливается между фланцами задвижки за ней по ходу газа.

35. Перекрывающие листы листовых задвижек и заглушек диаметром до 2,0 м изготавливаются из целого листа. При больших диаметрах допускается применять сварные листы из двух частей с соответствующей обработкой и испытанием на плотность швов.

36. Перекрывающие листы заглушек и листовых задвижек рассчитаны на соответствующее давление газа с учетом диаметра газопровода, при этом толщина их не менее 4 мм.

Заглушки имеют хвостовики, выступающие за пределы фланцев. На хвостовиках выбито клеймо с буквой «З», с указанием величин давления газа и диаметра газопровода.

37. Отключающие устройства доступны для управления, осмотра и ремонта.

38. К местам установки на открытых площадках или в неотапливаемых помещениях отключающей и регулирующей арматуры на газопроводах влажного газа предусмотривается подвод пара. Вводы пара в газопроводы выполняются согласно требованиям пункта 47 настоящих Требований.

39. Для обслуживания задвижек, дроссельных устройств, измерительных диафрагм, волновых и сальниковых компенсаторов, арматуры и оборудования, расположенных на высоте 2,2 м и более, устроены стационарные площадки и лестницы к ним. Указанная высота исчисляется от уровня земли, настилов, перекрытий и тому подобного до верхнего положения обслуживаемого устройства.

40. Площадки для обслуживания арматуры, установленной на газопроводе диаметров 300 мм и более, устраиваются с обеих сторон газопровода, а при диаметре газопровода менее 300 мм площадки допускается устраивать с одной стороны.

41. Ширина площадок не менее 1 м от выступающих частей оборудования, а высота ограждения 1,2 м.

42. Для вновь сооружаемых и реконструируемых объектов газового хозяйства лестницы к площадкам постоянного обслуживания оборудования имеют угол наклона 45 град., а к площадкам периодического обслуживания оборудования 60 град.

43. Для доступа к площадкам длиной 6-12 м постоянного обслуживания предусматриваются две лестницы, расположенные в противоположных концах площадки, из которых одна лестница маршевая. При длине площадки более 12 м обе лестницы маршевые.

Для доступа к площадкам периодического обслуживания оборудования, расположенным в зданиях цехов, допускается устройство вертикальных лестниц высотой не более 3 м.

На межцеховых газопроводах и отводах к цехам при сооружении многоярусных площадок допускается устройство вертикальных лестниц между площадками, при этом высота лестниц не более 3 м.

44. При невозможности компенсации температурных деформаций газопроводов за счет их самокомпенсации устанавливаются компенсаторы П-образные или волнистые.

Установка сальниковых компенсаторов допускается только на межцеховых газопроводах коксового газа низкого давления — до 0,04 МПа.

В линзовых и дисковых компенсаторах, устанавливаемых на горизонтальных участках газопроводов осушенного газа, в каждую волну врезан короткий штуцер с пробкой, а на газопроводах влажного газа каждая волна оснащена двумя штуцерами, предназначенными для заливки и спуска антраценового масла.

П-образные компенсаторы изготавливаются гнутыми из бесшовных труб диаметром до 500 мм или сварными с проверкой сварных швов физическими методами контроля с применением крутозагнутых отводов. Компенсаторы, устанавливаются без фланцев.

45. На чертежах компенсатора указывается величина предварительной деформации компенсатора. Предварительная растяжка (или сжатие) компенсаторов производится непосредственно перед их установкой с учетом температуры окружающего воздуха, что фиксируется в акте на их установку.

46. Межцеховые газопроводы доменного, коксового, ферросплавного, конвертерного и смешанного газов по всей длине через каждые 150-200 м, в местах установки конденсатоотводчиков оборудованы вводами пара. Расчетное давление пара, подаваемого в газопроводы, не более 1,2 МПа.

47. Вводы пара в газопроводы для периодического действия выполнены в виде коротких штуцеров с запорной арматурой на паро- и газопроводе. Установка вентиля на штуцере газопровода не допускается. На время пропарки штуцеры соединяются гибким шлангом или металлической трубой. По окончании пропарки шланг или труба отсоединяются, а на штуцере газопровода устанавливается заглушка.

Стационарные (несъемные) паропроводы для ввода пара в газопроводы оборудованы обратными клапанами и сигнализацией о падении давления пара, выведенной в диспетчерский пункт газового хозяйства.

48. Места расположения арматуры и приборов, требующих постоянного обслуживания освещаются.

49. Не допускается размещение под межцеховыми газопроводами каких-либо помещений и установок, не относящихся к газопроводам.

Глава 3. Прокладка газопроводов

Параграф 1. Общие требования

50. Прокладку газопроводов высокого давления допускается предусматривать над окнами верхних этажей производственных зданий. Прокладка газопроводов низкого и среднего давления допускается вдоль импоста глухих (неоткрывающихся) переплетов оконных проемов зданий отопительных котельных и производственных зданий.

Под оконными проемами зданий предусматривать фланцевые или резьбовые соединения на газопроводах не допускается.

Допускается прокладка газопроводов по крышам производственных зданий 1, 2 и 3 степени огнестойкости категорий Г и Д.

При давлении газа более 0,6 МПа допускается прокладка газопроводов по стенам и крышам зданий цехов, в которых размещены газопотребляющие агрегаты, работающие при давлении газа более 0,6 МПа.

По стенам и крышам зданий категории А допускается прокладка газопроводов, которые относятся к производствам, размещенным в этих зданиях.

51. При прокладке вновь сооружаемых и реконструируемых газопроводов по стенам зданий расстояние в свету между образующей газопровода и стеной:

При установке на газопроводах волнистых компенсаторов расстояние в свету между волной компенсатора и стеной не менее 300 мм.

52. Газопроводы, проложенные по наружным стенам зданий защищаются от стекающей с кровли воды для предотвращения их обледенения.

53. Пересечения оконных и дверных проемов газопроводами, прокладываемая по стенам зданий не допускается.

54. Опорные конструкции газопроводов выполняются из металла или железобетона.

55. Сварка всех элементов металлических опор, деталей, привариваемых к стенкам газопроводов, производится сплошными сварными швами.

56. Газопроводы плотно укладываются на седла. При этом поперечные сварные стыки газопроводов с учетом их температурных деформаций находятся от края опор не менее чем на 50 мм, а продольные швы располагаются выше опоры с видимой стороны. В случае если указанное расстояние от поперечных сварных стыков до опор выдержать невозможно, допускается применять подкладные царги, приваренные по всему периметру.

57. Приварку кронштейна для крепления опор сопутствующих трубопроводов и обслуживающих площадок допускается производить к газопроводам низкого и среднего давления. При этом приварка производится к кольцевым ребрам жесткости, или к стенкам газопроводов толщиной не менее 6 мм.

К газопроводам высокого давления при их строительстве допускается приварка седел опор, элементов заземления и разжимных кронштейнов, являющихся деталями этих газопроводов, кронштейнов для крепления кабелей и импульсных проводок, предназначенных для газопроводов.

58. Допускается совместная прокладка на одних опорах или эстакадах газопроводов горючих газов с трубопроводами других газов, воды, пара, конденсата, мазута, смолы и масел, кислорода при соблюдении требований пунктов 1 и 2 приложения 3 настоящих Требований.

Не допускается совместная прокладка с газопроводами трубопроводов легковоспламеняющихся жидкостей и паропроводов первой категории (кроме трубопроводов химических цехов коксохимического производства).

59. Газопроводы прокладываются с уклоном не менее:

1) 0,005 — для насыщенных влагой доменного, коксового, конвертерного и ферросплавного газов;

2) 0,003 — для влажных природного и попутного газов;

3) 0,001 — для осушенных газов.

Допускается прокладка отдельных участков газопроводов осушенных газов без уклонов, если при их эксплуатации исключена возможность образования конденсата.

60. Для отвода конденсата из всех низких точек газопроводов влажных газов, из газопровода обогащенного коксового газа, перед основными потребителями устанавливаются конденсатоотводчики, на газопроводах осушенного газа устанавливаются спускные штуцера с вентилями или задвижками.

Параграф 2. Требования к прокладке газопроводов

61. Требования к прокладке газопроводов на низких опорах приведены в приложении 4 настоящих Требований.

62. Прокладка газопроводов по пешеходным галереям не допускается.

63. Прокладка газопроводов по конвейерным галереям допускается при соблюдении следующих условий:

1) если галерея выполнена из несгораемых материалов и предназначена для транспортирования негорючих материалов;

2) при расположении газопровода над галереей на расстоянии не менее 0,5 м от нижней образующей газопровода и обеспечении доступа к газопроводу по всей его длине.

Прокладка газопроводов сжиженного газа независимо от давления по конвейерным галереям не допускается.

64. Прокладка газопроводов по железнодорожным мостам и эстакадам не допускается.

65. Газопроводы с давлением до 0,6 МПа допускается прокладывать по несгораемым (железобетонным, металлическим и каменным), автомобильным и пешеходным мостам. Они располагаются открыто, на расстоянии по горизонтали не менее 1 м (в свету) от края панелей для прохода людей и доступны для обслуживания. Несущие элементы моста проверяются на дополнительные нагрузки от газопроводов. Прокладка газопроводов в каналах мостов не допускается.

Газопроводы, проложенные по металлическим и железобетонным мостам, заземляются.

Все сварные швы газопроводов проверяются физическими методами контроля.

66. Установка арматуры фланцевых соединений в пределах моста не допускается.

67. Требования к совместной прокладке газопроводов с другими трубопроводами и коммуникациями приведены в приложении 2 настоящих Требований.

68. Минимальные расстояния по горизонтали в свету от надземных газопроводов, проложенных по эстакадам или отдельным опорам, до зданий или сооружений на территории предприятия не менее величин, указанных в приложении 3 настоящих Требований.

69. В стесненных условиях допускается совмещение в плане трасс надземных газопроводов с трассами подземных коммуникаций с пропуском их в теле фундаментов опор газопроводов, причем трубы водопроводов, канализации и теплофикации следует заключать в футляры, выступающие на 2,5 м в обе стороны от обреза фундамента, а низ фундамента ниже образующей указанных труб не менее чем на 1 м.

Ознакомьтесь так же:  Трудовой договор с директором по строительству образец

Допускается установка опор газопроводов на тоннели различного назначения при условии размещения вентиляционных шахт тоннеля на расстоянии 10 м в свету по горизонтали от образующей крайнего газопровода, а приточных вентиляционных шахт до установки конденсатоотводчиков не менее 20 м по горизонтали.

ОСТ 51.40-93 Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам. Технические условия

ГАЗЫ ГОРЮЧИЕ ПРИРОДНЫЕ, ПОСТАВЛЯЕМЫЕ
И ТРАНСПОРТИРУЕМЫЕ ПО МАГИСТРАЛЬНЫМ ГАЗОПРОВОДАМ

Зам. Председателя РАО «Газпром»

______________ В.В. Ремизов

« 10 » сентября 1993 г.

ГАЗЫ ГОРЮЧИЕ ПРИРОДНЫЕ, ПОСТАВЛЯЕМЫЕ И
ТРАНСПОРТИРУЕМЫЕ ПО МАГИСТРАЛЬНЫМ ГАЗОПРОВОДАМ

Начальник лаборатории газоаналитических измерений и контроля качества природного газа

Начальник лаборатории стандартизации

Начальник лаборатории технологии охлаждения и трубопроводного транспорта газа и конденсата

Начальник лаборатории технологического газопромыслового оборудования

Начальник Управления научно-технического прогресса и экологии

Начальник Управления по транспортировке газа, газового конденсата и подземному хранению газа

Начальник Управления по добыче газа и газового конденсата (нефти)

Начальник Управления по переработке газа и газового конденсата

Начальник Центрального производственнодиспетчерского управления

1 РАЗРАБОТАН Всероссийским научно-исследовательским институтом природных газов и газовых технологий

2 ВЗАМЕН ОСТ 51.40-83

Газы горючие природные , поставляемые и транспортируемые
по магистральным газопроводам

Дата введения 1993-10-01

1 Область применения

Настоящий стандарт распространяется на газы горючие природные, подаваемые с промыслов, подземных хранилищ газа и газоперерабатывающих заводов в магистральные газопроводы и транспортируемые по ним.

(Измененная редакция. Изм. № 1).

Стандарт устанавливает требования, направленные на повышение качества поставляемого газа, эффективности и надежности газотранспортных систем.

Стандарт не распространяется на газы, поставляемые с месторождений для обработки на головных сооружениях, газоперерабатывающих заводах и на газы, предназначенные для газоснабжения отдельных потребителей, получающих газ непосредственно с месторождения (завода), ПХГ.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 16350-80 Климат. Районирование и статистические параметры климатических факторов для технических целей

ГОСТ 12.1.044-89 ССБТ. Пожаровзрывоопасность веществ и материалов. Номенклатура показателей и методы их определения

ГОСТ 12.1.011-78 ССБТ. Смеси взрывоопасные. Классификация и методы испытаний

ГОСТ 18917-82 Газ горючий природный. Методы отбора проб

ГОСТ 20060-63 Газы горючие природные. Методы определения содержания водяных паров и точки росы влаги

ГОСТ 20061-84 Газы горючие природные. Метод определения температуры точки росы углеводородов

ГОСТ 22387.2-97 Газы горючие природные. Методы определения сероводорода и меркаптановой серы

ГОСТ 23781-87 Газы горючие природные. Хроматографический метод определения компонентного состава

ГОСТ 22667-82 Газы горючие природные. Расчетный метод определения теплоты сгорания, относительной плотности и числа Воббе

ГОСТ 12.1.007-76 ССБТ. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности

ГОСТ 12.1.005-88 ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны

(Измененная редакция. Изм. № 2).

2а Термины и определения

1 Газы горючие природные, поставляемые в магистральные газопроводы, -газы газовых (сухой газ), газоконденсатных (сухой отбензиненный газ) и нефтяных (попутный газ) месторождений после установок промысловой и (или) заводской обработки, соответствующие требованиям настоящего стандарта.

2 Точка росы по влаге, ° С, является температурой, выше которой при определенном давлении не происходит конденсации паров воды из газа.

3 Точка росы по углеводородам, ° С, является температурой, выше которой при определенном давлении не происходит конденсации паров углеводородов из газа.

4 Низшая (объемная) теплота сгорания (МДж/м 3 ).

Количество энергии (тепла), которое выделяется при полном сгорании в воздухе 1 м 3 газа, отнесенного к 20 ° С и 101,325 кПа, если давление, при котором происходит сгорание, остается постоянным (101,325 кПа) и все выделившиеся продукты охлаждаются до исходной температуры сгорания (25 ° С), образовавшаяся при этом вода находится в газообразном состоянии

Раздел 2а (Введен дополнительно. Изм. № 1).

3.1 Газы, поставляемые в магистральные газопроводы, по показателям качества должны соответствовать требованиям и нормам, указанным в таблице 1 .

Значение для макроклиматических районов

1 Точка росы газа по влаге, ° С, не выше

2 Точка росы газа по углеводородам, ° С, не выше

3 Температура газа, ° С

Температура газа на входе и
в самом газопроводе устанавливается проектом

4 Масса сероводорода, г/м 3 , не более

5 Масса меркаптановой серы, г/м 3 , не более

6 Объемная доля кислорода, %, не более

7 Теплота сгорания низшая, МДж/м 3 , при 20 ° С и 101,325 кПа, не менее

*) Допускается поставка в отдельные газопроводы газа с более высоким содержанием сероводорода и меркаптанов по согласованным в установленном порядке техническим условиям.

1 Климатические районы по ГОСТ 16350.

2 Величины, заключенные в скобках п.п. 4 и 5, действительны до 01.01.2004.

3 Для месторождений, введенных в эксплуатацию до 1983 г., показатели точки росы по влаге и углеводородам устанавливаются в технических условиях, разрабатываемых ГП и согласованных РАО «Газпром».

4 Для газов, в которых содержание углеводородов С5+ВЫСШ. не превышает 1,0 г/м 3 , точка росы по углеводородам не нормируется.

5 Массу механических примесей и трудно летучих жидкостей устанавливают в соглашениях на поставку газ a с ПХГ, ГПЗ и промыслов.

(Измененная редакция. Изм. № 1, 2, 3).

4 Требования безопасности

4.1 Природные углеводородные газа по токсикологической характеристике относятся к веществам 4 класса опасности по Г OCT 12.1.007, не оказывают токсикологического действия на организм человека, но при концентрациях, снижающих содержание кислорода в атмосфере до 15-16 %, вызывают удушье.

4.2 Предельно допустимая концентрация (ПДК) углеводородов природного газа в воздухе рабочей зоны 300 мг/м 3 в пересчете на углерод по ГОСТ 12.1.005.

4.3 Предельно допустимая концентрация сероводорода в воздухе рабочей зоны в смеси с углеводородными газами 3 мг/м 3 .

4.4 Природные горючие газы откосятся к группе веществ, образующих с воздухом взрывоопасные смеси. Концентрационные пределы воспламенения (по метану) в смеси с воздухом в объемных процентах: нижний — 5, верхний — 15; для природного газа конкретного состава концентрационные пределы воспламенения определяют по ГОСТ 12.1.044. Категория и группа взрывоопасной смеси IIATI по ГОСТ 12.1.011.

4.5 В производственных помещениях должны производить периодически анализ воздуха на содержание углеводородов.

4.6 Меры и средства защиты работающих от воздействия природного газа, требования к личной гигиене работающих регламентируются Правилами пожарной безопасности в газовой промышленности, Правилами безопасности в газовой хозяйстве, Правилами безопасности при эксплуатации газоперерабатывающих заводов и Правилами безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов.

4.7 Противопожарное обеспечение осуществляют в соответствии с нормами проектирования, утвержденными в установленном порядке.

5 Правила приемки

5.1 Приемка природного газа производится по показателям, предусмотренным настоящим стандартом с учетом договоров, соглашений, проектов и отдельных технических условий, допускаемых настоящим стандартом.

5.2 Периодичности и место испытаний устанавливаются соглашением между поставщиком и потребителем в каждом случае, исходя из условий поставки газа.

5.3 Отбор проб газа по ГОСТ 18917. Анализ газа по методам испытаний, указанным в таблице. Допускается определять точку росы газа по влаге и углеводородам другими аттестованными методами и средствами измерений с нормированной погрешностью, не превышающей методов по ГОСТ 20060 и ГОСТ 20061.

5.4 В случае несоответствия качества газа требованиям настоящего стандарта проводят повторные испытания по показателям, давшим отрицательные результаты. Результаты повторных испытаний считают окончательными.

5.5 Результаты периодических испытаний качества газа распространяются на объем газа, поданный в трубопровод за период между данным и последующим испытаниями.

5.6 В спорных случаях производятся совместные контрольные измерения представителями обеих сторон. Результаты измерений оформляются двусторонним актом.

5.7 Порядок разрешения спорных вопросов по показателям качества газа устанавливается в соглашениях между поставщиком и потребителем.

Ключевые слова: природный газ, технические требования, методы испытания, требования безопасности, магистральные газопроводы

Требования к горючим газам

ГАЗЫ ГОРЮЧИЕ ПРИРОДНЫЕ ПРОМЫШЛЕННОГО И КОММУНАЛЬНО-БЫТОВОГО НАЗНАЧЕНИЯ

Natural fuel gases for commercial and domestic use. Specifications

Дата введения 2015-07-01

Цели, основные принципы и основной порядок проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены ГОСТ 1.0-92 «Межгосударственная система стандартизации. Основные положения» и ГОСТ 1.2-2009 «Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, применения, обновления и отмены»

Сведения о стандарте

1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий — Газпром ВНИИГАЗ»

2 ВНЕСЕН Межгосударственным техническим комитетом по стандартизации МТК 52 «Природный газ»

3 ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 30 мая 2014 г. N 67-П)

За принятие проголосовали:

Краткое наименование страны по МК (ИСО 3166) 004-97

Сокращенное наименование национального органа по стандартизации

Минэкономики Республики Армения

Госстандарт Республики Беларусь

Госстандарт Республики Казахстан

(Поправка. ИУС N 3-2016).

4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 9 октября 2014 г. N 1289-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 5542-2014 введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации с 1 июля 2015 г.

ВНЕСЕНА поправка, опубликованная в ИУС N 3, 2016 год

Поправка внесена изготовителем базы данных

Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном информационном указателе «Национальные стандарты», а текст изменений и поправок — в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет

1 Область применения

1 Область применения

Настоящий стандарт распространяется на природные горючие газы, поставляемые в системы газораспределения и используемые в качестве сырья и топлива промышленного и коммунально-бытового назначения.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие межгосударственные стандарты:

ГОСТ 8.586.5-2005 Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 5. Методика выполнения измерений

ГОСТ 12.0.004-90 Система стандартов безопасности труда. Организация обучения безопасности труда. Общие положения

ГОСТ 12.1.005-88 Система стандартов безопасности труда. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны

ГОСТ 12.1.007-76 Система стандартов безопасности труда. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности

ГОСТ 12.1.019-79 Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты
________________
На территории Российской Федерации действует ГОСТ Р 12.1.019-2009 «Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты».

ГОСТ 12.1.044-89 (ИСО 4589-84) Система стандартов безопасности труда. Пожаровзрывоопасность веществ и материалов. Номенклатура показателей и методы их определения

ГОСТ 12.2.020-76 Система стандартов безопасности труда. Электрооборудование взрывозащищенное. Термины и определения. Классификация. Маркировка

ГОСТ 17.2.3.02-78 Охрана природы. Атмосфера. Правила установления допустимых выбросов вредных веществ промышленными предприятиями

ГОСТ 10062-75 Газы природные горючие. Метод определения удельной теплоты сгорания

ГОСТ 17310-2002 Газы. Пикнометрический метод определения плотности

ГОСТ 20060-83 Газы горючие природные. Методы определения содержания водяных паров и точки росы влаги

ГОСТ 20061-84 Газы горючие природные. Метод определения температуры точки росы углеводородов

ГОСТ 22387.2-97 Газы горючие природные. Методы определения сероводорода и меркаптановой серы

ГОСТ 22387.4-77 Газ для коммунально-бытового потребления. Метод определения содержания смолы и пыли

ГОСТ 22387.5-77 Газ для коммунально-бытового потребления. Методы определения интенсивности запаха

ГОСТ 22782.0-81 Электрооборудование взрывозащищенное. Общие технические требования и методы испытаний

ГОСТ 22782.5-78 Электрооборудование взрывозащищенное с видом взрывозащиты «Искробезопасная электрическая цепь». Технические требования и методы испытаний

ГОСТ 22782.6-81 Электрооборудование взрывозащищенное с видом взрывозащиты «Взрывонепроницаемая оболочка». Технические требования и методы испытаний

ГОСТ 27193-86 Газы горючие природные. Метод определения теплоты сгорания водяным калориметром

ГОСТ 31369-2008 (ИСО 6976:1995) Газ природный. Вычисление теплоты сгорания, плотности, относительной плотности и числа Воббе на основе компонентного состава

ГОСТ 31370-2008 (ИСО 10715:1997) Газ природный. Руководство по отбору проб

ГОСТ 31371.1-2008 (ИСО 6974-1:2000) Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 1. Руководство по проведению анализа

Ознакомьтесь так же:  Требования к командировкам в 2019

ГОСТ 31371.2-2008 (ИСО 6974-2:2001) Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 2. Характеристики измерительной системы и статистические оценки данных

ГОСТ 31371.7-2008 Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 7. Методика выполнения измерений молярной доли компонентов

Примечание — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по указателю «Национальные стандарты», составленному по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный стандарт заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом, следует руководствоваться заменяющим (измененным) стандартом. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ 31369, ГОСТ 31370, рекомендациям [1], а также следующий термин с соответствующим определением:

3.1 газ горючий природный; природный газ; ГГП: Газообразная смесь, состоящая из метана и более тяжелых углеводородов, азота, диоксида углерода, водяных паров, серосодержащих соединений, инертных газов.

1 Метан является основным компонентом ГГП.

2 ГГП обычно также содержит следовые количества других компонентов.

4 Технические требования

4.1 По физико-химическим показателям ГГП должен соответствовать требованиям и нормам, приведенным в таблице 1.

4.2 Условное обозначение ГГП: «Газ горючий природный промышленного и коммунально-бытового назначения, ГОСТ 5542-2014».

Таблица 1 — Физико-химические показатели ГГП промышленного и коммунально-бытового назначения

1 Компонентный состав, молярная доля, %

Не нормируется. Определение обязательно

От 41,20 до 54,50 (от 9840 до 13020)

4 Отклонение числа Воббе от номинального значения, %

7 Молярная доля кислорода, %, не более

8 Молярная доля диоксида углерода, %, не более

9 Температура точки росы по воде при давлении в точке отбора пробы, °С

Ниже температуры ГГП в точке отбора пробы

10 Температура точки росы по углеводородам при давлении в точке отбора пробы, °С

Ниже температуры ГГП в точке отбора пробы

Не нормируют, определение обязательно

13 Интенсивность запаха ГГП при объемной доле 1% в воздухе, баллы, не менее

1 Стандартные условия для проведения измерений и расчетов показателей 2, 3 и 12 — в соответствии с ГОСТ 31369 (таблица Р.1).

2 При расчетах показателей 2 и 3 принимают 1 кал равной 4,1868 Дж.

3 В Российской Федерации стандартная температура при приведении объема ГГП к стандартным условиям равна 20°С.

4 Показатели 2-4 распространяются только на ГГП, используемый в качестве топлива.

5 Номинальное значение числа Воббе устанавливают в пределах нормы показателя 3 для отдельных газораспределительных систем по согласованию с потребителем.

6 Если значение любого из показателей 5, 6, 11 в течение года не превышает 0,001 г/м , то в дальнейшем данный показатель определяют не реже одного раза в год по согласованию между поставщиком и потребителем.

7 По согласованию с потребителем допускается подача ГГП для энергетических целей с более высокой массовой концентрацией сероводорода и меркаптановой серы по отдельным газопроводам.

8 По согласованию с потребителем допускается подача ГГП с большей молярной долей диоксида углерода по отдельным газопроводам.

9 Для ГГП, в котором содержание углеводородов не превышает 1,0 г/м , показатель 10 допускается не нормировать.

10 Показатель 13 распространяется только на ГГП коммунально-бытового назначения.

11 Для ГГП промышленного назначения показатель 13 устанавливают по согласованию с потребителем.

12 Температуру ГГП в точке отбора пробы определяют по ГОСТ 8.586.5. В Российской Федерации определение температуры ГГП проводят также по стандарту [2]* или правилам [3].

________________
* См. раздел Библиография. — Примечание изготовителя базы данных.

5 Требования безопасности

5.1 ГГП является газообразным малотоксичным пожаровзрывоопасным продуктом.

5.2 По токсикологической характеристике ГГП относят к веществам 4-го класса опасности по ГОСТ 12.1.007.

5.3 Компоненты ГГП не оказывают сильного токсикологического действия на организм человека, но при концентрациях, снижающих объемную долю кислорода во вдыхаемом воздухе до 16%, вызывают удушье.

Примечание — В Российской Федерации также действуют гигиенические нормативы [4].

5.5 Концентрацию вредных веществ в воздухе рабочей зоны при работе с ГГП определяют газоанализаторами, отвечающими требованиям ГОСТ 12.1.005.

5.6 ГГП образует с воздухом взрывоопасные смеси. Для ГГП конкретного состава показатели пожаровзрывоопасности определяют по ГОСТ 12.1.044.

Примечание — В Российской Федерации категория взрывоопасности и группа взрывоопасных смесей для смеси ГГП с воздухом — IIА и Т1 по стандарту [5], концентрационные пределы воспламенения (по метану) в смеси с воздухом в объемных процентах: нижний — 4,4, верхний — 17,0 по стандарту [6], температура самовоспламенения (по метану) — 537°С по стандарту [6].

5.7 При отборе и транспортировании проб, а также проведении лабораторных испытаний ГГП соблюдают правила электробезопасности по ГОСТ 12.1.019.

Примечание — В Российской Федерации действует стандарт [7].

5.8 Работающие с ГГП должны быть обучены правилам безопасности труда в соответствии с ГОСТ 12.0.004.

5.9 Санитарно-гигиенические требования к показателям микроклимата и допустимому содержанию вредных веществ в воздухе рабочей зоны должны соответствовать ГОСТ 12.1.005.

5.10 Все средства измерений, используемые во взрывоопасных зонах, должны соответствовать требованиям взрывобезопасности и иметь соответствующие виды взрывозащиты по ГОСТ 12.2.020, ГОСТ 22782.0, ГОСТ 22782.5, ГОСТ 22782.6.

Примечание — В Российской Федерации при работе с ГГП также соблюдают требования [8]-[16]*.
________________
* См. раздел Библиография. — Примечание изготовителя базы данных.

6 Требования охраны окружающей среды

Правила установления допустимых выбросов ГГП в атмосферу — по ГОСТ 17.2.3.02.

Примечание — В Российской Федерации при работе с ГГП также соблюдают требования охраны окружающей среды, указанные в санитарных правилах и нормах [17].

7 Правила приемки

7.1 Приемку ГГП проводят при передаче газа от поставщика потребителю в порядке, установленном в соответствующем соглашении. В ходе приемки проводят испытания на соответствие ГГП требованиям настоящего стандарта.

7.2 Испытания ГГП проводят по показателям, указанным в таблице 1.

7.3 Место проведения испытаний в каждом случае устанавливают в соглашении между сторонами (поставщиком и потребителем), исходя из условий поставки ГГП. Частоту отбора проб для испытаний устанавливают по ГОСТ 31370 (подраздел 4.2). Частоту измерений плотности для определения расхода ГГП определяют по ГОСТ 8.586.5 (подпункт 6.4.2.4).

7.4 Методы испытаний ГГП — в соответствии с таблицей 1 и разделом 8.

7.5 Если по результатам испытаний качество ГГП не соответствует требованиям настоящего стандарта, то проводят повторные испытания для показателей, по которым получены отрицательные результаты. Результаты повторных испытаний считают окончательными.

7.6 Если для определения показателя качества ГГП существует несколько методов, то повторные испытания проводят методом, указанным как арбитражный.

7.7 Результаты испытаний распространяют на объем ГГП, переданный поставщиком потребителю, за период между данным и последующим испытаниями.

1 При необходимости результаты испытаний ГГП отражают в документе о качестве (паспорте качества).

2 Рекомендуемая форма документа о качестве (паспорта качества) ГГП приведена в приложении А.

3 Допускается прилагать к документу о качестве (паспорту качества) протоколы испытаний по отдельным показателям, оформленные в произвольном порядке.

7.8 При возникновении разногласий между сторонами хотя бы по одному из показателей качества ГГП проводят совместные контрольные испытания ГГП по данному показателю с участием представителей сторон, компетентных в области определения данного показателя качества ГГП.

7.9 Результаты контрольных испытаний оформляют в виде акта по одному экземпляру для каждой стороны, участвовавшей в проведении испытания. К акту могут прилагаться необходимые оригиналы или копии документов. Акт подписывают все представители сторон, после чего в него запрещается вносить изменения или дополнения. Представители, не согласные с содержанием акта, вправе изложить особое мнение в письменной форме. Особое мнение прилагают к акту и рассматривают в рабочем порядке.

7.10 Если после проведения совместных контрольных испытаний между сторонами остаются разногласия по показателю (показателям) качества ГГП, то их разрешают путем проведения независимого испытания. Испытание проводит сторонняя независимая организация, аккредитованная на проведение испытаний по данному показателю. Испытание проводят по инициативе обеих сторон либо одной из них. Результаты испытания оформляют актом за подписями всех сторон и считают окончательными.

7.11 При несоответствии качества ГГП требованиям настоящего стандарта поставщик на основе акта организует разработку и утверждает план мероприятий по устранению выявленных нарушений с учетом рекомендаций, изложенных в акте. Копию плана мероприятий направляют потребителю. Если в согласованные сроки мероприятия плана по объективным причинам не выполнены, поставщик уведомляет потребителя о причинах их невыполнения и принимаемых мерах с указанием сроков их реализации.

7.12 Порядок устранения разногласий по показателям качества ГГП устанавливают в соглашениях между поставщиком и потребителем.

8 Методы испытаний

Отбор проб ГГП осуществляют согласно требованиям ГОСТ 31370.

8.2 Определение низшей теплоты сгорания при стандартных условиях

8.2.1 Определение низшей теплоты сгорания при стандартных условиях проводят по ГОСТ 10062, ГОСТ 27193 или ГОСТ 31369.

8.2.2 При возникновении разногласий по значениям данного показателя арбитражным является метод, изложенный в ГОСТ 31369.

8.3 Определение массовой концентрации сероводорода и меркаптановой серы

8.3.1 Определение массовой концентрации сероводорода и меркаптановой серы в ГГП проводят по ГОСТ 22387.2.

8.3.2 При возникновении разногласий по значениям данных показателей арбитражным является фотоколориметрический метод, изложенный в ГОСТ 22387.2.

Примечание — В Российской Федерации определение массовой концентрации сероводорода и меркаптановой серы проводят также по стандарту [18]. При возникновении разногласий по значениям данных показателей в Российской Федерации арбитражным является метод, изложенный в стандарте [18].

8.4 Определение температуры точки росы по воде при давлении в точке отбора пробы

8.4.2 При возникновении разногласий по значениям данного показателя арбитражным является конденсационный метод, установленный в ГОСТ 20060.

Примечание — При возникновении разногласий по значениям данного показателя в Российской Федерации арбитражным является визуальный конденсационный метод, изложенный в стандарте [19].

8.4.3 Качество ГГП соответствует требованиям настоящего стандарта по показателю ТТР в случае, если результат измерения ТТР ниже температуры ГГП не менее чем на значение , °С, рассчитываемое по формуле

где — абсолютное значение погрешности средства измерений температуры ГГП, °С;

Примечание — При проведении измерений ТТР визуальным конденсационным методом по стандарту [19] за принимают соответствующее значение доверительных границ погрешности (без учета знака), указанное в стандарте [19] (таблица 1).

8.5 Определение температуры точки росы по углеводородам при давлении в точке отбора пробы

Примечание — В Российской Федерации определение ТТР проводят по стандарту [20]. При возникновении разногласий по значениям данного показателя в Российской Федерации арбитражным является визуальный метод, изложенный в стандарте [20].

8.5.2 Качество ГГП соответствует требованиям настоящего стандарта по показателю ТТР в случае, если результат измерения ТТР ниже температуры ГГП не менее чем на значение , °С, рассчитываемое по формуле

где — абсолютное значение погрешности средства измерений ТТР , °С.

Примечание — При проведении измерений ТТР визуальным методом по стандарту [20] за принимают соответствующее значение доверительных границ погрешности (без учета знака), указанного в стандарте [20] (таблица 1).

8.6 Определение плотности при стандартных условиях

8.6.1 Определение плотности ГГП при стандартных условиях проводят по ГОСТ 17310 или ГОСТ 31369.

8.6.2 При возникновении разногласий по значениям данного показателя арбитражным является метод, изложенный в ГОСТ 31369.

Примечание — При определении показателей качества ГГП допускается применять другие аттестованные в установленном порядке методики выполнения измерений, не уступающие по своим характеристикам методикам, указанным в настоящем разделе.

9 Транспортирование

Транспортирование ГГП осуществляют по распределительным газопроводам через газораспределительные станции и пункты. Газ может подаваться потребителям непосредственно с установок промысловой подготовки, газоперерабатывающих заводов, магистральных газопроводов и подземных хранилищ через газораспределительные станции и пункты.

10 Гарантии изготовителя

Поставщик гарантирует соответствие качества ГГП требованиям настоящего стандарта по результатам испытаний на период до следующих испытаний.