Сигнализатор газа стг 1 2

рдбк 1п 100 50

Сигнализаторы СТГ-1 выполняют следующие функции: Термохимический — канал измерения горючих газов. Доставка в любой регион РФ Тел.: Перемычка джампер для настройки порога срабатывания по природному газу:

Счётчик газа ВК-G40 коммунальный

цена краны шаровые broen ballomax

Назначение Счётчики газа предназначены для коммерческого учёта количества потребляемого газа. Для дистанционной передачи информации к газовому счётчику может быть присоединён низкочастотный датчик импульсов геркон типа IN-Z61, срабатывающий от магнитной вставки, встроенной в младший разряд счётного механизма. Запрещается устанавливать счётчик до окончания сварочных работ на газопроводе. Кривошипно-шатунный механизм преобразует поступательное движение мембран во вращательное, которое через муфту передаётся отсчётному устройству.

ГРПШ 05-2у1 с узлом учета газа

Переход концентрический БК-591040

ГРПШ-05-2У1 с СГ-ЭК-Вз-Т-100-1,6

функциональная схема ГРПШ-05-2У1с СГ-ЭК-Вз-Т-100/1,6

1 — кран шаровой КШ-50 – 7 шт;2 — фильтр типа ФГ – 1 шт;3 — кран шаровой КШ-20 – 3 шт;4 — входной манометр типа МТ – 1 шт; 5 — клапан предохранительный сбросной КПС-Н – 1 шт;6 — манометр водяной (не комплектуется); 7 — кран шаровой КШ-15 – 12 шт;8 — измерительный комплекс СГ-ЭКВз-Т-100/1,6 – 1 шт; 9 — регулятор давления газа типа РДНК – 2 шт;10 — узел отопления с газовым обогревателем.

Технические характеристики ГРПШ-05-2У1с СГ-ЭК-Вз-Т-100/1,6

Наименование размера или параметраВеличина в исполнении
РегуляторРДНК-400М
Регулируемая средаПриродный газ по ГОСТ5542-87
Давление на входе, Pвх, МПа0,6
Диапазон настройки давления газа на выходе, кПа2÷5
Пропускная способность
(для газа плотностью g=0,73 кг/м³), м³/ч
510
Тепловая мощность газового обогревателя, кВт, не более3,65
Диапазон измерения обьемного расхода, м³/ч
Qmin10
Qmax510
Масса, кг, не более160

габаритная схема ГРПШ-05-2У1с СГ-ЭК-Вз-Т-100/1,6

1 — вент. патрубок; 2 — вход КПС-Н (Ду15); 3 — выход КПС-Н (Ду20); 4 — Рвых (Ду50); 5 — Рвх (Ду50); 6 — продувочный патрубок (Ду20); 7 — подвод импульса к регулятору (Ду15).

Заказать ГРПШ-05-2У1 с СГ-ЭК-Вз-Т-100-1,6


На сайте можно оформить заявку, воспользовавшись формой обратной связи, или позвонив нам по телефонам: +7 (8452) 25-48-35, +7 (8452) 25-46-34. При формировании заказа по телефону, вы сможете не только уточнить цену, но и получить консультации по техническим характеристикам приборов.

Доставка
Компания «Газмашстрой» предлагает приобрести ГРПШ-05-2У1 с СГ-ЭК-Вз-Т-100-1,6 заводам и предприятиям России и стран СНГ. Доставка оборудования возможна по следующим городам: Абакан, Актобе, Алматы (Респ. КАЗАХСТАН), Ангарск, Архангельск, Астана(Респ.КАЗАХСТАН), Астрахань, Атырау, Ачинск, Барнаул, Березники, Бийск, Благовещенск, Братск, Великий Новгород, Великие Луки, Владивосток, Волгоград, Вологда, Воронеж, Горно-Алтайск, Екатеринбург, Златоуст, Иваново, Ижевск, Иркутск, Ишим, Йошкар-Ола, Казань, Канск, Калининград, Караганда, Киров, Кокшетау, Кемерово, Комсомольск-на-Амуре, Костанай, Краснодар, Красноярск, Куйбышев, Курган, Кызыл, Кызылорда, Кострома, Ленинск-Кузнецкий, Ленск ,Липецк, Магнитогорск, Мариинск, Междуреченск, Миасс, Мирный, Москва, Мурманск, Набережные Челны, Находка, Нерюнгри, Нижневартовск, Нижний Новгород, Нижний Тагил, Новокузнецк, Новороссийск, Новосибирск, Ноябрьск, Озерск, Омск, Оренбург, Орск, Павлодар(Респ.КАЗАХСТАН), Пенза, Пермь, Петрозаводск, Петропавловск (Респ.КАЗАХСТАН) Прокопьевск, Псков, Ростов-на-Дону, Рубцовск, Рязань, Самара, Санкт-Петербург, Саратов, Саранск, Симферополь, Севастополь, Сковородино, Славгород, Ставрополь, Стерлитамак, Сургут,Талдыкорган (Респ.КАЗАХСТАН), Тараз, Тобольск, Тольятти, Томск, Тында, Тюмень, Улан-Удэ, Ульяновск, Усть-Илимск, Усть-Кут, Усть-Каменогорск(Респ.КАЗАХСТАН), Уфа, Хабаровск, Ханты-Мансийск, Чебоксары, Челябинск, Чита, Шадринск, Шымкент, Южно-Сахалинск, г. ЮРГА, Ярославль, Якутск и другие города. ГРПШ-05-2У1 с СГ-ЭК-Вз-Т-100-1,6 доставляется во все города Республики Казахстан, Белоруссии, Туркменистана, Узбекистана, Азербайджана, Кыргызстана и других стран СНГ, при согласовании по телефону: +7 (8452) 25-48-35, +7 (8452) 25-46-34.

Для подбора и заказа оборудования, запроса разрешительных документов (сертификат качества, разрешение на применение, паспорт изделия, сертификат Газсерт, уточнения характеристик, уточнения сроков производства, запроса габаритной, функциональной схемы, паспорта на ГРПШ-05-2У1 с СГ-ЭК-Вз-Т-100-1,6) обращаться в отдел подбора оборудования:+7 (8452) 25-48-35, +7 (8452) 25-46-34*
Источник: http://xn--80aahrlqppik8d.xn--p1ai/grpsh-05-2u1-s-sg-ek-vz-t-100-16.html

Газорегуляторное (газораспределительное) оборудование с одной линией редуцирования и байпасом и узлом учета расхода газа

- это оборудование, в котором, так же как и в обычной модификации имеется одна основная линия редуцирования с одним установленным регулятором давления газа настроенным под определенные параметры необходимые заказчику и байпас, а так же дополнительно содержать в себе узел учета расхода газа. При этом узел учета расхода газа может быть выполнен как в виде бытового счетчика, который устанавливается в газорегуляторный пункт сразу при изготовлении так и в виде промышленного счетчика газа, или, даже, измерительного комплекса. Во втором и третьем случае при изготовлении газорегуляторного пункта в месте установки узла учета расхода газа монтируется сначала технологическая катушка. Технологическая катушка представляет собой прямой участок трубопровода, ограничивающийся с двух сторон фланцевыми соединениями и используется для транспортировки газорегуляторного пункта с узлом учета расхода газа. Сам узел учета расхода газа транспортируется при этом отдельно в специальной заводской упаковке. Такие меры предосторожности необходимы, что бы избежать случайных погрешностей в настройках узла учета расхода газа при транспортировки его непосредственно установленным в изделие.


Одна линия редуцирования и байпас

Вернуться к списку

Технические характеристики

04-2У1 05-2У1 07-2У1 02-2У 03М-2У1 03БМ-2У1
Регулятор давления газа РДНК-400 РДНК-400М РДНК-1000 РДНК-У РДСК-50М РДСК-50БМ
Клапан предохранительный сбросной КПС-Н КПС-Н КПС-Н КПС-Н КПС-С КПС-С
Регулируемая среда природный газ по ГОСТ 5542-87
Давление газа на входе, Рвх, МПа 0,6 0,6 0,6 1,2 1,2 1,2
Диапазон настройки выходного давления, Рвых, кПа 2–5 2–5 2–5 2–5 10–100 270–300
Пропускная способность (для газа плотностью ρ = 0,73 кг/м³), м³/ч 250 500 800 900 900 1100
Масса, кг
ГРПШ 250 250 250 250 250 250
ГРУ 170 170 170 170 170 170
Источник: http://agrius.ru/catalog/gazoregulyatornoe-oborudovanie-s-uzlom-ucheta-gaza/osnovnaya-i-rezervnaya-liniya-redutsirovaniya/grpsh-04-2u1-grpsh-05-2u1-grpsh-07-2u1-grpsh-02-2u1-grpsh-03m-2u1-grpsh-03bm-2u1-s-uzlom-ucheta/

1. НАЗНАЧЕНИЕ ИЗДЕЛИЯ

 

1.1. Пункт  газорегуляторный шкафной ГРПШ-05-2У1 (далее пункт ) предназначен для редуцирования давления газа и автоматического поддержания выходного давления в заданных пределах независимо от изменения входного давления и расхода газа в системах газоснабжения промышленных, сельскохозяйственных и коммунально-бытовых объектов.

1.2. Условия эксплуатации пункта  должны соответствовать климатическому исполнению У1 ГОСТ 15150.

1.3. Основные параметры и размеры пункта должны соответствовать указанным в табл. 1.

 

Примечания: Давление на выходе пункта устанавливает заказчик. При необходимости настройки пункта  на давление отличное от установленного, но в пределах п.п. 3,6,7 таблицы 1, настройку производить в соответствии со СНиП 42-01(СП 62.13330.2011), ПБ 12-529, а также паспортом на РДНК-400М;  ПСК -00.00 РЭ.

 

1.5. Назначенный срок службы - 35 лет, наработка до отказа - 44000 часов, среднее время восстановления работоспособного состояния - 3 часа, при условии своевременного восстановления или замены  nbsp;в процессе эксплуатации входящих в состав пункта комплектующих изделий, имеющий   меньший  естественно ограниченный срок  службы. По истечении назначенного срока службы следует провести обязательное техническое диагностирование на предмет дальнейшей эксплуатации.

Срок службы комплектующих изделий, входящих  в состав пункта указан в  эксплуатационной документации комплектующих согласно таблицы 2 раздела 3 настоящего руководства.  

 

2. УСТРОЙСТВО И РАБОТА

 

2.1. Пункт, в соответствии с рисунком 1, состоит из металлического шкафа с дверками с двух сторон, установленного на раме, на которой смонтировано технологическое оборудование. 

2.2 Технологическое газовое оборудование пункта состоит из двух линий редуцирования: основной и резервной (рис. 2)

2.3. Каждая линия редуцирования состоит из: 

1) крана КН1(или КН3) на входе;

2) фильтра Ф1 (или Ф2). Для визуального наблюдения за давлением газа на входе  предусмотрен манометр М с краном КН10 и клапаном КН15. Для  замера  давления после  фильтра Ф1 (Ф2) предусмотрен кран КН11 (КН12). Для слива конденсата из фильтра предусмотрена пробка.

4) регулятора давления газа РД1 (или РД2), предназначенного для снижения давления газа и поддержания его в заданных пределах, а также для отключения подачи газа при повышении или понижении выходного давления сверх допустимых пределов;

5) крана КН2 (или КН4) на выходе;

6) импульсного трубопровода с краном КН13 (или КН14);

7) предохранительного сбросного клапана КП1, служащего для аварийного сброса газа в атмосферу, подводящего трубопровода с краном КН5 и сбросного трубопровода. 

Для аварийного сброса газа в атмосферу при проведении ремонтных работ предусмотрены продувочные трубопроводы с кранами КН6-КН9.

 

4. МЕРЫ БЕЗОПАСНОСТИ

 

4.1. Пункт  газорегуляторный шкафной соответствует требованиям ГОСТ 12.2.003, ПБ 12-529, СНиП 42-01(СП62.13330.2011).

4.2. К обслуживанию пункта допускаются лица, прошедшие проверку знаний в соответствии с ПБ 12-529, имеющие соответствующее удостоверение, а так же изучившие конструкцию и работу изделия согласно настоящему руководству по эксплуатации  и паспортам, РЭ  на комплектующее оборудование.

4.3. При испытании и пуске в работу пункта  запорную арматуру (краны, вентили) открывать медленно и плавно.

4.4. Пункт заземлить в соответствии с требованиями ПУЭ (Правил Устройства Электроустановок). В месте заземления должен быть знак заземления.

4.5. Дверки пункта  должны закрываться и запираться.

4.6. На дверках пункта должна быть предупредительная надпись «ОГНЕОПАСНО-ГАЗ».

4.7. В случае появления запаха газа, нарушения нормальной работы пункта, необходимо вызвать представителя эксплуатационной или аварийной службы газового хозяйства.

Пункт  в процессе эксплуатации отрицательного воздействия на окружающую среду не оказывает.

 

5. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ИЗДЕЛИЯ

 

5.1. Размещение и монтаж пункта  должен производиться согласно проекту привязки в соответствии с указаниями ПБ 12-529, СНиП 42-01(СП 62.13330.2011) в следующей последовательности:

1) установить пункт на бетонном основании;

2) установить продувочные и сбросные трубопроводы;

3) произвести подключение к газопроводу.

Диаметр газопровода за пунктом  определяется проектной организацией исходя из “Расчета диаметра газопровода и допустимых потерь давления” свода правил СП 42-101-2003.

5.2. После монтажа обвязку технологического оборудования испытать на герметичность согласно проекту привязки и ПБ 12-529.

5.3. Подготовку к работе комплектующих приборов входящих в состав пункта  производить согласно паспортам, РЭ  на данные приборы.

5.4. Пуск в работу пункта  в соответствии с рисунком 2 производить в следующей последовательности:

1) подать к входному патрубку давление;

2) проверить давление по манометру М, открыв кран КН10 и клапан КН15. Плавно заполнить трубопровод газом, поднимая давление до рабочего значения, открыв кран КН1 основной линии редуцирования. 

3) открыть краны КН5, КН13, КН2. Согласно руководству по эксплуатации  на регулятор РДНК-400М произвести его запуск и настройку, обеспечив постепенное увеличение расхода газа до рабочего (не допуская резких скачков расхода и пневмоударов). 

4) при работе на резервной линии соблюдать такую же последовательность действий. Основная линия редуцирования отключается путем перекрытия кранов КН1, КН13, КН2.

5)   настройку предохранительного сбросного клапана КП1 производить с использованием автономного источника давления. 

         

7. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ

 

При эксплуатации пункта должны выполняться следующие работы:

- осмотр технического состояния в сроки, устанавливаемые производственной инструкцией эксплуатирующей организации  и обеспечивающие безопасность и надежность в эксплуатации;

- проверку параметров срабатывания предохранительных запорных и сбросных клапанов - не реже одного раза в 3 месяца, а также по окончании ремонта оборудования;

- техническое обслуживание не реже одного раза в 6 месяцев;

- текущий ремонт не реже одного раза  в 5 лет.

Осмотр технического состояния (обход) должен производиться двумя рабочими.

При осмотре технического состояния пункта должны контролироваться: давление газа до и после регулятора, перепад давления на фильтре, отсутствие утечек газа( с помощью мыльной эмульсии), надежность взвода и срабатывания клапана-отсекателя.

При техническом обслуживании пункта  должны выполняться:

- проверка плотности закрытия отключающих устройств и предохранительных клапанов;

- проверка плотности всех соединений и арматуры, устранение утечек газа;

- осмотр и очистка фильтра;

- смазка трущихся частей и перенабивка сальников;

- определение плотности и чувствительности мембран;

- продувка импульсных трубок;

- проверка параметров настройки запорных и сбросных клапанов.

При текущем ремонте производятся:

- ремонт регулятора давления, предохранительных клапанов в соответствии с паспортами, РЭ на указанные изделия;

- ремонт и замена изношенных деталей;

- проверка надежности крепления узлов и деталей, не подлежащих разборке;

- разборка запорной арматуры, не обеспечивающей герметичности закрытия;

- работы, предусмотренные при проведении технического обслуживания.

 

 

9. ТРАНСПОРТИРОВКА И ХРАНЕНИЕ

 

9.1. Транспортирование пунктов  может осуществляться любыми видами транспорта, исключающими возможность их повреждения, в соответствии с правилами, действующими на этих видах транспорта.

9.2. Условия хранения пункта  должны соответствовать условиям 4 ГОСТ 15150.

9.3. Условия транспортирования пункта  должны соответствовать условиям хранения 4 ГОСТ 15150.

9.4. При длительном хранении пункт должен подвергаться переконсервации не реже одного раза в год смазками для изделий группы II по варианту защиты ВЗ-1 ГОСТ 9.014.

Срок хранения без эксплуатации не более трех лет.

Цена изделия и сроки изготовления


Цена на пункт ГРПШ-05-2У1 предоставляется по запросу в нашу компанию.

Источник: http://xn---05-21-oof0hi0bzc.net/

ГРПШ-05-2У1 с регулятором РДНК-400М

Газорегуляторный пункт ГРПШ-05-2У1 с основной и резервной линиями редуцирования на основе регуляторов давления газа РДНК-400М применяется для редуцирования среднего или высокого давления газа до более низкого и автоматичекого удержания его на указанном уровне в системах газоснабжения объектов бытового и промышленного назначения.

 

В случае ремонтных работ оборудования и необходимости закрытыя входноых и выходных кранов, газ будет поступать к потребителю по резервной линии редуцирования. Контроль давления на выходе производится по манометру.

Учет расхода количества газа производится счетчиком газа турбинным или ротационным с электронным корректором.

На входном газопроводе после входного крана, после регулятора давления газа и на резервной линии редуцирования предусмотрены продувочные трубопроводы.

В пункте предусмотрена возможность настройки ПСК и регулятора в «тупике».

Технические характеристики ГРПШ-05-2У1 :

Наименование параметра

Значение

Тип регулятора давления газа

РДНК-400М

Регулируемая среда

Природный газ ГОСТ 5542-87

Температура окружающего воздуха, С

-40…+60

Диапазон настройки давления газа на выходе, Рвых, кПа

2..5

Неравномерность регулирования, %

+/-10

Максимальное входное давление, Рвх, МПа

0,6

Диапазон настройки давления срабатывания клапана предохранительного сбросного, кПа

1,9...5,5

Диапазон настройки давления срабатывания отключ. устройства, кПа

 

при пониж. Рвых

(0,2…0,5)*Рвых

при повыш. Рвых

(1,2…1,8)*Рвых

Пропускная способность (для газа плотностью ρ=0,72 кг/м3) в зависимости от входного давления, м3/ч, не менее:

 

0,05 МПа

55

0,1 МПа

100

0,3 МПа

300

0,6 МПа

600

1,2 МПа

-

Присоединительные размеры:

 

входного патрубка, мм

Ду50

выходного патрубка, мм

Ду65

импульса, мм

Ду15

Соединение входного и выходного патрубков, импульса

сварное по ГОСТ 16037-80

Срок службы, лет

15

Масса, кг (не более)

120

с обогревом

150

с узлом учета

160


Источник: http://gazmashprom-s.ru/grpsh-05-2u1.html

ГРПШ-05-2У1 с двумя регуляторами РДНК-400М

 

Производитель: ООО ПКФ "Экс-Форма"
Модель: ГРПШ-05-2У1
Наличие: Под заказ
Цена: По запросу

Газорегуляторный пункт шкафной ГРПШ-05-2У1 с двумя регуляторами РДНК-400М применяется для газоснабжения объектов с максимальным расходом газа не более 600 м³/ч. Пункт состоит из двух линий редуцирования - основной и резервной. Для стабильной работы в период низких температур окружающего воздуха рекомендуется купить ГРПШ-05-2У1 с обогревом. 



Технические характеристики ГРПШ-05-2У1



НаименованиеГРПШ-05-2У1
Регулируемая среда Природный газ по ГОСТ 5542
Регулятор давления газа РДНК-400М
Максимальное входное давление, МПа 0,6
Диапазон настройки выходного давления, кПа 2,0 — 0,5
Пропускная способность, м³ /ч, при входном давлении, МПа: РДНК-400М
При Рвх: 0,05 МПа 55
При Рвх: 0,1 МПа 100
При Рвх: 0,2 МПа 180
При Рвх: 0,3 МПа 300
При Рвх: 0,4 МПа 400
При Рвх: 0,5 МПа 500
При Рвх: 0,6 МПа 600
Неравномерность регулирования, % ±10
Диапазон срабатывания запорного клапана, кПа:
При повышении входного давления, кПа: не менее 0.5 Р вых.
При понижении входного давления, кПа: 1.25 Р вых. 
Клапан предохранительный сбросной ПСК-25Н
Давление начала срабатывания сбросного клапана, кПа 1.15 Р вых.
Температура окружающего воздуха, °С -40…+45
Система обогрева газовый обогрев с автоматикой безопасности
Расход для системы обогрева, м³ /ч 0,05±15%
Присоединительные размеры:
входного патрубка, мм
выходного патрубка, мм
импульса, мм

Ду 50
Ду 65
Ду 15
Соединение: входного патрубка, выходного патрубка, импульса Сварное, по ГОСТ 16037-80
Межремонтный интервал ТР, ТО) 5
Средний срок службы, лет 35
Назначенный срок службы, лет 35
Масса, кг не более 150


Габаритные и газовые схемы ГРПШ-05-2У1




* Представленные схемы носят исключительно ознакомительный характер. Для каждого проекта наш конструкторский отдел бесплатно разработает газовую и габаритную схему. Просьба не использовать представленные на сайте схемы без согласования с нашими специалистами.

НАЗНАЧЕНИЕ ИЗДЕЛИЯ

 

Пункт газорегуляторный шкафной ГРПШ-05-2У1 предназначен для понижения давления газа до заданной величины и постоянного поддержания его на этом уровне независимо от расхода газа или входного давления.  Применяется в системах газоснабжения промышленных предприятий, сельскохозяйственных объектов, жилых и нежилых строений.

Примечание: Давление на выходе пункта устанавливает заказчик. При необходимости настройки пункта  на давление отличное от установленного, настройку производить в соответствии со СНиП 42-01(СП 62.13330.2011), ПБ 12-529, а так же паспортом на РДНК-400М;

 

Назначенный срок службы изделия - 35 лет, наработка до отказа - 44000 часов, среднее время восстановления работоспособного состояния - 3 часа, при условии своевременного восстановления или замены  в процессе эксплуатации входящих в состав пункта комплектующих изделий, имеющий   меньший  естественно ограниченный срок  службы. По истечении назначенного срока службы следует провести обязательное техническое диагностирование на предмет дальнейшей эксплуатации.

 

УСТРОЙСТВО И РАБОТА

 

ГРПШ-05-2У1 в соответствии со схемами, состоит из металлического шкафа с дверками с двух сторон, установленного на раме, на которой смонтировано технологическое оборудование. 

Технологическое газовое оборудование пункта состоит из двух линий редуцирования: основной и резервной.

Каждая линия редуцирования состоит из: 

1) крана шарового фланцевого Ду-50 на входе;

2) фильтра ФГ-50 со степенью очистки до 25 мкм. Для слива конденсата из фильтра предусмотрена пробка. Для контроля загрязненности фильтра предусмотрен датчик-индикатор.

4) регулятора давления газа РДНК-400М, предназначенного для снижения давления газа и поддержания его в заданных пределах, а также для отключения подачи газа при повышении или понижении выходного давления сверх допустимых пределов;

5) крана шарового ДУ-50 на выходе;

6) импульсного трубопровода;

7) предохранительного сбросного клапана ПСК-25, служащего для аварийного сброса газа в атмосферу, подводящего трубопровода с краном и сбросного трубопровода. 

Для аварийного сброса газа в атмосферу при проведении ремонтных работ предусмотрены продувочные трубопроводы с кранами.

      

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ИЗДЕЛИЯ

 

5.1. Размещение и монтаж пункта  должен производиться согласно проекту привязки в соответствии с указаниями ПБ 12-529, СНиП 42-01(СП 62.13330.2011) в следующей последовательности:

1) установить пункт на бетонном основании;

2) установить продувочные и сбросные трубопроводы;

3) произвести подключение к газопроводу.

Диаметр газопровода за пунктом  определяется проектной организацией исходя из “Расчета диаметра газопровода и допустимых потерь давления” свода правил СП 42-101-2003.

5.2. После монтажа обвязку технологического оборудования испытать на герметичность согласно проекту привязки и ПБ 12-529.

5.3. Подготовку к работе комплектующих приборов входящих в состав пункта  производить согласно паспортам, РЭ  на данные приборы.

5.4. Пуск в работу пункта  в соответствии с рисунком 2 производить в следующей последовательности:

1) подать к входному патрубку давление;

2) проверить давление по манометру М, открыв кран КН10 и клапан КН15. Плавно заполнить трубопровод газом, поднимая давление до рабочего значения, открыв кран КН1 основной линии редуцирования. 

3) открыть краны КН5, КН13, КН2. Согласно руководству по эксплуатации  на регулятор РДНК-400М произвести его запуск и настройку, обеспечив постепенное увеличение расхода газа до рабочего (не допуская резких скачков расхода и пневмоударов). 

4) при работе на резервной линии соблюдать такую же последовательность действий. Основная линия редуцирования отключается путем перекрытия кранов КН1, КН13, КН2.

5)   настройку предохранительного сбросного клапана КП1 производить с использованием автономного источника давления. 

         

ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ

 

При эксплуатации пункта должны выполняться следующие работы:

- осмотр технического состояния в сроки, устанавливаемые производственной инструкцией эксплуатирующей организации  и обеспечивающие безопасность и надежность в эксплуатации;

- проверку параметров срабатывания предохранительных запорных и сбросных клапанов - не реже одного раза в 3 месяца, а также по окончании ремонта оборудования;

- техническое обслуживание не реже одного раза в 6 месяцев;

- текущий ремонт не реже одного раза  в 5 лет.

Осмотр технического состояния (обход) должен производиться двумя рабочими.

При осмотре технического состояния пункта должны контролироваться: давление газа до и после регулятора, перепад давления на фильтре, отсутствие утечек газа( с помощью мыльной эмульсии), надежность взвода и срабатывания клапана-отсекателя.

При техническом обслуживании пункта  должны выполняться:

- проверка плотности закрытия отключающих устройств и предохранительных клапанов;

- проверка плотности всех соединений и арматуры, устранение утечек газа;

- осмотр, очистка фильтра или замена фильтрующей кассеты. Фильтрующую кассету можно купить у компании производителя ООО ПКФ "ЭКС-ФОРМА";

- смазка трущихся частей и перенабивка сальников;

- определение плотности и чувствительности мембран;

- продувка импульсных трубок;

- проверка параметров настройки запорных и сбросных клапанов.

При текущем ремонте производятся:

- ремонт регулятора давления, предохранительных клапанов в соответствии с паспортами, РЭ на указанные изделия;

- ремонт и замена изношенных деталей;

- проверка надежности крепления узлов и деталей, не подлежащих разборке;

- разборка запорной арматуры, не обеспечивающей герметичности закрытия;

- работы, предусмотренные при проведении технического обслуживания.

       

Цена, купить ГРПШ-05-2У1, условия доставки


Цена на изделие ГРПШ-05-2У1 предоставляется по официальному запросу в нашу компанию и рассчитывается на основе газовой и габаритной схемы изделия, которую наш конструкторский отдел бесплатно разработает исходя из требований заказчика. Купить ГРПШ-05-2У1 можно по 100% предоплате. Доставка осуществляется во все регионы и любыми видами транспорта. На все изделия предоставляется гарантия - 3 года с момента пуска в эксплуатацию.


Источник: http://www.exform.ru/catalog/GRP/grpsh-05-2u1.php

ГРПШ-03М-2У1

ГРПШ-04-2У1, ГРПШ-05-2У1, ГРПШ-07-2У1, ГРПШ-02-2У1, ГРПШ-03М-2У1, ГРПШ-03БМ-2У1 с узлом учёта расхода газа, объединяет в одном шкафу: газорегуляторный пункт ГРПШ и пункт учёта расхода газа ПУРГ. Это экономит место, т.к. всё смонтировано в одном шкафу и не требует дополнительной обвязки двух шкафов, также, здесь присутствует и экономическая выгода, ведь по стоимости получается дешевле приобрести ГРПШ с узлом учёта газа, чем отдельностоящие ГРПШ и ПУРГ.

Данный тип ГРПШ включает в себя: запорную арматуру, фильтр газа, манометры, предохранительный сбросной клапан, счётчик, а так же основную и резервную линии редуцирования.

На фото представлен ГРПШ-03М-2У1 под измерительный комплекс учёта расхода газа СГ-ЭКвз-Р-40/1,6. Счётчик устанавливается вместо транспортировочной катушки, которая убирается после установки ГРПШ на место эксплуатации.

Технические характеристики:

Другая продукция

  • ПГБ-400, ПГБ-400-01, ПГБ-01-У1, ПГБ-07-У1, ПГБ-03М-У1, ПГБ-03БМ-У1
  • ГРУ-04-2У1, ГРУ-05-2У1, ГРУ-07-2У1, ГРУ-02-2У1, ГРУ-03М-2У1, ГРУ-03БМ-2У1
  • ГРУ-400, ГРУ-400-01, ГРУ-01-У1, ГРУ-07-У1, ГРУ-03М-У1, ГРУ-03БМ-У1
  • ДРП с байпасом
  • ПГБ-13-1НУ1, ПГБ-15-1НУ1, ПГБ-16-1НУ1
  • ПГБ-13-1ВУ1, ПГБ-15-1ВУ1, ПГБ-16-1ВУ1
Источник: http://promgazenergo.ru/katalog/gazovoe_oborudovanie/gazoreguljatornye_ustanovki/192-grpsh-04-2u1-grpsh-05-2u1-grpsh-07-2u1-grpsh-02.html

Мембранные (диафрагменные, камерные) счетчики газа

на модульной котельной нет циркуляции передавливает в обратку

Огромный опыт и знания инженеров фирмы Kromshroder в области газоизмерения, накопленные за многие десятилетия, реализованы в новой серии ВК — газовых счетчиков. При этом актуальной остается задача разработки и практической реализации такого метода, который мог бы конкурировать по универсальности с методом измерения перепада давления, но обеспечивал более высокую точность измерений в широком динамическом диапазоне. Между ними идет поток газа, который попадает в газовую плиту, при прохождении потока газа между мембранами создаются колебания, которые преобразуются в показания на экране газового счетчика. Корпус и крышка счетчика могут быть:. Объёмные диафрагменные счетчики ВК G применяются для измерения количества природного и других сухих неагрессивных газов, а также сжиженных углеводородов. Ким Чен Ын [K] более года назад. Принцип действия мембранного счетчика основан на том, что при максимальном заполнении газом измерительной камеры ее объем увеличивается и приводит в движение шатунный механизм, который в свою очередь передает движение золотниковому клапану, перекрывающему подачу газа в наполненную камеру и переключающему его на заполнение второй порожней камеры.

Анализатор газов крови цена

разрешение на применение на ГРПШ 400

Простое управление данными и системой. Siemens Healthcare Diagnostics Тип: Проктология Аппараты для лечения геморроя 2 Наборы 4. Анализатор ртути с программным обеспечением Юлия-5 К 3 модификация. Анализаторы газов крови являются одними из необходимых приборов в лабораториях, имеющих в составе реанимацию или палату интенсивной терамии.

Стабилизатор потока газа СПГ 100-30

стальные задвижки

Наша цена будет наилучшей. Вы можете оставить отзывы на приобретенный у нас прибор, измеритель, устройство, индикатор или изделие. По России существует налаженная система поставки в такие города: При потребности наши инженеры помогут подобрать полный аналог или наиболее подходящую замену на интересующий вас прибор.

Счётчики газа турбинные СТГ 100-650

Электропривод ER100

Написать нам Скачать прайс-лист. Затем плавно откройте вентиль до конца. Диаметр условного прохода многопараметрического датчика: Москва Санкт-Петербург Ростов-на-Дону Электрические средства регуляции тепловых пунктов Температурные датчики для погодных компенсаторов серии ECL Контроллеры для автоматизации систем теплоснабжений. Контакты 3 и 4 - для подключения геркона, регистрирующего несанкционированное воздействия магнитным полем на работу герконов регистрации импульсов и обрыв кабеля геркона. Емкости и резервуары для нефтепродуктов.

Счетчики газа эльстер

RMC02 008

Контроль качества Сертифицированная система менеджемента качества исключает выпуск дефектной продукции. В рамках 7-го Петербуржского международного Газового Форума, прошедшего Емкости и резервуары для нефтепродуктов. Ханты-Мансийский автономный округ — Югра Челябинская обл. Диафрагменный счётчик газа, являясь прибором учета, подлежит поверке. Немцы знают свое дело и работают качественно. Тут следует отметить, что вращение передается только на цифры самого младшего разряда.

Мобильная котельная контейнерного типа на сжиженном газе

Кран трехходовой КШТХ 16-65нж

Модульные котельные, оснащенные котлами ПРОМЕТЕЙ-Автомат, работающими на твердом топливе, по тепловой мощности представлены в следующем модельном ряду:. На монтажной площадке остается только собрать и подсоединить блок-модули, и подключить технологическое оборудование к внешним инженерным сетям. В странах Европы сжиженный газ является приоритетным видом топлива для котельных. Поэтому вопрос хранения запасов топлива должен быть тщательно проработан еще на этапе проектирования. По завершению монтажных работ выполняются пуско-наладочные работы. Предохранительный клапан внутреннего сосуда 3.

Комплекс для измерения количества газа СГ-ЭК-Р-100/1,6 RABO G65

КШ-50Га2П

Главная Корзина Прайс-лист Оформить. Установка во взрывоопасной зоне. Дополнительные приборы за исключением коммуникационного модуля БПЭКЕх должны быть установлены вне взрывоопасной зоны. Комплексы СГ-ЭК могут применяться для измерения объема природного газа по ГОСТ и других неагрессивных, сухих и очищенных газов воздух, азот, аргон и т. Принцип работы Принцип действия комплекса основан на вычислении объема газа, приведенного к стандартным условиям на основе объема газа, измеренного ротационными счетчиками RABO при рабочих условиях, а также температуры и давлении газа, измеренных корректором объема газа и коэффициента сжимаемости, вычисленного по ГОСТ или его подстановочного значения. Алтайский край Архангельская обл. Комплексы СГ-ЭК могут применяться для измерения объема природного газа по ГОСТ и других неагрессивных, сухих и очищенных газов воздух, азот, аргон и т.

СГМН/1-G6G счетчик газа (200мм) левый

Регулятор температуры РТДО-50

Документы сертификат соответствия Размер: Это один из основных параметров при замене счетчика. Способы оплаты Наличный расчет, Безналичный расчет Еще 1 способ Способы доставки Пункты самовывоза, Курьерская доставка: Средства самообороны без лицензии. GPS трекеры для собак. Главная Доставка и оплата Как оформить заказ? Информация о технических характеристиках, комплекте поставки, стране производителя, гарантии и внешнем виде товара носит справочный характер и основывается на последних доступных к моменту публикации сведениях.

Шаровые краны для газа новосибирск

шаровые краны где купить

Преимущества газовых шаровых кранов STI: Восстановить Инструкция для восстановления будет отправлена на вашу почту. Кран шаровой угловой с полусгоном VT. Низкие цены от официального дилера и быстрая доставка надежной арматуры — причины сделать заказ на сайте tdsayany. Меню Разместить прайс лист Обратная связь Как покупать?

Узбекистан увеличивает поставки газа в Китай

кран шаровой на 100

Используйте вашу учетную запись на Facebook. Используйте вашу учетную запись Odnoklassniki. Школьник, арестованный за самодельные часы, требует 15 миллионов компенсации. Узбекистан намерен в разы нарастить поставки газа в Китай. Основными видами деятельности CNPC являются: В году, после реструктуризации CNPC.

Корректором объема газа ек270

регулирующий шаровой кран фланцевый

Встроенный в корпус корректора или выносной до м. Вычислители расхода газа enCore FC1. Лучшие характеристики и новые функциональные возможности ЕК делают такую замену очень выгодной. Корректор имеет европейский Сертификат по электромагнитной совместимости. Находится внутри корректора, пломбируется навесной пломбой.

Корректор объема газа CORUS

Регулятор давления РДП-200В

Межповерочный интервал - 5 лет. Основные средства измерений, необходимые при поверке корректора: Входы цифровых импульсов с состояниями Вкл. Идентификационные данные ПО корректоров по МИ приведены в таблице 1. Паспорт Свидетельство об утверждении типа Протокол о признании первичной поверки Разрешение Ростехнадзора. Конструкция корректора предусматривает возможность установки пломб, предназначенных для защиты от несанкционированного доступа к следующим элементам корректора:.

Подводка для газа сильфонная WEKO Ду20 L-0.8м.

Соединительная перемычка дл.1000

Правильно выбранный регион позволит нам: Выберите любимый магазин для удобного просмотра информации о наличии товаров и формирования списка покупок x. В продаже появились счетчики газа СГБМ 1. Здесь собраны характеристики, фото, видео и отзывы.

Работа котельных от сжиженного газа

Системы автономного газоснабжения и отопления

Для плиты стоит один баллон, а на газовый котёл сделана связка из 5 баллонов, но пока подключено только 2 баллона. Но если дом не подключен к общей системе газообеспечения населения, то вы поймете, что наиболее эффективно и экономично пользоваться нагревательными механизмами, работающими на природном газе. Котлы на жидком топливе. Использование материалов без разрешения администрации сайта и активной ссылки на источник запрещено. В этом случае отпадает необходимость часто ездить и заправлять баллоны. Однако эффективность самого отопителя в этом случае сильно зависит от качества сырья: низкая калорийность, высокая смолистость, влажность и так далее сведут на нет все преимуществ доступности, как свидетельствуют отзывы.

Автоматизированная система учета объема природного газа АСУПГ «Аксон»

ГРПШ гранд смета

Система позволяет производить количественную оценку надежности передачи часовых архивов и представлять полученные статистические данные. Тип корректора-вычислителя, в свою очередь, зависит от типа счетчика газа, предпочтений проектировщика, рекомендаций газопоставляющей организации и других обстоятельств. Полученные с узла учета газа данные хранятся в Базе данных системы и отображаются в системе в виде экранных форм и отчетов часовых, суточных, декадных, месячных. Интегрированная среда программирования HL Softkey Pro Возможности программного обеспечения создание и редактирование программного кода проекта автоматическое определение устройств, подключенных к сети. Используя уникальный опыт коллектива нашей компании, наши сотрудники готовы предоставить Вам полный комплекс услуг для решения Ваших задач! Реконструкция, модернизация и техническому перевооружению узлов учета газа. Тип счетчика зависит от расхода газа, давления, наличия у поставщика оборудования или возможности его поставки.

Фильтр газа ФГ16-80В-ДПД

Вентиль 999-20-0

В фильтрах ФГВ и ФГВ, ФГВ, предназначенных для более высокой степени очистки газа, в качестве фильтрующего элемента используется волоконно-целлюлозный листовой материал, сложенный в гофры и помещенный в армирующий каркас. Для очистки камеры имеется отверстие герметично закрытое заглушкой. Ставропольский край Тамбовская обл. Каталог оборудования О компании Опросные листы Подбор оборудования Прайс-листы Справочник Контакты Данный интернет-сайт носит исключительно информационный характер и ни при каких условиях не является публичной офертой, определяемой положениями статьи Гражданского кодекса РФ. Повышены цены на счетчики газа СГБМ. Введите текст на картинке обновить текст.

Индикатор горючих газов ИГ-6

электрическая схема соединений модульной котельной с котлами микро 50

Прибор выпускается во взрывозащищенном исполнении 1ExibdsllCT6 X , имеет световую и звуковую сигнализацию о наличии газа, а также сигнализацию разряда аккумуляторов. В комплект поставки входит зарядное устройство и удлинитель для работы в труднодоступных местах. Измеритель концентрации горючих газов ИГ Авторам Открыть сайт Войти Пожаловаться. Предназначен для определения мест утечек углеводородных газов и паров из газопроводов, арматуры технологического оборудования и позволяет оценивать уровень загазованности в помещениях, подвалах, колодцах, скважинах и других труднодоступных местах.

ГОСТ пункты газорегуляторные блочные пункты редуцирования газа шкафные

ГСГО-М-00

ГОСТ Р 54960-2012

Системы газораспределительные. Пункты газорегуляторные блочные. Пункты редуцирования газа шкафные. Общие технические требования


Дата введения 1.01.2013 г.

 

Сведения о стандарте

1. Разработан Открытым акционерным обществом "Головной научно-исследовательский и проектный институт по использованию газа в народном хозяйстве Гипрониигаз" (ОАО "Гипрониигаз").

2. Внесен Техническим комитетом по стандартизации ТК 23 "Техника и технологии добычи нефти и газа".

3. Утвержден и введен в действие Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 22 августа 2012 г. N 250-ст.

4. Введен впервые.

Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодно издаваемом информационном указателе "Национальные стандарты", а текст изменений и поправок - в ежемесячно издаваемых информационных указателях "Национальные стандарты". В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячно издаваемом 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

1.1. Настоящий стандарт распространяется на блочные газорегуляторные пункты и шкафные пункты редуцирования газа (далее - пункты редуцирования газа), предназначенные для редуцирования давления природного газа с входного значения (до 1,2 МПа включительно) до требуемых значений, а также для выполнения следующих функций:

- автоматического поддержания заданного выходного давления независимо от изменения расхода и входного давления газа (в заданном диапазоне их значений);

- автоматического прекращения подачи газа при повышении или понижении выходного давления сверх или ниже допустимых заданных значений;

- очистки газа от механических примесей;

- учета газа.

1.2. Настоящий стандарт устанавливает общие технические требования к пунктам редуцирования газа, предназначенным для применения в сетях газораспределения при транспортировании горючих газов по ГОСТ 5542, используемых в качестве топлива для промышленного и коммунально-бытового назначения.

1.3. Настоящий стандарт не распространяется на газорегуляторные установки стационарные газорегуляторные пункты, а также на пункты редуцирования газа, принятые в эксплуатацию до дня вступления в силу настоящего стандарта.

2. Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

- ГОСТ Р 12.1.019-2009 Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты

- ГОСТ Р 50571.3-2009 (МЭК 60364-4-41:2005) Электроустановки низковольтные. Часть 4-41. Требования для обеспечения безопасности. Защита от поражения электрическим током

- ГОСТ Р 50571.29-2009 (МЭК 60364-5-55:2008) Электрические установки зданий. Часть 5-55. Выбор и монтаж электрооборудования. Прочее оборудование

- ГОСТ Р 51330.0-99 (МЭК 60079-0-98) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 0. Общие требования

- ГОСТ Р 51350-99 (МЭК 61010.1-90) Безопасность электрических контрольно-измерительных приборов и лабораторного оборудования. Часть 1. Общие требования

- ГОСТ Р 52350.14-2006 (МЭК 60079-14:2002) Электрооборудование для взрывоопасных газовых сред. Часть 14. Электроустановки во взрывоопасных зонах (кроме подземных выработок)

- ГОСТ Р 52760-2007 Арматура трубопроводная. Требования к маркировке и отличительной окраске

- ГОСТ Р 53672-2009 Арматура трубопроводная. Общие требования безопасности

- ГОСТ Р 54808-2011 Арматура трубопроводная. Нормы герметичности затворов

- ГОСТ 12.1.004-91 Система стандартов безопасности труда. Пожарная безопасность. Общие требования

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

- ГОСТ 12.1.010-76 Система стандартов безопасности труда. Взрывобезопасность. Общие требования

- ГОСТ 12.2.003-91 Система стандартов безопасности труда. Оборудование производственное. Общие требования безопасности

- ГОСТ 15.309-98 Система разработки и постановки продукции на производство. Испытания и приемка выпускаемой продукции. Основные положения

- ГОСТ 5264-80 Ручная дуговая сварка. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры

- ГОСТ 5542-87 Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия

- ГОСТ 6357-81 Основные нормы взаимозаменяемости. Резьба трубная цилиндрическая

- ГОСТ 6527-68 Концы муфтовые с трубной цилиндрической резьбой. Размеры

- ГОСТ 7512-82 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод

- ГОСТ 8969-75 Части соединительные стальные с цилиндрической резьбой для трубопроводов Р = 1,6 МПа. Сгоны. Основные размеры

- ГОСТ 9150-2002 Основные нормы взаимозаменяемости. Резьба метрическая. Профиль

- ГОСТ 10549-80 Выход резьбы. Сбеги, недорезы, проточки и фаски

- ГОСТ 11534-75 Ручная дуговая сварка. Соединения сварные под острыми и тупыми углами. Основные типы, конструктивные элементы и размеры

- ГОСТ 11881-76 ГСП. Регуляторы, работающие без использования постороннего источника энергии. Общие технические условия

- ГОСТ 12815-80 Фланцы арматуры, соединительных частей и трубопроводов на Py от 0,1 до 20,0 МПа (от 1 до 200 кгс/см2). Типы. Присоединительные размеры и размеры уплотнительных поверхностей

- ГОСТ 12816-80 Фланцы арматуры, соединительных частей и трубопроводов на Py от 0,1 до 20,0 МПа (от 1 до 200 кгс/см2). Общие технические требования

- ГОСТ 12817-80 Фланцы литые из серого чугуна на Py от 0,1 до 1,6 МПа (от 1 до 16 кгс/см2). Конструкция и размеры

- ГОСТ 12818-80 Фланцы литые из ковкого чугуна на Py от 1,6 до 4,0 МПа (от 16 до 40 кгс/см2). Конструкция и размеры

- ГОСТ 12819-80 Фланцы литые стальные на Py от 1,6 до 20,0 МПа (от 16 до 200 кгс/см2). Конструкция и размеры

- ГОСТ 12820-80 Фланцы стальные плоские приварные на Py от 0,1 до 2,5 МПа (от 1 до 25 кгс/см2). Конструкция и размеры

- ГОСТ 12821-80 Фланцы стальные приварные встык на Py от 0,1 до 20,0 МПа (от 1 до 200 кгс/см2). Конструкция и размеры

- ГОСТ 12822-80 Фланцы стальные свободные на приварном кольце на Py от 0,1 до 2,5 МПа. Конструкции и размеры

- ГОСТ 14192-96 Маркировка грузов

- ГОСТ 14776-79 Дуговая сварка. Соединения сварные точечные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры

- ГОСТ 14782-86 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые

- ГОСТ 15150-69 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды

- ГОСТ 15846-2002 Продукция, отправляемая в районы Крайнего Севера и приравненные к ним местности. Упаковка, маркировка, транспортирование и хранение

- ГОСТ 16037-80 Соединения сварные стальных трубопроводов. Основные типы, конструктивные элементы и размеры

- ГОСТ 16093-2004 (ИСО 965-1:1998, ИСО 965-3:1998) Основные нормы взаимозаменяемости. Резьба метрическая. Допуски. Посадки с зазором

- ГОСТ 17375-2001 (ИСО 3419-81) Детали трубопроводов бесшовные приварные из углеродистой и низколегированной стали. Отводы крутоизогнутые типа 3D (R=1,5DN) . Конструкция

- ГОСТ 17376-2001 (ИСО 3419-81) Детали трубопроводов бесшовные приварные из углеродистой и низколегированной стали. Тройники. Конструкция

- ГОСТ 17378-2001 (ИСО 3419-81) Детали трубопроводов бесшовные приварные из углеродистой и низколегированной стали. Переходы. Конструкция

- ГОСТ 17379-2001 (ИСО 3419-81) Детали трубопроводов бесшовные приварные из углеродистой и низколегированной стали. Заглушки эллиптические. Конструкция

- ГОСТ 17380-2001 (ИСО 3419-81) Детали трубопроводов бесшовные приварные из углеродистой и низколегированной стали. Общие технические условия

- ГОСТ 21130-75 Изделия электротехнические. Зажимы заземляющие и знаки заземления. Конструкция и размеры

- ГОСТ 24597-81 Пакеты тарно-штучных грузов. Основные параметры и размеры

- ГОСТ 24705-2004 (ИСО 724:1993) Основные нормы взаимозаменяемости. Резьба метрическая. Основные размеры

- ГОСТ 30753-2001 (ИСО 3419-81) Детали трубопроводов бесшовные приварные из углеродистой и низколегированной стали. Отводы крутоизогнутые типа 2D (R=DN). Конструкция.

Примечание. При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым 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, определения и сокращения

3.1. В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

3.1.1. Давление закрытия регулятора давления, % (кПа): максимальное увеличение значения выходного давления газа при уменьшении расхода газа до нуля.

3.1.2.  Запорная арматура: арматура, предназначенная  для  перекрытия потока рабочей среды с определенной герметичностью (ГОСТ Р 52720-2007, статья 3.1).

3.1.3. Защитная    арматура    (Нрк. отключающая   арматура):   арматура, предназначенная для автоматической защиты оборудования и трубопроводов от недопустимых или непредусмотренных  технологическим  процессом  изменений параметров или направления потока рабочей среды, а также  для  отключения потока (ГОСТ Р 52720-2007, статья 3.12).

3.1.4. Класс точности регулятора давления: абсолютное максимальное значение точности регулирования.

3.1.5. Наработка до отказа: наработка, накопленная от первого  использования изделия или от его восстановления до отказа (ГОСТ Р 27.002-2009, статья 79).

3.1.6. Постоянная времени: время, необходимое для стабилизации величины давления газа в контролируемой точке на заданном уровне при изменении расхода газа или входного давления.

3.1.7.  Предохранительная    арматура:    арматура,    предназначенная    для автоматической  защиты  оборудования  и  трубопроводов  от  недопустимого превышения давления посредством сброса избытка рабочей среды (ГОСТ Р 52720-2007, статья 3.2).

3.1.8. Регулятор-монитор: дополнительный (контрольный) регулятор, используемый в качестве защитного устройства.

3.1.9.  Редукционная   арматура     (дроссельная     арматура):     арматура, предназначенная для снижения (редуцирования) рабочего давления в  системе за счет увеличения гидравлического сопротивления в проточной части (ГОСТ Р 52720-2007, статья 3.13).

3.1.10. Средний срок службы: математическое ожидание срока службы (ГОСТ Р 27.002-2009, статья 100).

3.1.11.  Срок  службы:   продолжительность   эксплуатации   изделия   или   ее возобновления  после  капитального  ремонта  до  наступления  предельного состояния (ГОСТ Р 27.002-2009, статья 84).

3.1.12. Точность регулирования, % (Па): максимальное положительное или отрицательное отклонение выходного давления от заданного значения в пределах указанного рабочего диапазона расхода газа и входного давления.

3.1.13. Узел редуцирования: комплекс технических устройств, включающий в себя систему редуцирования и систему защиты от недопустимого изменения давления.

3.2. В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

- АСКУГ - автоматизированная система коммерческого учета газа;

- АСУ ТП РГ - автоматизированная система управления технологическими процессами распределения газа;

- ГРПШ - шкафные пункты редуцирования газа;

- ГРПБ - блочные газорегуляторные пункты.

 

4. Технические требования

4.1. Общие требования

4.1.1. Пункты редуцирования газа должны быть изготовлены по конструкторской и технологической документации предприятия-изготовителя, разработанной на основании настоящего стандарта с учетом требований Единой системы конструкторской и технологической документации (ЕСКД, ЕСТД) Российской Федерации, ГОСТ 15.309.

4.1.2. Конструкция пунктов редуцирования газа должна обеспечивать их работоспособность и надежность эксплуатации. Строительные конструкции, шкаф и трубопроводы должны иметь защитные покрытия, обеспечивающие коррозионную стойкость к воздействию окружающей среды.

4.1.3. Конструкция ГРПБ должна включать в себя:

- транспортабельное здание блочного исполнения (далее - блок-контейнер), имеющее отдельные помещения (с обособленными выходами наружу), предназначенные для размещения линий редуцирования и систем инженерно-технического обеспечения;

- линии редуцирования, состоящие из комплекса технических устройств, газопроводов, контрольно-измерительных приборов;

- узлы учета газа (при необходимости);

- комплекс средств автоматизации (при необходимости);

- системы инженерно-технического обеспечения, предназначенные для обеспечения электроснабжения, учета расхода энергоносителей, отопления помещений.

4.1.4. В ГРПБ допускается, при необходимости, размещать линии редуцирования и системы инженерно-технического обеспечения в нескольких блок-контейнерах, в том числе объединенных в единое сооружение посредством демонтажа смежных ограждающих конструкций.
Допускается размещение части оборудования за пределами блок-контейнера при соответствующем обосновании.

4.1.5. Конструкция ГРПШ должна включать в себя:

- шкаф для размещения в нем линий редуцирования;

- линии редуцирования, состоящие из комплекса технических устройств, газопроводов, трубопроводов, контрольно-измерительных приборов;

- узел учета газа (при необходимости);

- комплекс средств автоматизации (при необходимости);

- оборудование для обогрева шкафа (при необходимости).

4.1.6. Пункты редуцирования газа могут иметь модификацию в зависимости от следующих показателей:

- пропускной способности;

- входного и выходного давления природного газа;

- числа рабочих линий редуцирования и их оснащенности;

- уровня автоматизации;

- типа источников тепла для отопления (обогрева);

- наличия узла учета газа;

- климатических условий.

4.1.7. При разработке конструкции пунктов редуцирования газа следует предусматривать:

- свободный доступ персонала и удобное для обслуживания расположение технических устройств, средств контроля и автоматизации, систем инженерно-технического обеспечения. Для ГРПБ расстояние в свету между параллельными рядами линий редуцирования - не менее 0,4 м. Ширина основного прохода в помещениях ГРПБ должна составлять не менее 0,8 м;

- прочность и устойчивость конструкций при погрузо-разгрузочных работах, транспортировании, монтаже и эксплуатации.

4.1.8. Пункты редуцирования газа должны быть транспортабельными, а их габариты (с учетом демонтажа съемных узлов) и масса должны обеспечивать возможность перевозки.

Допускается транспортировать ГРПБ отдельными блоками, сборочными единицами, при этом должна быть предусмотрена их максимальная компактность и устойчивость конструкций.

4.1.9. Число линий редуцирования пункта редуцирования газа определяется разработчиком, исходя из требуемой пропускной способности, числа выходных газопроводов и объема потребления газа. В ГРПШ число рабочих линий редуцирования - не более двух.

Не допускается применение запорной арматуры для редуцирования давления газа на обводных газопроводах.

Для обеспечения непрерывности подачи газа в пункт редуцирования газа может предусматриваться резервная линия редуцирования. Состав резервной линии редуцирования должен соответствовать основной линии или должен обеспечивать аналогичный уровень безопасности. Резервная линия редуцирования должна иметь возможность включения в работу автоматически при неисправности основной линии.

В ГРПШ возможно применение съемной обводной линии с редукционной и защитной арматурой.

4.1.10. Конструкция пункта редуцирования газа должна соответствовать требованиям настоящего стандарта, требованиям промышленной, механической, электрической и пожарной безопасности, взрывобезопасности при испытаниях, монтаже, эксплуатации, а также соответствовать ГОСТ 12.1.004, ГОСТ 12.1.010, ГОСТ 12.2.003, ГОСТ Р 53672, ГОСТ Р 12.1.019, ГОСТ Р 50571.3, ГОСТ Р 50571.29, ГОСТ Р 51330.0, ГОСТ Р 51350, ГОСТ Р 52350.14.

4.1.11. Уровень шума внутри пункта редуцирования газа, создаваемый линиями редуцирования, не должен превышать 80 дБА.

4.1.12. Выбор типа трубопроводной арматуры и марки стали труб должен производиться при разработке конструкторской документации на конкретный пункт редуцирования газа, исходя из условий эксплуатации, давления и физико-химических свойств рабочей среды (природный газ, горячая вода, пар).

В линии редуцирования должна включаться трубопроводная арматура, безопасность применения которой обеспечивается выполнением требований ГОСТ Р 53672 при проектировании и изготовлении.

Применение арматуры из серого чугуна не допускается.

разрешительные документы на применение в соответствии с требованиями законодательства Российской Федерации о техническом регулировании.

4.1.14. ГРПБ должны быть оснащены автоматическими установками пожарной сигнализации, пожаротушения и первичными средствами пожаротушения в соответствии с [1] и [2].

 

4.2 Требования к линиям редуцирования

4.2.1. Линия редуцирования должна быть оснащена:

- устройствами очистки газа;

- запорной арматурой;

- продувочными и сбросными газопроводами;

Примечание. Фильтр, предохранительная арматура и контрольно-измерительные приборы могут устанавливаться для двух и более линий редуцирования.

4.2.2. В состав узла редуцирования должны входить:

- редукционная арматура (регулятор давления газа, регулятор-монитор);

- предохранительная и защитная арматура.

При применении комбинированных регуляторов давления газа установка дополнительной предохранительной и защитной арматуры не обязательна.

4.2.3. Редукционная, предохранительная и защитная арматуры должны обеспечивать заданный диапазон рабочего давления. Защита газопроводов и технических устройств от изменений давления газа, выходящих за заданные значения, может достигаться применением различных комбинаций арматуры.

Диапазоны настройки параметров оборудования должны быть указаны в эксплуатационной документации на пункт редуцирования газа.

4.2.4. Конструкция линий редуцирования и их пропускная способность должны быть определены на основании гидравлического расчета и результатов испытаний. Значения пропускной способности пункта редуцирования газа в целом и каждой линии редуцирования должны быть указаны в эксплуатационной документации на пункт редуцирования газа.

4.2.5. Конструкция линии редуцирования должна обеспечивать герметичность и прочность при рабочем и испытательном давлении.

Герметичность затвора запорной, предохранительной, защитной и редукционной арматуры должна соответствовать классу А по ГОСТ Р 54808.

4.2.6. В пунктах редуцирования газа должна быть предусмотрена компенсация температурных деформаций газопроводов (за счет использования поворотов газопроводов или компенсаторов).

4.2.7. Технологическая схема линий редуцирования должна обеспечивать возможность очистки или замены фильтрующего элемента без отключения подачи газа потребителю или изменения давления газа, выходящего за допустимые пределы.

4.2.8. Продувочные и сбросные газопроводы должны иметь минимальное число поворотов и выводиться за пределы пункта редуцирования газа вертикально вверх. Конструкция оголовка должна предотвращать попадание атмосферных осадков в газопровод.

Номинальный диаметр сбросного газопровода должен быть не менее номинального диаметра выходного патрубка предохранительной арматуры.

Номинальный диаметр продувочного газопровода должен быть не менее DN 20. Допускается объединять продувочные газопроводы одинакового давления в общий продувочный газопровод.

4.2.9. На линиях редуцирования ГРПБ после первой и перед последней фланцевой запорной арматурой должны быть установлены поворотные заглушки.

4.2.10. Конструкция линий редуцирования (при наличии обводной линии или резервной линии) должна обеспечивать возможность настройки параметров редукционной, предохранительной и защитной арматуры и проверки герметичности их закрытия без отключения подачи газа потребителю или изменения значения давления газа, выходящего за допустимые пределы.

4.2.11. Место отбора импульса для редукционной, защитной и предохранительной арматуры должно размещаться в зоне установившегося потока газа вне пределов турбулентных воздействий.

Места размещения точек отбора импульсов, если они находятся за пределами шкафа или блок-контейнера, должны быть указаны в эксплуатационной документации на пункт редуцирования газа.

4.2.12. Антикоррозионные покрытия должны обеспечивать защиту линий редуцирования в течение среднего срока службы пункта редуцирования газа.

 

4.3. Требования к конструкции блок-контейнера

4.3.1. Конструкция блок-контейнера должна обеспечивать функционирование и сохранность размещенных в нем технических устройств и систем инженерно-технического обеспечения на протяжении среднего срока службы.

4.3.2. Конструкция блок-контейнера должна обеспечивать механическую безопасность и разрабатываться с учетом:

холодной пятидневки, обеспеченностью 0,92;

- расчетной снеговой и ветровой нагрузок;

- сейсмической нагрузки (при размещении в районах с сейсмичностью площадки свыше 6 баллов).

Конструкцией блок-контейнера должна предусматриваться совмещенная кровля.

4.3.3. Энергоэффективность конструкции блок-контейнера должна быть обеспечена за счет выбора теплозащиты, обеспечивающей:

- нормируемое сопротивление теплопередачи отдельных элементов ограждающих конструкций блок-контейнера;

- санитарно-гигиенический показатель, включающий в себя температурный перепад (между температурами внутреннего воздуха и на поверхности ограждающих конструкций) и температуру на внутренней поверхности выше температуры точки росы.

4.3.4. Сварные соединения по своим физико-механическим свойствам должны соответствовать основному материалу свариваемых строительных конструкций.

Типы, конструктивные элементы и размеры сварных соединений строительных конструкций должны соответствовать ГОСТ 5264, ГОСТ 11534, ГОСТ 14776.

4.3.5. Строительные конструкции блок-контейнера должны обеспечивать степень огнестойкости не ниже III, класс конструктивной пожарной опасности не ниже C0 по [3].

4.3.6. Строительные конструкции блок-контейнера следует изготавливать из коррозионно-стойких материалов и изделий или предусматривать использование покрытий с учетом климатических условий эксплуатации пункта редуцирования газа. Допускается применение облицовки фасадных наружных строительных конструкций изделиями, стойкими к воздействию окружающей среды. Средний срок службы антикоррозионного покрытия должен составлять не менее 20 лет.

4.3.7. Высота помещений блок-контейнера должна быть не менее 2,2 м, а в местах прохода персонала - не менее 2,0 м от пола до выступающих частей коммуникаций и технических устройств.

4.3.8. Помещение для размещения линий редуцирования должно отвечать требованиям, предъявляемым к помещениям категории А по взрывопожарной опасности, остальные помещения в зависимости от их назначения - по [4].

4.3.9. Для обеспечения взрывоустойчивости помещений для размещения линий редуцирования и помещений для размещения отопительного оборудования следует предусматривать устройство легкосбрасываемых строительных конструкций.

Для обеспечения взрывобезопасности помещений для размещения линий редуцирования следует предусматривать:

а) искробезопасные и противопожарные двери;

б) искробезопасные окна;

в) возведение между помещениями для размещения линий редуцирования и другими помещениями газонепроницаемой противопожарной перегородки 1-го типа. Класс пожарной опасности строительных конструкций должен быть не ниже КО в соответствии с [3].

Покрытия пола в помещении для размещения линий редуцирования должны быть искробезопасными, негорючими, ровными и нескользкими.

4.3.10. Окна и двери должны быть оборудованы приспособлениями, защищающими от самооткрывания, и обеспечивать фиксацию в открытом положении. Двери должны открываться наружу и запираться ключом.

Двери должны быть оборудованы запирающими устройствами. Должна быть предусмотрена возможность установки дополнительного запирающего устройства. Двери изнутри запираться не должны.

4.3.11. Места стыковок строительных конструкций, отделяющих помещения категории А по взрывопожарной опасности от иных помещений, должны быть герметизированы. Отверстия в газонепроницаемой перегородке для пропуска коммуникаций также должны быть герметизированы. Вводы инженерных коммуникаций должны быть герметизированы и утеплены.

 

4.4. Требования к конструкции шкафа

4.4.1. Конструкция шкафа должна обеспечивать функционирование и сохранность размещенных в нем технических устройств и систем инженерно-технического обеспечения на протяжении среднего срока службы.

4.4.2. Конструкция шкафа должна разрабатываться с учетом:

- расчетной снеговой и ветровой нагрузок;

- сейсмической нагрузки (при размещении в районах с сейсмичностью площадки свыше 6 баллов).

4.4.3. Шкаф должен быть выполнен из негорючих материалов, для ГРПШ с обогревом - с негорючим утеплителем. Толщина стенок должна определяться тепловым расчетом в соответствии с климатическими условиями района эксплуатации. В холодный период года температурный режим внутри шкафа должен обеспечивать работоспособность технических устройств в соответствии с требуемыми параметрами.

4.4.4. Шкаф следует изготавливать из коррозионностойких материалов либо предусматривать использование покрытий, стойких к воздействию окружающей среды, с учетом климатических условий эксплуатации ГРПШ. Допускается применение облицовки шкафа материалами, стойкими к воздействию окружающей среды. Средний срок службы антикоррозионного покрытия должен составлять не менее 20 лет.

обеспечивать защиту внутреннего пространства от попадания внутрь дождевой воды и снега.

4.4.5. Зазоры в шкафу для пропуска газопроводов и коммуникаций должны быть закрыты заглушками и, при необходимости, утеплены.

4.4.6. Конструктивные элементы шкафа не должны иметь острых кромок и углов.

4.4.7. Соединения конструктивных элементов шкафа рекомендуется предусматривать на сварке. Шкафы должны иметь строповые устройства, а при их отсутствии должны быть обозначены места строповки. Опоры шкафа и газопроводов должны быть рассчитаны на вертикальные нагрузки веса газопровода, а также нагрузки, возникающие при тепловом расширении газопровода.

4.4.8. Конструкция шкафа должна обеспечивать удобство обслуживания технических устройств. Двери должны быть оборудованы приспособлениями, защищающими от самооткрывания, запираться ключом и обеспечивать фиксацию в открытом положении. Двери должны быть оборудованы запирающими устройствами, обеспечивающими фиксацию в верхней и нижней точках. Должна быть предусмотрена возможность установки дополнительного запирающего устройства.

4.4.9. Габаритные размеры шкафа должны быть не более: длина 3000 мм, ширина 2000 мм, высота 2500 мм. Допускается увеличивать длину шкафа до 4500 мм при условии установки в нем узла учета газа. Допускается увеличивать высоту шкафа при условии обеспечения удобства обслуживания.

 

4.5. Требования к техническим устройствам

4.5.1. Требования к запорной арматуре

4.5.1.1. Запорная арматура должна соответствовать требованиям ГОСТ Р 53672. Запорная арматура должна сохранять работоспособное состояние без проведения текущего ремонта (замены изношенных узлов и деталей) в течение среднего срока службы.

4.5.1.2. Недопустимо применение натяжных пробковых кранов, в том числе трехходовых пробковых кранов перед манометрами.

4.5.1.3. Применение муфтовых соединений на низком давлении не рекомендуется, а на среднем и высоком давлении - не допускается.

4.5.1.4. Запорная арматура с цапковым присоединением может применяться на трубопроводах номинальным диаметром не более DN 40.

 

4.5.2. Требования к редукционной арматуре

4.5.2.1. Редукционная арматура должна соответствовать требованиям ГОСТ 11881, ГОСТ Р 52760, ГОСТ Р 53672. Конструкция и изготовление редукционной арматуры (регуляторов давления газа) должны обеспечивать их функционирование в соответствии с требуемыми параметрами.

4.5.2.2. Регулировочные элементы для изменения параметров настройки должны быть легко доступны для обслуживающего персонала. Регулировочные элементы должны иметь защиту от несанкционированного изменения регулировки в процессе технической эксплуатации.

4.5.2.3. Редукционная арматура должна обеспечивать:

- заявленную предприятием-изготовителем точность регулирования на выходе из пункта регулирования газа. Класс точности регулятора давления должен выбираться из ряда: 2,5; 5; 10 (точность регулирования не ниже +/- 100 Па для класса точности регулятора давления 2,5 и 5);

- постоянную времени, не превышающую 30 с;

- давление закрытия, не превышающее 20%. Значение давления закрытия следует выбирать из ряда: 2,5%; 5%; 10%; 20%.

4.5.2.4. Редукционная арматура может быть со встроенной предохранительной и/или защитной арматурой.

 

4.5.3. Регулятор-монитор должен обеспечивать автоматическое поддержание давления газа в заданных пределах без уменьшения пропускной способности линии редуцирования.

Технические характеристики регулятора-монитора должны соответствовать требованиям, предъявляемым к редукционной арматуре.

4.5.4. Требования к предохранительной и защитной арматуре

 

4.5.4.1. Конструкция предохранительной и защитной арматуры и ее расположение на линии редуцирования должны обеспечивать защиту газораспределительной сети и технических устройств от повышения или понижения давления газа за допустимые значения и от динамических воздействий потока газа.

В качестве защитной арматуры допускается применять отключающий клапан, в том числе предохранительный запорный клапан, клапан с электромагнитным приводом. Время срабатывания - не более 1 с.

4.5.4.2. Отклонение давления начала открытия предохранительной арматуры должно составлять не более +/- 5% от заданного значения давления газа.

Отклонение давления срабатывания защитной арматуры должно составлять не более +/- 5% от заданного значения давления газа. Для защитной арматуры низкого давления допускается отклонение давления срабатывания не более +/- 10%. Значение отклонения давления начала открытия (срабатывания) должно выбираться из ряда: 1%; 2,5%; 5%; 10%.

4.5.4.3 Конструкция предохранительной арматуры высокого и среднего давления должна предусматривать возможность принудительного открытия для проверки на работоспособность.

Давление, при котором происходит полное закрытие, не должно отклоняться более чем на 5% от давления начала открытия.

4.5.4.4 Регулировочные элементы должны иметь защиту от несанкционированного изменения регулировки в процессе технического обслуживания.

Установка открытой рычажной системы управления на корпусе защитных устройств не допускается.

 

4.5.5. Требования к узлам учета газа

4.5.5.1. Узел учета газа должен обеспечивать измерение количества газа во всем диапазоне расхода с нормированной погрешностью.

4.5.5.2. В составе узла учета газа рекомендуется предусматривать технические устройства и средства автоматизации для сбора, контроля и передачи информации, в том числе корректор газа в зависимости от фактических значений температуры и давления газа.

4.5.5.3. Электронные устройства, входящие в состав узла учета, должны обеспечивать возможность дистанционного доступа к информации о параметрах газа и состоянии средств измерений.

Узел учета газа и программное обеспечение средств обработки, хранения и передачи информации должны иметь средства защиты от несанкционированного доступа.

Узел учета газа должен обеспечивать возможность включения его в АСУ ТП РГ или АСКУГ.

4.5.5.4. Узел учета газа должен соответствовать температурному диапазону природного газа и ГОСТ 15150 по климатическому исполнению, быть во взрывобезопасном исполнении.

4.5.5.5. При необходимости допускается размещение узла учета газа за пределами пункта редуцирования газа в отдельном боксе (шкафу) с обогревом.
Допускается не применять устройства очистки газа в узле учета газа, если необходимая степень очистки обеспечивается устройством очистки газа линии редуцирования.

 

4.5.6. Требования к устройствам очистки газа

4.5.6.1. Устройства очистки газа должны обеспечивать степень очистки, необходимую для функционирования технических устройств в соответствии с требуемыми параметрами (но не более 80 мкм).

4.5.6.2. Наличие устройства очистки газа в пункте редуцирования газа обязательно.

4.5.6.3 В конструкции устройства очистки газа должно быть предусмотрено устройство, характеризующее уровень засоренности фильтрующего элемента и фиксирующее значение перепада давления на фильтрующем элементе при максимальном расходе газа. В ГРПШ пропускной способностью до 50 м3/ч перепад давления газа может замеряться переносными приборами.

Допустимый перепад давления газа на устройстве очистки газа (фильтрующем элементе) устанавливается предприятием-изготовителем и указывается в эксплуатационной документации на пункт редуцирования газа.

При установке фильтра-влагоотделителя должны быть дополнительно предусмотрены приспособления для контроля уровня жидкости.

4.5.6.4 Фильтрующие материалы не должны образовывать с газом химических соединений и разрушаться от его воздействия.

 

4.5.7. Требования к разъемным соединениям

4.5.7.1. Фланцевые и резьбовые соединения должны соответствовать требованиям ГОСТ 12815 - ГОСТ 12822 и ГОСТ 6357, ГОСТ 9150, ГОСТ 10549, ГОСТ 16093, ГОСТ 24705 соответственно.

Соединения, отличающиеся от стандартных по размерам и конструкции, подлежат расчету на прочность с учетом условий эксплуатации.

4.5.7.2. Для соединения фланцев газопроводов и технических устройств, работающих при температуре рабочей среды ниже минус 40 °C, независимо от давления следует применять шпильки.

4.5.7.3. Выбор марок сталей для крепежных деталей следует осуществлять в зависимости от рабочих условий. Материалы крепежных деталей должны выбираться с коэффициентом линейного расширения, близким по значению к коэффициенту линейного расширения фланца.

4.5.7.4. Резьба на деталях газопровода и крепежных изделиях должна соответствовать требованиям ГОСТ 6357, ГОСТ 9150, ГОСТ 10549, ГОСТ 16093, ГОСТ 24705.

4.5.7.5. Применение крепежных деталей без антикоррозионного покрытия не допускается.

4.5.7.6. Уплотнительные материалы должны обеспечивать герметичность разъемных соединений до их разборки во время проведения ремонтных и/или регламентных работ.

4.5.7.7. Крепежные детали и уплотнительные материалы должны обеспечивать разборку разъемного соединения без применения специальных средств и инструментов, а также не допускать потерю герметичности вследствие вибрации при транспортировании и эксплуатации пункта редуцирования газа.

 

4.5.8. Требования к газопроводам

4.5.8.1. Газопроводы следует изготавливать из металлических труб, выбор труб - в соответствии с [5]. Толщина стенки труб и деталей газопроводов должна определяться в зависимости от рабочих параметров по [6] и [5]. При выборе толщины стенки труб и деталей газопровода должны учитываться особенности технологии их изготовления (гибка, сборка, сварка).

Соединительные детали должны соответствовать требованиям ГОСТ 6527, ГОСТ 8969, ГОСТ 12815 - ГОСТ 12822, ГОСТ 17375 - ГОСТ 17380, ГОСТ 30753. Допускается применение соединительных деталей, изготавливаемых по документации предприятия-изготовителя, при условии аттестации технологии изготовления.

4.5.8.2. Прокладку газопроводов следует предусматривать открытой. Соединения труб должны быть неразъемными, на сварке. Разъемные соединения разрешается предусматривать в местах присоединения технических устройств, контрольно-измерительных приборов, а также на импульсных трубопроводах. Сварные соединения по своим физико-механическим свойствам должны соответствовать основному материалу свариваемых труб.

Типы, конструктивные элементы и размеры сварных соединений газопроводов должны соответствовать ГОСТ 16037.

Неразрушающий контроль сварных соединений газопроводов проводят радиографическим методом по ГОСТ 7512 и ультразвуковым методом по ГОСТ 14782. Число стыков, подлежащих контролю физическими методами, следует принимать по [7].

4.5.8.3. Расстояния между фланцевыми, резьбовыми соединениями и отверстиями в стенах, перегородках, перекрытиях должны приниматься с учетом возможности сборки и разборки соединения. Размещение соединений, в том числе сварных, в пересекаемых конструкциях не допускается.

4.5.8.4. Газопроводы должны монтироваться на опорах. Опоры должны располагаться на расстоянии не менее 50 мм от сварного шва.

4.5.8.5. Опоры должны быть рассчитаны на вертикальные нагрузки веса газопровода, а также нагрузки, возникающие при тепловом расширении газопровода.

 

4.6. Требования к контрольно-измерительным приборам, автоматизации и сигнализации

4.6.1. Виды измеряемых параметров, методы измерения, места установки датчиков и отборных устройств должны определяться в конструкторской документации, исходя из условия безопасности и надежности при эксплуатации.

4.6.2. Перед контрольно-измерительными приборами должна предусматриваться установка контрольной арматуры для проведения технического обслуживания и метрологической поверки. Порядок и сроки проведения работ должны быть указаны в документации на прибор. Класс точности манометров должен быть не ниже 1,5.

4.6.3. Электрические контрольно-измерительные приборы должны быть во взрывобезопасном исполнении.

4.6.4. Комплекс средств автоматизации и сигнализации пункта редуцирования газа должен обеспечивать:

- возможность безопасного и надежного функционирования технических устройств без постоянного присутствия обслуживающего персонала;

- мониторинг состояния технических устройств и пункта редуцирования газа в целом;

- экологическую безопасность окружающей среды;

- возможность включения в систему АСУ ТП.

4.6.5. Структура комплекса средств автоматизации должна быть принята из условий:

- модульности построения;

- максимального приближения функций сбора и обработки информации к месту ее возникновения.

4.6.6. Конструкция пункта редуцирования газа должна предусматривать возможность установки дополнительных приборов и расширения функциональных возможностей системы автоматизации.

4.6.7. В состав комплекса технических средств для решения задач автоматизации должны входить:

- первичные преобразователи, датчики, сигнализаторы, функционирующие в автоматическом режиме и имеющие стандартные интерфейсы связи (цифровые и аналоговые);

- устройства для сбора и передачи данных;

- каналообразующая аппаратура.

4.6.8. В ГРПБ первичные преобразователи должны устанавливаться в помещении для размещения линии редуцирования, вторичная аппаратура - в отдельном помещении вне взрывоопасной зоны. Допускается размещать комплекс средств автоматизации для ГРПШ за пределами шкафа в отдельном боксе (шкафу).

4.6.9. Связь между первичными преобразователями, датчиками, сигнализаторами и устройствами сбора и передачи данных должна осуществляться стандартными видами сигнала.

4.6.10. Первичные преобразователи должны быть во взрывобезопасном исполнении.

4.6.11. Комплекс технических средств автоматизации должен быть защищен от несанкционированного вмешательства, перебоев в электропитании, механических воздействий.

4.6.12. В ГРПБ на газопроводе к отопительному газоиспользующему оборудованию следует предусматривать установку термочувствительного запорного клапана и быстродействующего запорного клапана, сблокированного с сигнализатором загазованности по метану (СН4)  и оксиду углерода (CO). Быстродействующий запорный клапан должен обеспечивать прекращение подачи газа к отопительному газоиспользующему оборудованию при достижении опасной концентрации природного газа в воздухе помещения свыше 10% НКПРП (нижнего концентрационного предела распространения пламени) и при достижении концентрации оксида углерода (CO), равной 5 ПДК р.з. (предельно допустимой концентрации в рабочей зоне), что составляет 95 - 100 мг/м3. Все сигнализаторы, в том числе охранные, а также быстродействующий запорный клапан, устанавливаемые в помещении линии редуцирования, должны быть во взрывобезопасном исполнении.

 

4.7. Требования к отоплению и вентиляции

4.7.1. Требования к отоплению и вентиляции ГРПБ

4.7.1.1. В ГРПБ следует предусматривать применение отопительного оборудования.

4.7.1.2. Температура воздуха в помещениях ГРПБ в холодный период года и переходных условиях должна быть не менее 5 °C. Система отопления должна обеспечивать автоматическое поддержание температуры воздуха в помещениях.

4.7.1.3. В помещениях ГРПБ должны быть предусмотрены:

- нормируемые параметры микроклимата и чистота воздуха в пределах оптимальных норм по ГОСТ 12.1.005;

- взрывопожаробезопасность систем отопления и вентиляции.

4.7.1.4. Отопление помещений ГРПБ может осуществляться:

- от централизованного источника тепла (от водяных тепловых сетей систем теплоснабжения) через индивидуальный тепловой пункт;

автономного источника тепла (теплогенератора), работающего на природном газе;

- от электрической системы отопления;

- от иных источников отопления.

4.7.1.5. Максимальная температура на теплоотдающей поверхности приборов систем отопления не должна превышать 110 °C.

4.7.1.6. Индивидуальный тепловой пункт при централизованном теплоснабжении или теплогенератор с открытой камерой сгорания следует размещать в помещении, отделенном от других помещений противопожарной перегородкой 1-го типа, за исключением помещений для размещения линий редуцирования, которые отделяются от других помещений согласно требованиям 4.3.9, перечисление в).

пункте следует размещать технологические устройства, приборы контроля, управления и автоматизации в соответствии с [8].

4.7.1.8. Прокладка трубопроводов систем отопления должна быть открытой.

Сварные соединения по своим физико-механическим свойствам должны соответствовать основному материалу свариваемых труб.

Типы, конструктивные элементы и размеры сварных соединений трубопроводов должны соответствовать ГОСТ 16037.

Расстояния между фланцевыми, резьбовыми соединениями и отверстиями в стенах, перегородках, перекрытиях должны приниматься с учетом возможности сборки и разборки соединения с применением механизированного инструмента.

Размещение соединений, в том числе сварных, в пересекаемых конструкциях не допускается.

Опоры под трубопровод должны быть рассчитаны на вертикальные нагрузки веса трубопровода с транспортируемой средой, а также нагрузки, возникающие при тепловом расширении трубопровода.

4.7.1.9. В электрической системе отопления следует применять электрические радиаторы во взрывобезопасном исполнении с автоматическим регулированием температуры теплоотдающей поверхности нагревательного элемента в зависимости от температуры воздуха в помещениях.

4.7.1.10. В помещении линий редуцирования допускается использовать электрические нагреватели во взрывобезопасном исполнении.

4.7.1.11. В ГРПБ должен быть предусмотрен узел учета энергоносителей на отопление.

4.7.1.12. Отвод продуктов сгорания от теплогенератора следует предусматривать в атмосферу с устройством дымохода.

4.7.1.13. Отопительные приборы в помещениях ГРПБ следует размещать на расстоянии (в свету) не менее 100 мм по горизонтали от поверхности строительных конструкций.

4.7.1.14. Требования к системе вентиляции помещений ГРПБ по [9].

4.7.1.15. Устройство дымовых и вентиляционных каналов в строительных конструкциях блок-контейнера не допускается.

4.7.1.16. При прокладке продувочных и сбросных трубопроводов по наружной поверхности строительной конструкции блок-контейнера, в которой размещены воздухозаборные устройства приточной вентиляции, расстояние конечных участков данных труб до воздухозаборных устройств по вертикали должно быть не менее 3 м.

 

4.7.2. Требования к отоплению и вентиляции ГРПШ

4.7.2.1. В ГРПШ должна быть обеспечена постоянно действующая естественная вентиляция. В шкафу должны быть предусмотрены решетки (прорези) для вентиляции. Для защиты от проникновения в ГРПШ насекомых рекомендуется закрывать вентиляционные отверстия москитными сетками.

4.7.2.2. В конструкции шкафа должны быть предусмотрены конструктивные элементы для размещения устройств, предназначенных для обогрева, с обеспечением мероприятий по взрывопожаробезопасности.

Температура воздуха в ГРПШ должна быть не менее 5 °C, если иные требования не установлены производителем приборов и оборудования.

электрической системе обогрева следует применять электрические радиаторы во взрывобезопасном исполнении с автоматическим регулированием температуры теплоотдающей поверхности нагревательного элемента в зависимости от температуры воздуха в шкафу.

4.7.2.3. В ГРПШ должен быть предусмотрен учет энергоносителей на обогрев. Допускается размещать узлы учета электроэнергии за пределами шкафа.

 

4.8. Электроснабжение и молниезащита

4.8.1. Электрооборудование, электроосвещение и категория электроприемников должны соответствовать ГОСТ Р 12.1.019, ГОСТ Р 50571.3, ГОСТ Р 50571.29 и ГОСТ Р 51350.

Электрооборудование и контрольно-измерительные приборы с электрическим выходным сигналом, приборы электроосвещения, расположенные в помещении для размещения линий редуцирования, должны быть во взрывобезопасном исполнении в соответствии с ГОСТ Р 51330.0; ГОСТ Р 52350.14.

4.8.2. Для распределения электроэнергии должен быть предусмотрен вводно-распределительный щит с установкой электрического счетчика.

4.8.3. В электроустановках пунктов редуцирования газа должны быть предусмотрены меры защиты от поражения электрическим током. В вводно-распределительный щит должен устанавливаться выключатель с устройством защитного отключения.

4.8.4. В ГРПБ должно быть предусмотрено рабочее и аварийное освещение. Светильники рабочего и аварийного освещения должны питаться от независимых источников.

4.8.5. По опасности ударов молнии пункты редуцирования газа следует классифицировать как специальные объекты, представляющие опасность для непосредственного окружения.

Заземляющие устройства (заземлители) блок-контейнера, шкафа, трубопроводов, электроустановок и молниезащиты пунктов редуцирования газа должны быть объединены в общую систему с помощью системы уравнивания потенциалов.

При размещении в ГРПБ системы автоматизации должна быть создана защита от вторичных воздействий молнии.

4.8.6. Заземляющие зажимы должны соответствовать требованиям ГОСТ 21130. Заземляющий зажим должен быть выполнен из коррозионностойкого металла или покрыт металлом, предохраняющим его от коррозии, контактная часть не должна иметь поверхностной окраски. Около заземляющего зажима должен быть нанесен знак заземления по ГОСТ 21130.

В пунктах редуцирования газа должно быть обеспечено электрическое соединение всех доступных прикосновению металлических нетоковедущих частей изделия, которые могут оказаться под напряжением, с элементами для заземления. Значение сопротивления между заземляющим болтом (винтом, шпилькой) и каждой доступной прикосновению металлической нетоковедущей частью изделия, которая может оказаться под напряжением, не должно превышать 0,1 Ом.

 

5. Требования надежности

5.1. Пункты редуцирования газа должны соответствовать требованиям надежности при обеспечении безопасности эксплуатации со значениями параметров, указанными в таблице 1.

Таблица 1

Требования надежности

Наименование параметраБлочный газо-регуляторный пункт        Шкафной пункт редуцирования газа    

Средний срок службы, лет, не менее

40      30     

Наработка до отказа, ч, не менее  

44000    44000   

Среднее время восстановления работоспособного состояния, ч,  не более                           

8      3     

 

5.2. Конструкцией ГРПБ должны предусматриваться устройства для обеспечения надежности электроснабжения в зависимости от категории объекта, на котором пункт редуцирования газа будет установлен.

При оснащении помещений ГРПБ пожарной сигнализацией и/или аварийной вентиляцией электроснабжение должно предусматриваться по категории I надежности.

5.3. Средний срок службы трубопроводной арматуры - не менее 30 лет.

Средний срок службы уплотняющих материалов и мембран редукционной, предохранительной и защитной арматуры - не менее 5 лет.

5.4. В шкафных пунктах редуцирования газа допускается применение редукционной арматуры, сохраняющей работоспособное состояние без проведения ремонтов. Техническое обслуживание таких устройств должно проводиться в соответствии с рекомендациями изготовителя. Средний срок службы таких устройств (до их замены) должен составлять не менее 12 лет.

5.5. В соответствии с требованиями ГОСТ Р 53672 в эксплуатационной документации должны быть установлены порядок проведения, периодичность и объем работ по техническому обслуживанию, текущему, капитальному ремонтам и диагностированию технических устройств пункта редуцирования газа.

 

6. Маркировка, комплектность, упаковка

6.1. Маркировка

6.1.1. На каждом пункте редуцирования газа должна быть нанесена прочная, долговечная (в течение среднего срока службы) и хорошо видимая маркировка. Маркировка должна быть нанесена на внешние и внутренние поверхности блок-контейнера и располагаться в местах, обеспечивающих легкость прочтения информации, содержащейся в ней, в процессе транспортирования, монтажа (демонтажа), хранения и эксплуатации.

6.1.2. Маркировка должна содержать:

- товарный знак и/или наименование предприятия-изготовителя;

- наименование, обозначение и шифр изделия;

- номер технических условий;

- порядковый номер пункта редуцирования газа по системе нумерации предприятия-изготовителя;

- месяц и год выпуска;

- знак соответствия для сертифицированного пункта редуцирования газа.

Для пункта редуцирования газа, оснащенного электрооборудованием, дополнительно должны быть нанесены следующие данные:

- номинальное напряжение;

- номинальная потребляемая мощность электроэнергии;

- символ степени защиты от поражения электрическим током.

6.1.3. На всех боковых поверхностях блок-контейнера и дверях шкафа должна быть нанесена несмываемая контрастная надпись красного цвета: "Огнеопасно - газ".

6.1.4. На каждой двери помещений ГРПБ должны быть нанесены знаки класса взрывоопасной зоны и категории помещения по опасности и запрещающие знаки безопасности:

- "Запрещается пользоваться открытым огнем";

- "Запрещается курить";

- "Вход воспрещен".

6.1.5. Транспортная маркировка пунктов редуцирования газа, их отдельных элементов или пакетов, ящиков должна выполняться в соответствии с требованиями ГОСТ 14192.

6.1.6. Детали и сборочные единицы, демонтируемые на время транспортирования, маркируются обозначениями согласно конструкторской документации.

6.1.7. На газопроводах должно быть указано (красным цветом) направление движения потока природного газа, а на маховиках запорной арматуры - направление открытия и закрытия.

6.1.8. Газопроводы должны быть окрашены в желтый цвет. Запорная арматура должна иметь отличительную окраску в зависимости от материала корпуса в соответствии с ГОСТ Р 52760.

 

6.2. Комплектность

6.2.1. Комплектность должна соответствовать требованиям конструкторской документации предприятия-изготовителя пунктов редуцирования газа.

6.2.2. Пункты редуцирования газа должны поставляться предприятием-изготовителем в полностью собранном виде. Допускается поставка со снятыми на время транспортирования конструктивными элементами, если это указано в конструкторской документации на пункт редуцирования газа и определяется условиями транспортирования.

Допускается монтировать устройство молниезащиты, заземления и системы автоматизации на месте эксплуатации пункта редуцирования газа без внесения в конструкцию изменений, не предусмотренных эксплуатационной документацией.

В комплект поставки следует включать:

- пункт редуцирования газа, полностью укомплектованный техническими устройствами и системами инженерно-технического обеспечения, входящими в его состав;

- съемные и демонтируемые на период транспортирования конструктивные элементы (продувочные и сбросные газопроводы, электроизолирующие устройства для входных и выходных газопроводов, дымовая труба, дефлекторы, крепления и т.п.), перечень которых должен быть указан в эксплуатационной документации на пункт редуцирования газа;

- запасные герметизирующие прокладки для разъемных соединений, окон, дверей и вводов коммуникаций в блок-контейнер или шкаф;

- эксплуатационную и товаросопроводительную документацию для пункта редуцирования газа, технических устройств, а также разрешительную документацию на их применение;

- комплект запасных деталей, специального инструмента и приспособлений, если это указано в конструкторской документации предприятия-изготовителя.

 

6.3. Упаковка

6.3.1. Упаковка пункта редуцирования газа должна обеспечивать его сохранность на период транспортирования и хранения и соответствовать требованиям конструкторской документации предприятия-изготовителя.

Упаковка демонтируемых при транспортировании конструктивных элементов должна соответствовать требованиям ГОСТ 24597 и конструкторской документации предприятия-изготовителя.

6.3.2. Упаковка должна производиться после приемочного контроля и включать в себя:

- раскладку и закрепление механически не связанных с блок-контейнером, шкафом или технологическими устройствами конструктивных элементов, технических устройств, контрольно-измерительных приборов в пакеты и ящики;

- маркирование и закрепление внутри блок-контейнера или шкафа отдельных изделий и пакетов;

- закрытие окон ГРПБ изнутри на запорные устройства, защиту окон щитами или панелями (по согласованию с заказчиком);

- демонтаж, упаковку и закрепление деталей и элементов, выступающих за габариты блок-контейнера или шкафа;

- заделку мест ввода и выпуска систем инженерно-технического обеспечения, вентиляционных решеток, мест установки дефлектора и дымовых труб;

- укладку прилагаемой документации в непромокаемый пакет;

- закрытие на замок и опломбирование наружных дверей.

Формирование пакетов производится в соответствии с ведомостью комплектации пункта редуцирования газа.

6.3.3. Подготовка к транспортированию пункта редуцирования газа и тара для конструктивных элементов, транспортируемых в районы Крайнего Севера и приравненные к ним местности, должны отвечать требованиям ГОСТ 15846.

6.3.4. По согласованию с заказчиком допускается транспортирование пункта редуцирования газа без транспортировочной тары.

6.3.5. Присоединительные концы газопроводов на период транспортирования и хранения пункта редуцирования газа должны быть закрыты пробками, защищены герметизирующим материалом с целью предохранения от попадания грязи и посторонних предметов. Газопроводы, оканчивающиеся фланцами, должны быть закрыты заглушками.

6.3.6. Уплотнительные поверхности фланцев и резьбы должны иметь защитное антикоррозионное покрытие.

 

7. Приемка

7.1. Предприятием-изготовителем должна быть обеспечена приемка пункта редуцирования газа, деталей и сборочных единиц в соответствии с требованиями настоящего стандарта, ГОСТ 15.309 и конструкторской документации.

7.2. Пункты редуцирования газа должны подвергаться приемо-сдаточным и периодическим испытаниям на соответствие требованиям настоящего стандарта и технических условий предприятия-изготовителя, типовым испытаниям.

7.3. Приемо-сдаточным испытаниям должен подвергаться каждый пункт редуцирования газа. При обнаружении в процессе испытаний несоответствия какому-либо контролируемому показателю изделие бракуется. После устранения дефекта пункт редуцирования газа должен повторно подвергаться приемо-сдаточным испытаниям.

7.4. Периодические испытания должны проводиться не реже одного раза в три года, не менее чем на одном пункте редуцирования газа, прошедшем приемо-сдаточные испытания.

При обнаружении несоответствия какого-либо показателя требуемым значениям отгрузка пунктов редуцирования газа всех исполнений приостанавливается до выявления причин отказа, а испытаниям подвергается удвоенное число образцов разного исполнения. При положительных результатах повторных периодических испытаний приемка и отгрузка пунктов редуцирования газа должна быть возобновлена.

7.5. При выполнении приемо-сдаточных и периодических испытаний в обязательном порядке должны проверяться параметры и показатели, представленные в таблице 2.

 

Таблица 2

Параметры и показатели, проверяемые при приемо-сдаточных испытаниях
Проверяемый параметрВид испытаний       
приемо-сдаточныепериодические

 Внешний вид, комплектность, маркировка, упаковка

 Проверяется   Проверяется

Сварные соединения

 Проверяется   Проверяется

Герметичность линий редуцирования и системы отопления

 Проверяется   Проверяется

 Герметичность газонепроницаемой перегородки

 Проверяется   Проверяется

 Значение настройки и поддержания выходного давления регулятором давления

 Проверяется   Проверяется

 Значение настройки и поддержания выходного давления регулятором-монитором

 Проверяется   Проверяется

 Настройки срабатывания предохранительной и защитной арматуры

 Проверяется   Проверяется

 Пропускная способность каждой линии редуцирования                              

Не проверяется Проверяется

 Работоспособность электрооборудования     

Не проверяется Проверяется

 Правильность выполнения электромонтажа    

 Проверяется   Проверяется

 Работоспособность сигнализаторов загазованности

Не проверяется Проверяется

 Работоспособность отопительного оборудования

Не проверяется Проверяется

 Работоспособность системы автоматизации   

Не проверяется Проверяется

 Работоспособность узла учета газа         

Не проверяется Проверяется

 Уровень шума                              

Не проверяется Проверяется

 Испытания на транспортную тряску          

Не проверяется Проверяется

 

Библиография

[1] СП 5.13130.2009. Системы противопожарной защиты. Установки пожарной сигнализации и пожаротушения автоматические. Нормы и правила проектирования

[2] Изменения N 1. Системы противопожарной защиты. Установки пожарной к СП 5.13130.2009    сигнализации и пожаротушения автоматические. Нормы и правила проектирования

[3] СП 112.13330.2011. Пожарная безопасность зданий и сооружений. Актуализированная редакция СНиП 21-01-97*

[4] СП 12.13130.2009. Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности

[5] СП 42-102-2004. Проектирование и строительство газопроводов из металлических труб. Примечание: Упоминаемый  в  данном  документе  СП  33.13330.2010  был  впоследствии утвержден и издан с номером СП 33.13330.2012.

[6] СП 33.13330.2010. Расчет на прочность стальных трубопроводов. Актуализированная редакция СНиП 2.04.12-86

[7] СП 62.13330.2011. Газораспределительные системы. Актуализированная редакция СНиП 42-01-2002

[8] СНиП 41-02-2003. Тепловые сети. Примечание: Упоминаемый  в  данном  документе  СП  60.13330.2010  был  впоследствии
утвержден и издан с номером СП 60.13330.2012.

[9] СП 60.13330.2010. Отопление, вентиляция и кондиционирование. Актуализированная редакция СНиП 41-01-2003

 

 

 

Хиты продаж

 

Переносные

 

 

 

Стационарные

 

 

 

 

Доставка по России


Уфа
Москва
Санкт-Петербург
Абакан
Альметьевск
Анадырь
Анапа
Арзамас
Армавир
Архангельск
Астрахань
Ачинск
Балаково
Барнаул
Белгород
Белогорск
Березники
Бийск
Биробиджан
Благовещенск
Братск
Брянск
Владивосток
Владикавказ
Владимир
Волгоград
Волжский
Вологда
Воронеж
Глазов
Екатеринбург
Иваново
Ижевск
Иркутск
Ишимбай
Йошкар-Ола
Казань
Калуга
Кемерово
Кипарисово
Киров
Комсомольск
Кострома
Краснодар
Красноярск
Курган
Курск
Кызыл
Лабытнанги
Липецк
Магадан
Магнитогорск
Майкоп
Махачкала
Миасс
Мурманск
Набережные Челны
Нальчик
Нерюнгри
Нефтекамск
Нефтеюганск
Нижневартовск
Нижний Тагил
Новгород
Новокузнецк
Новороссийск
Новосибирск
Новый Уренгой
Ноябрьск
Омск
Оренбург
Орск
Орёл
Пенза
Пермь
Петрозаводск
Петропавловск
Псков
Пятигорск
Ростов
Рубцовск
Рязань
Салават
Салехард
Самара
Саранск
Саратов
Сахалинск
Севастополь
Северодвинск
Симферополь
Смоленск
Сосногорск
Сочи
Ставрополь
Стерлитамак
Сургут
Сызрань
Сыктывкар
Таганрог
Тамбов
Тверь
Тобольск
Тольятти
Томск
Тула
Тюмень
Улан-Удэ
Ульяновск
Усть-Илимск
Хабаровск
Ханты-Мансийск
Чайковский
Чебоксары
Челябинск
Череповец
Черкесск
Чита
Шахты
Южно-Сахалинск
Якутск
Ялта
Ярославль

и другие города РФ

 

 

 

 

 

 

 

Источник: http://www.KIPKomplekt.ru/jurnal/gost_54960.php

Гост Газораспределительные пункты

Системы газораспределительные

ПУНКТЫ ГАЗОРЕГУЛЯТОРНЫЕ БЛОЧНЫЕ.

ПУНКТЫ РЕДУЦИРОВАНИЯ ГАЗА ШКАФНЫЕ

Общие технические требования

Предисловие

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. № 184-ФЗ «О техническом регулировании», а правила применения национальных стандартов Российской Федерации – ГОСТ Р 1.0‒ 2004 «Стандартизация в Российской Федерации. Основные положения»

Сведения о стандарте:

  • РАЗРАБОТАН Открытым акционерным обществом «Головной научно-исследовательский и проектный институт по использованию газа в народном хозяйстве Гипрониигаз» (ОАО «Гипрониигаз»)
  • ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 23 «Техника и технологии добычи нефти и газа»
  • УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от №
  • ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодно издаваемом информационном указателе "Национальные стандарты", а текст изменений и поправок – в ежемесячно издаваемых информационных указателях "Национальные стандарты". В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячно издаваемом информационном указателе "Национальные стандарты". Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информацион-
ной системе общего пользования – на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет

Стандартинформ, 2012

Настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии.

Дата введения – 2013–01–01

1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт распространяется на блочные газорегуляторные пункты и шкафные пункты редуцирования газа (далее – пункты редуцирования газа), предназначенные для редуцирования давления природного газа с входного значения (до 1,2 МПа включительно) до требуемых значений, а также для выполнения следующих функций:

  • автоматического поддержания заданного выходного давления независимо от изменения расхода и входного давления газа (в заданном диапазоне их значений);
  • автоматического прекращения подачи газа при повышении или понижении выходного давления сверх или ниже допустимых заданных значений;
  • очистки газа от механических примесей;
  • учета газа.

1.2 Настоящий стандарт устанавливает общие технические требования к пунктам редуцирования газа, предназначенным для применения в сетях газораспределения при транспортировании горючих газов по ГОСТ 5542, используемых в качестве топлива для промышленного и коммунально-бытового назначения.

1.3 Настоящий стандарт не распространяется на газорегуляторные установки, стационарные газорегуляторные пункты, а также на пункты редуцирования газа, принятые в эксплуатацию до дня вступления в силу настоящего стандарта.

Издание официальноеГОСТ Р2

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ Р 12.1.019–2009 Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты

ГОСТ Р 50571.3–2009 (МЭК 60364-4-41:2005) Электроустановки низковольтные.

Часть 4-41. Требования для обеспечения безопасности. Защита от поражения электрическим током

ГОСТ Р 50571.29–2009 (МЭК 60364-5-55:2008) Электрические установки зданий.

Часть 5-55. Выбор и монтаж электрооборудования. Прочее оборудование

ГОСТ Р 51330.0–99 (МЭК 60079-0-98) Электрооборудование взрывозащищенное.

Часть 0. Общие требования

ГОСТ Р 51350–99 (МЭК 61010.1-90) Безопасность электрических контрольноизмерительных приборов и лабораторного оборудования.

Часть 1. Общие требования

ГОСТ Р 52350.14–2006 (МЭК 60079-14:2002) Электрооборудование для взрывоопасных газовых сред. Часть 14. Электроустановки во взрывоопасных зонах (кроме подземных выработок)

ГОСТ Р 52760–2007 Арматура трубопроводная. Требования к маркировке и отличительной окраске

ГОСТ Р 53672–2009 Арматура трубопроводная. Общие требования безопасности

ГОСТ 12.1.004–91 Система стандартов безопасности труда. Пожарная безопасность. Общие требования

ГОСТ 12.1.005–88 Система стандартов безопасности труда. Общие санитарногигиенические требования к воздуху рабочей зоны

ГОСТ 12.1.010–76 Система стандартов безопасности труда. Взрывобезопасность.

Общие требования

ГОСТ 12.2.003–91 Система стандартов безопасности труда. Оборудование производственное. Общие требования безопасности

ГОСТ 15.309–98 Система разработки и постановки продукции на производство.

Испытания и приемка выпускаемой продукции. Основные положения

ГОСТ 5264–80 Ручная дуговая сварка. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры

ГОСТ 5542–87 Газы горючие природные для промышленного и коммунальнобытового назначения. Технические условия

ГОСТ 6357–81 Основные нормы взаимозаменяемости. Резьба трубная цилиндрическая

ГОСТ 6527–68 Концы муфтовые с трубной цилиндрической резьбой. Размеры

ГОСТ 7512–82 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод

ГОСТ 8969–75 Части соединительные стальные с цилиндрической резьбой для трубопроводов Р 1,6 МПа. Сгоны. Основные размеры

ГОСТ 9150–2002 Основные нормы взаимозаменяемости. Резьба метрическая.Профиль

ГОСТ 9544–2005 Арматура трубопроводная запорная. Классы и нормы герметичности затворов

ГОСТ 10549–80 Выход резьбы. Сбеги, недорезы, проточки и фаски

ГОСТ 11534–75 Ручная дуговая сварка. Соединения сварные под острыми и тупыми углами. Основные типы, конструктивные элементы и размеры

ГОСТ 11881–76 ГСП. Регуляторы, работающие без использования постороннего источника энергии. Общие технические условия

ГОСТ 12815–80 Фланцы арматуры, соединительных частей и трубопроводов на Pу от 0,1 до 20,0 МПа (от 1 до 200 кгс/см2). Типы. Присоединительные размеры и размеры уплотнительных поверхностей

ГОСТ 12816–80 Фланцы арматуры, соединительных частей и трубопроводов на Ру от 0,1 до 20,0 МПа (от 1 до 200 кгс/см2). Общие технические требования

ГОСТ 12817–80 Фланцы литые из серого чугуна на Ру от 0,1 до 1,6 МПа (от 1 до 16 кгс/см2). Конструкция и размеры

ГОСТ 12818–80 Фланцы литые из ковкого чугуна на Ру от 1,6 до 4,0 МПа (от 16 до 40 кгс/см2). Конструкция и размеры

ГОСТ 12819–80 Фланцы литые стальные на Ру от 1,6 до 20,0 МПа (от 16 до 200 кгс/см2). Конструкция и размеры

ГОСТ 12820–80 Фланцы стальные плоские приварные на Ру от 0,1 до 2,5 МПа (от ГОСТ Р 41 до 25 кгс/см2). Конструкция и размеры

ГОСТ 12821–80 Фланцы стальные приварные встык на Ру от 0,1 до 20,0 МПа (от 1 до 200 кгс/см2). Конструкция и размеры

ГОСТ 12822–80 Фланцы стальные свободные на приварном кольце на P от 0,1 до 2,5 МПа. Конструкции и размеры

ГОСТ 14192–96 Маркировка грузов

ГОСТ 14776–79 Дуговая сварка. Соединения сварные точечные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры

ГОСТ 14782–86 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые

ГОСТ 15150–69 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды ГОСТ 15846–2002 Продукция, отправляемая в районы Крайнего Севера и приравненные к ним местности. Упаковка, маркировка, транспортирование и хранение

ГОСТ 16037–80 Соединения сварные стальных трубопроводов. Основные типы, конструктивные элементы и размеры

ГОСТ 16093–2004 (ИСО 965-1:1998, ИСО 965-3:1998) Основные нормы взаимозаменяемости. Резьба метрическая. Допуски. Посадки с зазором

ГОСТ 17375–2001 (ИСО 3419–81) Детали трубопроводов бесшовные приварные из углеродистой и низколегированной стали. Отводы крутоизогнутые типа 3D (R ~= 1,5 DN). Конструкция

ГОСТ 17376–2001 (ИСО 3419–81) Детали трубопроводов бесшовные приварные из углеродистой и низколегированной стали. Тройники.

Конструкция ГОСТ 17378–2001 (ИСО 3419–81) Детали трубопроводов бесшовные приварные из углеродистой и низколегированной стали. Переходы.

Конструкция ГОСТ 17379–2001 (ИСО 3419–81) Детали трубопроводов бесшовные приварные из углеродистой и низколегированной стали. Заглушки эллиптические.

Конструкция ГОСТ 17380–2001 (ИСО 3419–81) Детали трубопроводов бесшовные приварные из углеродистой и низколегированной стали. Общие технические условия

ГОСТ 21130–75 Изделия электротехнические. Зажимы заземляющие и знаки заземления.

Конструкция и размеры ГОСТ Р5

ГОСТ 24597–81 Пакеты тарно-штучных грузов. Основные параметры и размеры

ГОСТ 24705–2004 (ИСО 724:1993) Основные нормы взаимозаменяемости. Резьба метрическая. Основные размеры

ГОСТ 30753–2001 (ИСО 3419–81) Детали трубопроводов бесшовные приварные из углеродистой и низколегированной стали. Отводы крутоизогнутые типа 2D (R ~= DN). Конструкция

П р и м е ч а н и е – При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования – на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым 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, определения и обозначения

3.1 В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

3.1.1 давление закрытия регулятора давления, % (кПа): Максимальное увеличение значения выходного давления газа при уменьшении расхода газа до нуля.

3.1.2 запорная арматура: Арматура, предназначенная для перекрытия потока рабочей среды с определенной герметичностью.[ГОСТ Р 52720-2007, статья 3.1]

3.1.3 защитная арматура (Нрк. отключающая арматура): Арматура, предназначенная для автоматической защиты оборудования и трубопроводов от недопустимых или непредусмотренных технологическим процессом изменений параметров или направления потока рабочей среды, а также для отключения потока. [ГОСТ Р 52720–2007, статья 3.12]

3.1.4 класс точности регулятора давления: Абсолютное максимальное значение точности регулирования.

3.1.5 наработка до отказа: Наработка, накопленная от первого использования изделия или от его восстановления до отказа.[ГОСТ Р 27.009–2009, статья 79]

3.1.6 постоянная времени: Время, необходимое для стабилизации величины давления газа в контролируемой точке на заданном уровне при изменении расхода газа или входного давления.

3.1.7 предохранительная арматура: Арматура, предназначенная для автоматической защиты оборудования и трубопроводов от недопустимого превышения давления посредством сброса избытка рабочей среды.

[ГОСТ Р 52720–2007, статья 3.2]

3.1.8 регулятор-монитор: Дополнительный (контрольный) регулятор, используемый в качестве защитного устройства.

3.1.9 редукционная арматура (дроссельная арматура): Арматура, предназначенная для снижения (редуцирования) рабочего давления в системе за счет увеличения гидравлического сопротивления в проточной части.

[ГОСТ Р 52720–2007, статья 3.13]

3.1.10 средний срок службы: Математическое ожидание срока службы.

[ГОСТ Р 27.009–2009, статья 100]

3.1.11 срок службы: Продолжительность эксплуатации изделия или ее возобновления после капитального ремонта до наступления предельного состояния.

[ГОСТ Р 27.009–2009, статья 84]

3.1.12 точность регулирования, % (Па): Максимальное положительное или отрицательное отклонение выходного давления от заданного значения в пределах указанного рабочего диапазона расхода газа и входного давления.

3.1.13 узел редуцирования: Комплекс технических устройств, включающий в себя систему редуцирования и систему защиты от недопустимого изменения давления.

3.2 В стандарте использованы следующие обозначения:

  • АСКУГ – автоматизированная система коммерческого учета газа;
  • АСУ ТП РГ – автоматизированная система управления технологическими процессами распределения газа;
  • ГРПШ – шкафные пункты редуцирования газа;
  • ГРПБ – блочные газорегуляторные пункты.

4 Технические требования

4.1 Общие требования

4.1.1 Пункты редуцирования газа должны быть изготовлены по конструкторской и технологической документации предприятия-изготовителя, разработанной на основании настоящего стандарта с учетом требований Единой системы конструкторской и технологической документации (ЕСКД, ЕСТД) Российской Федерации, ГОСТ 15.309.

4.1.2 Конструкция пунктов редуцирования газа должна обеспечивать их работоспособность и надежность эксплуатации. Строительные конструкции, шкаф и трубопроводы должны иметь защитные покрытия, обеспечивающие коррозионную стойкость к воздействию окружающей среды.

4.1.3 Конструкция ГРПБ должна включать в себя:

  • транспортабельное здание блочного исполнения (далее – блок-контейнер), имеющее отдельные помещения (с обособленными выходами наружу), предназначенные для размещения линий редуцирования и систем инженерно-технического обеспечения;
  • линии редуцирования, состоящие из комплекса технических устройств, газопроводов, контрольно-измерительных приборов;
  • узлы учета газа (при необходимости);
  • комплекс средств автоматизации (при необходимости);системы инженернотехнического обеспечения, предназначенные для обеспечения электроснабжения, учета расхода энергоносителей, отопления помещений.

4.1.4 В блочном газорегуляторном пункте допускается, при необходимости, размещать линии редуцирования и системы инженерно-технического обеспечения в нескольких блок–контейнерах, в том числе объединенных в единое сооружение посредством демонтажа смежных ограждающих конструкций.

Допускается размещение части оборудования за пределами блок-контейнера при соответствующем обосновании.

4.1.5 Конструкция ГРПШ должна включать в себя:

  • шкаф, для размещения в нем линий редуцирования;
  • линии редуцирования, состоящие из комплекса технических устройств, газопроводов, трубопроводов, контрольно-измерительных приборов;
  • узел учета газа (при необходимости);
  • комплекс средств автоматизации (при необходимости);
  • оборудование для обогрева шкафа (при необходимости).

4.1.6 Пункты редуцирования газа могут иметь модификацию в зависимости от следующих показателей:

  • пропускной способности;
  • входного и выходного давления природного газа;
  • числа рабочих линий редуцирования и их оснащенности;
  • уровня автоматизации;
  • типа источников тепла для отопления (обогрева);
  • наличия узла учета газа;
  • климатических условий.

4.1.7 При разработке конструкции пунктов редуцирования газа следует предусматривать:

  • свободный доступ персонала и удобное для обслуживания расположение технических устройств, средств контроля и автоматизации, систем инженерно-технического обеспечения. Для ГРПБ расстояние в свету между параллельными рядами линий редуцирования – не менее 0,4 м. Ширина основного прохода в помещениях ГРПБ должна составлять не менее 0,8 м;
  • прочность и устойчивость конструкций при погрузо-разгрузочных работах, транспортировании, монтаже и эксплуатации.

4.1.8 Пункты редуцирования газа должны быть транспортабельными, а их габариты (с учетом демонтажа съемных узлов) и масса должны обеспечивать возможность перевозки. Допускается транспортировать ГРПБ отдельными блоками, сборочными единицами, при этом должна быть предусмотрена их максимальная компактность и устойчивость конструкций.

4.1.9 Число линий редуцирования в пунктах редуцирования газа определяется разработчиком, исходя из требуемой пропускной способности, числа выходных газопроводов и объема потребления газа. В ГРПШ число рабочих линий редуцирования - не более двух.Не допускается применение запорной арматуры для редуцирования давления газа на обводных газопроводах.
Для обеспечения непрерывности подачи газа в пунктах редуцирования газа может предусматриваться резервная линия редуцирования. Состав резервной линии редуцирования должен соответствовать основной линии или должен обеспечивать аналогичный уровень безопасности. Резервная линия редуцирования должна иметь возможность включения в работу автоматически при неисправности основной линии.В шкафном пункте редуцирования газа возможно применение съемной обводной линии с редукционной и защитной арматурой.

4.1.10 Конструкция пункта редуцирования газа должна соответствовать требованиям настоящего стандарта, требованиям промышленной, механической, электрической и пожарной безопасности, взрывобезопасности при испытаниях, монтаже, эксплуатации, а также соответствовать ГОСТ 12.1.004, ГОСТ 12.1.010, ГОСТ 12.2.003, ГОСТ Р 53672, ГОСТ Р 12.1.019, ГОСТ Р 50571.3, ГОСТ Р 50571.29, ГОСТ Р 51330.0, ГОСТ Р 51350, ГОСТ Р 52350.14.

4.1.11 Уровень шума внутри пункта редуцирования газа, создаваемый линиями редуцирования, не должен превышать 80 дБА.

4.1.12 Выбор типа трубопроводной арматуры и марки стали труб должен производиться при разработке конструкторской документации на конкретный пункта редуцирования газа, исходя из условий эксплуатации, давления и физико-химических свойств рабочей среды (природный газ, горячая вода, пар). В линии редуцирования должна включаться трубопроводная арматура, безопасность применения которой обеспечивается выполнением требований ГОСТ Р 53672 при проектировании и изготовлении. Применение арматуры из серого чугуна не допускается.

4.1.13 Технические устройства и материалы, в том числе импортные, должны иметь разрешительные документы на применение в соответствии с требованиями законодательства Российской Федерации о техническом регулировании.

4.1.14 Блочные газорегуляторные пункты должны быть оснащены автоматическими установками пожарной сигнализации, пожаротушения и первичными средствами пожаротушения в соответствии с [1] и [2].

4.2 Требования к линиям редуцирования

4.2.1 Линия редуцирования должна быть оснащена:

  • узлом редуцирования;
  • ГОСТ Р11
  • устройствами очистки газа;
  • запорной арматурой;
  • продувочными и сбросными газопроводами;
  • контрольно-измерительными приборами.

П р и м е ч а н и е – фильтр, предохранительная арматура и контрольно-измерительные приборы могут устанавливаться для двух и более линий редуцирования

4.2.2 В состав узла редуцирования должны входить:

  • редукционная арматура (регулятор давления газа, регулятор-монитор);
  • предохранительная и защитная арматура.
  • При применении комбинированных регуляторов давления газа, установка дополнительной предохранительной и защитной арматуры не обязательна.

4.2.3 Редукционная, предохранительная и защитная арматуры должны обеспечивать заданный диапазон рабочего давления. Защита газопроводов и технических устройств от изменений давления газа, выходящих за заданные значения, может достигаться применением различных комбинаций арматуры. Диапазоны настройки параметров оборудования должны быть указаны в эксплуатационной документации на пункт регулирования газа.

4.2.4 Конструкция линий редуцирования и их пропускная способность должны быть определены на основании гидравлического расчета и результатов испытаний. Значения пропускной способности пункта редуцирования газа в целом и каждой линии редуцирования должны быть указаны в эксплуатационной документации пункта редуцирования газа.

4.2.5 Конструкция линии редуцирования должна обеспечивать герметичность и прочность при рабочем и испытательном давлении.Герметичность затвора запорной, предохранительной, защитной и редукционной арматуры должна соответствовать классу А по ГОСТ 9544.

4.2.6 В пунктах редуцирования газа должна быть предусмотрена компенсация температурных деформаций газопроводов (за счет использования поворотов газопроводов или компенсаторов).ГОСТ Р12

4.2.7 Технологическая схема линий редуцирования должна обеспечивать возможность очистки или замены фильтрующего элемента без отключения подачи газа потребителю или изменения давления газа, выходящего за допустимые пределы.

4.2.8 Продувочные и сбросные газопроводы должны иметь минимальное число поворотов и выводиться за пределы ПРГ вертикально вверх. Конструкция оголовка должна предотвращать попадание атмосферных осадков в газопровод. Номинальный диаметр сбросного газопровода должен быть не менее номинального диаметра выходного патрубка предохранительной арматуры.Номинальный диаметр продувочного газопровода должен быть не менее DN 20. Допускается объединять продувочные газопроводы одинакового давления в общий
продувочный газопровод.

4.2.9 На линиях редуцирования ГРПБ после первой и перед последней фланцевой запорной арматурой должны быть установлены поворотные заглушки.

4.2.10 Конструкция линий редуцирования (при наличии обводной линии или резервной линии) должна обеспечивать возможность настройки параметров редукционной, предохранительной и защитной арматуры и проверки герметичности их закрытия, без отключения подачи газа потребителю или изменения значения давления газа, выходящего за допустимые пределы.

4.2.11 Место отбора импульса для редукционной, защитной и предохранительной арматуры должно размещаться в зоне установившегося потока газа вне пределов турбулентных воздействий.
Места размещения точек отбора импульсов, если они находятся за пределами шкафа или блок-контейнера, должны быть указаны в эксплуатационной документации на пункт регулирования газа.

4.2.12 Антикоррозионные покрытия должны обеспечивать защиту линий редуцирования в течение среднего срока службы пункта редуцирования газа.ГОСТ Р13

4.3 Требования к конструкции блок-контейнера

4.3.1 Конструкция блок-контейнера должна обеспечивать функционирование и сохранность размещенных в нем технических устройств и систем инженернотехнического обеспечения на протяжении среднего срока службы.

4.3.2 Конструкция блок-контейнера должна обеспечивать механическую безопасность и разрабатываться с учетом:

  • температуры наиболее холодной пятидневки, обеспеченностью 0,92;
  • расчетной снеговой и ветровой нагрузок;
  • сейсмической нагрузки (при размещении в районах с сейсмичностью площадки свыше 6 баллов).
  • Конструкцией блок-контейнера должна предусматриваться совмещенная кровля.

4.3.3 Энергоэффективность конструкции блок-контейнера должна быть обеспечена за счет выбора теплозащиты, обеспечивающей:

  • нормируемое сопротивление теплопередачи отдельных элементов ограждающих конструкций блок-контейнера;
  • санитарно-гигиенический показатель, включающий в себя температурный перепад (между температурами внутреннего воздуха и на поверхности ограждающих конструкций) и температуру на внутренней поверхности выше температуры точки росы.

4.3.4 Сварные соединения по своим физико-механическим свойствам должны соответствовать основному материалу свариваемых строительных конструкций.Типы, конструктивные элементы и размеры сварных соединений строительных конструкций должны соответствовать ГОСТ 5264, ГОСТ 11534, ГОСТ 14776.

4.3.5 Строительные конструкции блок-контейнера должны обеспечивать степень огнестойкости не ниже III, класс конструктивной пожарной опасности не ниже С0 по [3].

4.3.6 Строительные конструкции блок-контейнера следует изготавливать из коррозионно-стойких материалов и изделий или предусматривать использование покрытий с учетом климатических условий эксплуатации пункта редуцирования газа. Допускается применение облицовки фасадных наружных строительных конструкций изделиями, стойкими к воздействию окружающей среды. Средний срок службы антикоррозионного покрытия должен составлять не менее 20 лет.

4.3.7 Высота помещений блок-контейнера должна быть не менее 2,2 м, а в местах прохода персонала – не менее 2,0 м от пола до выступающих частей коммуникаций и технических устройств.

4.3.8 Помещение для размещения линий редуцирования должно отвечать требованиям, предъявляемым к помещениям категории А по взрывопожарной опасности, остальные помещения, в зависимости от их назначения – по [4].

4.3.9 Для обеспечения взрывоустойчивости помещений для размещения линий редуцирования и помещений для размещения отопительного оборудования следует предусматривать устройство легкосбрасываемых строительных конструкций.Для обеспечения взрывобезопасности помещений для размещения линий редуцирования следует предусматривать:

а) искробезопасные и противопожарные двери;

б) искробезопасные окна;

в) возведение между помещениями для размещения линий редуцирования и другими помещениями газонепроницаемой противопожарной перегородки 1-го типа.

Класс пожарной опасности строительных конструкций должен быть не ниже К0 в соответствии с [3]. Покрытия пола в помещении для размещения линий редуцирования должны быть
искробезопасными, негорючими, ровными и нескользкими.

4.3.10 Окна и двери должны быть оборудованы приспособлениями, защищающими от самооткрывания, и обеспечивать фиксацию в открытом положении. Двери должны открываться наружу и запираться ключом.Двери должны быть оборудованы запирающими устройствами. Должна быть предусмотрена возможность установки дополнительного запирающего устройства. Двери изнутри запираться не должны.

4.3.11 Места стыковок строительных конструкций, отделяющих помещения категории А по взрывопожарной опасности от иных помещений, должны быть герметизированы. Отверстия в газонепроницаемой перегородке для пропуска коммуникаций также должны быть герметизированы. Вводы инженерных коммуникаций должны быть герметизированы и утеплены.

4.4 Требования к конструкции шкафа

4.4.1 Конструкция шкафа должна обеспечивать функционирование и сохранность размещенных в нем технических устройств и систем инженерно-технического обеспечения на протяжении среднего срока службы.

4.4.2 Конструкция шкафа должна разрабатываться с учетом:

  • температуры наиболее холодной пятидневки, обеспеченностью 0,92;
  • расчетной снеговой и ветровой нагрузок;
  • сейсмической нагрузки (при размещении в районах с сейсмичностью площадки свыше 6 баллов).

4.4.3 Шкаф должен быть выполнен из негорючих материалов, для ГРПШ с обогревом – с негорючим утеплителем. Толщина стенок должна определяться тепловым расчетом в соответствии с климатическими условиями района эксплуатации. В холодный период года температурный режим внутри шкафа должен обеспечивать работоспособность технических устройств в соответствии с требуемыми параметрами.

4.4.4 Шкаф следует изготавливать из коррозионно-стойких материалов, либо предусматривать использование покрытий, стойких к воздействию окружающей среды, с учетом климатических условий эксплуатации ГРПШ. Допускается применение облицовки шкафа материалами, стойкими к воздействию окружающей среды. Средний срок службы антикоррозионного покрытия должен составлять не менее 20 лет. Конструкция шкафа должна обеспечивать защиту внутреннего пространства от попадания внутрь дождевой воды и снега.

4.4.5 Зазоры в шкафу для пропуска газопроводов и коммуникаций должны быть закрыты заглушками и, при необходимости, утеплены.

4.4.6 Конструктивные элементы шкафа не должны иметь острых кромок и углов.

4.4.7 Соединения конструктивных элементов шкафа рекомендуется предусматривать на сварке.Шкафы должны иметь строповые устройства, а при их отсутствии, должны быть
обозначены места строповки.Опоры шкафа и газопроводов должны быть рассчитаны на вертикальные нагрузки веса газопровода, а также нагрузки, возникающие при тепловом расширении газопровода.

4.4.8 Конструкция шкафа должна обеспечивать удобство обслуживания технических устройств. Двери должны быть оборудованы приспособлениями, защищающими от самооткрывания, запираться ключом и обеспечивать фиксацию в открытом положении.Двери должны быть оборудованы запирающими устройствами, обеспечивающими фиксацию в верхней и нижней точках. Должна быть предусмотрена возможность установки дополнительного запирающего устройства.

4.4.9 Габаритные размеры шкафа должны быть не более: длина 3000 мм, ширина 2000 мм, высота 2500 мм.Допускается увеличивать длину шкафа до 4500 мм при условии установки в нем
узла учета газа.Допускается увеличивать высоту шкафа при условии обеспечения удобства обслуживания.

4.5 Требования к техническим устройствам

4.5.1 Требования к запорной арматуре

4.5.1.1 Запорная арматура должна соответствовать требованиям ГОСТ Р 53672.Запорная арматура должна сохранять работоспособное состояние без проведения текущего ремонта (замены изношенных узлов и деталей) в течение среднего срока службы.

4.5.1.2 Недопустимо применение натяжных пробковых кранов, в том числе трехходовых пробковых кранов перед манометрами.

4.5.1.3 Применение муфтовых соединений на низком давлении не рекомендуется,а на среднем и высоком давлении – не допускается.

4.5.1.4 Запорная арматура с цапковым присоединением может применяться на трубопроводах номинальным диаметром не более DN 40.

4.5.2 Требования к редукционной арматуре

4.5.2.1 Редукционная арматура должна соответствовать требованиям ГОСТ 11881, ГОСТ Р 52760, ГОСТ Р 53672. Конструкция и изготовление редукционной арматуры (регуляторов давления газа) должны обеспечивать их функционирование в соответствии с требуемыми параметратами.

4.5.2.2 Регулировочные элементы для изменения параметров настройки должны быть легкодоступны для обслуживающего персонала.Регулировочные элементы должны иметь защиту от несанкционированного изменения регулировки в процессе технической эксплуатации.

4.5.2.3 Редукционная арматура должна обеспечивать:

  • заявленную предприятием-изготовителем точность регулирования на выходе из пункта регулирования газа. Класс точности регулятора давления должен выбираться из
    ряда: 2,5; 5; 10 (точность регулирования не ниже ± 100 Па для класса точности регулятора давления 2,5 и 5);
  • постоянную времени, не превышающую 30 с;
  • давление закрытия, не превышающее 20 %. Значение давления закрытия следует выбирать из ряда: 2,5 %; 5 %; 10 %; 20 %.

4.5.2.4 Редукционная арматура может быть со встроенной предохранительной и/или защитной арматурой.

4.5.3 Регулятор-монитор должен обеспечивать автоматическое поддержание давления газа в заданных пределах без уменьшения пропускной способности линии редуцирования.ГОСТ Р
18 Технические характеристики регулятора-монитора должны соответствовать требованиям, предъявляемым к редукционной арматуре.

4.5.4 Требования к предохранительной и защитной арматуре

4.5.4.1 Конструкция предохранительной и защитной арматуры и ее расположение на линии редуцирования должны обеспечивать защиту газораспределительной сети и технических устройств от повышения или понижения давления газа за допустимые значения и от динамических воздействий потока газа.В качестве защитной арматуры допускается применять отключающий клапан, в том числе предохранительный запорный клапан, клапан с электромагнитным приводом. Время срабатывания – не более 1 с.

4.5.4.2 Отклонение давления начала открытия предохранительной арматуры должно составлять не более ± 5 % от заданного значения давления газа. Отклонение давления срабатывания защитной арматуры должно составлять не более ± 5 % от заданного значения давления газа. Для защитной арматуры низкого давления допускается отклонение давления срабатывания не более ± 10 %. Значение отклонения давления начала открытия (срабатывания) должно выбираться из ряда: 1 %; 2,5 %; 5 %; 10 %.

4.5.4.3 Конструкция предохранительной арматуры высокого и среднего давления должна предусматривать возможность принудительного открытия для проверки на работоспособность.
Давление, при котором происходит полное закрытие, не должно отклоняться более чем на 5 % от давления начала открытия.

4.5.4.4 Регулировочные элементы должны иметь защиту от несанкционированного изменения регулировки в процессе технического обслуживания.Установка открытой рычажной системы управления на корпусе защитных устройств не допускается.ГОСТ Р19

4.5.5 Требования к узлам учета газа

4.5.5.1 Узел учета газа должен обеспечивать измерение количества газа во всем диапазоне расхода с нормированной погрешностью.

4.5.5.2 В составе узла учета газа рекомендуется предусматривать технические устройства и средства автоматизации для сбора, контроля и передачи информации, в том числе корректор газа в зависимости от фактических значений температуры и давления газа.

4.5.5.3 Электронные устройства, входящие в состав узла учета, должны обеспечивать возможность дистанционного доступа к информации о параметрах газа и состоянии средств измерений.
Узел учета газа и программное обеспечение средств обработки, хранения и передачи информации должны иметь средства защиты от несанкционированного доступа. Узел учета газа должен обеспечивать возможность включения его в АСУ ТП РГ или АСКУГ.

4.5.5.4 Узел учета газа должен соответствовать температурному диапазону природного газа и ГОСТ 15150 по климатическому исполнению, быть во взрывобезопасном исполнении.

4.5.5.5 При необходимости допускается размещение узла учета газа за пределами пункта регулирования газа в отдельном боксе (шкафу) с обогревом.Допускается не применять устройства очистки газа в узле учета газа, если необходимая степень очистки обеспечивается устройством очистки газа линии редуцирования.

4.5.6 Требования к устройствам очистки газа

4.5.6.1 Устройства очистки газа должны обеспечивать степень очистки, необходимую для функционирования технических устройств в соответствии с требуемыми параметрами (но не более 80 мкм).ГОСТ Р20

4.5.6.2 Наличие устройства очистки газа в пункте регулирования газа обязательно.

4.5.6.3 В конструкции устройства очистки газа должно быть предусмотрено устройство, характеризующее уровень засоренности фильтрующего элемента и фиксирующее значение перепада давления на фильтрующем элементе при максимальном расходе газа. В ГРПШ пропускной способностью до 50 м3/ч перепад давления газа может замеряться переносными приборами.Допустимый перепад давления газа на устройстве очистки газа (фильтрующем элементе) устанавливается предприятием-изготовителем и указывается в эксплуатационной документации на пункт регулирования газа.При установке фильтра-влагоотделителя должны быть дополнительно предусмотрены приспособления для контроля уровня жидкости.

4.5.6.4 Фильтрующие материалы не должны образовывать с газом химических соединений и разрушаться от его воздействия.

4.5.7 Требования к разъемным соединениям

4.5.7.1 Фланцевые и резьбовые соединения должны соответствовать требованиям ГОСТ 12815 – ГОСТ 12822 и ГОСТ 6357, ГОСТ 9150, ГОСТ 10549, ГОСТ 16093, ГОСТ 24705 соответственно.Соединения, отличающиеся от стандартных по размерам и конструкции, подлежат расчету на прочность, с учетом условий эксплуатации.

4.5.7.2 Для соединения фланцев газопроводов и технических устройств, работающих при температуре рабочей среды ниже минус 40 °С, независимо от давления следует применять шпильки.

4.5.7.3 Выбор марок сталей для крепежных деталей следует осуществлять в зависимости от рабочих условий. Материалы крепежных деталей должны выбираться с коэффициентом линейного расширения, близким по значению к коэффициенту линейного расширения фланца.

4.5.7.4 Резьба на деталях газопровода и крепежных изделиях должна соответствовать требованиям ГОСТ 6357, ГОСТ 9150, ГОСТ 10549, ГОСТ 16093, ГОСТ 24705.

4.5.7.5 Применение крепежных деталей без антикоррозионного покрытия не допускается.

4.5.7.6 Уплотнительные материалы должны обеспечивать герметичность разъемных соединений до их разборки во время проведения ремонтных и/или регламентных работ.

4.5.7.7 Крепежные детали и уплотнительные материалы должны обеспечивать разборку разъемного соединения без применения специальных средств и инструментов, а также не допускать потерю герметичности вследствие вибрации при транспортировании и эксплуатации пункта регулирования газа.

4.5.8 Требования к газопроводам

4.5.8.1 Газопроводы следует изготавливать из металлических труб, выбор труб – в соответствии с [5]. Толщина стенки труб и деталей газопроводов должна определяться в зависимости от рабочих параметров по [6] и [5]. При выборе толщины стенки труб и деталей газопровода должны учитываться особенности технологии их изготовления (гибка, сборка, сварка).Соединительные детали должны соответствовать требованиям ГОСТ 6527, ГОСТ 8969, ГОСТ 12815 – ГОСТ 12822, ГОСТ 17375 – ГОСТ 17380, ГОСТ 30753.Допускается применение соединительных деталей, изготавливаемых по документации предприятия-изготовителя, при условии аттестации технологии изготовления.

4.5.8.2 Прокладку газопроводов следует предусматривать открытой.Соединения труб должны быть неразъемными, на сварке. Разъемные соединения разрешается предусматривать в местах присоединения технических устройств, контрольно-измерительных приборов, а также на импульсных трубопроводах.ГОСТ Р22 Сварные соединения по своим физико-механическим свойствам должны соответствовать основному материалу свариваемых труб. Типы, конструктивные элементы и размеры сварных соединений газопроводов должны соответствовать ГОСТ 16037. Неразрушающий контроль сварных соединений газопроводов проводят радиографическим методом по ГОСТ 7512 и ультразвуковым методом по ГОСТ 14782. Число стыков, подлежащих контролю физическими методами, следует принимать по [7].

4.5.8.3 Расстояния между фланцевыми, резьбовыми соединениями и отверстиями в стенах, перегородках, перекрытиях должны приниматься с учетом возможности сборки и разборки соединения. Размещение соединений, в том числе сварных, в пересекаемых конструкциях не допускается.

4.5.8.4 Газопроводы должны монтироваться на опорах. Опоры должны располагаться на расстоянии не менее 50 мм от сварного шва.

4.5.8.5 Опоры должны быть рассчитаны на вертикальные нагрузки веса газопровода, а также нагрузки, возникающие при тепловом расширении газопровода.

4.6 Требования к контрольно-измерительным приборам, автоматизации и сигнализации

4.6.1 Виды измеряемых параметров, методы измерения, места установки датчиков и отборных устройств должны определяться в конструкторской документации, исходя из условия безопасности и надежности при эксплуатации.

4.6.2 Перед контрольно-измерительными приборами должна предусматриваться установка контрольной арматуры для проведения технического обслуживания и метрологической поверки. Порядок и сроки проведения работ должны быть указаны в документации на прибор. Класс точности манометров должен быть не ниже 1,5.

4.6.3 Электрические контрольно-измерительные приборы должны быть во взрывобезопасном исполнении.

4.6.4 Комплекс средств автоматизации и сигнализации пункта регулирования должен обеспечивать:

  • возможность безопасного и надежного функционирования технических устройств без постоянного присутствия обслуживающего персонала;
  • мониторинг состояния технических устройств и пункта регулирования газа в целом;
  • экологическую безопасность окружающей среды;
  • возможность включения в систему АСУ ТП.

4.6.5 Структура комплекса средств автоматизации должна быть принята из условий:

  • модульности построения;
  • максимального приближения функций сбора и обработки информации к месту ее возникновения.

4.6.6 Конструкция пункта регулирования газа должна предусматривать возможность установки дополнительных приборов и расширения функциональных возможностей системы автоматизации.

4.6.7 В состав комплекса технических средств для решения задач автоматизации должны входить:

  • первичные преобразователи, датчики, сигнализаторы, функционирующие в автоматическом режиме и имеющие стандартные интерфейсы связи (цифровые и аналоговые);
  • устройства для сбора и передачи данных;
  • каналообразующая аппаратура.

4.6.8 В блочном газорегуляторном пункте первичные преобразователи должны устанавливаться в помещении для размещения линии редуцирования, вторичная аппаратура – в отдельном помещении вне взрывоопасной зоны. Допускается размещать комплекс средств автоматизации для ГРПШ за пределами шкафа в отдельном боксе (шкафу).

4.6.9 Связь между первичными преобразователями, датчиками, сигнализаторами и устройствами сбора и передачи данных должна осуществляться стандартными видами сигнала.

4.6.10 Первичные преобразователи должны быть во взрывобезопасном исполнении.

4.6.11 Комплекс технических средств автоматизации должен быть защищен от несанкционированного вмешательства, перебоев в электропитании, механических воздействий.

4.6.12 В блочном газорегуляторном пункте на газопроводе к отопительному газоиспользующему оборудованию следует предусматривать установку термочувствительного запорного клапана и быстродействующего запорного клапана, сблокированного с сигнализатором загазованности по метану (СН4) и оксиду углерода (СО). Быстродействующий запорный клапан должен обеспечивать прекращение подачи газа к отопительному газоиспользующему оборудованию при достижении опасной концентрации природного газа в воздухе помещения свыше 10 % НКПРП (нижнего концентрационного предела распространения пламени) и при достижении концентрации оксида углерода (СО), равной 5 ПДК р.з. (предельно допустимой концентрации в рабочей
зоне), что составляет 95 – 100 мг/м3. Все сигнализаторы, в том числе охранные, а также быстродействующий запорный клапан, устанавливаемые в помещении линии редуцирования, должны быть во взрывобезопасном исполнении.

4.7 Требования к отоплению и вентиляции

4.7.1 Требования к отоплению и вентиляции ГРПБ

4.7.1.1 В ГРПБ следует предусматривать применение отопительного оборудования.

4.7.1.2 Температура воздуха в помещениях ГРПБ в холодный период года и переходных условиях должна быть не менее 5 °С. Система отопления должна обеспечивать автоматическое поддержание температуры воздуха в помещениях.

4.7.1.3 В помещениях ГРПБ должны быть предусмотрены:

  • формируемые параметры микроклимата и чистота воздуха в пределах оптимальных норм по ГОСТ 12.1.005.
  • взрывопожаробезопасность систем отопления и вентиляции.

4.7.1.4 Отопление помещений ГРПБ может осуществляться:

  • от централизованного источника тепла (от водяных тепловых сетей систем теплоснабжения) через индивидуальный тепловой пункт;
  • от автономного источника тепла (теплогенератора), работающего на природном газе;
  • от электрической системы отопления;
  • от иных источников отопления.

4.7.1.5 Максимальная температура на теплоотдающей поверхности приборов систем отопления не должна превышать 110 °С.

4.7.1.6 Индивидуальный тепловой пункт при централизованном теплоснабжении или теплогенератор с открытой камерой сгорания следует размещать в помещении, отделенном от других помещений противопожарной перегородкой 1-го типа, за исключением помещений для размещения линий редуцирования, которые отделяются от других помещений согласно требованиям 4.3.9, перечисление в).

4.7.1.7 В индивидуальном тепловом пункте следует размещать технологические устройства, приборы контроля, управления и автоматизации в соответствии с [8].

4.7.1.8 Прокладка трубопроводов систем отопления должна быть открытой. Сварные соединения по своим физико-механическим свойствам должны соответствовать основному материалу свариваемых труб.Типы, конструктивные элементы и размеры сварных соединений трубопроводов должны соответствовать ГОСТ 16037. Расстояния между фланцевыми, резьбовыми соединениями и отверстиями в стенах, перегородках, перекрытиях должны приниматься с учетом возможности сборки и разборки соединения с применением механизированного инструмента. Размещение соединений, в том числе сварных, в пересекаемых конструкциях не допускается. Опоры под трубопровод должны быть рассчитаны на вертикальные нагрузки веса
трубопровода с транспортируемой средой, а также нагрузки, возникающие при тепловом расширении трубопровода.

4.7.1.9 В электрической системе отопления следует применять электрические радиаторы во взрывобезопасном исполнении с автоматическим регулированием температуры теплоотдающей поверхности нагревательного элемента в зависимости от температуры воздуха в помещениях.

4.7.1.10 В помещении линий редуцирования допускается использовать электрические нагреватели во взрывобезопасном исполнении.

4.7.1.11 В блочном газорегуляторном пункте должен быть предусмотрен узел учета энергоносителей на отопление.

4.7.1.12 Отвод продуктов сгорания от теплогенератора следует предусматривать в атмосферу с устройством дымохода.

4.7.1.13 Отопительные приборы в помещениях ГРПБ следует размещать на расстоянии (в свету) не менее 100 мм по горизонтали от поверхности строительных конструкций.

4.7.1.14 Требования к системе вентиляции помещений ГРПБ смотри в [9].

4.7.1.15 Устройство дымовых и вентиляционных каналов в строительных конструкциях блок-контейнера не допускается.

4.7.1.16 При прокладке продувочных и сбросных трубопроводов по наружной поверхности строительной конструкции блок-контейнера, в которой размещены воздухозаборные устройства приточной вентиляции, расстояние конечных участков данных труб до воздухозаборных устройств по вертикали должно быть не менее 3 м.

4.7.2 Требования к отоплению и вентиляции ГРПШ

4.7.2.1 В шкафном пункте редуцирования газа должна быть обеспечена постоянно действующая естественная вентиляция. В шкафу должны быть предусмотрены решетки (прорези) для вентиляции. Для защиты от проникновения в ГРПШ насекомых рекомендуется закрывать вентиляционные отверстия москитными сетками.

4.7.2.2 В конструкции шкафа должны быть предусмотрены конструктивные элементы для размещения устройств, предназначенных для обогрева, с обеспечением мероприятий по взрывопожаробезопасности.Температура воздуха в ГРПШ должна быть не менее 5 °С, если иные требования не установлены производителем приборов и оборудования.В электрической системе обогрева следует применять электрические радиаторы во взрывобезопасном исполнении, с автоматическим регулированием температуры теплоотдающей поверхности нагревательного элемента в зависимости от температуры воздуха в шкафу.

4.7.2.3 В шкафном пункте редуцирования газа должен быть предусмотрен учет энергоносителей на обогрев. Допускается размещать узлы учета электроэнергии за пределами шкафа.

4.8 Электроснабжение и молниезащита

4.8.1 Электрооборудование, электроосвещение и категория электроприемников должны соответствовать ГОСТ Р 12.1.019; ГОСТ Р 50571.3; ГОСТ Р 50571.29 и ГОСТ Р 51350.Электрооборудование и контрольно-измерительные приборы с электрическим выходным сигналом, приборы электроосвещения, расположенные в помещении для размещения линий редуцирования должны быть во взрывобезопасном исполнении в соответствии с ГОСТ Р 51330.0; ГОСТ Р 52350.14.

4.8.2 Для распределения электроэнергии должен быть предусмотрен вводнораспределительный щит с установкой электрического счетчика.

4.8.3 В электроустановках пунктов редуцирования газа должны быть предусмотрены меры защиты от поражения электрическим током. В вводно-распределительный щит должен устанавливаться выключатель с устройством защитного отключения.

4.8.4 В блочном газорегуляторном пункте должно быть предусмотрено рабочее и аварийное освещения. Светильники рабочего и аварийного освещений должны питаться от независимых источников.

4.8.5 По опасности ударов молнии ПРГ следует классифицировать как специальные объекты, представляющие опасность для непосредственного окружения.Заземляющие устройства (заземлители) блок-контейнера, шкафа, трубопроводов, электроустановок и молниезащиты пунктов редуцирования газа должны быть объединены в общую систему с помощью системы уравнивания потенциалов.При размещении в ГРПБ системы автоматизации должна быть создана защита от вторичных воздействий молнии.

4.8.6 Заземляющие зажимы должны соответствовать требованиям ГОСТ 21130. Заземляющий зажим должен быть выполнен из коррозионно-стойкого металла или покрыт металлом, предохраняющим его от коррозии, контактная часть не должна иметь поверхностной окраски. Около заземляющего зажима должен быть нанесен знак заземления по ГОСТ 21130.В пунктах редуцирования газа должно быть обеспечено электрическое соединение всех доступных прикосновению металлических нетоковедущих частей изделия, которые могут оказаться под напряжением, с элементами для заземления. Значение сопротивления между заземляющим болтом (винтом, шпилькой) и каждой доступной прикосновению металлической нетоковедущей частью изделия, которая может оказаться под напряжением, не должно превышать 0,1 Ом.

5 Требования надежности

5.1 Пункты редуцирования газа должны соответствовать требованиям надежности при обеспечении безопасности эксплуатации со значениями параметров, указанными в
таблице 1.

5.2 Конструкцией ГРПБ должны предусматриваться устройства для обеспечения надежности электроснабжения в зависимости от категории объекта, на котором будет установлен пункт редуцирования газа. При оснащении помещений ГРПБ пожарной сигнализацией и/или аварийной вентиляцией электроснабжение должно предусматриваться по категории I надежности.ГОСТ Р
29

Т а б л и ц а 1 – Требования надежности

Наименование параметра

  • Блочный газорегуляторный пункт
  • Шкафной пункт редуцирования газа
  • Средний срок службы, лет, не менее 40 30
  • Наработка до отказа, ч, не менее 44000 44000
  • Среднее время восстановления работоспособного состояния, ч, не более 8 3

5.3 Средний срок службы трубопроводной арматуры – не менее 30 лет.Средний срок службы уплотняющих материалов и мембран редукционной, предо-
хранительной и защитной арматуры – не менее 5 лет.

5.4 В шкафных пунктах редуцирования газа допускается применение редукционной арматуры, сохраняющей работоспособное состояние без проведения ремонтов. Техническое обслуживание таких устройств должно проводиться в соответствии с рекомендациями изготовителя. Средний срок службы таких устройств (до их замены)должен составлять не менее 12 лет.

5.5 В соответствии с требованиями ГОСТ Р 53672 в эксплуатационной документации должны быть установлены порядок проведения, периодичность и объем работ по техническому обслуживанию, текущему, капитальному ремонтам и диагностированию технических устройств пункта редуцирования газа.

6 Маркировка, комплектность, упаковка

6.1 Маркировка

6.1.1 На каждом пункте редуцирования газа должна быть нанесена прочная, долговечная (в течение среднего срока службы) и хорошо видимая маркировка. Маркировка должна быть нанесена на внешние и внутренние поверхности блок-контейнера и располагаться в местах, обеспечивающих легкость прочтения информации, содержащейся в ней, в процессе транспортирования, монтажа (демонтажа), хранения и эксплуатации.

6.1.2 Маркировка должна содержать:

  • товарный знак и/или наименование предприятия-изготовителя;
  • наименование, обозначение и шифр изделия;
  • номер технических условий;
  • порядковый номер пункта редуцирования газа по системе нумерации предприятия-изготовителя;
  • месяц и год выпуска;
  • знак соответствия для сертифицированного пункта редуцирования газа.

Для пункта редуцирования газа, оснащенного электрооборудованием, дополнительно должны быть нанесены следующие данные:

  • номинальное напряжение;
  • номинальная потребляемая мощность электроэнергии;
  • символ степени защиты от поражения электрическим током.

6.1.3 На всех боковых поверхностях блок-контейнера и дверях шкафа должна быть нанесена несмываемая контрастная надпись красного цвета: «Огнеопасно – газ».

6.1.4 На каждой двери помещений ГРПБ должны быть нанесены знаки класса взрывоопасной зоны и категории помещения по взрывопожарной опасности и запрещающие знаки безопасности:

  • «Запрещается пользоваться открытым огнем»;
  • «Запрещается курить»;
  • «Вход воспрещен».

6.1.5 Транспортная маркировка пунктов редуцирования газа, их отдельных элементов или пакетов, ящиков должна выполняться в соответствии с требованиями ГОСТ 14192.

6.1.6 Детали и сборочные единицы, демонтируемые на время транспортирования, маркируются обозначениями согласно конструкторской документации.

6.1.7 На газопроводах должно быть указано (красным цветом) направление движения потока природного газа, а на маховиках запорной арматуры – направление открытия и закрытия.

6.1.8 Газопроводы должны быть окрашены в желтый цвет. Запорная арматура должна иметь отличительную окраску в зависимости от материала корпуса в соответствии с ГОСТ Р 52760.

6.2 Комплектность

6.2.1 Комплектность должна соответствовать требованиям конструкторской документации предприятия-изготовителя пунктов редуцирования газа.

6.2.2 Пункты редуцирования газа должны поставляться предприятиемизготовителем в полностью собранном виде. Допускается поставка со снятыми на время транспортирования конструктивными элементами, если это указано в конструкторской документации на ПРГ и определяется условиями транспортирования.Допускается монтировать устройство молниезащиты, заземления и системы автоматизации на месте эксплуатации ПРГ без внесения изменений, не предусмотренных эксплуатационной документацией, в конструкцию ПРГ.

В комплект поставки следует включать:

  • пункт редуцирования газа, полностью укомплектованный техническими устройствами и системами инженерно-технического обеспечения, входящими в его состав;
  • съемные и демонтируемые на период транспортирования конструктивные элементы (продувочные и сбросные газопроводы, электроизолирующие устройства для входных и выходных газопроводов, дымовая труба, дефлекторы, крепления и т. п.), перечень которых должен быть указан в эксплуатационной документации на ПРГ;
  • запасные герметизирующие прокладки для разъемных соединений, окон, дверей и вводов коммуникаций в блок-контейнер или шкаф;
  • эксплуатационную и товаросопроводительную документацию для ПРГ, технических устройств, а также разрешительную документацию на их применение.
  • комплект запасных деталей, специального инструмента и приспособлений, если это указано в конструкторской документации предприятия-изготовителя.

6.3 Упаковка

6.3.1 Упаковка пункта редуцирования газа должна обеспечивать его сохранность на период транспортирования и хранения и соответствовать требованиям конструкторской документации предприятия-изготовителя. Упаковка демонтируемых при транспортировании конструктивных элементов должна соответствовать требованиям ГОСТ 24597 и конструкторской документации
предприятия-изготовителя.

6.3.2 Упаковка должна производиться после приемочного контроля и включать в себя:

  • раскладку и закрепление механически не связанных с блок-контейнером, шкафом или технологическими устройствами конструктивных элементов, технических устройств, контрольно-измерительных приборов в пакеты и ящики;
  • маркирование и закрепление внутри блок-контейнера или шкафа отдельных изделий и пакетов;закрытие окон ГРПБ изнутр
  • и на запорные устройства, защиту окон щитами или панелями (по согласованию с заказчиком);
  • демонтаж, упаковку и закрепление деталей и элементов, выступающих за габариты блок-контейнера или шкафа;
  • заделку мес ввода и выпуска систем инженерно-технического обеспечения, вентиляционных решеток, мест установки дефлектора и дымовых труб;
  • укладку прилагаемой документации в непромокаемый пакет;
  • закрытие на замок и опломбирование наружных дверей.
  • Формирование пакетов производится в соответствии с ведомостью комплектации пункта редуцирования газа.

6.3.3 Подготовка к транспортированию пункта редуцирования газа и тара для конструктивных элементов, транспортируемых в районы Крайнего Севера и приравненные к ним местности, должны отвечать требованиям ГОСТ 15846.

6.3.4 По согласованию с заказчиком допускается транспортирование пункта редуцирования газа без транспортировочной тары.

6.3.5 Присоединительные концы газопроводов на период транспортирования и хранения пункта редуцирования газа должны быть закрыты пробками, защищены герметизирующим материалом с целью предохранения от попадания грязи и посторонних предметов. Газопроводы, оканчивающиеся фланцами, должны быть закрыты заглушками.

6.3.6 Уплотнительные поверхности фланцев и резьбы должны иметь защитное антикоррозионное покрытие.

7 Приемка

7.1 Предприятием-изготовителем должна быть обеспечена приемка пункта редуцирования газа, деталей и сборочных единиц в соответствии с требованиями настоящего стандарта, ГОСТ 15.309 и конструкторской документации.

7.2 Пункты редуцирования газа должны подвергаться приемо-сдаточным и периодическим испытаниям на соответствие требованиям настоящего стандарта и технических условий предприятия-изготовителя, типовым испытаниям.

7.3 Приемо-сдаточным испытаниям должен подвергаться каждый пункт редуцирования газа. При обнаружении в процессе испытаний несоответствия какому-либо контролируемому показателю, изделие бракуется. После устранения дефекта пункт редуцирования газа должен повторно подвергаться приемо-сдаточным испытаниям.

7.4 Периодические испытания должны проводиться не реже одного раза в три года, не менее чем на одном пункте редуцирования газа, прошедшем приемо-сдаточные испытания.При обнаружении несоответствия какого-либо показателя требуемым значениям, отгрузка пунктов редуцирования газа всех исполнений приостанавливается до выявления причин отказа, а испытаниям подвергается удвоенное число образцов разного исполнения. При положительных результатах повторных периодических испытаний приемка и отгрузка пунктов редуцирования газа должна быть возобновлена.

7.5 При выполнении приемо-сдаточных и периодических испытаний в обязательном порядке должные проверяться параметры и показатели, представленные в таблице 2.

Директор НИЦ
ОАО «Гипрониигаз» А.В. Бирюков

Источник: http://www.gazovoe-oborudovanie64.ru/gost-gazoraspredelitelnyie-punktyi.html


МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СОВЕТ ПО СТАНДАРТИЗАЦИИ, МЕТРОЛОГИИ И СЕРТИФИКАЦИИ

(МГС)

INTERSTATE COUNCIL FOR STANDARDIZATION, METROLOGY AND CERTIFICATION

(ISC)

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ

СТАНДАРТ

ГОСТ

34011-

2016

Системы газораспределительные

ПУНКТЫ ГАЗОРЕГУЛЯТОРНЫЕ БЛОЧНЫЕ. ПУНКТЫ РЕДУЦИРОВАНИЯ ГАЗА ШКАФНЫЕ

Общие технические требования

Издание официальное

Москва

Стандартииформ

2017

ГОСТ 34011—2016

Предисловие

Цели, основные принципы и основной порядок проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены в ГОСТ 1.0—2015 «Межгосударственная система стандартизации. Основные положения» и ГОСТ 1.2—2015 «Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные. правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, обновления и отмены»

Сведения о стандарте

1    РАЗРАБОТАН Акционерным обществом «Газпром газораспределение» (АО «Газлром газораспределение») и Акционерным обществом «Головной научно-исследовательский и проектный институт по распределению и использованию газа «Гипрониигаэ» (АО «Гипрониигаз»)

2    ВНЕСЕН Межгосударственным техническим комитетом по стандартизации МТК 523 «Техника и технология добычи и переработки нефти и газа»

3    ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 22 ноября 2016 г. № 93-П)

За принятие проголосовали:

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

Код страны

по МК (ИСО 3166) 004- 97

Сокращенное наименование национального органа по стандартизации

Азербайджан

А 2

Азстандарт

Армения

AM

Минэкономики Республики Армения

Беларусь

BY

Госстандарт Республики Беларусь

Грузия

QE

Грузстандарт

Киргизия

KG

Кыргыэстандарт

Казахстан

К Z

Госстандарт Республики Казахстан

Россия

R U

Росстандарт

Таджикистан

TJ

Таджикстакдарт

Украина

UA

Минэкономразвития Украины

4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 13 апреля 2017 г. N» 281 -ст межгосударственный стандарт ГОСТ 34011 —2016 введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации с 1 сентября 2017 г.

5 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется е ежегодном информационном указателе «Национальные стандарты» (по состоянию на 1 янеаря текущего года), а текст изменений и поправок — е ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». В случав пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячном информационном указателе кНациональные 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 ()

© Стандартинформ. 2017

В Российской Федерации настоящий стандартне может быть полностью или частично воспроизведен. тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

ГОСТ 34011—2016

Содержание

1    Область применения...................................................1

2    Нормативные ссылки..................................................1

3    Термины, определения и сокращения........................................3

4    Технические требования................................................4

4.1    Общие требования.................................................4

4.2    Требования клиниям редуцирования.....................................6

4.3    Требования к конструкции блок-контейнера.................................7

4.4    Требования к конструкции шкафа........................................8

4.5    Требования к техническим устройствам....................................б

4.6    Требования к контрольно-измерительным приборам, автоматизации и сигнализации......11

4.7    Требования к отоплению и вентиляции...................................12

4.8    Электроснабжение и молниеэащита.....................................13

5    Требования надежности................................................13

6    Маркировка, комплектность, упаковка.......................................14

6.1    Маркировка.......................................................14

6.2    Комплектность.....................................................15

6.3    Упаковка........................................................15

7    Приемка..........................................................16

in

ГОСТ 34011—2016

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ

Системы газораспределительные

ПУНКТЫ ГАЗОРЕГУЛЯТОРНЫЕ БЛОЧНЫЕ.

ПУНКТЫ РЕДУЦИРОВАНИЯ ГАЗА ШКАФНЫЕ

Общие технические требования

Ges distribution systems. Block gas delivery stations. Cabinet gas delivery stations. General technical requirements

Дета введения — 2017—09—01

1    Область применения

1.1    Настоящий стандарт распространяется на пункты газорегуляторные блочные и пункты редуцирования газа шкафные (далее — пункты редуцирования газа), предназначенные для редуцирования давления природногогаэасеходногозначения (до 1,2 МПа включительно) до требуемыхэначвний, а также для выполнения следующих функций:

•    автоматического поддержания заданного выходного давления независимо от изменения расхода и входного давления газа (в заданном диапазоне их значений);

•    автоматического прекращения подачи газа при повышении или понижении выходного давления сверх или ниже допустимых заданных значений;

•    очистки газа от механических примесей;

•    учета газа.

1.2    Настоящий стандарт устанавливает общие технические требования к пунктам редуцирования газа, предназначенным для применения в сетях газораспределения и газолотребления при транспортировании горючих газов по ГОСТ 5542.

1.3    Настоящий стандарт не распространяется на газорегуляторные установки, стационарные газорегуляторные пункты, атакже на пункты редуцирования газа, принятые в эксплуатацию до дня вступления в силу настоящего стандарта.

2    Нормативные ссылки

8 настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие межгосударственные стандарты.

ГОСТ 12.1.004—91 Система стандартов безопасности труда. Пожарная безопасность. Общие требования

ГОСТ 12.1.010—76 Система стандартов безопасности труда. Вэрывобезопасность. Общие требования

ГОСТ 12.1.019—791) Система стандартов безопасности труда. Электробезоласкость. Общие требования и номенклатура видов защиты

ГОСТ 12.2.003—91 Система стандартов безопасности труда. Оборудование производственное. Общие требования безопасности

ГОСТ 12.2.063—812> Система стандартов безопасности труда. Арматура промышленная трубопроводная. Общие требования безопасности

В Российской Федерации действует ГОСТ Р 12.1.019—2009 «Система стандартов безопасности труда. Элект^обезопвсность. Общие требования и номенклатура видов защиты*.

> В Российской Федерации действует ГОСТ Р 53672—2009 «Арматура трубопроводная. Общие требования безопасности*.

Издание официальное

1

ГОСТ 34011—2016

ГОСТ 12.2.091—2012 (IEC 61010-1:2001) Безопасность электрического оборудования для измерения. управления и лабораторного применения. Часть 1. Общие требования

ГОСТ 15.309—98 Система разработки и постановки продукции на производство. Испытания и приемка выпускаемой продукции. Основные положения

ГОСТ 4666—751)Арматура трубопроводная. Маркировка и отличительная окраска ГОСТ 5264—80 Ручная дуговая сварка. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры

ГОСТ 5542—87 Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия

ГОСТ 6357—81 Основные нормы взаимозаменяемости. Резьба трубная цилиндрическая ГОСТ 6527—68 Концы муфтовые с трубной цилиндрической резьбой. Размеры ГОСТ 7512—82 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод ГОСТ 8969—75 Части соединительные стальные с цилиндрической резьбой для трубопроводов Р -1.6 МПа. Сгоны. Основные размеры

ГОСТ 9150—2002 Основные нормы взаимозаменяемости. Резьба метрическая. Профиль ГОСТ 9544—20052) Арматура трубопроводная запорная. Классы и нормы герметичности затворов ГОСТ 10549—80 Выход резьбы. Сбеги, недорезы. проточки и фаски

ГОСТ 11534—75 Ручная дуговая сварка. Соединения сварные под острыми и тупыми углами. Основные типы, конструктивные элементы и размеры

ГОСТ 11881—76 ГСП. Регуляторы, работающие без использования постороннего источника энергии. Общие технические условия

ГОСТ 12815—80 Фланцы арматуры, соединительных частей и трубопроводов на Ру от 0.1 до

20.0    МПа {от 1 до 200 кгс/см2). Типы. Присоединительные размеры и размеры уплотнительных поверхностей

ГОСТ 12816—80 Фланцы арматуры, соединительных частей и трубопроводов на Ру от 0.1 до

20.0    МПа (от 1 до 200 кгс/см2). Общие технические требования

ГОСТ 12817—80 Фланцы литые из серого чугуна на Ру от 0,1 до 1.6 МПа (от 1 до 16 кгс/см2). Конструкция и размеры

ГОСТ 12818—80 Фланцы литые из ковкого чугуна на Ру от 1.6 до 4.0 МПа (от 16 до 40 кгс/см2). Конструкция и размеры

ГОСТ 12819—80 Фланцы литые стальные на Ру от 1.6 до 20.0 МПа (от 16 до 200 кгс/см2). Конструкция и размеры

ГОСТ 12820—80 Фланцы стальные плоские приварные на Ру от 0.1 до 2.5 МПа (от 1 до 25 кгс/см2). Конструкция и размеры

ГОСТ 12821—80 Фланцы стальные приварные встык на Ру от 0.1 до 20.0 МПа (от 1 до 200 кгс/см2). Конструкция и размеры

ГОСТ 12822—80 Фланцы стальные свободные на приварном кольце на Ру от 0.1 до 2.5 МПа. Конструкции и размеры

ГОСТ 14192—96 Маркировка грузов

ГОСТ 14776—79Дуговая сварка. Соединения сварные точечные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры

ГОСТ 14782—863> Контроль нераэрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые ГОСТ 15150—69 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды

ГОСТ 15846—2002 Продукция, отправляемая в районы Крайнего Севера и приравненные к ним местности. Упаковка, маркировка, транспортирование и хранение

ГОСТ 16037—80 Соединения сварные стальных трубопроводов. Основные типы, конструктивные элементы и размеры

ГОСТ 16093—2004 (ИСО 965-1:1998. ИСО 965-3:1998) Основные нормы взаимозаменяемости. Резьба метрическая. Допуски. Посадки с зазором 11

11 8 Российской Федерации действует ГОСТ Р 52760—2007 «Арматура трубопроводная. Требования к маркировке и отличительной окраске».

21 8 Российской Федерации действует ГОСТ Р 54808—2011 «Арматура трубопроводная. Нормы герметичности затворов».

31 8 Российской Федерации действует ГОСТ Р 55724—2013 «Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые*.

2

ГОСТ 34011—2016

ГОСТ 17375—2001 (ИСО 3419—81) Детали трубопроводов бесшовные приварные из углеродистой и низколегированной стали. Отводы кругоиэогнутые типа 3D (R около 1.5 DN). Конструкция

ГОСТ 17376—2001 (ИСО 3419—81) Детали трубопроводов бесшовные приварные из углеродистой и низколегированной стали. Тройники. Конструкция

ГОСТ 17378—2001 (ИСО 3419—81) Детали трубопроводов бесшовные приварные из углеродистой и низколегированной стали. Переходы. Конструкция

ГОСТ 17379—2001 (ИСО 3419—81) Детали трубопроводов бесшовные приварные из углеродистой и низколегированной стали. Заглушки эллиптические. Конструкция

ГОСТ 17380—2001 (ИСО 3419—81) Детали трубопроводов бесшовные приварные из углеродистой и низколегированной стали. Общие технические условия

ГОСТ 21130—75 Изделия электротехнические. Зажимы заземляющие и знаки заземления. Конструкция и размеры

ГОСТ 24597—81 Пакеты тарно-штучных грузов. Основные параметры и размеры ГОСТ 24705—2004 (ИСО 724:1993) Основные нормы взаимозаменяемости. Резьба метрическая. Основные размеры

ГОСТ 30331.3—9511 (МЭК 364-4-41 —92) Электроустановки зданий. Часть4. Требования пообеспе-чению безопасности. Защита от поражения электрическим током

ГОСТ 30546.1—98 Общие требования к машинам, приборам и другим техническим изделиям и методы расчета их сложных конструкции в части сейсмостойкости

ГОСТ 30753—2001 (ИСО 3419—81) Детали трубопроводов бесшовные приварные из углеродистой и низколегированной стали. Отводы крутоизогнутые типа 2D (R = DN). Конструкция

ГОСТ 30852.0—2002 (МЭК 60079-0:1998) Электрооборудование взрывоэащищенное. Часть 0. Общие требования

Примечание — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего годе, и по выпускам ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты» за текущий год. Если ссылочный стандарт заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться заменяющим (измененным)стакдартом. Если ссылочный стандарт отменен бвззамены. то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей згу ссылку.

3 Термины, определения и сокращения

3.1    В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

3.1.1    давление закрытия регулятора давления, процент: Максимальное увеличение значения выходного давления газа при уменьшении расхода газа до нуля.

3.1.2    запорная арматура: Арматура, предназначенная для перекрытия потока рабочей среды с определенной герметичностью.

3.1.3    отключающая арматура: Арматура, предназначенная для перекрытия потока рабочей среды при превышении заданной величины скорости ее течения за счет изменения перепада давления на чувствительном элементе, либо в случае изменения заданной величины давления.

3.1.4    класс точности регулятора давления: Абсолютное максимальное допустимое значение точности регулирования.

3.1.5    легкосбрасываемые конструкции: Ограждающие конструкции здания (сооружения), которые при взрыве внутри помещения здания (сооружения) обеспечивают высвобождение энергии взрыва, предохраняя от разрушений другие строительные конструкции здания (сооружения).

3.1.6

наработка до отказа: Наработка, накопленная от первого использования изделия или от его восстановления до отказа.

[ГОСТ 27.002—89, статья 4.21_

3.1.7 постоянная времени: Время, необходимое для стабилизации величины давления газа в контролируемой точке на заданном уровне при изменении расхода газа или входного давления.

В Российской Федерации действует ГОСТ Р 50571.3—2009 «Электроустановки низховолыте. Часть 4-41. Требования для обеспечения безопасности. Защите от поражения электрическим током».

3

ГОСТ 34011—2016

3.1.8    предохранительная арматура: Арматура, предназначенная для автоматической защиты оборудования и трубопроводов от недопустимого превышения давления посредством сброса избытка рабочей среды.

3.1.9    пункт редуцирования газа шкафной (Ндп. шкафной газорегуляторный пункт): Пункт редуцирования газа, размешенный в шкафу из несгораемых материалов.

3.1.10    регулятор-монитор: Дополнитвльный(контрольный)регулятор. используемый в качестве защитного устройства.

3.1.11    редукционная арматура (Ндп. редуктор, дроссельная арматура): Арматура. предназна* ченная для снижения (редуцирования) рабочего давления в системе за счет увеличения гидравлического сопротивления в проточной части.

3.1.12

средний срок службы: Математическое ожидание срока службы. (ГОСТ 27.002—89, статья 6.18)_

3.1.13

срок службы: Продолжительность эксплуатации изделия или ее возобновления после капитального ремонта до наступления предельного состояния.

[ГОСТ 27.002—89. статья 4.6]_

3.1.14    точность регулирования, %: Максимальное положительное или отрицательное отклонение выходного давления от заданного значения в пределах указанного рабочего диапазона расхода газа и входного давления.

3.1.15    узел редуцирования: Комплекс технических устройств, включающий в себя систему редуцирования и систему защиты от недопустимого изменения давления.

3.2 В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

АСКУТ — автоматизированная система коммерческого учета газа;

АСУ ТП РГ — автоматизированная система управления технологическими процессами распределения газа:

ГРПБ — пункты газорегуляторные блочные;

ГРПШ — пункты редуцирования газа шкафные;

ЕСКД — Единая система конструкторской документации;

ЕСТД — Единая система технологической документации;

НКПРП — нижний концентрационный предел распространения пламени;

ПДК р.э. — предел допустимой концентрации в рабочей зоне.

4 Технические требования

4.1    Общие требования

4.1.1    Пункты редуцирования газа должны быть изготовлены по конструкторской и технологической документации предприятия-изготовителя, разработанной на основании настоящего стандарта с учетом требований ЕСКД. ЕСТД. ГОСТ 15.309.

4.1.2    Конструкция пунктов редуцирования газа должна обеспечивать их работоспособность и надежность эксплуатации. Строительные конструкции, шкаф и трубопроводы должны быть выполнены из коррозионно-стойких материалов или иметь защитные покрытия, обеспечивающие коррозионную стойкость к воздействию окружающей среды суметом климатического исполнения, указанного в эксплуатационной документации на пункт редуцирования газа.

4.1.3    Конструкция ГРПБ должна включать в себя:

-    транспортабельное сооружение блочного исполнения (далее — блок-контейнер), имеющее отдельные помещения (с обособленными выходами наружу), предназначенные для размещения линий редуцирования и систем инженерно-техническогообеспечения;

-    пинии редуцирования, состоящие из комплекса технических устройств, газопроводов, контрольно-измерительных приборов;

•    узлы учета газа (при необходимости);

•    узел учета расхода энергоносителей (при необходимости);

•    комплекс средств автоматизации (при необходимости);

ГОСТ 34011—2016

•    системы инженерно-технического обеспечения, предназначенные для обеспечения электроснабжения. отопления помещений.

4.1.4    В пункте газорегуляторном блочном допускается, при необходимости, размещать линии редуцирования и системы инженерно-технического обеспечения в нескольких блок-контейнерах, в том числе объединенных а единое сооружение посредством демонтажа смежных ограждающих конструкций.

Допускается размещение части оборудования за пределами блок-контейнера при соответствующем обосновании и обеспечении защиты от несанкционированного доступа.

4.1.5    Конструкция ГРПШ должна включать в себя:

•    шкаф для размещения в нем линий редуцирования;

•    линии редуцирования, состоящие из комплекса технических устройств, газопроводов, контрольно-измерительных приборов. Для ГРПШ с пропускной способностью до 50 м3/ч допускается не предусматривать стационарные манометры. При этом установка контрольной арматуры (е том числе для монтажа переносных манометров) обязательна в соответствии С4.6.2;

•    узел учета газа (при необходимости);

> комплекс средств автоматизации {при необходимости);

•    оборудование для обогрева шкафа (при необходимости).

4.1.6    Пункты редуцирования газа могут иметь модификацию в зависимости от следующих показателей:

•    пропускной способности;

•    входного и выходного давления природного газа;

•    числа рабочих линий редуцирования и их оснащенности;

•    уровня автоматизации;

•    типа источников тепла для отопления (обогрева);

•    наличия узла учета газа;

•    климатических условий.

4.1.7    При разработке конструкции пунктов редуцирования газа следует предусматривать:

- свободный доступ персонала и удобное для обслуживания расположение технических устройств, средств контроля и автоматизации, систем инженерно-техническогообеспечения. Для ГРПБ расстояние в свету между параллельными рядами линий редуцирования — не менее 0.4 м. Ширина основного прохода в помещениях ГРПБ должна составлять не менее 0,8 м;

•    прочность и устойчивость конструкций при погрузо-раэгрузочных работах, транспортировании, монтаже и эксплуатации.

4.1.8    Пункты редуцирования газа должны быть транспортабельными, а их габариты (с учетом демонтажа съемных узлов) и масса должны обеспечивать возможность перевозки.

Допускается транспортировать ГРПБотдельными блоками, сборочными единицами, при этом должна быть предусмотрена их максимальная компактность и устойчивость конструкций.

4.1.9    Число линий редуцирования пункта редуцирования газа определяется разработчиком, исходя из требуемой пропускной способности, числа выходных газопроводов и объема потребления газа. В ГРПШ число рабочих линий редуцирования — не более двух.

Не допускается применение запорной арматуры для редуцирования давления газа.

Для обеспечения непрерывности подачи газа в пункте редуцирования газа может предусматриваться резервная линия редуцирования. Состав резервной линии редуцирования должен соответствовать основной линии или должен обеспечивать аналогичный уровень безопасности. Резервная линия редуцирования должна иметь возможность включения в работу автоматически при неисправности основной линии.

8 пункте редуцирования газа шкафном возможно применение съемной резервной линии редуцирования с редукционной и отключающей арматурой.

4.1.10    Конструкция пункта редуцирования газа должна соответствовать требованиям настоящего стандарта, требованиям промышленной, механической, электрической и пожарной безопасности, езры-вобезопасности при испытаниях, монтаже, эксплуатации, а также соответствовать ГОСТ 12.1.004. ГОСТ 12.1.010. ГОСТ 12.1.019. ГОСТ 12.2.003. ГОСТ 12.2.063. ГОСТ 12.2.091. ГОСТ 30331.3. ГОСТ 30852.04

4.1.11    Уровень шума внутри пункта редуцирования газа, создаваемый линиями редуцирования, не должен превышать 80 дБА.

о

В Российской Федерации также должны соблюдаться требования ГОСТ Р 60S? 1.29.

S

ГОСТ 34011—2016

4.1.12    выбор типа трубопроводной арматуры и марки стали труб должен производиться при раз* работке конструкторской документации на конкретный пункт редуцирования газа, исходя из условий экс* плуатации, давления и физико-химических свойств рабочей среды (природный газ, горячая вода. пар).

В линии редуцирования должна включаться трубопроводная арматура, безопасность применения которой обеспечивается выполнением требований ГОСТ 12.2.063 при проектировании ииэготовлении.

Применение арматуры из серого чугуна не допускается.

Герметичность затвора запорной, предохранительной, отключающей и редукционной арматуры должна соответствовать классу А по ГОСТ 9544.

4.1.13    Технические устройства и материалы, втомчисле импортные, должны иметь разрешительные документы на применение в соответствии с требованиями законодательства Таможенного союза о техническом регулировании.

4.1.14    Пункты гаэорегуляторныеблочныес площадью помещений категории Аменее 300 м2 должны быть оснащены автоматическими установками пожарной сигнализации и первичными средствами пожаротушения, а при площади свыше 300 мг автоматическими установками пожаротушения.

4.2 Требования к линиям редуцирования

4.2.1    Линия редуцирования должна быть оснащена1^

•    узлом редуцирования;

•    устройствами очистки газа;

•    запорной арматурой;

•    продувочными и сбросными газопроводами;

•    контрольно-измерительными приборами (допускается не предусматривать с учетом требова-НИЙ4.1.5).

4.2.2    В состав узла редуцирования должны входить:

•    редукционная арматура (регулятор давления газа, регулятор-монитор);

•    предохранительная и отключающая арматура.

При применении комбинированных регуляторов давления газа установка дополнительной предохранительной и отключающей арматуры не обязательна.

4.2.3    Редукционная, предохранительная и отключающая арматура должна обеспечивать заданный диапазон рабочего давления.

Диапазоны настройки параметров оборудования должны быть указаны в эксплуатационной документации на пункт редуцирования газа.

4.2.4    Конструкция линий редуцирования и их пропускная способность должны быть определены на основании гидравлического расчета и/или результатов испытаний. Значения пропускной способности пункта редуцирования газа в целом и каждой рабочей линии редуцирования должны быть указаны в эксплуатационной документации на пункт редуцирования газа.

4.2.5    Конструкция линии редуцирования должна обеспечивать герметичность и прочность при рабочеми испытательном давлении.

4.2.6    В пунктах редуцирования газа должна быть предусмотрена компенсация температурных деформаций газопроводов (за счет использования поворотов газопроводов или компенсаторов).

4.2.7    Технологическая схема линий редуцирования должна обеспечивать возможность очистки или замены фильтрующего элемента без отключения подачи газа потребителю или изменения давления газа, выходящего за допустимые пределы2*.

4.2.8    Продувочные исбросные газопроводы должны иметь минимальное число поворотов ивыво-диться за пределы пункта редуцирования газа вертикал ьно вверх. Конструкция оголовка должка предотвращать попадание атмосферных осадков в газопровод.

Номинальный диаметр сбросного газопровода должен быть не менее номинального диаметра выходного патрубка предохранительной арматуры.

Номинальный диаметр продувочного газопровода должен быть не менее ON 20. Для ГРПШ с пропускной способностью менее 50 м3/ч номинальный диаметр продувочного газопровода не должен превышать номинальный диаметр выходного газопровода. Допускается объединять продувочные газопроводы одинакового давления в общий продувочный газопровод.

11 8 Российской Федерации конструкция пунктов редуцирования газе также должна отвечать требованиям ГОСТ Р 52350.14. ГОСТ Р 50571.29.

21 Фильтры могут устанавливаться для двух и более линий редуцирования. Фильтры и предохранительная арматура могут устанавливаться для двух и более линий редуцирования с одинаковым давлением.

6

ГОСТ 34011—2016

4.2.9    На линиях редуцирования ГРПБ после первой и перед последней фланцевой запорной арматурой должны быть установлены поворотные заглушки.

4.2.10    Конструкция линий редуцирования (при наличии резервной линии, в том числе съемной) должна обеспечивать возможность настройки параметров редукционной, предохранительной и отключающей арматуры и проверки герметичности их закрытия без отключения подачи газа потребителю или изменения значения давления газа, выходящего за допустимые пределы.

4.2.11    Место отбора импульса для редукционной, отключающей и предохранительной арматуры должно размещаться в зоне установившегося потока газа вне пределов турбулентных воздействий, за исключением арматуры с конструктивным внутренним отбором импульса.

Места размещения точек отбора импульсов, если они находятся за пределами шкафа или блок-контейнера, должны быть указаны вэксплуатацион ной документации на пункт редуцирования газа.

4.2.12    Антикоррозионные покрытия должны обеспечивать защиту линий редуцирования в течение среднего срока службы пункта редуцирования газа.

4.3 Требования к конструкции блок-контейнера

4.3.1    Конструкция блок-контейнера должна обеспечивать функционирование и сохранность размещенных в нем технических устройств и систем инженерно-технического обеспечения на протяжении среднего срока службы.

4.3.2    Конструкция блок-контейнера должна обеспечивать механическую безопасность и разрабатываться с учетом:

•    температуры наиболее холодной пятидневки, обеспеченностью 0.92;

•    расчетной снеговой и ветровой нагрузок:

•    сейсмической нагрузки (при размещении в районах с сейсмичностью площадки свыше 6 баллов по 12-балльной шкале сейсмической интенсивности MSK-64 по ГОСТ 30546.1).

Конструкцией блок-контейнера должна предусматриваться совмещенная кровля.

4.3.3    Энергоэффективность конструкции блок-контейнера достигается за счет выбора теплозащиты. обеспечивающей:

•    нормируемое сопротивление теплопередачи отдельных элементов ограждающих конструкций блок-контейнера:

•    санитарно-гигиенический показатель, включающий в себя температурный перепад (между температурами внутреннего воздуха и на поверхности ограждающих конструкций) и температуру на внутренней поверхности выше температуры точки росы.

4.3.4    Сварные соединения по своим физико-механическим свойствам должны соответствовать основному материалу свариваемых строительных конструкций.

Типы, конструктивные элементы и размеры сварных соединений строительных конструкций должны соответствовать ГОСТ 5264. ГОСТ 11534. ГОСТ 14776.

4.3.5    Строительные конструкции блок-контейнера должны обеспечивать степень огнестойкости не ниже III. класс конструктивной пожарной опасности не ниже СО.

4.3.6    Допускается применение облицовки фасадных наружных строительных конструкций изделиями. стойкими квоздействиюокружающей среды. Средний срокслужбы антикоррозионного покрытия должен составлять не менее 20 лет.

4.3.7    Высота помещений блок-контейнера должна быть не менее 2200 мм. а в местах прохода персонала — не менее 2000 мм от пола до выступающих частей коммуникаций и технических устройств.

4.3.8    Помещение дляразмещения линий редуцирования должноотвечатьтребованиям, предъявляемым к помещениям категории А по взрывопожарной опасности, остальные помещения в зависимости от их назначения.

4.3.9    Для обеспечения еэрывоустойчивости помещений для размещения линий редуцирования и помещений для размещения отопительного оборудования следует предусматривать устройство лег-косбрасываемых строительных конструкций.

Для обеспечения взрывобеэопасности помещений для размещения линий редуцирования следует предусматривать:

а)    искробезоласные и противопожарные двери:

б)    искробезоласные окна:

в)    возведение между помещениями для размещения линий редуцирования и другими помещениями газонепроницаемой противопожарной перегородки I типа. Класс пожарной опасности строительных конструкций должен быть не ниже КО.

Покрытия пола в помещении для размещения линий редуцирования должны быть искробезопасными. негорючими, ровными и нескользкими.

7

ГОСТ 34011—2016

4.3.10    Окнаидееридолжныбытьоборудованы приспособлениями, защищающимиотсамооткры-еания, «обеспечивать фиксацию в открытом положении. Двери должны открываться наружу и запирать* ся ключом.

Двери должны быть оборудованы запирающими устройствами. Необходимо предусмотреть воз* можкослгь установки дополнительного запирающего устройства.

Двери изнутри запираться не должны.

4.3.11    Места стыковок строительных конструкций, отделяющих помещения категории А по взры* вопожарной опасности от иных помещений, должны быть герметизированы. Отверстия в газонепроницаемой перегородке для пропуска коммуникаций также должны быть герметизированы. Вводы инженерных коммуникаций должны быть герметизированы и утеплены.

4.4 Требования к конструкции шкафа

4.4.1    Конструкция шкафа должна обеспечивать функционирование и сохранность размещенных в нем технических устройств и систем инженерно-технического обеспечения на протяжении среднего сро* ка службы.

4.4.2    Конструкция шкафа должна разрабатываться с учетом:

•    температуры наиболее холодной пятидневки, обеспеченностью 0,92;

- расчетной снеговой и ветровой нагрузок;

•    сейсмической нагрузки (при размещении в районах с сейсмичностью площадки свыше 6 баллов по 12*балльной шкале сейсмической интенсивности MSK-64 по ГОСТ 30546.1).

4.4.3    Шкаф, втом числе утеплитель, должны быть выполнены из негорючих материалов. Толщина стенок должна определяться тепловым расчетом в соответствии с климатическими условиями района эксплуатации. В холодный период года температурный режим внутри шкафа должен обеспечивать работоспособность технических устройств в соответствии с требуемыми параметрами.

4.4.4    Допускается применение облицовки шкафа материалами, стойкими квоздействиюокружаю-щей среды. Средний срок службы антикоррозионного покрытия должен составлять не менее 20 лет.

Конструкция шкафа в закрытом состоянии должна обеспечивать защиту внутреннего пространства от попадания внутрь дождевой воды и снега.

4.4.5    Зазоры в шкафу для пропуска газопроводов и коммуникаций должны быть закрыты заглушками и. при необходимости, утеплены.

4.4.6    Конструктивные элементы шкафа не должны иметь острых кромок и углов.

4.4.7    Соединенияконструктивныхэлементовшкафарекомендуетсяпредусматриеатьпри сварке.

Шкафы должны иметь строповые устройства, а при их отсутствии должны быть обозначены места

строповки.

4.4.8    Конструкция шкафа должна обеспечивать удобство обслуживания технических устройств.

Двери должны быть оборудованы приспособлениями, защищающими от самооткрыеания. запираться ключом и обеспечивать фиксацию в открытом положении.

Двери должны быть оборудованы запирающими устройствами, обеспечивающими фиксацию в верхней и нижней точках. Необходимо предусмотреть возможность установки дополнительного запирающего устройства.

4.4.9    Габаритные размеры шкафа должны быть не более: длина 3000 мм. ширина 2000 мм. высота 2500 мм.

Допускается увеличивать длину шкафа до 4500 мм при условии установки в нем узла учета газа.

Допускается увеличивать высоту шкафа при условии обеспечения удобства обслуживания.

4.5 Требования к техническим устройствам

4.5.1    Требованиякзапорнойарматуре

4.5.1.1    Запорная арматура должна соответствовать требованиям ГОСТ 12.2.063.

Запорная арматура должна сохранять работоспособное состояние без проведения текущего ремонта (замены изношенных узлов и деталей) в течение среднего срока службы.

4.5.1.2    Недопустимо применение натяжных пробковых кранов, втом числе трехходовых пробковых кранов перед манометрами.

4.5.1.3    Запорная арматура с цапковым и муфтовым присоединением может применяться на трубопроводах номинальным диаметром не более DN 40.

4.5.2 Требования к редукционной арматуре

4.5.2.1 Редукционная арматура должна соответствовать требованиям ГОСТ 12.2.063. ГОСТ 4666. ГОСТ 11881.

8

ГОСТ 34011—2016

Редукционная арматура (регуляторы давления) должна обеспечивать функционирование пункта редуцирования газа в соответствии с требуемыми параметрами.

4.5.2.2    Регулировочные элементы для изменения параметров настройки должны быть легкодоступны для обслуживающего персонала.

Регулировочные элементы должны иметь защиту от несанкционированного изменения регулировки в процессе технической эксплуатации.

4.5.2.3    Редукционная арматура должна обеспечивать:

•    заявленную предприятием-изготовитепем точность регулирования на выходе из пункта редуцирования газа. Класс точности регулятора давления должен выбираться изряда:2.5;5:10 (точность регулирования не ниже ±100 Па для класса точности регулятора давления 2.5 и 5);

•    постоянную времени, не лревышающую40с;

•    давление закрытия, не превышающее 20 %. Значение давления закрытия следует выбирать из ряда: 2.5 %; 5 %: 10 %; 20 %.

4.5.2.4    Редукционная арматура может быть со встроенной предохранительной и/или отключающей арматурой.

4.5.3    Требования к регулятору-монитору

Регулятор-монитор должен обеспечивать автоматическое поддержание давления газа в заданных пределах без уменьшения пропускной способности линии редуцирования.

Технические характеристики регулятора-монитора должны соответствовать требованиям, предъявляемым к редукционной арматуре.

4.5.4    Требования к предохранительной и отключающей арматуре

4.5.4.1    Конструкция предохранительной и отключающей арматуры и ее расположение на линии редуцирования должны обеспечивать защиту сети газораспределения итехнических устройств от повышения или понижения давления газа за допустимые значения и от динамических воздействий потока газа.

8 качестве отключающей арматуры допускается применять отключающий клапан, в том числе предохранительный запорный клапан, клапан с электромагнитным приводом, время срабатывания — не более 1 с.

4.5.4.2    Отклонение давления начала открытия предохранительной арматуры должно составлять не более ±5 % от заданного значения давления газа. Значение отклонения давления закрытия от давления начала открытия должно выбираться из ряда: 2.5 %; 5 %; 10 %.

Отклонение давления срабатывания отключающей арматуры должно составлять не более а5 % от заданногоэначения давления газа. Дляотключающей арматуры ниэкогодавления допускается отклонение давления срабатывания не более ±10 %. Значение отклонения давления срабатывания должно выбираться из ряда: 1 %; 2.5 %; 5 %: 10 %.

4.5.4.3    Конструкция предохранительной арматуры высокого и среднего давления должна предусматривать возможность принудительного открытия для проверки на работоспособность.

4.5.4.4    Регулировочные элементы должны иметь защиту от несанкционированного изменения регулировки в процессе технического обслуживания.

Установка открытой рычажной системы управления на корпусе защитных устройств не допускается.

4.5.5 Требования к узлам учета газа

4.5.5.1    Узел учета газа должен обеспечивать измерение количества газа во всем диапазоне расхода с нормированной погрешностью.

4.5.5.2    В составе узла учета газа рекомендуется предусматривать технические устройства и средства автоматизации для сбора, контроля и передачи информации, атом числе корректоробъема расхода газа в зависимости от фактических значений температуры и давления газа.

4.5.5.3    Электронные устройства, входящие в состав узла учета газа, должны обеспечивать возможность дистанционного доступа к информации о параметрах газа и состоянии средств измерений.

Узел учета газа и программное обеспечение средств обработки, хранения и передачи информации должны иметь средства защиты от несанкционированного доступа.

Узел учета газа должен обеспечивать возможность включения его в АСУ ТП РГ или АСКУГ.

4.5.5.4    Узел учета газа должен соответствовать температурному диапазону природного газа и ГОСТ 15150 по климатическому исполнению, быть во взрывобезопасном исполнении.

4.5.5.5    При необходимости допускается размещение узла учета газа за пределами пункта редуцирования газа в отдельном боксе (шкафу) собогревом.

9

ГОСТ 34011—2016

Допускается не применять устройства очистки газа в узле учета газа, если необходимая степень очистки обеспечивается устройством очистки газа линии редуцирования.

4.5.6    Требования к устройствам очистки газа

4.5.6.1    Устройства очистки газа должны обеспечивать степеньочистки, необходимую для функционирования технических устройств в соответствии с требуемыми параметрами (но не более 80 мкм в сечении).

4.5.6.2    Наличие устройства очистки газа в пункте редуцирования газа обязательно.

4.5.6.3    8 конструкции устройства очистки газа должно быть предусмотрено устройство, характеризующее уровень засоренности фильтрующего элемента и фиксирующее значение перепада давления на фильтре (фильтрующем элементе) при максимальном расходе газа. В ГРПШ пропускной способностью до 50 м3/ч перепад давления газа может замеряться переносными приборами. Допускается не предусматривать устройство фиксации перепада давления на фильтрующем элементе, установленном в регуляторе давления газа.

Допустимый перепад давления газа на устройстве очистки газа (фильтрующем элементе) устанавливается предприятием-изготовителем и указывается в эксплуатационной документации на пункт редуцирования газа.

При установке фильтра-влагоотделителя должны быть дополнительно предусмотрены приспособления для контроля уровня жидкости.

4.5.6.4    Фильтрующие материалы не должны образовывать с газом химических соединений и разрушаться от его воздействия.

4.5.7    Требования к разъемным соединениям

4.5.7.1    Фланцевые и резьбовые соединения должны соответствовать требованиям ГОСТ 12815 — ГОСТ 12822 и ГОСТ 6357. ГОСТ 9150. ГОСТ 10549. ГОСТ 16093. ГОСТ 24705 соответственно.

Соединения, отличающиеся от стандартных по размерам и конструкции, подлежат расчету на прочность с учетом условий эксплуатации.

4.5J.2 Для соединения фланцев газопроводов и технических устройств, работающих при температуре рабочей среды ниже минус 40 ®С, независимо от давления следует применять шпильки.

4.5.7.3    Выбор марок сталей длякрепежных деталей следует осуществлять в зависимости от рабочих условий. Материалы крепежных деталей должны выбираться с коэффициентом линейного расширения. близким по значению к коэффициенту линейного расширения фланца.

4.5.7.4    Резьба на деталях газопровода и крепежных изделиях должна соответствовать требованиям ГОСТ 6357. ГОСТ 9150. ГОСТ 10549. ГОСТ 16093. ГОСТ 24705.

4.5.7.5    Применение крепежных деталей без антикоррозионного покрытия не допускается.

4.5.7.6    Уплотнительные материалы должны обеспечивать герметичность разъемных соединений до их разборки во время проведения ремонтных и/или регламентных работ.

4.5.77 Крепежные детали и уплотнительные материалы не должны допускать потерю герметичности разъемных соединений вследствие вибрации при транспортировании и эксплуатации пункта редуцирования газа.

4.57.8    Применение муфтовых соединений (через сгон и муфту) на низком давлении не рекомендуется. а на среднем и высоком давлении — не допускается.

4.5.8    Требования к газопроводам

4.5.8.1    Гаэопроводыследует изготавливатьиз металлических груб. Выбор труб, толщиныстенки и деталей газопроводов необходимо осуществлять в зависимости от рабочих параметров. При выборе толщины стенки труб и деталей газопровода должны учитываться особенности технологии их изготовления (гибка, сборка, сварка).

Соединительные детали должны соответствовать требованиям ГОСТ 6527, ГОСТ 8969, ГОСТ 12815 — ГОСТ 12822. ГОСТ 17375 — ГОСТ 17380. ГОСТ 30753. Допускается применение соединительных деталей, изготавливаемых по документации предприятия-изготовителя, при условии аттестации технологии изготовления.

4.5.8.2    Прокладку газопроводов следует предусматривать открытой.

Соединения труб должны быть неразъемными, на сварке. Разъемные соединения разрешается предусматривать в местах присоединения технических устройств, контрольно-измерительных приборов. а также на импульсных трубопроводах.

Сварные соединения по своим физико-механическим свойствам должны соответствовать основному материалу свариваемых труб.

10

ГОСТ 34011—2016

Типы, конструктивные элементы и размеры сварных соединений газопроводов допжны соответствовать ГОСТ 16037.

Неразрушающий контроль сварных соединений газопроводов проводят радиографическим методом по ГОСТ 7512 и ультразвуковым методом по ГОСТ 14782. Ультразвуковой метод контроля применяется при условии проведения выборочной проверки не менее 10 % стыков радиографическим методом. Сварные стыковые соединения должны проходить 100 %-ный контроль физическими методами.

4.5.8.3    Расстояния между фланцевыми, резьбовыми соединениями иотвврстиями в стенах, перегородках. перекрытиях должны приниматься с учетом возможности сборки и разборки соединения.

Размещение соединений, в том числе сварных, в пересекаемых конструкциях не допускается.

4.5.8.4    Газопроводы должны монтироваться на опорах. Опоры должны располагаться на расстоянии не менее 50 мм от сварного стыкового или углового шва.

4.5.8.5    Опоры должны быть рассчитаны на вертикальные нагрузки веса газопровода с установленными на нем техническими устройствами и контрольно-измерительными приборами, а также нагрузки. возникающие при тепловом расширении газопровода.

4.6 Требования к контрольно-измерительным приборам, автоматизации и сигнализации

4.6.1    Виды измеряемых параметров, методы измерения, места установки датчиков и отборных устройств должны определяться в конструкторской документации, исходя из условия безопасности и надежности эксплуатации.

4.6.2    Перед контрольно-измерительными приборами, предназначенными для измерения давления газа, должна предусматриваться установка контрольной арматуры для проведения технического обслуживания и метрологической ловерки. Порядок и сроки проведения работ должны быть указаны в документации на прибор. Класс точности манометров должен быть не ниже 1.5.

4.6.3    Электрические контрольно-измерительные приборы, расположенные во взрывоопасных зонах, должны быть во взрывобезопасном исполнении.

4.6.4    Комплекс средств автоматизации и сигнализации пункта редуцирования газа должен обеспечивать:

•    возможность безопасного и надежного функционирования технических устройств без постоянного присутствия обслуживающего персонала:

•    мониторинг состояния технических устройств и пункта редуцирования газа в целом;

•    экологическую беэопасностьокружающей среды;

•    возможностьвключенияесистемуАСУТП.

4.6.5    Структура комплекса средств автоматизации должна быть принята из условий:

-    модульности построения:

•    максимального приближения функций сбора и обработки информации кместу ее возникновения.

4.6.6    Конструкция пункта редуцирования газа должна предусматривать возможность установки дополнительных приборов и расширения функциональных возможностей системы автоматизации.

4.6.7    В состав комплекса технических средств для решения задач автоматизации должны входить:

•    первичные преобразователи, датчики, сигнализаторы, функционирующие в автоматическом режиме и имеющие стандартные интерфейсы связи (цифровые и аналоговые);

-    устройствадлясбораипередачиданных;

•    каналообразующая аппаратура.

4.6.8    В пункте газорегуляторном блочном первичные преобразователи должны устанавливаться в помещении для размещения линии редуцирования, вторичная аппаратура — вотдельном помещении вне взрывоопасной зоны.

Допускается размещать комплекс средств автоматизации для ГРПШ за пределами шкафа в отдельном боксе (шкафу).

4.6.9    Комплекс технических средств автоматизации должен быть защищен от несанкционированного вмешательства, перебоев в электропитании, механических воздействий.

4.6.10    В пункте газорегуляторном блочном на газопроводе к отопительному гаэоислользующему оборудованию следует предусматривать установку термочувствительного запорного клапана и быстродействующего запорного клапана, сблокированного с сигнализатором загазованности по метану (СН4) и оксиду углерода (СО).

Быстродействующий запорный клапан должен обеспечивать прекращение подачи газа к отопительному гаэоислользующему оборудованию при достижении в воздухе помещения, где расположено газоиспольэующее оборудование, опасной концентрации природного газа свыше 10 % НКПРП и оксида углерода (СО), равной 5 ПДК р.э., что составляет 95—100 мг/м3.

и

ГОСТ 34011—2016

4.6.11 Все сигнализаторы, атом числе охранные, а также быстродействующие запорные клапаны, устанавливаемые впомещении линии редуцирования, должны быть во взрывобезопасном исполнении.

4.7 Требования к отоплению и вентиляции

4.7.1    Требования к отоплению и вентиляции пункта газорегуляторного блочного

4.7.1.1    В пункте газорегуляторном блочном следует предусматривать систему отопления.

4.7.1.2    Система отопления должна обеспечивать температурный режим в помещениях ГРПБ в холодный период года и переходных условиях, соответствующий климатическому технических устройств, но не менее 5 °С.

Система отопления должна обеспечивать автоматическое поддержание температуры воздуха в помещениях.

4.7.1.3    Отопление помещений ГРПБ может осуществляться:

•    от централизованного источника тепла (от водяных тепловых сетей систем теплоснабжения) через индивидуальный тепловой пункт;

•    от автономного источника тепла (отопительного гаэоиспользующего оборудования), работаю» щего на природном газе;

•    от электрической системы отопления;

•    от иных источников отопления.

4.7.1.4    Максимальная температура на теплоотдающей поверхности приборов систем отопления не должна превышать 110 ‘’С.

4.7.1.5    Индивидуальный тепловой пункт при централизованном теплоснабжении или теплогенератор соткрытой камерой сгорания следует размещать в помещении, отделенном от других помещений противопожарной перегородкой (типа, за исключением помещений для размещения линий редуцирования. которые отделяются от других помещений согласно требованиям перечисления в)4.3.9.

4.7.1.6    8 индивидуальном тепловом пункте следует размещать технологические устройства, приборы контроля, управления и автоматизации.

4.7.1.7    Прокладка трубопроводов систем отопления должна быть открытой.

Сварные соединения по своим физико-механическим свойствам должны соответствовать основному материалу свариваемых труб.

Типы, конструктивные элементы и размеры сварных соединений трубопроводов должны соответствовать ГОСТ 16037.

Расстояния между фланцевыми, резьбовыми соединениями и отверстиями в стенах, перегородках. перекрытиях должны приниматься с учетом возможности сборки и разборки соединения с применением механизированного инструмента.

Размещение соединений, втом числе сварных, в пересекаемых конструкциях не допускается.

Опоры под трубопровод должны быть рассчитаны на вертикальные нагрузки веса трубопровода с транспортируемой средой, а также нагрузки, возникающие при тепловом расширении трубопровода.

4.7.1.8    В электрической системе отопления следует применять электрические радиаторы во взрывобезопасном исполнении (при размещении их во взрывоопасных помещениях) с автоматическим регулированием температуры теплоотдающей поверхности нагревательного элемента в зависимости от температуры воздуха в помещениях.

4.7.1.9    8 помещении линий редуцирования допускается использовать электрические нагреватели во взрывобезопасном исполнении.

4.7.1.10    В пункте газорегуляторном блочном должен быть предусмотрен узел учетаэнергоносите-лей на отопление.

4.7.1.11    Отвод продуктов сгорания от теплогенератора следует предусматривать в атмосферу с устройством дымохода.

4.7.1.12    Отопительные приборы в помещениях ГРПБ следует размещать на расстоянии (в свету) не менее 100 мм по горизонтали от поверхности строительных конструкций.

4.7.1.13    Система вентиляции помещений ГРПБ должна обеспечивать допустимые параметры микроклимата и качества воздуха в обслуживаемой или рабочей зоне.

4.7.1.14    Устройство дымовых и вентиляционных каналов в строительных конструкциях блок-контейнера не допускается.

4.7.1.15    При прокладке продувочных и сбросных трубопроводов по наружной поверхности строительной конструкции блок-контейнера, в которой размещены воздухозаборные устройства приточной вентиляции, расстояние конечных участков данных труб до воздухозаборных устройств по вертикали должно быть не менее 3 м.

12

ГОСТ 34011—2016

4.7.2 Требования к отоплению и вентиляции пункта редуцирования газа шкафного

4.7.2.1    В пункте редуцирования газа шкафного должна быть обеспечена постоянно действующая естественная вентиляция с кратностью обмена воздуха, определяемой расчетом. В шкафу должны быть предусмотрены решетки (прорези) для вентиляции. Для защиты от проникновения в ГРПШ насекомых рекомендуется закрывать вентиляционные отверстия москитными сетками.

4.7.2.2    В конструкции шкафа должны быть предусмотрены конструктивные элементы для размещения устройств, предназначенных для обогрева, с обеспечением мероприятий по взрывопожаробвзо-пасности.

Температура воздуха в ГРПШ должна быть не менее 5 *С, если иные требования не установлены производителем приборов и оборудования.

В электрической системе обогрева следует применять электрические радиаторы во взрывобезопасном исполнении с автоматическим регулированием температуры теплоотдающей поверхности нагревательного элемента в зависимости от температуры воздуха в шкафу.

4.7.2.3    В пункте редуцирования газа шкафного должен быть предусмотрен учет энергоносителей на обогрев. Допускается размещать узлы учета электроэнергии за пределами шкафа.

4.8 Электроснабжение и молниезащита

4.8.1    Электрооборудование, электроосвещение и категория электроприемников должны соответствовать ГОСТ 12.1.019. ГОСТ 12.2.091. ГОСТ 30331.34

Электрооборудование и контрольно-измерительные приборы с электрическим выходным сигналом. приборы электроосвещения, расположенные в помещении для размещения линий редуцирования, должны быть во взрывобезопасном исполнении в соответствии с ГОСТ 30852.02).

4.8.2    Для распределения электроэнергии должен быть предусмотрен вводно-распределительный щит сустановкой электрического счетчика.

4.8.3    В электроустановках пунктов редуцирования газа должны быть предусмотрены меры защиты от поражения электрическим током. В вводно-распределительный щит должен устанавливаться выключательс устройством защитногоотключения.

4.8.4    В пункте газорегуляторном блочном должно быть предусмотрено рабочее и аварийное освещение. Светильники рабочего и аварийного освещения должны питаться от независимых источников.

4.8.5    Поопасности ударов молнии пункты редуцирования газа следует классифицировать какспе* циальные объекты, представляющие опасность для непосредственного окружения.

Заземляющие устройства (заземлители) блок-контейнера, шкафа, трубопроводов, электроустановок и молниезащиты пунктов редуцирования газа должны быть объединены в общую систему с помощью системы уравнивания потенциалов.

При размещении в ГРПБ системы автоматизации должна быть создана защита от вторичных воздействий молнии.

4.8.6    Заземляющие зажимы должны соответствовать требованиям ГОСТ 21130. Заземляющий зажим должен быть выполнен из коррозионно-стойкого металла или покрыт металлом, предохраняющим его от коррозии, контактная часть не должна иметь поверхностной окраски. Около заземляющего зажима должен быть нанесен знак заземления по ГОСТ 21130.

8 пунктах редуцирования газа должно быть обеспечено электрическое соединение есехдоступных прикосновению металлических нетоковедущих частей изделия, которые могут оказаться под напряжением. с элементами для заземления. Значение сопротивления между заземляющим болтом (винтом, шпилькой) и каждой доступной прикосновению металлической нетоковедущей частью изделия, которая может оказаться под напряжением, не должно превышать 0.1 Ом.

5 Требования надежности

5.1 Пункты редуцирования газа должны соответствовать требованиям надежности при обеспечении безопасности эксплуатации со значениями параметров, указанными в таблице 1.

В Российской Федерации также должны соблюдаться требования ГОСТ Р 50571,29. 3> В Российской Федерации также должны соблюдаться требования ГОСТ Р 52350.14.

13

ГОСТ 34011—2016

Таблица! — Требования надежности

Наименование параметра

Пункт газорегуляторный блочный

Пункт редуцирования таяв шкафной

Средний срок службы, лет, не менее

40

30

Наработка до отказа, ч. не менее

44000

44000

Среднее время восстановления работоспособного состояния, ч. не более

в

3

5.2    Конструкцией ГРПБ должны предусматриваться устройства для обеспечения надежности электроснабжения в зависимости от категории объекта, на котором пункт редуцирования газа будет установлен.

Приоснащении помещений ГРПБ пожарной сигнализацией и/илиаварийной вентиляцией электро* снабжение должно предусматриваться по категории I надежности.

5.3    Средний срок службы трубопроводной арматуры — не менее 30 лет.

Средний срок службы уплотняющих материалов и мембран редукционной, предохранительной и отключающей арматуры — не менее 5 лет.

5.4    В пунктах редуцирования газа шкафных допускается применение редукционной арматуры, сохраняющей работоспособное состояние без проведения ремонтов. Техническое обслуживание таких устройств должно проводиться в соответствии с рекомендациями изготовителя. Средний срок службы таких устройств (до их замены) должен составлять не менее 12 лет.

5.5    В соответствии с требованиями ГОСТ 12.2.063 в эксплуатационной документации должны быть установлены порядок проведения, периодичность и объем работ по техническому обслуживанию, текущему, капитальному ремонтам и диагностированию технических устройств пункта редуцирования газа.

6 Маркировка, комплектность, упаковка

6.1    Маркировка

6.1.1    На каждом пункте редуцирования газа должна быть нанесена прочная, долговечная (в течение среднего срока службы) и хорошо видимая маркировка. Маркировка должна быть нанесена на внешние и внутренние поверхности блок-контейнера и располагаться в местах, обеспечивающих легкость прочтения информации, содержащейся в ней. в процессе транспортирования, монтажа (демонтажа), хранения и эксплуатации.

6.1.2    Маркировка должна содержать:

•    товарный знак и/или наименование предприятия-изготовителя;

-    наименование, обозначение и шифр изделия:

-    номер технических условий;

-    порядковый номер пункта редуцирования газа по системе нумерации предприятия-изготовителя;

-    месяц и год выпуска;

-    знак соответствия для сертифицированного пункта редуцирования газа.

Для пункта редуцирования газа, оснащенного электрооборудованием, дополнительно должны быть нанесены следующие данные:

•    номинальное напряжение;

-    номинальная потребляемая мощность электроэнергии;

-    символ степени защиты от поражения электрическим током.

6.1.3    На всех наружных боковых поверхностях блок-контейнера и дверях шкафа должна быть нанесена несмываемая контрастная надпись красного цвета: «Огнеопасно — газ».

6.1.4    На каждой двери помещений ГРПБ должны быть нанесены знаки класса взрывоопасной зоны, категории помещения по взрывопожарной опасности и запрещающие знаки безопасности:

-    «Запрещается пользоваться открытым огнем»;

-    «Запрещается курить»:

•    «Посторонним вход воспрещен».

6.1.5    Транспортная маркировка пунктов редуцирования газа, их отдельных элементов или пакетов. ящиков должна выполняться в соответствии с требованиями ГОСТ 14192.

14

ГОСТ 34011—2016

6.1.6    Детали и сборочные единицы, демонтируемые на время транспортирования, маркируются обозначениями согласно конструкторской документации.

6.1.7    На газопроводах должно быть указано (красным цветом) направление движения потока при* родного газа, а на маховиках запорной арматуры — направление открытия и закрытия.

6.1.8    Газопроводы должны бытьокрашены вжелтый цвет. Запорная арматура должна иметь отличительную окраску в зависимости от материала корпуса в соответствии с ГОСТ 4666.

6.2 Комплектность

6.2.1    Комплектность должна соответствовать требованиям конструкторской документации предприятия-изготовителя пунктов редуцирования газа.

6.2.2    Пункты редуцирования газа должны поставляться предприятием-иэготовителем в полностью собранном виде. Допускается поставка со снятыми на время транспортирования конструктивными элементами, если это указано в конструкторской документации на пункт редуцирования газа и определяется условиями транспортирования.

Допускается монтировать устройство молниеэащиты. заземления и системы автоматизации на месте эксплуатации пункта редуцирования газа без внесения в конструкцию изменений, не предусмотренных эксплуатационной документацией.

8 комплект поставки следует включать:

•    пункт редуцирования газа, полностью укомплектованный техническими устройствами и системами инженерно-технического обеспечения, входящими в его состав;

•    съемные и демонтируемые на период транспортирования конструктивные элементы (продувочные и сбросные газопроводы, электроизолирующие устройства для входных и выходных газопроводов, дымовая труба, дефлекторы, крепления и т. л.), перечень которых должен быть указан в эксплуатационной документации на пункт редуцирования газа;

•    запасные герметизирующие прокладки для разъемных соединений, окон, дверей и вводов коммуникаций в блок-контейнер или шкаф;

•    эксплуатационную и товаросопроводительную документацию для пункта редуцирования газа, технических устройств, а также разрешительную документацию на их применение;

•    комплект запасных деталей, специального инструмента и приспособлений, если это указано в конструкторской документации предприятия-изготовителя.

6.3 Упаковка

6.3.1    Упаковка пункта редуцирования газа должна обеспечиватьегосохранностъ на период транспортирования и хранения и соответствовать требованиям конструкторской документации предприятия-изготовителя.

Упаковка демонтируемых при транспортировании конструктивных элементов должна соответствовать требованиям ГОСТ 24597 и конструкторской документации предприятия-изготовителя.

6.3.2    Упаковка должна производиться после приемочного контроля и включать в себя:

•    раскладку и закрепление механически не связанных с блок-контейнером, шкафом или технологическими устройствами конструктивных элементов, технических устройств, контрольно-измерительных приборов в пакеты и ящики;

•    маркирование и закрепление внутри блок-контейнера или шкафа отдельных изделий и пакетов;

•    закрытие окон ГРПБ изнутри на запорные устройства, защиту окон щитами или панелями (по согласованию с заказчиком);

•    демонтаж, упаковку и закрепление деталей иэлементов. выступающих за габариты блок-контейнера или шкафа;

•    заделку мест ввода и выпуска систем инженерно-технического обеспечения, вентиляционных решеток, мест установки дефлектора и дымовых труб;

•    укладку прилагаемой документации в непромокаемый пакет;

•    закрытие на замок и опломбирование наружных дверей.

Формирование пакетов производится в соответствии с ведомостью комплектации пункта редуцирования газа.

6.3.3    Подготовка ктранслортированиюпункта редуцирования газа итара для конструктивных элементов. транспортируемых в районы Крайнего Севера и приравненные к ним местности, должны отвечать требованиям ГОСТ 15846.

6.3.4    По согласованию с заказчиком допускается транспортирование пункта редуцирования газа без транспортировочной тары.

6.3.5    Присоединительные концы газопроводов на период транспортирования и хранения пункта редуцирования газа должны быть закрыты пробками, защищены герметизирующим материалом с

is

ГОСТ 34011—2016

целью предохранения от попадания грязи и посторонних предметов. Газопроводы, оканчивающиеся фланцами, должны быть закрыты заглушками.

6.3.6 Уплотнительные поверхности фланцев и резьбы должны иметь защитное антикоррозионное покрытие.

7 Приемка

7.1    Предприятием'иэготовителем должна быть обеспечена приемка пункта редуцирования газа, деталей и сборочных единиц в соответствии с требованиями настоящего стандарта. ГОСТ 15.309 и конструкторской документации.

7.2    Пункты редуцирования газа должны подвергаться приемо-сдаточным и периодическим испытаниям на соответствие требованиям настоящего стандарта и технических условий предприятия-изготовителя. типовым испытаниям.

7.3    Приемо-сдаточным испытаниям должен подвергаться каждый пункт редуцирования газа. При обнаружении в процессе испытаний несоответствия какому-либо контролируемому показателю изделие бракуется. После устранения дефекта пункт редуцирования газа должен повторно подвергаться приемо-сдаточным испытаниям.

7.4    Периодические испытания должны проводиться не реже одного раза в три года, не менее чем на одном пункте редуцирования газа, прошедшем приемо-сдаточные испытания.

При обнаружении несоответствия какого-либо показателя требуемым значениям отгрузка пунктов редуцирования газа всех исполнений приостанавливается до выявления причин отказа, а испытаниям подвергается удвоенное число образцов разного исполнения. При положительных результатах повторных периодических испытаний приемка и отгрузка пунктов редуцирования газа должна быть возобновлена.

7.5    При выполнении приемо-сдаточных и периодических испытаний вобяэательном порядке должны проверяться параметры и показатели, представленные в таблице 2.

Таблице 2 — Параметры и показатели, проверяемые при приемо-сдаточных испытаниях

Проверяемый параметр

Вид испытаний

Приемо-сдаточные

Периодические

Внешний вид. комплектность. маркировка, упаковка

Проверяется

Проверяется

Сварные соединения

Проверяется

Проверяется

Герметичность пиний редуцирования и системы отопления

Проверяется

Проверяется

Герметичность газонепроницаемой перегородки

Проверяется

Проверяется

Значение настройки и поддержания выходного давления регулятором давления

Проверяется

Проверяется

Значение настройки и поддержания выходного давления регулятором-монитором

Проверяется

Проверяется

Настройки срабатывания предохранительной и отключающей арматуры

Проверяется

Проверяется

Пропускная способность каждой линии редуцирования

Не проверяется

Проверяется

Работоспособность электрооборудования

Не проверяется

Проверяется

Правильность выполнения электромонтажа

Проверяется

Проверяется

Работоспособность сигнализаторов загазованности

Не проверяется

Проверяется

16

ГОСТ 34011—2016

Окончание твбпииы 2

Проверяемый параметр

вил испытаний

Приемо-сдаточные

Периодические

Работоспособность сигнализаторов системы пожаротушения

Проверяется

Проверяется

Работоспособность отопительного оборудования

Не проверяется

Проверяется

Работоспособность системы автоматизации

Не проверяется

Проверяется

Работоспособность узла учета газа

Не проверяется

Проверяется

Уровень шума

Не проверяется

Проверяется

Испытания на транспортную тряску

Не проверяется

Проверяется

17

ГОСТ 34011—2016

УДК 662.767:662.92:006.354    МКС 75.180.99

Ключевые слова: газораспределение, газорегуляторный пункт, узел редуцирования, регулятор давления, отключающая арматура, предохранительная арматура

БЗ 9—2016/59

Редактор Л.В. Коретмикоаа Технический редактор в.Н. Прусакова Корректор РА. Ментова Компьютерная верстка А Н. Золотаревой

Сдано в набор 17.04.2017. Подписано в печать 19 04.2017 Формат б0>в4^. Гарнитура Арнал.

Усл.печ. л. 2.79. Уч-иад. л. 2.52. Тираж 67 экз. Зак. 713.

Подготовлено на основе электронной версии, предоставленной разработчиком стандарта

Издано и отпечатано во ФГУП «СТАНДАРТИНФОРМ». 12399S Москва. Гранатный пер., 4. www.90stinfo.1u    

Источник: http://allgosts.ru/75/180/gost_34011-2016


ГОСТ Р 54960-2012

Группа Г43



ОКС 75.180.99
ОКП 48 5924

Дата введения 2013-01-01

1 РАЗРАБОТАН Открытым акционерным обществом "Головной научно-исследовательский и проектный институт по использованию газа в народном хозяйстве Гипрониигаз" (ОАО "Гипрониигаз")

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 23 "Техника и технологии добычи нефти и газа"

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 22 августа 2012 г. N 250-ст

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

5 ПЕРЕИЗДАНИЕ. ИЮЛЬ 2014 г.


Правила применения настоящего стандарта установлены в ГОСТ Р 1.0-2012 (раздел 8). Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе "Национальные стандарты", а официальный текст изменений и поправок - в ежемесячном указателе "Национальные стандарты". В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске ежемесячного информационного указателя "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 (gost.ru)

1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт распространяется на блочные газорегуляторные пункты и шкафные пункты редуцирования газа (далее - пункты редуцирования газа), предназначенные для редуцирования давления природного газа с входного значения (до 1,2 МПа включительно) до требуемых значений, а также для выполнения следующих функций:

- автоматического поддержания заданного выходного давления независимо от изменения расхода и входного давления газа (в заданном диапазоне их значений);

- автоматического прекращения подачи газа при повышении или понижении выходного давления сверх или ниже допустимых заданных значений;

- очистки газа от механических примесей;

- учета газа.

1.2 Настоящий стандарт устанавливает общие технические требования к пунктам редуцирования газа, предназначенным для применения в сетях газораспределения при транспортировании горючих газов по ГОСТ 5542, используемых в качестве топлива для промышленного и коммунально-бытового назначения.

1.3 Настоящий стандарт не распространяется на газорегуляторные установки стационарные газорегуляторные пункты, а также на пункты редуцирования газа, принятые в эксплуатацию до дня вступления в силу настоящего стандарта.

2 Нормативные ссылки


В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ Р 12.1.019-2009 Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты

ГОСТ Р 50571.3-2009 (МЭК 60364-4-41:2005) Электроустановки низковольтные. Часть 4-41. Требования для обеспечения безопасности. Защита от поражения электрическим током

ГОСТ Р 50571.29-2009 (МЭК 60364-5-55:2008) Электрические установки зданий. Часть 5-55. Выбор и монтаж электрооборудования. Прочее оборудование

ГОСТ Р 51330.0-99 (МЭК 60079-0-98) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 0. Общие требования

ГОСТ Р 51350-99 (МЭК 61010.1-90) Безопасность электрических контрольно-измерительных приборов и лабораторного оборудования. Часть 1. Общие требования

ГОСТ Р 52350.14-2006 (МЭК 60079-14:2002) Электрооборудование для взрывоопасных газовых сред. Часть 14. Электроустановки во взрывоопасных зонах (кроме подземных выработок)

ГОСТ Р 52760-2007 Арматура трубопроводная. Требования к маркировке и отличительной окраске

ГОСТ Р 53672-2009 Арматура трубопроводная. Общие требования безопасности

ГОСТ Р 54808-2011 Арматура трубопроводная. Нормы герметичности затворов

ГОСТ 12.1.004-91 Система стандартов безопасности труда. Пожарная безопасность. Общие требования

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

ГОСТ 12.1.010-76 Система стандартов безопасности труда. Взрывобезопасность. Общие требования

ГОСТ 12.2.003-91 Система стандартов безопасности труда. Оборудование производственное. Общие требования безопасности

ГОСТ 15.309-98 Система разработки и постановки продукции на производство. Испытания и приемка выпускаемой продукции. Основные положения

ГОСТ 5264-80 Ручная дуговая сварка. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры

ГОСТ 5542-87 Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия

ГОСТ 6357-81 Основные нормы взаимозаменяемости. Резьба трубная цилиндрическая

ГОСТ 6527-68 Концы муфтовые с трубной цилиндрической резьбой. Размеры

ГОСТ 7512-82 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод

ГОСТ 8969-75 Части соединительные стальные с цилиндрической резьбой для трубопроводов 1,6 МПа. Сгоны. Основные размеры

ГОСТ 9150-2002 Основные нормы взаимозаменяемости. Резьба метрическая. Профиль

ГОСТ 10549-80 Выход резьбы. Сбеги, недорезы, проточки и фаски

ГОСТ 11534-75 Ручная дуговая сварка. Соединения сварные под острыми и тупыми углами. Основные типы, конструктивные элементы и размеры

ГОСТ 11881-76 ГСП. Регуляторы, работающие без использования постороннего источника энергии. Общие технические условия

ГОСТ 12815-80 Фланцы арматуры, соединительных частей и трубопроводов на от 0,1 до 20,0 МПа (от 1 до 200 кгс/см). Типы. Присоединительные размеры и размеры уплотнительных поверхностей

ГОСТ 12816-80 Фланцы арматуры, соединительных частей и трубопроводов на от 0,1 до 20,0 МПа (от 1 до 200 кгс/см). Общие технические требования

ГОСТ 12817-80 Фланцы литые из серого чугуна на от 0,1 до 1,6 МПа (от 1 до 16 кгс/см). Конструкция и размеры

ГОСТ 12818-80 Фланцы литые из ковкого чугуна на от 1,6 до 4,0 МПа (от 16 до 40 кгс/см). Конструкция и размеры

ГОСТ 12819-80 Фланцы литые стальные на от 1,6 до 20,0 МПа (от 16 до 200 кгс/см). Конструкция и размеры

ГОСТ 12820-80 Фланцы стальные плоские приварные на от 0,1 до 2,5 МПа (от 1 до 25 кгс/см). Конструкция и размеры

ГОСТ 12821-80 Фланцы стальные приварные встык на от 0,1 до 20,0 МПа (от 1 до 200 кгс/см). Конструкция и размеры

ГОСТ 12822-80 Фланцы стальные свободные на приварном кольце на от 0,1 до 2,5 МПа. Конструкции и размеры

ГОСТ 14192-96 Маркировка грузов

ГОСТ 14776-79 Дуговая сварка. Соединения сварные точечные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры

ГОСТ 14782-86 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые

ГОСТ 15150-69 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды

ГОСТ 15846-2002 Продукция, отправляемая в районы Крайнего Севера и приравненные к ним местности. Упаковка, маркировка, транспортирование и хранение

ГОСТ 16037-80 Соединения сварные стальных трубопроводов. Основные типы, конструктивные элементы и размеры

ГОСТ 16093-2004 (ИСО 965-1:1998, ИСО 965-3:1998) Основные нормы взаимозаменяемости. Резьба метрическая. Допуски. Посадки с зазором

ГОСТ 17375-2001 (ИСО 3419-81) Детали трубопроводов бесшовные приварные из углеродистой и низколегированной стали. Отводы крутоизогнутые типа 3D (1,5 DN). Конструкция

ГОСТ 17376-2001 (ИСО 3419-81) Детали трубопроводов бесшовные приварные из углеродистой и низколегированной стали. Тройники. Конструкция

ГОСТ 17378-2001 (ИСО 3419-81) Детали трубопроводов бесшовные приварные из углеродистой и низколегированной стали. Переходы. Конструкция

ГОСТ 17379-2001 (ИСО 3419-81) Детали трубопроводов бесшовные приварные из углеродистой и низколегированной стали. Заглушки эллиптические. Конструкция

ГОСТ 17380-2001 (ИСО 3419-81) Детали трубопроводов бесшовные приварные из углеродистой и низколегированной стали. Общие технические условия

ГОСТ 21130-75 Изделия электротехнические. Зажимы заземляющие и знаки заземления. Конструкция и размеры

ГОСТ 24597-81 Пакеты тарно-штучных грузов. Основные параметры и размеры

ГОСТ 24705-2004 (ИСО 724:1993) Основные нормы взаимозаменяемости. Резьба метрическая. Основные размеры

ГОСТ 30753-2001 (ИСО 3419-81) Детали трубопроводов бесшовные приварные из углеродистой и низколегированной стали. Отводы крутоизогнутые типа 2D (DN). Конструкция

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты" за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.

3.1 В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

3.1.1 давление закрытия регулятора давления, % (кПа): Максимальное увеличение значения выходного давления газа при уменьшении расхода газа до нуля.

3.1.2

запорная арматура: Арматура, предназначенная для перекрытия потока рабочей среды с определенной герметичностью.

[ГОСТ Р 52720-2007, статья 3.1]

3.1.3

защитная арматура (Нрк. отключающая арматура): Арматура, предназначенная для автоматической защиты оборудования и трубопроводов от недопустимых или непредусмотренных технологическим процессом изменений параметров или направления потока рабочей среды, а также для отключения потока.

[ГОСТ Р 52720-2007, статья 3.12]

3.1.4 класс точности регулятора давления: Абсолютное максимальное значение точности регулирования.

3.1.5

наработка до отказа: Наработка, накопленная от первого использования изделия или от его восстановления до отказа.

[ГОСТ Р 27.009-2009*, статья 79]

________________
* Вероятно, ошибка оригинала. Следует читать: ГОСТ Р 27.002-2009**, здесь и далее по тексту;
** На территории Российской Федерации документ не действует. Действует ГОСТ 27.002-89. - Примечание изготовителя базы данных.

3.1.6 постоянная времени: Время, необходимое для стабилизации величины давления газа в контролируемой точке на заданном уровне при изменении расхода газа или входного давления.

3.1.7

предохранительная арматура: Арматура, предназначенная для автоматической защиты оборудования и трубопроводов от недопустимого превышения давления посредством сброса избытка рабочей среды.

[ГОСТ Р 52720-2007, статья 3.2]

3.1.8 регулятор-монитор: Дополнительный (контрольный) регулятор, используемый в качестве защитного устройства.

3.1.9

редукционная арматура (дроссельная арматура): Арматура, предназначенная для снижения (редуцирования) рабочего давления в системе за счет увеличения гидравлического сопротивления в проточной части.

[ГОСТ Р 52720-2007, статья 3.13]

3.1.10

средний срок службы: Математическое ожидание срока службы.

[ГОСТ Р 27.009-2009, статья 100]

3.1.11

срок службы: Продолжительность эксплуатации изделия или ее возобновления после капитального ремонта до наступления предельного состояния.

[ГОСТ Р 27.009-2009, статья 84]

3.1.12 точность регулирования, % (Па): Максимальное положительное или отрицательное отклонение выходного давления от заданного значения в пределах указанного рабочего диапазона расхода газа и входного давления.

3.1.13 узел редуцирования: Комплекс технических устройств, включающий в себя систему редуцирования и систему защиты от недопустимого изменения давления.

3.2 В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

АСКУГ - автоматизированная система коммерческого учета газа;

АСУ ТП РГ - автоматизированная система управления технологическими процессами распределения газа;

ГРПШ - шкафные пункты редуцирования газа;

ГРПБ - блочные газорегуляторные пункты.

4 Технические требования

4.1 Общие требования

4.1.1 Пункты редуцирования газа должны быть изготовлены по конструкторской и технологической документации предприятия-изготовителя, разработанной на основании настоящего стандарта с учетом требований Единой системы конструкторской и технологической документации (ЕСКД, ЕСТД) Российской Федерации, ГОСТ 15.309.

4.1.2 Конструкция пунктов редуцирования газа должна обеспечивать их работоспособность и надежность эксплуатации. Строительные конструкции, шкаф и трубопроводы должны иметь защитные покрытия, обеспечивающие коррозионную стойкость к воздействию окружающей среды.

4.1.3 Конструкция ГРПБ должна включать в себя:

- транспортабельное здание блочного исполнения (далее - блок-контейнер), имеющее отдельные помещения (с обособленными выходами наружу), предназначенные для размещения линий редуцирования и систем инженерно-технического обеспечения;

- линии редуцирования, состоящие из комплекса технических устройств, газопроводов, контрольно-измерительных приборов;

- узлы учета газа (при необходимости);

- комплекс средств автоматизации (при необходимости);

- системы инженерно-технического обеспечения, предназначенные для обеспечения электроснабжения, учета расхода энергоносителей, отопления помещений.

4.1.4 В ГРПБ допускается, при необходимости, размещать линии редуцирования и системы инженерно-технического обеспечения в нескольких блок-контейнерах, в том числе объединенных в единое сооружение посредством демонтажа смежных ограждающих конструкций.

Допускается размещение части оборудования за пределами блок-контейнера при соответствующем обосновании.

4.1.5 Конструкция ГРПШ должна включать в себя:

- шкаф для размещения в нем линий редуцирования;

- линии редуцирования, состоящие из комплекса технических устройств, газопроводов, трубопроводов, контрольно-измерительных приборов;

- узел учета газа (при необходимости);

- комплекс средств автоматизации (при необходимости);

- оборудование для обогрева шкафа (при необходимости).

4.1.6 Пункты редуцирования газа могут иметь модификацию в зависимости от следующих показателей:

- пропускной способности;

- входного и выходного давления природного газа;

- числа рабочих линий редуцирования и их оснащенности;

- уровня автоматизации;

- типа источников тепла для отопления (обогрева);

- наличия узла учета газа;

- климатических условий.

4.1.7 При разработке конструкции пунктов редуцирования газа следует предусматривать:

- свободный доступ персонала и удобное для обслуживания расположение технических устройств, средств контроля и автоматизации, систем инженерно-технического обеспечения. Для ГРПБ расстояние в свету между параллельными рядами линий редуцирования - не менее 0,4 м. Ширина основного прохода в помещениях ГРПБ должна составлять не менее 0,8 м;

- прочность и устойчивость конструкций при погрузо-разгрузочных работах, транспортировании, монтаже и эксплуатации.

4.1.8 Пункты редуцирования газа должны быть транспортабельными, а их габариты (с учетом демонтажа съемных узлов) и масса должны обеспечивать возможность перевозки.

Допускается транспортировать ГРПБ отдельными блоками, сборочными единицами, при этом должна быть предусмотрена их максимальная компактность и устойчивость конструкций.

4.1.9 Число линий редуцирования пункта редуцирования газа определяется разработчиком, исходя из требуемой пропускной способности, числа выходных газопроводов и объема потребления газа. В ГРПШ число рабочих линий редуцирования - не более двух.

Не допускается применение запорной арматуры для редуцирования давления газа на обводных газопроводах.

Для обеспечения непрерывности подачи газа в пункт редуцирования газа может предусматриваться резервная линия редуцирования. Состав резервной линии редуцирования должен соответствовать основной линии или должен обеспечивать аналогичный уровень безопасности. Резервная линия редуцирования должна иметь возможность включения в работу автоматически при неисправности основной линии.

В ГРПШ возможно применение съемной обводной линии с редукционной и защитной арматурой.

4.1.10 Конструкция пункта редуцирования газа должна соответствовать требованиям настоящего стандарта, требованиям промышленной, механической, электрической и пожарной безопасности, взрывобезопасности при испытаниях, монтаже, эксплуатации, а также соответствовать ГОСТ 12.1.004, ГОСТ 12.1.010, ГОСТ 12.2.003, ГОСТ Р 53672, ГОСТ Р 12.1.019, ГОСТ Р 50571.3, ГОСТ Р 50571.29, ГОСТ Р 51330.0, ГОСТ Р 51350, ГОСТ Р 52350.14.

4.1.11 Уровень шума внутри пункта редуцирования газа, создаваемый линиями редуцирования, не должен превышать 80 дБА.

4.1.12 Выбор типа трубопроводной арматуры и марки стали труб должен производиться при разработке конструкторской документации на конкретный пункт редуцирования газа, исходя из условий эксплуатации, давления и физико-химических свойств рабочей среды (природный газ, горячая вода, пар).

В линии редуцирования должна включаться трубопроводная арматура, безопасность применения которой обеспечивается выполнением требований ГОСТ Р 53672 при проектировании и изготовлении.

Применение арматуры из серого чугуна не допускается.

4.1.13 Технические устройства и материалы, в том числе импортные, должны иметь разрешительные документы на применение в соответствии с требованиями законодательства Российской Федерации о техническом регулировании.

4.1.14 ГРПБ должны быть оснащены автоматическими установками пожарной сигнализации, пожаротушения и первичными средствами пожаротушения в соответствии с [1] и [2].

4.2 Требования к линиям редуцирования

4.2.1 Линия редуцирования должна быть оснащена:

- узлом редуцирования;

- устройствами очистки газа;

- запорной арматурой;

- продувочными и сбросными газопроводами;

- контрольно-измерительными приборами.

Примечание - Фильтр, предохранительная арматура и контрольно-измерительные приборы могут устанавливаться для двух и более линий редуцирования.

4.2.2 В состав узла редуцирования должны входить:

- редукционная арматура (регулятор давления газа, регулятор-монитор);

- предохранительная и защитная арматура.

При применении комбинированных регуляторов давления газа установка дополнительной предохранительной и защитной арматуры не обязательна.

4.2.3 Редукционная, предохранительная и защитная арматуры должны обеспечивать заданный диапазон рабочего давления. Защита газопроводов и технических устройств от изменений давления газа, выходящих за заданные значения, может достигаться применением различных комбинаций арматуры.

Диапазоны настройки параметров оборудования должны быть указаны в эксплуатационной документации на пункт редуцирования газа.

4.2.4 Конструкция линий редуцирования и их пропускная способность должны быть определены на основании гидравлического расчета и результатов испытаний. Значения пропускной способности пункта редуцирования газа в целом и каждой линии редуцирования должны быть указаны в эксплуатационной документации на пункт редуцирования газа.

4.2.5 Конструкция линии редуцирования должна обеспечивать герметичность и прочность при рабочем и испытательном давлении.

Герметичность затвора запорной, предохранительной, защитной и редукционной арматуры должна соответствовать классу А по ГОСТ Р 54808.

4.2.6 В пунктах редуцирования газа должна быть предусмотрена компенсация температурных деформаций газопроводов (за счет использования поворотов газопроводов или компенсаторов).

4.2.7 Технологическая схема линий редуцирования должна обеспечивать возможность очистки или замены фильтрующего элемента без отключения подачи газа потребителю или изменения давления газа, выходящего за допустимые пределы.

4.2.8 Продувочные и сбросные газопроводы должны иметь минимальное число поворотов и выводиться за пределы пункта редуцирования газа вертикально вверх. Конструкция оголовка должна предотвращать попадание атмосферных осадков в газопровод.

Номинальный диаметр сбросного газопровода должен быть не менее номинального диаметра выходного патрубка предохранительной арматуры.

Номинальный диаметр продувочного газопровода должен быть не менее DN 20. Допускается объединять продувочные газопроводы одинакового давления в общий продувочный газопровод.

4.2.9 На линиях редуцирования ГРПБ после первой и перед последней фланцевой запорной арматурой должны быть установлены поворотные заглушки.

4.2.10 Конструкция линий редуцирования (при наличии обводной линии или резервной линии) должна обеспечивать возможность настройки параметров редукционной, предохранительной и защитной арматуры и проверки герметичности их закрытия без отключения подачи газа потребителю или изменения значения давления газа, выходящего за допустимые пределы.

4.2.11 Место отбора импульса для редукционной, защитной и предохранительной арматуры должно размещаться в зоне установившегося потока газа вне пределов турбулентных воздействий.

Места размещения точек отбора импульсов, если они находятся за пределами шкафа или блок-контейнера, должны быть указаны в эксплуатационной документации на пункт редуцирования газа.

4.2.12 Антикоррозионные покрытия должны обеспечивать защиту линий редуцирования в течение среднего срока службы пункта редуцирования газа.

4.3 Требования к конструкции блок-контейнера

4.3.1 Конструкция блок-контейнера должна обеспечивать функционирование и сохранность размещенных в нем технических устройств и систем инженерно-технического обеспечения на протяжении среднего срока службы.

4.3.2 Конструкция блок-контейнера должна обеспечивать механическую безопасность и разрабатываться с учетом:

- температуры наиболее холодной пятидневки, обеспеченностью 0,92;

- расчетной снеговой и ветровой нагрузок;

- сейсмической нагрузки (при размещении в районах с сейсмичностью площадки свыше 6 баллов).

Конструкцией блок-контейнера должна предусматриваться совмещенная кровля.

4.3.3 Энергоэффективность конструкции блок-контейнера должна быть обеспечена за счет выбора теплозащиты, обеспечивающей:

- нормируемое сопротивление теплопередачи отдельных элементов ограждающих конструкций блок-контейнера;

- санитарно-гигиенический показатель, включающий в себя температурный перепад (между температурами внутреннего воздуха и на поверхности ограждающих конструкций) и температуру на внутренней поверхности выше температуры точки росы.

4.3.4 Сварные соединения по своим физико-механическим свойствам должны соответствовать основному материалу свариваемых строительных конструкций.

Типы, конструктивные элементы и размеры сварных соединений строительных конструкций должны соответствовать ГОСТ 5264, ГОСТ 11534, ГОСТ 14776.

4.3.5 Строительные конструкции блок-контейнера должны обеспечивать степень огнестойкости не ниже III, класс конструктивной пожарной опасности не ниже С0 по [3]*.
________________
* См. раздел Библиография, здесь и далее по тексту. - Примечание изготовителя базы данных.

4.3.6 Строительные конструкции блок-контейнера следует изготавливать из коррозионно-стойких материалов и изделий или предусматривать использование покрытий с учетом климатических условий эксплуатации пункта редуцирования газа. Допускается применение облицовки фасадных наружных строительных конструкций изделиями, стойкими к воздействию окружающей среды. Средний срок службы антикоррозионного покрытия должен составлять не менее 20 лет.

4.3.7 Высота помещений блок-контейнера должна быть не менее 2,2 м, а в местах прохода персонала - не менее 2,0 м от пола до выступающих частей коммуникаций и технических устройств.

4.3.8 Помещение для размещения линий редуцирования должно отвечать требованиям, предъявляемым к помещениям категории А по взрывопожарной опасности, остальные помещения в зависимости от их назначения - по [4].

4.3.9 Для обеспечения взрывоустойчивости помещений для размещения линий редуцирования и помещений для размещения отопительного оборудования следует предусматривать устройство легкосбрасываемых строительных конструкций.

Для обеспечения взрывобезопасности помещений для размещения линий редуцирования следует предусматривать:

а) искробезопасные и противопожарные двери;

б) искробезопасные окна;

в) возведение между помещениями для размещения линий редуцирования и другими помещениями газонепроницаемой противопожарной перегородки 1-го типа. Класс пожарной опасности строительных конструкций должен быть не ниже К0 в соответствии с [3].

Покрытия пола в помещении для размещения линий редуцирования должны быть искробезопасными, негорючими, ровными и нескользкими.

4.3.10 Окна и двери должны быть оборудованы приспособлениями, защищающими от самооткрывания, и обеспечивать фиксацию в открытом положении. Двери должны открываться наружу и запираться ключом.

Двери должны быть оборудованы запирающими устройствами. Должна быть предусмотрена возможность установки дополнительного запирающего устройства.

Двери изнутри запираться не должны.

4.3.11 Места стыковок строительных конструкций, отделяющих помещения категории А по взрывопожарной опасности от иных помещений, должны быть герметизированы. Отверстия в газонепроницаемой перегородке для пропуска коммуникаций также должны быть герметизированы. Вводы инженерных коммуникаций должны быть герметизированы и утеплены.

4.4 Требования к конструкции шкафа

4.4.1 Конструкция шкафа должна обеспечивать функционирование и сохранность размещенных в нем технических устройств и систем инженерно-технического обеспечения на протяжении среднего срока службы.

4.4.2 Конструкция шкафа должна разрабатываться с учетом:

- температуры наиболее холодной пятидневки, обеспеченностью 0,92;

- расчетной снеговой и ветровой нагрузок;

- сейсмической нагрузки (при размещении в районах с сейсмичностью площадки свыше 6 баллов).

4.4.3 Шкаф должен быть выполнен из негорючих материалов, для ГРПШ с обогревом - с негорючим утеплителем. Толщина стенок должна определяться тепловым расчетом в соответствии с климатическими условиями района эксплуатации. В холодный период года температурный режим внутри шкафа должен обеспечивать работоспособность технических устройств в соответствии с требуемыми параметрами.

4.4.4 Шкаф следует изготавливать из коррозионно-стойких материалов либо предусматривать использование покрытий, стойких к воздействию окружающей среды, с учетом климатических условий эксплуатации ГРПШ. Допускается применение облицовки шкафа материалами, стойкими к воздействию окружающей среды. Средний срок службы антикоррозионного покрытия должен составлять не менее 20 лет.

Конструкция шкафа должна обеспечивать защиту внутреннего пространства от попадания внутрь дождевой воды и снега.

4.4.5 Зазоры в шкафу для пропуска газопроводов и коммуникаций должны быть закрыты заглушками и, при необходимости, утеплены.

4.4.6 Конструктивные элементы шкафа не должны иметь острых кромок и углов.

4.4.7 Соединения конструктивных элементов шкафа рекомендуется предусматривать на сварке.

Шкафы должны иметь строповые устройства, а при их отсутствии должны быть обозначены места строповки.

Опоры шкафа и газопроводов должны быть рассчитаны на вертикальные нагрузки веса газопровода, а также нагрузки, возникающие при тепловом расширении газопровода.

4.4.8 Конструкция шкафа должна обеспечивать удобство обслуживания технических устройств.

Двери должны быть оборудованы приспособлениями, защищающими от самооткрывания, запираться ключом и обеспечивать фиксацию в открытом положении.

Двери должны быть оборудованы запирающими устройствами, обеспечивающими фиксацию в верхней и нижней точках. Должна быть предусмотрена возможность установки дополнительного запирающего устройства.

4.4.9 Габаритные размеры шкафа должны быть не более: длина 3000 мм, ширина 2000 мм, высота 2500 мм.

Допускается увеличивать длину шкафа до 4500 мм при условии установки в нем узла учета газа.

Допускается увеличивать высоту шкафа при условии обеспечения удобства обслуживания.

4.5 Требования к техническим устройствам

4.5.1 Требования к запорной арматуре

4.5.1.1 Запорная арматура должна соответствовать требованиям ГОСТ Р 53672.

Запорная арматура должна сохранять работоспособное состояние без проведения текущего ремонта (замены изношенных узлов и деталей) в течение среднего срока службы.

4.5.1.2 Недопустимо применение натяжных пробковых кранов, в том числе трехходовых пробковых кранов перед манометрами.

4.5.1.3 Применение муфтовых соединений на низком давлении не рекомендуется, а на среднем и высоком давлении - не допускается.

4.5.1.4 Запорная арматура с цапковым присоединением может применяться на трубопроводах номинальным диаметром не более DN 40.

4.5.2 Требования к редукционной арматуре

4.5.2.1 Редукционная арматура должна соответствовать требованиям ГОСТ 11881, ГОСТ Р 52760, ГОСТ Р 53672.

Конструкция и изготовление редукционной арматуры (регуляторов давления газа) должны обеспечивать их функционирование в соответствии с требуемыми параметрами.

4.5.2.2 Регулировочные элементы для изменения параметров настройки должны быть легкодоступны для обслуживающего персонала.

Регулировочные элементы должны иметь защиту от несанкционированного изменения регулировки в процессе технической эксплуатации.

4.5.2.3 Редукционная арматура должна обеспечивать:

- заявленную предприятием-изготовителем точность регулирования на выходе из пункта регулирования газа. Класс точности регулятора давления должен выбираться из ряда: 2,5; 5; 10 (точность регулирования не ниже ±100 Па для класса точности регулятора давления 2,5 и 5);

- постоянную времени, не превышающую 30 с;

- давление закрытия, не превышающее 20%. Значение давления закрытия следует выбирать из ряда: 2,5%; 5%; 10%; 20%.

4.5.2.4 Редукционная арматура может быть со встроенной предохранительной и/или защитной арматурой.

4.5.3 Регулятор-монитор должен обеспечивать автоматическое поддержание давления газа в заданных пределах без уменьшения пропускной способности линии редуцирования.

Технические характеристики регулятора-монитора должны соответствовать требованиям, предъявляемым к редукционной арматуре.

4.5.4 Требования к предохранительной и защитной арматуре

4.5.4.1 Конструкция предохранительной и защитной арматуры и ее расположение на линии редуцирования должны обеспечивать защиту газораспределительной сети и технических устройств от повышения или понижения давления газа за допустимые значения и от динамических воздействий потока газа.

В качестве защитной арматуры допускается применять отключающий клапан, в том числе предохранительный запорный клапан, клапан с электромагнитным приводом. Время срабатывания - не более 1 с.

4.5.4.2 Отклонение давления начала открытия предохранительной арматуры должно составлять не более ±5% от заданного значения давления газа.

Отклонение давления срабатывания защитной арматуры должно составлять не более ±5% от заданного значения давления газа. Для защитной арматуры низкого давления допускается отклонение давления срабатывания не более ±10%. Значение отклонения давления начала открытия (срабатывания) должно выбираться из ряда: 1%; 2,5%; 5%; 10%.

4.5.4.3 Конструкция предохранительной арматуры высокого и среднего давления должна предусматривать возможность принудительного открытия для проверки на работоспособность.

Давление, при котором происходит полное закрытие, не должно отклоняться более чем на 5% от давления начала открытия.

4.5.4.4 Регулировочные элементы должны иметь защиту от несанкционированного изменения регулировки в процессе технического обслуживания.

Установка открытой рычажной системы управления на корпусе защитных устройств не допускается.

4.5.5 Требования к узлам учета газа

4.5.5.1 Узел учета газа должен обеспечивать измерение количества газа во всем диапазоне расхода с нормированной погрешностью.

4.5.5.2 В составе узла учета газа рекомендуется предусматривать технические устройства и средства автоматизации для сбора, контроля и передачи информации, в том числе корректор газа в зависимости от фактических значений температуры и давления газа.

4.5.5.3 Электронные устройства, входящие в состав узла учета, должны обеспечивать возможность дистанционного доступа к информации о параметрах газа и состоянии средств измерений.

Узел учета газа и программное обеспечение средств обработки, хранения и передачи информации должны иметь средства защиты от несанкционированного доступа.

Узел учета газа должен обеспечивать возможность включения его в АСУ ТП РГ или АСКУГ.

4.5.5.4 Узел учета газа должен соответствовать температурному диапазону природного газа и ГОСТ 15150 по климатическому исполнению, быть во взрывобезопасном исполнении.

4.5.5.5 При необходимости допускается размещение узла учета газа за пределами пункта редуцирования газа в отдельном боксе (шкафу) с обогревом.

Допускается не применять устройства очистки газа в узле учета газа, если необходимая степень очистки обеспечивается устройством очистки газа линии редуцирования.

4.5.6 Требования к устройствам очистки газа

4.5.6.1 Устройства очистки газа должны обеспечивать степень очистки, необходимую для функционирования технических устройств в соответствии с требуемыми параметрами (но не более 80 мкм).

4.5.6.2 Наличие устройства очистки газа в пункте редуцирования газа обязательно.

Источник: http://docs.cntd.ru/document/464671313

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ГОСТ Р

Системы газораспределительные

ПУНКТЫ ГАЗОРЕГУЛЯТОРНЫЕ БЛОЧНЫЕ.
ПУНКТЫ РЕДУЦИРОВАНИЯ ГАЗА ШКАФНЫЕ

Общие технические требования

Издание официальное

Москва
Стандартинформ
2012

Предисловие

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. № 184-ФЗ «О техническом регулировании», а правила применения национальных стандартов Российской Федерации – ГОСТ Р 1.0‒2004 «Стандартизация в Российской Федерации. Основные положения».

Сведения о стандарте

1. РАЗРАБОТАН Открытым акционерным обществом «Головной научно-исследовательский и проектный институт по использованию газа в народном хозяйстве Гипрониигаз» (ОАО «Гипрониигаз»).

2. ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 23 «Техника и технологии добычи нефти и газа».

3. УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

4. ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

1. Область применения

2. Нормативные ссылки

3. Термины, определения и обозначения

4. Технические требования

5. Требования надежности

6. Маркировка, комплектность, упаковка

7. Приемка

Библиография

Источник: http://www.purg.info/articles/gost-r-54960-2012

Подводка для газа сильфонная WEKO Ду20 L-1,8м.

STANDART 4C

Сильфонная подводка для газа G BEKA имеет преимущество и над схожей с ней продукцией сильфонного типа других производителей, поскольку фитинги на шлангах G BEKA закреплены с помощью высококачественного сварного соединения по всему периметру стыковки, а материалы шланга и фитингов являются наиболее качественными из используемых для производства газовой подводки сильфонного типа. Настенные пленочные обогреватели Котлы отопительные, электрические Электрокаменки для бань и саун Водонагреватели проточные, электрические Водонагреватели наливные, электрические Тепловые пушки, газовые Тепловые пушки, электрические Тепловые завесы и настенные керамические обогреватели Конвекторы электрические Вентиляторы Тепловентиляторы Кварцевые обогреватели Оборудование временно отсутствующее. Диэлектрические муфты вставки изолирующие - ЦЕНЫ, описание. На вашу почту отправлено письмо для восстановления пароля. Представители ГРО высоко оценили эксплуатационные и качественные характеристики представленного оборудования, обсудили возможности их использования при реконструкции и модернизации сетей газоснабжения области.

Анализатор газа бытовой

Гильза для термодатчика L=120мм

Что касается минусов, то многие подчеркивают узкую специализацию аппарата и невозможность его применения для целых групп газовых сред. Удобная система контроля помогает определить минимальную утечку с газовых котлов и других приборов. В домашних условиях газовые анализаторы, или детекторы, чаще применяются с целью обнаружения утечек. Профессиональный детектор горючих газов Портативный утечки газа местоположение определить тестер с ЖК-дисплей Дисплей и звук-све

1 2 3 4 5