какую шкалу должны иметь манометры устанавливаемые на оборудовании и газопроводах
Какую шкалу должны иметь манометры устанавливаемые на оборудовании и газопроводах
НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Государственная система обеспечения единства измерений
Рабочие средства измерений. Метрологические требования и методы испытаний
State system for ensuring the uniformity of measurements. Indicating pressure gauges. Ordinary measuring instruments. Metrological requirements and test methods
Дата введения 2016-08-01
Предисловие
1 РАЗРАБОТАН Федеральным государственным унитарным предприятием «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)
2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 53 «Основные нормы и правила в области обеспечения единства измерений»
4 Настоящий стандарт разработан с учетом основных нормативных положений международного документа МОЗМ Р 101:1991* «Манометры, вакуумметры, мановакуумметры показывающие и записывающие с упругими элементами (рабочие приборы)» [OIML R 101:1991 «Indicating and recording pressure gauges, vacuum gauges and pressure-vacuum gauges with elastic sensing elements (ordinary instruments)», NEQ]
6 ПЕРЕИЗДАНИЕ. Сентябрь 2019 г.
1 Область применения
Настоящий стандарт предназначен для специалистов, разрабатывающих программы испытаний, а также методики поверки и калибровки конкретных средств измерений давления.
Настоящий стандарт не распространяется на эталоны и на самопишущие манометры.
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:
ГОСТ 8.802* Государственная система обеспечения единства измерений. Государственная поверочная схема для средств измерений избыточного давления до 250 МПа
ГОСТ 12.2.007.0 Система стандартов безопасности труда. Изделия электротехнические. Общие требования безопасности
ГОСТ 2405 Манометры, вакуумметры, мановакуумметры, напоромеры, тягомеры и тягонапоромеры. Общие технические условия
ГОСТ 8291 Манометры избыточного давления грузопоршневые. Общие технические требования
ГОСТ 14254 (IEC 60529:2013) Степени защиты, обеспечиваемые оболочками (Код IP)
ГОСТ ISO/IEC 17025 Общие требования к компетентности испытательных и калибровочных лабораторий
ГОСТ Р 52931 Приборы контроля и регулирования технологических процессов. Общие технические условия
ГОСТ Р ИСО 5725 Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений
3 Единицы измерений давления
3.1 Единицей измерений давления в СИ является паскаль (Па), который соответствует ньютону на кв. м (Н/м ).
3.2 Градуировка манометров производится в Па или кратных от них: кПа, МПа и гПа, образуемых в соответствии с СИ.
4 Термины и определения
В настоящем стандарте применены термины по [2], а также следующие термины с соответствующими определениями:
4.1 постоянное давление: Давление, не изменяющееся или плавно изменяющееся во времени со скоростью не более 1% диапазона показаний в секунду.
4.2 переменное давление: Давление, плавно и многократно возрастающее и убывающее по любому периодическому закону со скоростью от 1 до 10% диапазона показаний в секунду.
4.3 нормальное рабочее положение манометра: Положение манометра с отклонением от вертикали не более 5° в любую сторону.
4.4 номинальная функция преобразования: Расчетная зависимость вида
,
— номинальная функция преобразования манометра.
— измеряемое давление на входе манометра в нормальных условиях.
4.5 действительная функция преобразования: Экспериментально определенная с помощью эталона реальная зависимость показаний манометра от измеряемого давления.
4.6 диапазон показаний манометра: Область значений шкалы стрелочного манометра, ограниченная начальным и конечным значениями шкалы, или крайние значения показаний дисплея цифрового манометра.
4.7 диапазон измерений манометра: Множество значений давления, которые могут быть измерены данным манометром с указанными показателями точности при определенных условиях.
4.8 избыточное давление: Давление, превышающее окружающее давление, которое принимают за опорное.
4.9 отрицательное избыточное (вакуумметрическое) давление: Давление, не превышающее окружающее давление, которое принимают за опорное.
4.10 окружающее давление: Давление среды, окружающей манометр в месте и в момент измерений; может быть равно атмосферному давлению.
4.11 опорное значение величины: Значение величины, которое используют в качестве основы для сопоставления со значениями величин того же рода.
4.12 испытания в целях утверждения типа: Комплекс испытаний, включающих экспериментальное определение количественных и (или) качественных свойств манометров, как результата воздействия на него внешних факторов, проводимых для определения соответствия манометра требованиям действующих нормативных документов и технической документации изготовителя в целях утверждения типа.
4.13 калибровка манометров: Совокупность операций, устанавливающих соотношение между значением величины, полученным с помощью данного манометра, и соответствующим значением величины, определенным с помощью эталона, с целью определения метрологических характеристик этого манометра.
4.14 поверка манометров: Установление официально уполномоченным органом пригодности средства измерений к применению на основании экспериментально определяемых метрологических характеристик и подтверждения их соответствия установленным обязательным требованиям.
4.15 класс точности манометра: Обобщенная характеристика данного типа манометров, как правило, отражающая их уровень точности и выражаемая точностными характеристиками средств измерений.
4.16 погрешность манометра: Разность между показанием манометра и известным опорным (действительным) значением.
4.17 основная погрешность манометра: Погрешность манометра, применяемого в нормальных условиях.
4.18 дополнительная погрешность манометра: Составляющая погрешности манометра, возникающая дополнительно к основной погрешности вследствие отклонения какой-либо из влияющих величин от нормального ее значения или вследствие ее выхода за пределы нормальной области значений.
4.19 систематическая погрешность манометра: Составляющая погрешности манометра, принимаемая за постоянную или закономерно изменяющуюся при повторных измерениях одной и той же величины.
4.20 случайная погрешность манометра: Составляющая погрешности манометра, изменяющаяся случайным образом
4.21 абсолютная погрешность: Погрешность СИ, выраженная в единицах измеряемой величины.
— наибольшее инструментальное смещение ([2] 7.21) или наибольшая разность между средними значениями действительной функции преобразования и значениями номинальной функции преобразования манометра при одном и том же значении измеряемого давления, выраженная в единицах давления (используется при испытаниях или калибровке);
— наибольшая разность между измеренным значением и показанием эталона при одном и том же значении измеряемой величины, выраженная в единицах давления при поверке.
4.24 комбинированная погрешность манометра: Форма выражения погрешности манометра, содержащая одновременно абсолютную и (или) относительную и (или) приведенную погрешности.
4.25 основная погрешность манометра: Составляющая погрешности манометра, применяемого в нормальных условиях.
4.26 дополнительная погрешность манометра: Составляющая погрешности манометра, возникающая дополнительно к основной погрешности вследствие отклонения какой-либо из влияющих величин от нормального ее значения или вследствие ее выхода за пределы нормальной области значений.
4.27 инструментальная неопределенность манометра: Составляющая неопределенности измерений, обусловленная применяемым манометром при калибровке и испытаниях в целях утверждения типа.
4.28 стандартная инструментальная неопределенность: Неопределенность результата измерений, выраженная в виде среднего квадратического отклонения (СКО).
4.29 суммарная стандартная инструментальная неопределенность: Стандартная неопределенность результата измерений, полученного через значения других величин, равная положительному квадратному корню суммы членов, причем члены являются дисперсиями или ковариациями этих других величин, взвешенными в соответствии с тем, как результат измерений изменяется при изменении этих величин.
4.30 расширенная неопределенность показаний манометра: Величина, определяющая интервал вокруг результата измерений, в пределах которого находится большая часть распределения значений, которые с достаточным основанием могли бы быть приписаны измеряемой величине.
СП 62.13330.2011* Газораспределительные системы. Актуализированная редакция СНиП 42-01-2002 (с Изменениями N 1, 2, 3)
10.5 Испытания газопроводов
Если арматура, оборудование и приборы не рассчитаны на испытательное давление, то вместо них на период испытаний следует устанавливать катушки и заглушки.
Испытания газопроводов должна проводить строительная организация в присутствии представителя строительного контроля со стороны застройщика.
Результаты испытаний оформляют записью в строительном паспорте.
10.5.2 Перед испытанием на герметичность и прочность внутренняя полость газопровода должна быть очищена в соответствии с проектом производства работ. Очистку полости внутренних газопроводов и газопроводов ПРГ следует проводить продувкой воздухом перед их монтажом.
10.5.3 Для проведения испытания на герметичность и прочность следует фиксировать падение давления в газопроводе манометрами классов точности 0,4 и 0,15, а также жидкостными манометрами. При применении манометров без указания класса точности их погрешность не должна превышать порог измерения.
10.5.1-10.5.3 (Измененная редакция, Изм. N 2).
10.5.4 Испытания подземных газопроводов проводят после их монтажа в траншее и присыпки выше верхней образующей трубы не менее чем на 0,2 м или после полной засыпки траншеи.
Сварные соединения стальных газопроводов должны быть заизолированы.
10.5.5 До начала испытаний на герметичность газопроводы выдерживают под испытательным давлением в течение времени, необходимого для выравнивания температуры воздуха в газопроводе и температуры грунта.
При испытании надземных и внутренних газопроводов следует соблюдать меры безопасности, предусмотренные проектом производства работ.
Рабочее давление газа, МПа
Вид изоляционного покрытия
Испытательное давление, МПа
Продолжительность испытаний, ч
Независимо от вида изоляционного покрытия
Битумная мастика, полимерная липкая лента
Экструдированный полиэтилен, стеклоэмаль
Битумная мастика, полимерная липкая лента
Экструдированный полиэтилен, стеклоэмаль
Независимо от вида изоляционного покрытия
Газовые вводы до 0,1 включ. при их раздельном строительстве с распределительным газопроводом
При переходе подземного участка полиэтиленового газопровода на стальной газопровод испытания этих газопроводов проводят раздельно:
участок подземного полиэтиленового газопровода, включая неразъемное соединение, испытывают по нормам испытания полиэтиленовых газопроводов;
участок стального газопровода испытывают по нормам испытания стальных газопроводов.
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 с учетом климатического исполнения, указанного в эксплуатационной документации на пункт редуцирования газа.
4.1.3 Конструкция ГРПБ должна включать в себя:
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:
4.1.6 Пункты редуцирования газа могут иметь модификацию в зависимости от следующих показателей:
4.1.7 При разработке конструкции пунктов редуцирования газа следует предусматривать:
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.
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.
В 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, взрывобезопасности 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.
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 раз* работке 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 12.2.063 при проектировании изготовлении.
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, в том числе импортные, должны иметь разрешительные документы на применение в соответствии с требованиями законодательства Таможенного союза о техническом регулировании.
4.1.14 Пункты газорегуляторные блочные площадью помещений категории А менее 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 оснащена 1)
4.2.2 В состав узла редуцирования должны входить:
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 рабочем испытательном давлении.
4.2.6 В пунктах редуцирования газа должна быть предусмотрена компенсация температурных деформаций газопроводов (за счет использования поворотов газопроводов или компенсаторов).
4.2.8 Продувочные и сбросные газопроводы должны иметь минимальное число поворотов выводится за пределы пункта редуцирования газа вертикально 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 м 3 /ч номинальный диаметр продувочного газопровода не должен превышать номинальный диаметр выходного газопровода. Допускается объединять продувочные газопроводы одинакового давления в общий продувочный газопровод.
1) В Российской Федерации конструкция пунктов редуцирования газе также должна отвечать требованиям ГОСТ Р 52350.14. ГОСТ Р 50571.29.
2) Фильтры могут устанавливаться для двух и более линий редуцирования. Фильтры и предохранительная арматура могут устанавливаться для двух и более линий редуцирования с одинаковым давлением.
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 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:
Конструкцией блок-контейнера должна предусматриваться совмещенная кровля.
4.3.3 Энергоэффективность конструкции блок-контейнера достигается за счет выбора теплозащиты, обеспечивающей:
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 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 2200 мм, а в местах прохода персонала — не менее 2000 мм 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.
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 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.
4.3.10 Окна и двери должны быть оборудованы приспособлениями, защищающими от самооткрывания, «обеспечивать фиксацию в открытом положении. Двери должны открываться наружу и запираться ключом.
Двери должны быть оборудованы запирающими устройствами. Необходимо предусмотреть 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:
4.4.3 Шкаф, в том 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 к воздействию окружающей 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 Соединения конструктивных элементов шкафа рекомендуется предусматривать при 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 самооткрывания. 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 Требования к запорной арматуре
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, в том 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.
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:
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 и технических устройств от повышения или понижения давления газа за допустимые значения и от динамических воздействий потока газа.
В 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 заданного значения давления газа.
Для отключающей арматуры низкого давления 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 корректор объема 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) 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 в сечении).
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 фильтре (фильтрующем элементе) при максимальном расходе газа. В ГРПШ пропускной способностью до 50 м 3 /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.
4.5.2 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.
4.5.77 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 Газопроводы следует изготавливать из металлических груб. Выбор труб, толщины стенки 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.
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. 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 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 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 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, расположенные во взрывоопасных зонах, должны быть во взрывобезопасном исполнении.
4.6.4 Комплекс средств автоматизации и сигнализации пункта редуцирования газа должен обеспечивать:
4.6.5 Структура комплекса средств автоматизации должна быть принята из условий:
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:
4.6.8 В пункте газорегуляторном блочном 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 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 газоислользующему оборудованию следует предусматривать установку термочувствительного запорного клапана и быстродействующего запорного клапана, сблокированного с сигнализатором загазованности по метану (СН4) и оксиду углерода (СО).
4.6.11 Все сигнализаторы, атом числе охранные, а также быстродействующие запорные клапаны, 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 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:
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 с открытой 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 В 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, 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.
4.7.1.8 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 учета энергоносителей 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.
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 взрывопожаробезопасности.
Температура воздуха в ГРПШ должна быть не менее 5ºС, 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 выключатель с устройством защитного отключения.
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 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 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.