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:

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

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 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 требований 4.1.5).

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.

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 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.

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 возможкослгь 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 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    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 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    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, 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.

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 превышающую 40с;
  • 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.

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 заданногоэначения 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 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.

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    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 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.

4.5.2 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 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.

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);
  • устройства для сбора и передачи данных;
  • 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.

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    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, 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.

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 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 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.

В 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.

< назад / к содержанию / вперед >