ГОСТ 34011—2016
Типы, конструктивные элементы и размеры сварных соединений газопроводов должны соответ
ствовать ГОСТ 16037.
Неразрушающий контроль сварных соединений газопроводов проводят радиографическим мето
дом поГОСТ7512 и ультразвуковым методом поГОСТ 14782. Ультразвуковой методконтроля применя
ется при условии проведения выборочной проверки не менее 10 % стыков радиографическим методом.
Сварные стыковые соединениядолжны проходить 100 %-ный контроль физическими методами.
4.5.8.3 Расстояния междуфланцевыми, резьбовымисоединениями иотверстиямивстенах, пере
городках. перекрытияхдолжны приниматься сучетом возможностисборки иразборки соединения.
Размещение соединений, в том числе сварных, в пересекаемых конструкциях недопускается.
4.5.8.4 Газопроводы должны монтироватьсянаопорах. Опоры должны располагаться на расстоя
нии не менее 50 мм от сварного стыкового или углового шва.
4.5.8.5 Опоры должны быть рассчитаны на вертикальные нагрузки веса газопровода с установ
ленными на нем техническимиустройствамии контрольно-измерительными приборами, атакже нагруз
ки. 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 давле
ния газа, должна предусматриваться установка контрольной арматуры для проведения технического
обслуживания и метрологической поверки. Порядок и сроки проведения работдолжны 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 обес
печивать:
- возможность безопасного и надежного функционирования технических устройств без постоян
ного присутствияобслуживающего персонала;
- мониторингсостояния технических устройств и пункта редуцирования газа в целом;
- экологическую безопасностьокружающей среды;
- возможность включения в системуАСУ ТП.
4.6.5 Структура комплекса средствавтоматизациидолжна быть принята из условий.
- модульности построения:
- максимальногоприближенияфункцийсбораи обработкиинформациикместуеевозникновения.
4.6.6 Конструкция пункта редуцирования газа должна предусматривать возможность установки
дополнительных приборов и расширенияфункциональныхвозможностей системы автоматизации.
4.6.7 В состав комплекса технических средств для решения задач автоматизации должны вхо
дить:
- первичные преобразователи, датчики, сигнализаторы, функционирующие в автоматическом
режиме иимеющие стандартные интерфейсы связи (цифровые ианалоговые);
- устройствадля сбора и передачиданных;
- каналообразующая аппаратура.
4.6.8 В пункте газорегуляторном блочном первичные преобразователи должны устанавливаться
в помещениидля размещениялинииредуцирования, вторичнаяаппаратура — вотдельном помещении
вне взрывоопасной зоны.
Допускается размещать комплекс средств автоматизации для ГРПШ за пределами шкафа в
отдельном боксе (шкафу).
4.6.9 Комплекстехническихсредств автоматизациидолжен быть защищен отнесанкционирован
ного вмешательства, перебоев в электропитании, механических воздействий.
4.6.10 В пункте газорегуляторном блочном на газопроводе к отопительному газоиспользующему
оборудованию следуетпредусматриватьустановкутермочувствительного запорногоклапана ибыстро
действующего запорного клапана, сблокированногоссигнализатором загазованности пометану(СН4)и
оксиду углерода (СО).
Быстродействующий запорный клапан должен обеспечивать прекращение подачи газа к отопи
тельному газоиспользующему оборудованию при достижении в воздухе помещения, где расположено
газоиспользующеооборудование, опасной концентрации природного газа свыше 10 % НКПРП иоксида
углерода (СО), равной 5 ПДК р.э., что составляет 95—100 мг/м3.
11