Гост 5542-2014 газы горючие природные промышленного и коммунально-бытового назначения. технические условия (издание с поправкой)

Требования безопасности и охраны окружающей среды

6.1. СПГ является криогенной жидкостью без цвета и запаха, имеющей при атмосферном давлении температуру от 100 К до 115 К (от минус 173 °C до минус 158 °C), при попадании на незащищенные участки тела человека СПГ испаряется и вызывает обморожение кожи.

Сжиженный природный газ нетоксичен и не агрессивен.

6.2. По степени воздействия на организм человека пары СПГ относят к веществам 4-го класса опасности по ГОСТ 12.1.007.

6.3. Накопление паров СПГ вызывает кислородную недостаточность и удушье. Содержание кислорода в воздухе рабочей зоны должно быть не менее 19% об.

6.4. Пары СПГ образуют с воздухом взрывоопасные смеси. Категория взрывоопасности и группа взрывоопасных смесей для смеси паров СПГ с воздухом — IIА и Т1 по ГОСТ Р 51330.5, концентрационные пределы воспламенения (по метану) в смеси с воздухом в объемных процентах: нижний — 4,4, верхний — 17,0 по ГОСТ Р 51330.19, температура самовоспламенения (по метану) — 537 °C по ГОСТ Р 51330.19. Показатели пожаровзрывоопасности компонентов природного газа приведены в таблице Г.1 (Приложение Г). Для СПГ конкретного состава показатели пожаровзрывоопасности определяют по ГОСТ 12.1.044.

6.5. При отборе и транспортировании проб, а также проведении лабораторных испытаний СПГ должны соблюдаться требования ГОСТ Р 12.1.019 и правил по охране труда .

6.6. Персонал, работающий с СПГ, должен быть обучен правилам безопасности труда в соответствии с ГОСТ 12.0.004.

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

6.8. Все средства измерений, используемые во взрывоопасных зонах, должны соответствовать требованиям взрывобезопасности и иметь соответствующие виды взрывозащиты по ГОСТ 12.2.020, ГОСТ 22782.0, ГОСТ 22782.5, ГОСТ 22782.6, ГОСТ Р 51330.0, ГОСТ Р 51330.1, ГОСТ Р 51330.10, правилам безопасности — .

6.9. При производстве, хранении, транспортировании и использовании СПГ необходимо соблюдать требования Федерального закона , правил безопасности , , .

6.10. При пожарах, связанных с горением СПГ, первоочередными мероприятиями являются:

— прекращение подачи СПГ в аварийный участок;

— локализация горения СПГ;

— создание безопасных условий для выгорания СПГ.

Тушение пламени допускается после обеспечения мер безопасности, исключающих образование зон пожароопасных концентраций паров продукта с воздухом и повторное воспламенение, а также при создании критической обстановки или необходимости обеспечения доступа к отключающей арматуре.

Для тушения локальных пожаров открытых разливов СПГ рекомендуется применение ручных и передвижных порошковых огнетушителей.

Использование воды допускается для водяного орошения и создания водяных завес с целью защиты окружающих объектов от теплового воздействия пламени.

6.11. Требования охраны окружающей среды при производстве СПГ должны соответствовать правилам безопасности .

6.12. При производстве, транспортировании, хранении и использовании СПГ охрану окружающей среды от вредных воздействий СПГ обеспечивают путем использования герметичного оборудования в технологических процессах и операциях, а также соблюдения технологического режима.

6.13. При производстве, транспортировании, хранении и применении СПГ необходимо предусмотреть меры, исключающие попадание его в системы бытовой и ливневой канализации, а также открытые водоемы и другие подземные сооружения.

6.14. Допустимые выбросы СПГ в атмосферу не должны превышать нормы, установленные ГОСТ 17.2.3.02 и санитарными правилами и нормами .

Правила приемки

7.1. СПГ принимают партиями. Партией считают любое количество продукта, полученного в ходе непрерывного технологического процесса из однородного по компонентному составу исходного сырья и помещенного в транспортный криогенный резервуар.

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

7.3. Каждая партия СПГ должна сопровождаться документом о качестве, содержащим:

— наименование предприятия-изготовителя и его товарный знак;

— наименование и марку продукта;

— номер партии;

— дату изготовления;

— массу СПГ в килограммах;

— минимальное давление для хранения и использования СПГ;

— результаты проведенных анализов или подтверждение о соответствии продукта требованиям настоящего стандарта.

Примечания

1. Рекомендуемая форма документа о качестве (паспорта качества) СПГ приведена в Приложении А.

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

7.4. При получении неудовлетворительных результатов анализа СПГ хотя бы по одному из показателей следует проводить повторную проверку на удвоенной выборке или удвоенном объеме проб от той же партии.

Результаты повторных анализов распространяют на всю партию.

8 Методы испытаний

8.1 Отбор пробОтбор проб ГГП осуществляют согласно требованиям ГОСТ 31370.

8.2 Определение низшей теплоты сгорания при стандартных условиях

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

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

8.3 Определение массовой концентрации сероводорода и меркаптановой серы

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

8.3.2 При возникновении разногласий по значениям данных показателей арбитражным является фотоколориметрический метод, изложенный в ГОСТ 22387.2.Примечание — В Российской Федерации определение массовой концентрации сероводорода и меркаптановой серы проводят также по стандарту . При возникновении разногласий по значениям данных показателей в Российской Федерации арбитражным является метод, изложенный в стандарте .

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

8.4.1 Определение температуры точки росы по воде ТТР при давлении в точке отбора пробы проводят по ГОСТ 20060.Примечание — В Российской Федерации определение ТТР проводят по стандарту .

8.4.2 При возникновении разногласий по значениям данного показателя арбитражным является конденсационный метод, установленный в ГОСТ 20060.Примечание — При возникновении разногласий по значениям данного показателя в Российской Федерации арбитражным является визуальный конденсационный метод, изложенный в стандарте .

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

, (1)

где — абсолютное значение погрешности средства измерений температуры ГГП, °С; — абсолютное значение погрешности средства измерений ТТР ТТР, °С.Примечание — При проведении измерений ТТР визуальным конденсационным методом по стандарту за принимают соответствующее значение доверительных границ погрешности (без учета знака), указанное в стандарте (таблица 1).

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

8.5.1 Определение температуры точки росы по углеводородам (ТТР) при давлении в точке отбора пробы проводят по ГОСТ 20061.Примечание — В Российской Федерации определение ТТР проводят по стандарту . При возникновении разногласий по значениям данного показателя в Российской Федерации арбитражным является визуальный метод, изложенный в стандарте .

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

, (2)

где — абсолютное значение погрешности средства измерений ТТР, °С.Примечание — При проведении измерений ТТР визуальным методом по стандарту за принимают соответствующее значение доверительных границ погрешности (без учета знака), указанного в стандарте (таблица 1).

8.6 Определение плотности при стандартных условиях

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

8.6.2 При возникновении разногласий по значениям данного показателя арбитражным является метод, изложенный в ГОСТ 31369.Примечание — При определении показателей качества ГГП допускается применять другие аттестованные в установленном порядке методики выполнения измерений, не уступающие по своим характеристикам методикам, указанным в настоящем разделе.

Указания по применению

10.1. Криогенный резервуар, находящийся под рабочим давлением, заполняют не более чем на 90% об.

10.2. СПГ следует хранить и использовать при давлении, превышающем давление, соответствующее температуре растворимости в жидком метане диоксида углерода, концентрация которого определена при испытании партии, при этом во всех случаях избыточное давление в резервуаре не должно быть ниже 0,01 МПа. Растворимость диоксида углерода в жидком метане может быть определена по графику, приведенному на рисунке Б.1 (Приложение Б), значения давления насыщенных паров метана приведены в таблице В.1 (Приложение В) в соответствии с .

Методы испытаний

8.1. Отбор проб

Для проверки изготовителем качества СПГ отбор проб СПГ следует проводить непосредственно из потока СПГ в течение:

— работы установки по сжижению природного газа и заполнения стационарного криогенного резервуара хранения или транспортного криогенного резервуара СПГ;

— отгрузки СПГ потребителям на выходе из стационарного криогенного резервуара хранения СПГ.

Процедуру отбора проб устанавливают для конкретного производства в соответствии с требованиями стандарта .

8.2. Регазификацию пробы осуществляют путем полного испарения отобранного СПГ при нагреве до температуры не менее 65 °C. Отбор газообразной пробы проводят по ГОСТ 31370.

8.3. Методы анализа и измерений — в соответствии с таблицей 1.

8.4. Определение массовой концентрации сероводорода и меркаптановой серы

8.4.1. Определение массовой концентрации сероводорода и меркаптановой серы проводят по ГОСТ Р 53367 или ГОСТ 22387.2.

8.4.2. При возникновении разногласий по значениям данных показателей арбитражным является метод по ГОСТ Р 53367.

8.5. Определение концентрации общей серы

8.5.1. Определение концентрации общей серы проводят по ГОСТ 26374 или ГОСТ Р 53367.

8.5.2. При возникновении разногласий по значениям данных показателей арбитражным является метод по ГОСТ Р 53367.

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

Предисловие

1. Разработан Обществом с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий — Газпром ВНИИГАЗ» (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»).

2. Внесен Техническим комитетом по стандартизации ТК 52 «Природный и сжиженные газы».

3. Утвержден и введен в действие Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 15 мая 2014 г. N 432-ст.

4. Введен впервые.

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 информационном указателе «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске 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).

ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ

1.1.
По физико-химическим показателям природные горючие газы должны
соответствовать требованиям и нормам, приведенным в таблице.

Наименование показателя

Норма

Метод испытания

1. Теплота
сгорания низшая, МДж/м3 (ккал/м3), при 20 °С 101,325
кПа, не менее

31,8

(7600)

ГОСТ
27193,

ГОСТ
22667,

2. Область
значений числа Воббе (высшего), МДж/м3 (ккал/м3)

41,2-54,5

(9850-13000)

3. Допустимое
отклонение числа Воббе от номинального значения, %, не более

±5

4.
Массовая концентрация сероводорода, г/м3, не более

0,02

5. Массовая
концентрация меркаптановой серы, г/м3, не более

0,036

6.
Объемная доля кислорода, %, не более

1,0

ГОСТ
22387.3,

7.
Масса механических примесей в 1 м3, г, не более

0,001

8. Интенсивность
запаха газа при объемной доле 1 % в воздухе, балл, не менее

3

Примечания:

1. По согласованию с
потребителем допускается подача газа для энергетических целей с более высоким содержанием
сероводорода и меркаптановой серы по отдельным газопроводам.

2. Показатели по пп. 2, 3, 8 распространяются только на газ для коммунально-бытового
назначения.

Для газа промышленного
назначения показатель по п. 8 устанавливается
по согласованию с потребителем.

3. Номинальное значение числа Воббе устанавливают в
пределах нормы показателя по п. 2 таблицы для
отдельных газораспределительных систем по согласованию с потребителем.

1.2. Точка росы влаги в пункте сдачи должна быть ниже
температуры газа.

1.3. Наличие в газе жидкой фазы воды и углеводородов не
допускается и является факультативным до 01.01.89.

1.4. Требования безопасности

1.4.1. Природные горючие газы по
токсикологической характеристике относятся к веществам 4 класса опасности по ГОСТ
12.1.007.

1.4.2. Природные горючие газы относятся к
группе веществ, способных образовывать с воздухом взрывоопасные смеси.

Концентрационные пределы воспламенения (по метану) в смеси с
воздухом, объемные проценты: нижний — 5, верхний — 15, для природного газа
конкретного состава концентрационные пределы воспламенения определяют в
соответствии с ГОСТ
12.1.044.

Категория взрывоопасной смеси 11А-Т1.

1.4.3. Предельно допустимая концентрация
(ПДК) углеводородов природного газа в воздухе рабочей зоны равна 300 мг/м3
в пересчете на углеводород (ГОСТ
12.1.005).

Предельно допустимая концентрация сероводорода в воздухе
рабочей зоны
10 мг/м3, сероводорода в смеси с углеводородами С15
— 3 мг/м3.

1.4.4. Меры и средства защиты работающих от воздействия
природного газа, требования к личной гигиене работающих, оборудованию и
помещению регламентируются правилами безопасности в нефтегазодобывающей
промышленности и правилами безопасности в газовом хозяйстве, утвержденными
Госгортехнадзором СССР.

5 Приемка

5.1 Приемка газа, поступающего от поставщика, — по ГОСТ 5542.

5.2 Периодичность контроля газа по показателю 9 таблицы 1 должна быть не реже одного раза в сутки. Давление газа в баллонах определяют после окончания каждой заправки. Температуру газа, подаваемого на заправку, определяют по требованию потребителя.

Результаты контроля распространяют на объем газа между данным и последующим испытаниями.

5.3 Контроль газа по показателям 1—8 таблицы 1 проводят не реже одного раза в месяц по данным о качестве газа, получаемого от поставщика.

5.4 При получении неудовлетворительных результатов контроля газа по концентрации водяных паров проводят повторное испытание. Результаты повторных испытаний распространяются на объем газа между данным и последующим испытаниями.

При получении неудовлетворительных результатов при повторных испытаниях заправка баллонов сжатым газом должна быть прекращена до устранения причин, вызывающих отступление от норм, и получения положительных результатов контрольного испытания.

5.5 При несоответствии качества газа, поступающего на ГНКС, по показателям 1—8 таблицы 1 после повторного контроля приемка газа от поставщика должна быть прекращена до получения результатов, удовлетворяющих требованиям настоящего стандарта.

5.6* Газ принимают партиями. Партией считают любое количество газа, сопровождаемое одним документом о качестве, содержащим информацию в соответствии с ГОСТ Р 51121—97 (и. 4.6, перечисления 1—8).

(Введен дополнительно, Поправка).