Все документы, представленные в каталоге, не являются их официальным изданием и предназначены исключительно для ознакомительных целей. Электронные копии этих документов могут распространяться без всяких ограничений. Вы можете размещать информацию с этого сайта на любом другом сайте.

ОСТ 51.40-93

ОТРАСЛЕВОЙ СТАНДАРТ

ГАЗЫ ГОРЮЧИЕ ПРИРОДНЫЕ, ПОСТАВЛЯЕМЫЕ
И ТРАНСПОРТИРУЕМЫЕ ПО МАГИСТРАЛЬНЫМ ГАЗОПРОВОДАМ

Технические условия

УТВЕРЖДАЮ

Зам. Председателя РАО «Газпром»

______________ В.В. Ремизов

« 10 » сентября 1993 г.

ГАЗЫ ГОРЮЧИЕ ПРИРОДНЫЕ, ПОСТАВЛЯЕМЫЕ И
ТРАНСПОРТИРУЕМЫЕ ПО МАГИСТРАЛЬНЫМ ГАЗОПРОВОДАМ

Технические условия

ОСТ 51.40-93

Директор ВНИИГАЗа	А.И. Гриценко
Начальник лаборатории газоаналитических измерений и контроля качества природного газа	А.К. Карпов
Начальник лаборатории стандартизации	В.П. Булычев
Начальник лаборатории технологии охлаждения и трубопроводного транспорта газа и конденсата	Г.Э. Одишария
Начальник лаборатории технологического газопромыслового оборудования	А.М. Сиротин
СОГЛАСОВАНО
Начальник Управления научно-технического прогресса и экологии	А.Д. Седых
Начальник Управления по транспортировке газа, газового конденсата и подземному хранению газа	А.М. Бойко
Начальник Управления по добыче газа и газового конденсата (нефти)	Н.И. Кабанов
Начальник Управления по переработке газа и газового конденсата	В.Р. Грунвальд
Начальник Центрального производственнодиспетчерского управления	А.Н. Воротынцев

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Всероссийским научно-исследовательским институтом природных газов и газовых технологий

2 ВЗАМЕН ОСТ 51.40-83

ОТРАСЛЕВОЙ СТАНДАРТ

Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые
по магистральным газопроводам

Технические условия

Дата введения 1993-10-01

1 Область применения

Настоящий стандарт распространяется на газы горючие природные, подаваемые с промыслов, подземных хранилищ газа и газоперерабатывающих заводов в магистральные газопроводы и транспортируемые по ним.

(Измененная редакция. Изм. № 1).

Стандарт устанавливает требования, направленные на повышение качества поставляемого газа, эффективности и надежности газотранспортных систем.

Стандарт не распространяется на газы, поставляемые с месторождений для обработки на головных сооружениях, газоперерабатывающих заводах и на газы, предназначенные для газоснабжения отдельных потребителей, получающих газ непосредственно с месторождения (завода), ПХГ.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 16350-80 Климат. Районирование и статистические параметры климатических факторов для технических целей

ГОСТ 12.1.044-89 ССБТ. Пожаровзрывоопасность веществ и материалов. Номенклатура показателей и методы их определения

ГОСТ 12.1.011-78 ССБТ. Смеси взрывоопасные. Классификация и методы испытаний

ГОСТ 18917-82 Газ горючий природный. Методы отбора проб

ГОСТ 20060-63 Газы горючие природные. Методы определения содержания водяных паров и точки росы влаги

ГОСТ 20061-84 Газы горючие природные. Метод определения температуры точки росы углеводородов

ГОСТ 22387.2-97 Газы горючие природные. Методы определения сероводорода и меркаптановой серы

ГОСТ 23781-87 Газы горючие природные. Хроматографический метод определения компонентного состава

ГОСТ 22667-82 Газы горючие природные. Расчетный метод определения теплоты сгорания, относительной плотности и числа Воббе

ГОСТ 12.1.007-76 ССБТ. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности

ГОСТ 12.1.005-88 ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны

(Измененная редакция. Изм. № 2).

2а Термины и определения

1 Газы горючие природные, поставляемые в магистральные газопроводы, -газы газовых (сухой газ), газоконденсатных (сухой отбензиненный газ) и нефтяных (попутный газ) месторождений после установок промысловой и (или) заводской обработки, соответствующие требованиям настоящего стандарта.

2 Точка росы по влаге, °С, является температурой, выше которой при определенном давлении не происходит конденсации паров воды из газа.

3 Точка росы по углеводородам, °С, является температурой, выше которой при определенном давлении не происходит конденсации паров углеводородов из газа.

4 Низшая (объемная) теплота сгорания (МДж/м³).

Количество энергии (тепла), которое выделяется при полном сгорании в воздухе 1 м³ газа, отнесенного к 20 °С и 101,325 кПа, если давление, при котором происходит сгорание, остается постоянным (101,325 кПа) и все выделившиеся продукты охлаждаются до исходной температуры сгорания (25 °С), образовавшаяся при этом вода находится в газообразном состоянии

Раздел 2а (Введен дополнительно. Изм. № 1).

3 Требования

3.1 Газы, поставляемые в магистральные газопроводы, по показателям качества должны соответствовать требованиям и нормам, указанным в таблице 1.

Таблица 1

Наименование показателя	Значение для макроклиматических районов				Метод испытания
	Умеренный		Холодный
	с 01.05 по 30.09	с 01.10 по 30.04	с 01.05 по 30.09	с 01.10 по 30.04
1 Точка росы газа по влаге, °С, не выше	-3	-5	-10	-20	По ГОСТ 20060
2 Точка росы газа по углеводородам, °С, не выше	0	0	-5	-10	По ГОСТ 20061
3 Температура газа, °С	Температура газа на входе и в самом газопроводе устанавливается проектом
4 Масса сероводорода, г/м³, не более	0,007 (0,02)	0,007 (0,02)	0,007 (0,02)	0,007^*) (0,02)	По ГОСТ 22387.2
5 Масса меркаптановой серы, г/м³, не более	0,016 (0,036)	0,016 (0,036)	0,016 (0,036)	0,016^*) (0,036)	По ГОСТ 22387.2
6 Объемная доля кислорода, %, не более	0,5	0,5	1,0	1,0	По ГОСТ 23781
7 Теплота сгорания низшая, МДж/м³, при 20 °С и 101,325 кПа, не менее	32,5	32,5	32,5	32,5	По ГОСТ 22667

^*) Допускается поставка в отдельные газопроводы газа с более высоким содержанием сероводорода и меркаптанов по согласованным в установленном порядке техническим условиям.

Примечания

1 Климатические районы по ГОСТ 16350.

2 Величины, заключенные в скобках п.п. 4 и 5, действительны до 01.01.2004.

3 Для месторождений, введенных в эксплуатацию до 1983 г., показатели точки росы по влаге и углеводородам устанавливаются в технических условиях, разрабатываемых ГП и согласованных РАО «Газпром».

4 Для газов, в которых содержание углеводородов С_5+ВЫСШ. не превышает 1,0 г/м³, точка росы по углеводородам не нормируется.

5 Массу механических примесей и трудно летучих жидкостей устанавливают в соглашениях на поставку газa с ПХГ, ГПЗ и промыслов.

(Измененная редакция. Изм. № 1, 2, 3).

4 Требования безопасности

4.1 Природные углеводородные газа по токсикологической характеристике относятся к веществам 4 класса опасности по ГOCT 12.1.007, не оказывают токсикологического действия на организм человека, но при концентрациях, снижающих содержание кислорода в атмосфере до 15-16 %, вызывают удушье.

4.2 Предельно допустимая концентрация (ПДК) углеводородов природного газа в воздухе рабочей зоны 300 мг/м³ в пересчете на углерод по ГОСТ 12.1.005.

4.3 Предельно допустимая концентрация сероводорода в воздухе рабочей зоны в смеси с углеводородными газами 3 мг/м³.

4.4 Природные горючие газы откосятся к группе веществ, образующих с воздухом взрывоопасные смеси. Концентрационные пределы воспламенения (по метану) в смеси с воздухом в объемных процентах: нижний - 5, верхний - 15; для природного газа конкретного состава концентрационные пределы воспламенения определяют по ГОСТ 12.1.044. Категория и группа взрывоопасной смеси IIATI по ГОСТ 12.1.011.

4.5 В производственных помещениях должны производить периодически анализ воздуха на содержание углеводородов.

4.6 Меры и средства защиты работающих от воздействия природного газа, требования к личной гигиене работающих регламентируются Правилами пожарной безопасности в газовой промышленности, Правилами безопасности в газовой хозяйстве, Правилами безопасности при эксплуатации газоперерабатывающих заводов и Правилами безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов.

4.7 Противопожарное обеспечение осуществляют в соответствии с нормами проектирования, утвержденными в установленном порядке.

5 Правила приемки

5.1 Приемка природного газа производится по показателям, предусмотренным настоящим стандартом с учетом договоров, соглашений, проектов и отдельных технических условий, допускаемых настоящим стандартом.

5.2 Периодичности и место испытаний устанавливаются соглашением между поставщиком и потребителем в каждом случае, исходя из условий поставки газа.

5.3 Отбор проб газа по ГОСТ 18917. Анализ газа по методам испытаний, указанным в таблице. Допускается определять точку росы газа по влаге и углеводородам другими аттестованными методами и средствами измерений с нормированной погрешностью, не превышающей методов по ГОСТ 20060 и ГОСТ 20061.

5.4 В случае несоответствия качества газа требованиям настоящего стандарта проводят повторные испытания по показателям, давшим отрицательные результаты. Результаты повторных испытаний считают окончательными.

5.5 Результаты периодических испытаний качества газа распространяются на объем газа, поданный в трубопровод за период между данным и последующим испытаниями.

5.6 В спорных случаях производятся совместные контрольные измерения представителями обеих сторон. Результаты измерений оформляются двусторонним актом.

5.7 Порядок разрешения спорных вопросов по показателям качества газа устанавливается в соглашениях между поставщиком и потребителем.

Ключевые слова: природный газ, технические требования, методы испытания, требования безопасности, магистральные газопроводы

(Измененная редакция. Изм. № 1).