ГОСТЫ и СНИПЫ

1 Область применения

Настоящий стандарт распространяется на предохранительные пояса (далее — пояса), предназначенные для обеспечения безопасности работ на высоте, в том числе на воздушных линиях электропередачи, электрических и атомных станциях, контактных сетях других энергетических и высотных сооружениях, и устанавливает технические требования и методы испытаний.

Требования по безопасности изложены в 5.1-5.3, 5.7, 5.8, 5.10 и 5.12-5.16.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 9.301-86 Единая система защиты от коррозии и старения. Покрытия металлические и неметаллические неорганические. Общие требования

ГОСТ 12.4.115-82 Система стандартов безопасности труда. Средства индивидуальной защиты работающих. Общие требования к маркировке

ГОСТ 166-89 (ИСО 3599-76) Штангенциркули. Технические условия

ГОСТ 427-75 Линейки измерительные металлические. Технические условия

ГОСТ 7328-2001 Меры массы общего назначения и образцовые. Технические условия

ГОСТ 7502-98 Рулетки измерительные металлические. Технические условия

ГОСТ 13837-79 Динамометры общего назначения. Технические условия

ГОСТ 14192-96 Маркировка грузов
3 Определения

В настоящем стандарте применяют следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 предохранительный пояс: Средство индивидуальной защиты для снижения вероятности травмирования в случае падения работающего при выполнении работ на высоте.

3.2 безлямочный пояс: Пояс, предусматривающий обхват тела человека только по талии.

3.3 лямочный пояс: Пояс, обхватывающий тело человека по талии, плечам и (или) бедрам.

3.4 ремень: Часть пояса, непосредственно обхватывающая тело человека по талии.

3.5 лямки: Часть пояса, обхватывающая плечи и (или) бедра человека.

3.6 пряжка: Часть пояса, предназначенная для его фиксации на теле человека.

3.7 строп: Часть пояса, включающая фал и карабин и предназначенная для соединения человека с точкой закрепления.

3.8 фал: Гибкий элемент стропа.

3.9 карабин: Элемент стропа для фиксации его в точке закрепления.

3.10 коуш: Металлическая обойма петли на конце фала в месте его соединения с карабином.

3.11 кушак: Часть пояса, закрепленная на ремне, непосредственно прилегающая к телу человека в зоне поясницы.

3.12 амортизатор: Составная неотъемлемая часть пояса или присоединяемая к поясу в необходимых случаях, защищающая от сотрясений и больших нагрузок, возникающих при остановке падающего человека.

3.13 замок: Устройство, состоящее из защелки карабина, воспринимающей усилие руки для раскрытия карабина, и предохранителя, исключающего случайное раскрытие карабина.

1 ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

Настоящий стандарт распространяется на стеклянные крученые комплексные нити (однокруточные, крученые и многокруточные).

Стандарт не распространяется на стеклянные текстурированные и фасонные нити.

Обязательные требования к качеству нити, обеспечивающие ее безопасность для жизни, здоровья и имущества населения, изложены в разделе 5.
2 НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие стандарты:

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

ГОСТ 12.4.028-76 ССБТ. Респираторы. ШБ-1 «Лепесток». Технические условия

ГОСТ 12.4.068-79 ССБТ. Средства индивидуальной защиты дерматологические. Классификация и общие требования

ГОСТ 6943.0-93 Стекловолокно. Правила приемки

ГОСТ 6943.1-94 Стекловолокно. Нити и ровинги. Метод определения линейной плотности

ГОСТ 6943.4-94 Стекловолокно. Нити. Метод определения крутки

ГОСТ 6943.8-79 Материалы текстильные стеклянные. Метод определения содержания влаги и веществ, удаляемых при прокаливании

ГОСТ 6943.10-79 Материалы текстильные стеклянные. Метод определения разрывной нагрузки и удлинения при разрыве

ГОСТ 6943.14-94 Стекловолокно. Нити. Метод определения равновесности крутки

ГОСТ 16736-71 Нити текстильные. Обозначение структур

ГОСТ 29101-91 Материалы стеклянные текстильные. Упаковка, маркировка, транспортирование и хранение
3 ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ И РАЗМЕРЫ

3.1 Обозначение нити — по приложению А.

Примеры обозначения нити -

однокруточной — ЕС6 34 Z 40 — замасливатель X ГОСТ 8325-93,

где Е — стекло общего назначения,

С — элементарная стеклонить,

6 — номинальный диаметр элементарных нитей, мкм,

34 — линейная плотность, текс,

Z — правое направление крутки,

40 — число кручений на метр нити;

крученой — ЕС9 34 Z 160×2 S 150 ГОСТ 8325-93,

где 2 — количество однокруточных нитей,

S — левое направление крутки,

150 — число кручений на метр нити (сокращенное обозначение: ЕС9 34×2 S 150);

многокруточной — ЕС9 34 Z 150х2 S 100х3 Z 80 или сокращенно: ЕС9 34х2х3 Z 80.

3.2 Структура нити указана в приложении Б.
ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ

4.1 Стеклянную крученую нить должны изготовлять из алюмоборосиликатного стекла по нормативной документации по стандартизации в соответствии с требованиями настоящего стандарта по технологическому регламенту, утвержденному в установленном порядке.

4.2 При изготовлении стеклянных нитей применяется текстильный и прямой замасливатель.

Виды замасливателя указаны в приложении В.

4.3 Нить должна быть плотно намотана на бумажные патроны, конусы или катушки. Для нити, предназначенной для электроизоляции обмоточных и монтажных проводов, применяются армированные бумажные патроны.

Допускается по согласованию изготовителя с потребителем намотка нити, предназначенной для электроизоляции обмоточных и монтажных проводов, на неармированные бумажные патроны.

4.4 Оборванные концы нити должны быть склеены или связаны узлом.
5 ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ

5.1 При производстве и применении стеклянных нитей в воздушную среду производственных помещений выделяется стеклянная пыль. Пыль раздражающе действует на слизистые оболочки верхних дыхательных путей и кожный покров работающих, вызывает заболевание слизистых оболочек верхних дыхательных путей и зуд кожи.

5.2 Предельно допустимая концентрация стеклянной пыли в производственных помещениях — 2 мг/м3, класс опасности — 3 по ГОСТ 12.1.007.

Пыль не горюча, не взрывоопасна, не способна к кумуляции.

Стеклопыль в производственных помещениях определяют по нормативной документации.

5.3 Для защиты органов дыхания необходимо применять респиратор ШБ-1 типа «Лепесток» по ГОСТ 12.4.028 или У-2К по нормативной документации по стандартизации, для защиты кожного покрова — защитные дерматологические средства по ГОСТ 12.4.068.

5.4 Для обеспечения чистоты воздуха в рабочей зоне производственные помещения должны быть оборудованы приточно-вытяжной вентиляцией и оснащены техническими средствами контроля воздушной среды, а рабочие места — местными вентиляционными отсосами.
6 ПРАВИЛА ПРИЕМКИ

6.1 Правила приемки — по ГОСТ 6943.0 со следующим дополнением:

масса партии должна быть не более 2000 кг.

6.2 В партии допускаются не более 10%единиц продукции массой не менее 50% нормируемой массы.

6.3 Каждую партию нити сопровождают документом с указанием:

наименования предприятия-изготовителя и его товарного знака;

обозначения марки нити;

номера партии;

массы нити в партии;

результатов испытаний нити;

даты изготовления;

обозначения настоящего стандарта;

штампа и подписи ОТК.
7 МЕТОДЫ ИСПЫТАНИЙ

7.1 Определение линейной плотности нити — по ГОСТ 6943.1.

7.2 Определение крутки и количества комплексных нитей в крученой нити — по ГОСТ 6943.4.

7.3 Определение равновесности крутки — по ГОСТ 6943.14.

7.4 Определение массовой доли замасливателя — по ГОСТ 6943.8.

7.5 Определение разрывной нагрузки — по ГОСТ 6943.10 со следующим дополнением:

удельную разрывную нагрузку (P1), мН/текс (гс/текс), вычисляют по формуле

госты скачать р гост.ру,

где Р — разрывная нагрузка крученой нити, мН (гс);

Т — линейная плотность нити, текс.
8 ТРАНСПОРТИРОВАНИЕ И ХРАНЕНИЕ

8.1 Транспортирование и хранение нити — по ГОСТ 29101.
9 ГАРАНТИИ ИЗГОТОВИТЕЛЯ

9.1 Изготовитель гарантирует соответствие качества стеклянных нитей требованиям настоящего стандарта при соблюдении условий транспортирования и хранения.

9.2 Гарантийный срок хранения — 1 г. со дня изготовления.

1 Назначение

1.1 Настоящий стандарт устанавливает метод определения цвета неокрашенных автомобильных и авиационных бензинов, реактивных топлив, нафты и керосинов, а также нефтяных парафинов и медицинских белых масел.

Примечание — Определение цвета более темных нефтепродуктов — по [1].

1.2 Метод регистрирует результаты только для данного метода, которые записываются как «единицы цвета по Сейболту».

1.3 Значения, установленные в дюймах-фунтах или единицах системы СИ, следует рассматривать как стандартные.

Примечание — Масляные пробирки и аппаратура в настоящем методе испытания традиционно маркированы в дюймах (необходимо, чтобы деления в 1/8 дюйма на трубке были протравлены). Номера цвета по Сейболту выстраиваются в ряд 1/2, 1/4 и 1/8 дюйма в слое масла.

Изменения в дробных дюймах не соответствуют эквивалентам в системе СИ и, ввиду преобладания уже применяемой и маркированной в дюймах аппаратуры, единицу фут/дюйм рассматривают как стандартную.

Настоящий метод испытания не использует единицы длины в системе СИ, когда длина непосредственно не имеет отношения к делениям на масляной пробирке и цветовым числам по Сейболту.

В настоящем методе испытания температура указывается в единицах системы СИ.

1.4 Соответствующие меры по технике безопасности, охране здоровья и обязательные ограничения до применения метода устанавливает пользователь стандарта.
2 Нормативные ссылки

2.1 Перечень нормативных документов на методы испытаний, используемых в данном стандарте, представлен в приложении Б.
3 Термин и определение

3.1 цвет по Сейболту: Эмпирическое определение цвета светлого жидкого нефтепродукта по шкале от минус 16 (самый темный) до плюс 30 (самый светлый).

Число определяют по таблице 1 по высоте столба пробы, которая при визуальном сравнении совпадает со значением одного из трех эталонов.
4 Сущность метода

4.1 Высоту столба пробы снимают до уровней соответствующих цветовых чисел до тех пор, пока цвет пробы не станет безусловно светлее, чем цвет эталона.

Записывают цветовое число, находящееся под этим уровнем, независимо от того, была ли проба темнее, отдаленно соответствовала или соответствовала на более высоком уровне.
5 Применение метода

5.1 Определение цвета нефтепродуктов используется, главным образом, в целях производственного контроля и является важной характеристикой качества, поскольку цвет легко воспринимается потребителем продукта.

В некоторых случаях цвет может служить показателем степени очистки вещества.

Если диапазон цвета индивидуального продукта известен, то выход за пределы установленного диапазона может означать возможное загрязнение другим продуктом, однако цвет не всегда является надежным ориентиром для оценки качества продукта
6 Аппаратура

6.1 Хромометр Сейболта, состоящий из стандартных трубок для проб, оптической системы, источника света и колориметрических эталонов.

Описание хромометра Сейболта приведено в приложении А.
7 Подготовка прибора к испытанию

7.1 Снимают стеклянный диск со дна трубки для нефтепродукта. Очищают диск, трубку для нефтепродукта и контрольную трубку. Если отложения не удаляются протиркой или промывкой растворителем, их следует промыть водой с мылом. После очистки промывают их дистиллированной водой и ацетоном или каким-либо другим подходящим растворителем и просушивают. Собирают трубку для нефтепродукта и помещают трубки в прибор.

7.2 Используя установленные спецификацией источник света и освещение, наблюдают сравнительную интенсивность света двух половин оптического поля с обеими пустыми трубками и удаленной из-под контрольной трубки 12-миллиметровой диафрагмой.

Интенсивность света, наблюдаемая в каждой половине оптического поля, должна быть одинаковой. Для такого совпадения может потребоваться регулировка положения источника света.

7.3 Помещают 12-миллиметровую диафрагму под контрольную трубку, а трубку, предназначенную для нефтепродукта, заполняют дистиллированной или деионизированной водой до отметки 20 дюймов (508 мм).

У прибора, пригодного для использования, интенсивность света, наблюдаемая в каждой половине оптического поля, должна быть одинаковой. Оптические свойства стекла различных партий могут значительно отличаться, поэтому для каждого испытания рекомендуется использовать только совпадающие трубки (приложение А). Если трубка разбита, заменяют обе трубки на совпадающую пару трубок.
8 Отбор проб

Отбор пробы — по [2].
9 Подготовка испытуемого образца

9.1 Если проба мутная, ее фильтруют через достаточное количество слоев лабораторной фильтровальной бумаги до получения светлой пробы.

9.2 При подготовке к испытанию нефтяного парафина его не следует нагревать слишком сильно ввиду возможного окисления и изменения цвета испытуемого образца.
10 Проведение испытания светлых нефтепродуктов и белых медицинских масел

10.1 Промывают трубку для нефтепродукта порцией испытуемого продукта и обязательно оставляют трубку для полного высыхания. Заполняют трубку пробой и сравнивают с целым колориметрическим эталоном.

Если проба светлее колориметрического эталона, снимают эталон и заменяют его половиной эталона.

Если пробы темнее отдельного целого эталона на уровне 61/4 дюйма (158 мм), добавляют другой целый эталон.

Предупреждение — Важно, чтобы ни в одной пробе в колориметрических трубках не было пузырьков воздуха.

10.2 Если поставили соответствующий колориметрический эталон или эталоны, и проба в трубке для нефтепродукта имеет высоту, при которой ее цвет определенно темнее цвета колориметрического эталона, осторожно сливают пробу с помощью спускного крана до тех пор, пока нефтепродукт не станет слегка темнее цвета колориметрического эталона.

С этого момента снижают уровень продукта только до высоты, соответствующей цветовому числу,Если цвет нефтепродукта, наблюдаемый через окуляр, все еще темнее цвета колориметрического эталона, спускают нефтепродукт на следующую высоту и проводят сравнение Продолжают эту операцию до достижения такой высоты, при которой образец и колориметрический эталон совпадают или показывают малозаметные различия.

Снижают столбик продукта до следующей установленной высоты и, когда продукт станет безусловно светлее колориметрического эталона, записывают цвет, соответствующий следующему более высокому уровню, как цвет по Сейболту.

1 Область применения

Настоящий стандарт распространяется на мазут, получаемый из продуктов переработки нефти, газоконденсатного сырья и предназначенный для транспортных средств, стационарных котельных и технологических установок.

Обязательные требования к качеству продукции, обеспечивающие ее безопасность для жизни, здоровья и имущества населения, охраны окружающей среды, изложены в 4.3 и разделах 6 и 7.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 12.1.005-88 Система стандартов безопасности труда. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны

ГОСТ 12.1.007-76 Система стандартов безопасности труда. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности

ГОСТ 12.1.018-93 Система стандартов безопасности труда. Пожаровзрывобезопасность статического электричества. Общие требования

ГОСТ 12.1.044-89 (ИСО 4589-84) Система стандартов безопасности труда. Пожаровзрывоопасность веществ и материалов. Номенклатура показателей и методы их определения

ГОСТ 12.4.011-89 Система стандартов безопасности труда. Средства защиты работающих. Общие требования и классификация

ГОСТ 12.4.021-75 Система стандартов безопасности труда. Системы вентиляционные. Общие требования

ГОСТ 12.4.034-85 Система стандартов безопасности труда. Средства индивидуальной защиты органов дыхания. Классификация и маркировка

ГОСТ 12.4.068-79 Система стандартов безопасности труда. Средства индивидуальной защиты дерматологические. Классификация и общие требования

ГОСТ 12.4.103-83 Система стандартов безопасности труда. Одежда специальная защитная, средства индивидуальной защиты ног и рук. Классификация

ГОСТ 12.4.111-82 Система стандартов безопасности труда. Костюмы мужские для защиты от нефти и нефтепродуктов. Технические условия

ГОСТ 12.4.112-82 Система стандартов безопасности труда. Костюмы женские для защиты от нефти и нефтепродуктов. Технические условия

ГОСТ 17.2.3.02-78 Охрана природы. Атмосфера. Правила установления допустимых выбросов вредных веществ промышленными предприятиями

ГОСТ 33-82 Нефтепродукты. Метод определения кинематической и расчет динамической вязкости

ГОСТ 1027-67 Свинец (II) уксуснокислый 3-водный. Технические условия

ГОСТ 1437-75 Нефтепродукты темные. Ускоренный метод определения серы

ГОСТ 1461-75 Нефть и нефтепродукты. Метод определения зольности

ГОСТ 1510-84 Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение

ГОСТ 1929-87 Нефтепродукты. Методы определения динамической вязкости на ротационном вискозиметре

ГОСТ 2477-65 Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды

ГОСТ 2517-85 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб

ГОСТ 3118-77 Кислота соляная. Технические условия

ГОСТ 3877-88 Нефтепродукты. Метод определения серы сжиганием в калориметрической бомбе

ГОСТ 3900-85 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности

ГОСТ 4328-77 Натрия гидроокись. Технические условия

ГОСТ 4333-87 Нефтепродукты. Методы определения температур вспышки и воспламенения в открытом тигле

ГОСТ 4517-87 Реактивы. Методы приготовления вспомогательных реактивов и растворов, применяемых при анализе

ГОСТ 6258-85 Нефтепродукты. Метод определения условной вязкости

ГОСТ 6307-75 Нефтепродукты. Метод определения наличия водорастворимых кислот и щелочей

ГОСТ 6356-75 Нефтепродукты. Метод определения температуры вспышки в закрытом тигле

ГОСТ 6370-83 Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей

ГОСТ 12026-76 Бумага фильтровальная лабораторная. Технические условия

ГОСТ 19433-88 Грузы опасные. Классификация и маркировка

ГОСТ 19932-74 Нефтепродукты. Метод определения коксуемости по Конрадсону

ГОСТ 20287-91 Нефтепродукты. Методы определения температур текучести и застывания

ГОСТ 21261-91 Нефтепродукты. Метод определения высшей теплоты сгорания и вычисление низшей теплоты сгорания

ГОСТ 25336-82 Посуда и оборудование лабораторные стеклянные. Типы, основные параметры и размеры

ГОСТ 29227-91 Посуда лабораторная стеклянная. Часть 1. Пипетки градуированные. Общие требования

1 В I и IV кварталах в мазутах марок 40 и 100 допускается температура вспышки в открытом тигле не ниже 65°С, в закрытом тигле — не ниже 50°С с указанием значения показателя в договорах и контрактах. Такие мазута не предназначены для судовых энергетических установок.

2 Мазута марок 40 и 100, изготовленные из высокопарафинистых нефтей, не предназначены для судовых котельных установок.

3 Показатель 15 для мазута марок 40 и 100 определяется для осуществления приемо-сдаточных операций. При поставке мазутов Ф5, Ф12, 40 и 100 на экспорт показатель 15 определяется по [7] и не является браковочным.

4 В мазуте марок 40 и 100, вырабатываемом из газоконденсатного сырья, сероводород должен отсутствовать. Определение сероводорода — по 7.2.

5 Показатель 3 для топочного мазута марки 100 является небраковочным до 01.01.2003, а показатель 2 для топочного мазута марки 100 нормируется до 01.01.2003.

5 Требования безопасности

5.1 Мазут является малоопасным продуктом и по степени воздействия на организм человека относится к 4-му классу опасности в соответствии с ГОСТ 12.1.007.

5.2 Предельно допустимая концентрация паров углеводородов в воздухе рабочей зоны — 300 мг/м3 в соответствии с ГОСТ 12.1.005.

ПДК в воздухе рабочей зоны определяется хроматографическим или другим метрологически аттестованным методом. Для контроля концентрации паров углеводородов в воздухе рабочей зоны допускается использовать универсальный газовый анализатор УГ-2 или другой прибор аналогичного назначения.

Охрана атмосферы воздуха — по ГОСТ 17.2.3.02.

Содержание мазута в воде недопустимо и определяется визуально наличием масляной пленки на поверхности воды.

5.3 Мазут раздражает слизистую оболочку и кожу человека, вызывая ее поражение и возникновение кожных заболеваний.

Длительный контакт с мазутом увеличивает степень риска заболевания органов дыхания у человека.

5.4 Мазут не обладает способностью образовывать токсичные соединения в воздушной среде и сточных водах в присутствии других веществ или факторов при температуре окружающей среды.

5.5 В соответствии с ГОСТ 12.1.044 мазут представляет собой горючую жидкость с температурой самовоспламенения 350°С, температурными пределами распространения пламени 91-155°С. Взрывоопасная концентрация паров мазута в смеси с воздухом составляет: нижний предел — 1,4%, верхний — 8%.

5.6 При загорании мазута применяют следующие средства пожаротушения: углекислый газ, химическую пену, распыленную воду, порошок ПСБ-3; в помещениях — объемное тушение.

5.7 В помещениях для хранения и эксплуатации мазута запрещается обращение с огнем, электрооборудование, электрические сети и арматура искусственного освещения должны быть во взрывозащищенном исполнении.

Емкости для хранения и транспортирования мазута должны быть защищены от статического электричества в соответствии с ГОСТ 12.1.018.

При работе с мазутом не допускается использовать инструменты, дающие при ударе искру.

5.8 Помещения, в которых проводят работы с мазутом, должны быть снабжены обменной приточно-вытяжной вентиляцией с механическим побуждением, отвечающей требованиям ГОСТ 12.4.021.

В местах возможного выделения химических веществ в воздух рабочей зоны должны быть оборудованы местные вытяжные устройства.

В помещениях для хранения мазута не допускается хранить кислоты, баллоны с кислородом и другие окислители.

5.9 При разливе мазута необходимо собрать его в отдельную тару, место разлива промыть мыльным раствором или моющим средством, затем промыть горячей водой и протереть сухой ветошью.

При разливе на открытой площадке место разлива засыпать песком с последующим его удалением и обезвреживанием.

5.10 Оборудование, используемое в технологических процессах и операциях, связанных с производством, транспортированием и хранением данного продукта, должно быть герметичным.

При производстве, хранении и применении мазута не допускается попадание мазута в системы бытовой и ливневой канализации, а также в открытые водоемы.

5.11 При работе с мазутом применяют средства индивидуальной защиты по ГОСТ 12.4.011, ГОСТ 12.4.103, ГОСТ 12.4.111, ГОСТ 12.4.112, а также по типовым отраслевым нормам, утвержденным в установленном порядке.

В местах с концентрацией паров мазута, превышающей ПДК, применяют противогазы марок А, БКФ, шланговые противогазы марки ПШ-1 или аналогичные в соответствии с ГОСТ 12.4.034.

5.12 При попадании мазута на открытые участки тела необходимо его удалить и обильно промыть кожу водой с мылом или моющим средством; при попадании на слизистую оболочку глаз — обильно промыть теплой водой. Для защиты кожи рук применяют защитные рукавицы, мази и пасты — по ГОСТ 12.4.068.

5.13 Все работающие с мазутом должны проходить периодические медицинские осмотры в порядке, установленном органами здравоохранения.

6 Правила приемки

6.1 Мазут принимают партиями. Партией считают любое количество мазута, изготовленного в ходе непрерывного технологического процесса, однородного по своим показателям качества и сопровождаемого одним документом о качестве.

6.2 При получении неудовлетворительных результатов испытаний хотя бы по одному показателю проводят повторные испытания вновь отобранной пробы из той же выборки. Результаты повторных испытаний распространяются на всю партию.

6.3 В мазутах марок 40 и 100 показатели 6, 8, 14 (см. таблицу) гарантирует изготовитель. Показатели 6, 8 определяют периодически не реже одного раза в месяц, а показатель 14 — не реже одного раза в квартал.

При получении неудовлетворительных результатов периодических испытаний изготовитель переводит испытания по данному показателю в категорию приемо-сдаточных до получения удовлетворительных результатов не менее чем на трех партиях подряд.

1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт устанавливает метод определения массовой доли общей серы от 0,01 % до 0,4 % в жидких нефтепродуктах и присадках. В приложении А описан специальный метод определения серы концентрации не менее 0,0005 %.

Примечание — В сжиженных нефтяных газах серу определяют по методу [5]. Для нефтепродуктов, которые невозможно сжигать в лампе, используют методы определения в бомбе [1], кварцевой трубке [10] или высокотемпературный метод [4].

1.2 Метод прямого сжигания (раздел 8) в лампе применим к бензинам, керосинам, нафте и другим жидкостям, которые полностью сгорают в лампе с фитилем.

Метод сжигания с разбавлением (раздел 9) применим к анализу веществ, которые не могут сгореть при непосредственном сжигании (газойлям, дистиллятным топливам, нафтеновым кислотам и алкилфенолам, нефтепродуктам с высоким содержанием серы и другим материалам).

1.3 Соединения фосфора, которые обычно содержатся в товарном бензине, не влияют на результаты анализа. Предусматривается поправка на присутствие небольшого количества кислоты, которая образуется при сгорании содержащихся в бензине антидетонационных жидкостей, содержавших свинец. Присутствие при титровании в значительных концентрациях других примесей, образующих кислоты и основания, влияет на результаты, так как для этих случаев поправка не предусмотрена.

1.4 Предпочтительно применять метрические единицы.

1.5 Стандарт не ставит целью изложение всех проблем техники безопасности, связанных с его применением. Ответственность за установление соответствующих правил техники безопасности и регламентированных ограничений лежит на пользователе стандарта.
2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы документы, указанные в приложении Г.
3 Сущность метода

3.1 Образец сжигают в лампе (рисунок 1) в искусственной атмосфере, состоящей из 70 % диоксида углерода и 30 % кислорода, для предотвращения образования оксидов азота. Оксиды серы абсорбируются и определяются раствором перекиси водорода до образования серной кислоты, которую затем продувают воздухом для удаления растворенного диоксида углерода. Серу в виде сульфата в абсорбенте определяют титрованием стандартным раствором гидроокиси натрия или гравиметрически осаждением сульфата бария
8.2 В каждую колбу лампы вставляют горелку. Как только образец в соответствии с капиллярным эффектом достигнет верха фитиля, соединяют боковую трубку горелки с распределительной системой с помощью резиновой трубки, не содержащей серы. Зажигают горелку пламенем, свободным от серы (например спиртовкой) и помещают под ламповое стекло. Если пламя сдувает, перекрывают соединение между вытяжным каналом распределительной системы и пространством над лампой. Одновременно регулируют поток газа к горелке так, чтобы пламя оставалось в точке точно ниже высоты коптящего пламени и по виду было симметричным. После того, как все лампы будут помещены под ламповые стекла, регулируют вентиль на распределителе лампового стекла для поддержания требуемого давления (раздел 6). Во время горения и особенно во время последних стадий, когда пламя становится низким, уменьшают подачу смеси диоксид углерода — кислород к горелкам для предотвращения затухания пламени.

Примечание — При неполном сгорании жидкости абсорбент чрезмерно вспенивается.

8.3 По окончании сжигания каждого образца (пламя явно уменьшается, поскольку образец сгорает) горелку и колбу удаляют из-под лампового стекла, гасят пламя, перекрывают поступление смеси диоксид углерода — кислород к горелке и закрывают отверстие лампового стекла. Сразу взвешивают колбу, горелку и пронумерованную пробку. После окончания сжигания всех образцов прекращают подачу смеси диоксида углерода и кислорода, закрывают контрольный вентиль на линии от лампового стекла и перекрывают соединение к вакуумному регулятору; это принудит воздух поступать в распределительную систему через манометр. Подобным образом в течение 5 мин пропускают воздух через абсорберы для удаления растворенного диоксида углерода из абсорбента. После этого закрывают вакуумный контрольный вентиль.

Примечание — Если требуется сохранить атмосферу сжигания, то после окончания процесса сгорания можно перекрыть поток газа через каждый отдельный абсорбер. Зажимают резиновую трубку, соединяющую каплеуловитель с вакуумной линией, соответственно уменьшают поток смеси газов через расходомеры и вновь регулируют вакуумный контрольный вентиль и контрольный вентиль на линии лампового стекла. По окончании сжигания всех образцов необходимо удалить все зажимы и отрегулировать вентили регулировки вакуумной системы для прохождения потока воздуха с требуемой скоростью через абсорберы для удаления из них растворенного диоксида углерода.

8.4 Трижды промывают ламповые стекла и каплеуловители, каждый раз расходуя около 10 см3 воды. Если образец содержит антидетонационные жидкости, содержащие свинец, для промывки лампового стекла применяют горячую воду. Сливают промывочные воды в абсорберы и титруют их, как указано в разделе 10.

8.5 Контрольный абсорбер

Ламповое стекло контрольного абсорбера (6.3) оставляют закрытым пробкой, пропускают поток диоксида углерода и кислорода через образцы до тех пор, пока все образцы, зажженные одновременно, не сгорят. Перекрывают подачу диоксида углерода и кислорода и продувают контрольный абсорбер так же, как основные абсорберы (8.3). Титруют жидкость из абсорбера, как указано в разделе 10. Обычно на контрольный опыт требуется небольшое количество газовой смеси, но если на титрование уходит более чем 0,1 см3 0,05 моль/дм3 раствора гидроокиси натрия, это определение бракуют и заменяют баллон с диоксидом углерода.
10 Титрование раствора абсорбента

10.1 Добавляют от 3 до 4 капель раствора индикатора метилового пурпурного к жидкости в каждом абсорбере. Титруют раствор абсорбента раствором гидроокиси натрия 0,05 моль/дм3 из бюретки в меньшую колбу абсорбера. Если предположительно в абсорбере присутствует менее 10 мг серы, используют микробюретку вместимостью 10 см3. Во время титрования раствор периодически перемешивают всасыванием через верх большего сосуда.

Примечание — При неполном сгорании образца воздух, проходящий через абсорбер во время титрования, будет иметь характерный запах и конечная точка титрования не будет резкой. В этом случае определение бракуют.
11 Обработка результатов

11.1 Массовую долю общей серы S в жидких образцах, %, вычисляют по формуле

(1)

где А — количество раствора гидроокиси натрия, израсходованного на титрование кислоты в растворе абсорбента после сжигания образца, см3;

M — концентрация раствора гидроокиси натрия (примечание к 5.9);

W — масса испытуемого образца, г.

11.2 Если требуется внести поправку (см. примечание) в содержание серы для образцов с антидетонационными жидкостями, содержащими свинец, то рассчитывают массовую долю общей серы с поправкой Sn, %, по формуле

Sn = S — L — F, (2)

где F = 0,0015, если образец содержит авиационную антидетонационную свинцовую жидкость, или 0,0035, если образец содержит тетраэтилсвинец, тетраметилсвинец или смешанную антидетонационную жидкость на основе алкилсвинца;

L — содержание свинца, г/галл США;

S — массовая доля серы, %.

Примечания

1 — Поправки F основаны на опытах сжигания топлив, смешанных с антидетонационной жидкостью, содержащей тетраэтилсвинец и этилен-галоид в принятых соотношениях. Тетраметилсвинец и смешанные антидетонационные жидкости на основе алкилсвинца содержат такую же смесь этилен-галоида как тетраэтилсвинец.

2 — Для пересчета г свинца/галл Великобритании в г свинца/галл США следует г свинца/галл Великобритании умножить на 0,8326. Для пересчета концентрации свинца, выраженной в г/дм3, в г/галл США следует г/дм3 умножить на 3,7853.
12 Точность метода

12.1 Сходимость

Расхождение между результатами двух определений, полученными одним лаборантом на одном и том же оборудовании в одинаковых условиях, при идентичном испытываемом материале, при условии нормального и правильного проведения испытаний, в течение длительного времени, не должно превышать 0,005 % более чем в одном случае из двадцати.

12.2 Воспроизводимость

Расхождение между двумя отдельными и независимыми результатами испытаний, полученными разными лаборантами, работающими в разных лабораториях с идентичным материалом в течение длительного времени, при условии нормального и правильного проведения испытаний, не должно превышать значение 0,010 + 0,025S более чем в одном случае из двадцати,

1 Область применения

Настоящий стандарт распространяется на нефти, подготовленные нефтегазодобывающими и газодобывающими предприятиями к транспортированию по магистральным нефтепроводам, наливным транспортом для поставки потребителям Российской Федерации и на экспорт.
2 Нормативные ссылки

ГОСТ 12.0.004-90 Система стандартов безопасности труда. Организация обучения работающих безопасности труда

ГОСТ 12.1.004-91 Система стандартов безопасности труда. Пожарная безопасность. Общие требования

ГОСТ 12.1.005-88 Система стандартов безопасности труда. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны

ГОСТ 12.1.007-76 Система стандартов безопасности труда. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности

ГОСТ 17.2.3.02-78 Охрана природы. Атмосфера. Правила установления допустимых выбросов вредных веществ промышленными предприятиями

ГОСТ 33-2000 (ИСО 3104-94) Нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической вязкости и расчет динамической вязкости

ГОСТ 1437-75 Нефтепродукты темные. Ускоренный метод определения серы

ГОСТ 1510-84 Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение

ГОСТ 1756-2000 (ИСО 3007-99) Нефтепродукты. Определение давления насыщенных паров

ГОСТ 2177-99 (ИСО 3405-88) Нефтепродукты. Методы определения фракционного состава

ГОСТ 2477-65 Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды

ГОСТ 2517-85 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб

ГОСТ 6370-83 Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей

ГОСТ 11851-85 Нефть. Метод определения парафина

ГОСТ 19433-88 Грузы опасные. Классификация и маркировка

ГОСТ 21534-76 Нефть. Методы определения содержания хлористых солей

ГОСТ 26976-86 Нефть и нефтепродукты. Методы измерения массы

ГОСТ Р 8.580-2001 Государственная система обеспечения единства измерений. Определение и применение показателей точности методов испытаний нефтепродуктов

ГОСТ Р 50802-95 Нефть. Метод определения сероводорода, метил- и этилмеркаптанов

ГОСТ Р 51069-97 Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности, относительной плотности и плотности в градусах API ареометром

ГОСТ Р 51330.11-99 (МЭК 60079-12-78) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 12. Классификация смесей газов и паров с воздухом по безопасным экспериментальным максимальным зазорам и минимальным воспламеняющим токам

СанПиН 2.1.5.980-00 Санитарные правила и нормы
3 Определения

В настоящем стандарте применяют следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 сырая нефть: Жидкая природная ископаемая смесь углеводородов широкого физико-химического состава, которая содержит растворенный газ, воду, минеральные соли, механические примеси и служит основным сырьем для производства жидких энергоносителей (бензина, керосина, дизельного топлива, мазута), смазочных масел, битумов и кокса.

3.2 товарная нефть (нефть): Нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями действующих нормативных и технических документов, принятых в установленном порядке.
Технические требования

5.1 Перед сдачей транспортной организации для поставки потребителям нефть подлежит подготовке согласно технологическому регламенту, утвержденному в установленном порядке.

5.2 Нефть должна соответствовать требованиям таблиц 3 и 4.

5.3 Нефть, поставляемая на экспорт, должна соответствовать требованиям таблицы 3, группы 1.
6 Требования безопасности

6.1 Нефть является природным жидким токсичным продуктом.

Контакт с нефтью вызывает сухость кожи, пигментацию или стойкую эритему, приводит к образованию угрей, бородавок на открытых частях тела.

Острые отравления парами нефти вызывают повышение возбудимости центральной нервной системы, снижение кровяного давления и обоняния.

6.2 Нефть содержит легкоиспаряющиеся вещества, опасные для здоровья и жизни человека и для окружающей среды. Предельно допустимые концентрации нефтяных паров и опасных веществ нефти в воздухе рабочей зоны установлены в ГОСТ 12.1.005 и ГН 2.2.5.698-98 [1].

При перекачке и отборе проб нефть относят к 3-му классу опасности (предельно допустимая концентрация аэрозоля нефти в воздухе рабочей зоны — не более 10 мг/м3), при хранении и лабораторных испытаниях — к 4-му классу опасности (предельно допустимая концентрация по легким углеводородам в пересчете на углерод — не более 300 мг/м3). Нефть, содержащую сероводород массовой доли более 20 млн-1, считают сероводородсодержащей и относят к 3-му классу опасности. Предельно допустимая концентрация сероводорода в смеси с углеводородами С1-С5 в воздухе рабочей зоны — не более 3 мг/м3.

6.3 Класс опасности нефти — по ГОСТ 12.1.007.

6.4 При отборе проб нефти, выполнении товарно-транспортных и других производственных операций, проведении испытаний необходимо соблюдать общие правила техники безопасности, инструкции по безопасности труда в зависимости от вида работы. При работах с нефтью необходимо применять индивидуальные средства защиты согласно типовым отраслевым нормам, утвержденным в установленном порядке.

6.5 Работающие с нефтью должны знать правила безопасности труда в соответствии с ГОСТ 12.0.004.

6.6 Нефть относят к легковоспламеняющимся жидкостям 3-го класса по ГОСТ 19433. Удельная суммарная активность радионуклидов нефти менее 70 кБк/кг (2 нКи/г), что позволяет не относить ее к опасным грузам класса 7.

6.7 Категория взрывоопасности и группа взрывоопасных смесей паров нефти с воздухом — IIA-T3 по ГОСТ Р 51330.11. Температура самовоспламенения нефти выше 250 °С.

6.8 Общие требования пожарной безопасности при работах с нефтью — по ГОСТ 12.1.004.

6.9 При загорании нефти применяют средства пожаротушения: распыленную воду, химическую и механическую пену; при объемном тушении применяют порошковые огнетушители, углекислый газ, при тушении жидкостью — бромэтиловые составы (СЖБ), перегретый пар, песок, асбестовые покрывала, кошму и другие средства.
7 Требования охраны окружающей среды

7.1 При хранении, транспортировании нефти и приемосдаточных операциях должны быть приняты меры, исключающие или снижающие до уровня не более предельно допустимого содержание вредных веществ в воздухе рабочей зоны и обеспечивающие выполнение требований охраны окружающей среды.

Средства предотвращения выбросов должны обеспечивать показатели качества воздуха рабочей зоны и атмосферного воздуха в условиях максимального выброса, соответствующие гигиеническим и экологическим нормативам качества атмосферного воздуха, предельно допустимым уровням физических воздействий, техническим нормативам выброса и предельно допустимым (критическим) нагрузкам на атмосферный воздух. Допустимые выбросы нефтяных паров в атмосферу устанавливают по ГОСТ 17.2.3.02.

7.2 Загрязнение нефтью водных акваторий в результате аварий устраняют локализацией разливов, сбором разлитой нефти или другими методами.

7.3 Предельно допустимая концентрация нефти в воде объектов культурно-бытового пользования и хозяйственно-питьевого назначения для нефти классов 3, 4 — не более 0,1 мг/дм3, для нефти классов 1, 2 — не более 0,3 мг/дм3; водных объектов рыбохозяйственного назначения — не более 0,05 мг/дм3 по СанПиН 2.1.5.980.

7.4 Загрязнение почвы разлитой нефтью ликвидируют сбором нефти с последующей рекультивацией почвы или другими методами очистки. Остаточное содержание нефти в почве после ликвидации загрязнения и проведения рекультивационных работ установлено в нормативных и технических документах, принятых в установленном порядке.
8 Правила приемки

8.1 Нефть принимают партиями. Партией считают любое количество нефти, сопровождаемое одним документом о качестве по ГОСТ 1510 (паспорт качества).

8.2 Отбор проб — по ГОСТ 2517.

8.3 Для проверки соответствия нефти требованиям настоящего стандарта проводят приемосдаточные и периодические испытания.

8.4 Приемосдаточные испытания проводят для каждой партии нефти по следующим показателям:

- плотность;

- массовая доля серы;

- массовая доля воды;

- концентрация (массовая доля) хлористых солей.

При несоответствии любого из показателей требованиям настоящего стандарта или разногласиях по этому показателю проводят повторные испытания той же пробы, если она отобрана из пробоотборника, установленного на потоке, или повторно отобранной пробы, если она отобрана из резервуара или другой емкости.

Результаты повторных испытаний распространяют на всю партию.

8.5 Периодические испытания выполняют в сроки, согласованные принимающей и сдающей сторонами, но не реже одного раза в 10 дней по следующим показателям:

- массовая доля механических примесей;

- давление насыщенных паров;

- наличие сероводорода (или массовая доля сероводорода и легких меркаптанов при наличии в нефти сероводорода);

- содержание хлорорганических соединений.

При поставке нефти на экспорт дополнительно определяют выход фракций и массовую долю парафина.

Результаты периодических испытаний заносят в паспорт качества испытуемой партии нефти и в паспорта всех партий до очередных периодических испытаний.

При несоответствии результатов периодических испытаний по любому показателю требованиям настоящего стандарта испытания переводят в категорию приемосдаточных для каждой партии до получения положительных результатов не менее чем в трех партиях подряд.

8.6 При разногласиях в оценке качества нефти проводят испытания хранящейся арбитражной пробы. Испытания проводят в лаборатории, определенной соглашением сторон.

Результаты повторных испытаний считают окончательными и вносят в паспорт качества на данную партию нефти.
9 Методы испытаний

9.1 Для определения механических примесей и парафина составляют накопительную пробу равных количеств нефти всех объединенных проб за период между измерениями. Пробу помещают в герметичный сосуд.

9.2 Массовую долю серы в нефти определяют по ГОСТ 1437 или по приложению А [7].

При разногласиях в оценке качества нефти по массовой доле серы определение выполняют по ГОСТ 1437.

9.3 Плотность нефти при температуре 20 °С определяют по ГОСТ 3900, при температуре 15 °С — по ГОСТ Р 51069 или по приложению А [2, 3, 8].

Плотность нефти на потоке в нефтепроводе определяют плотномерами. При разногласиях в оценке плотности нефти плотность определяют по ГОСТ 3900 или ГОСТ Р 51069.

9.4 Выход фракций нефти определяют по ГОСТ 2177 (метод Б).

9.5 Массовую долю воды определяют по ГОСТ 2477.

Допускается применять метод согласно приложению А [5].

При разногласиях в оценке качества нефти массовую долю воды определяют по ГОСТ 2477 с использованием безводного ксилола или толуола.

9.6 Концентрацию хлористых солей в нефти определяют по ГОСТ 21534. Допускается применять метод согласно приложению А [4].

При разногласиях в оценке качества нефти концентрацию хлористых солей определяют методом А по ГОСТ 21534 с кипячением водной вытяжки.

9.7 Массовую долю механических примесей определяют по ГОСТ 6370.

9.8 Давление насыщенных паров нефти определяют по ГОСТ 1756.

Допускается применять методы испытаний согласно приложению А [9].

При разногласиях в оценке качества нефти давление насыщенных паров определяют по ГОСТ 1756.

9.9 Массовую долю сероводорода, метил- и этилмеркаптанов определяют по ГОСТ Р 50802.

9.10 Массовую долю парафина в нефти определяют по ГОСТ 11851.

9.11 Определение хлорорганических соединений в нефти — по приложению А [6].

9.12 Разногласия, возникающие при оценке качества нефти по любому из показателей, разрешаются с использованием ГОСТ Р 8.580.
10 Транспортирование и хранение

10.1 Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение нефти — по ГОСТ 1510.

10.2 Основной объем поставляемой нефти относят к опасным грузам 3-го класса по ГОСТ 19433. Подкласс опасности поставляемой нефти и номер ООН устанавливает грузоотправитель.

1 Область применения

Настоящий стандарт распространяется на углеводородные сжиженные топливные газы (далее — сжиженные газы), применяемые в качестве топлива для коммунально-бытового потребления, моторного топлива для автомобильного транспорта, а также в промышленных целях.
2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 12.1.005-88 Система стандартов безопасности труда. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны

ГОСТ 12.1.007-76 Система стандартов безопасности труда. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности

ГОСТ 400-80 Термометры стеклянные для испытаний нефтепродуктов. Технические условия

ГОСТ 1510-84 Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение

ГОСТ 1770-74 Посуда мерная, лабораторная стеклянная. Цилиндры, мензурки, колбы, пробирки. Общие технические условия

ГОСТ 6709-72 Вода дистиллированная. Технические условия

ГОСТ 10679-76 Газы углеводородные сжиженные. Метод определения углеводородного состава

ГОСТ 14192-96 Маркировка грузов

ГОСТ 14921-78 Газы углеводородные сжиженные. Методы отбора проб

ГОСТ 15860-84 Баллоны стальные сварные для сжиженных углеводородных газов на давление до 1,6 МПа. Технические условия

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

ГОСТ 17299-78 Спирт этиловый технический. Технические условия

ГОСТ 18300-87 Спирт этиловый ректификованный технический. Технические условия

ГОСТ 19433-88 Грузы опасные. Классификация и маркировка

ГОСТ 22387.5-77 Газ для коммунально-бытового потребления. Метод определения интенсивности запаха

ГОСТ 22985-90 Газы углеводородные сжиженные. Метод определения сероводорода и меркаптановой серы

ГОСТ 28656-90 Газы углеводородные сжиженные. Расчетный метод определения плотности и давления насыщенных паров

ГОСТ Р 12.4.026-2001 Система стандартов безопасности труда. Цвета сигнальные, знаки безопасности и разметка сигнальная. Назначение и правила применения. Технические требования и характеристики. Методы испытаний

ГОСТ Р 50802-95 Нефть. Метод определения сероводорода, метил- и этилмеркаптанов

ГОСТ Р 50994-96 (ИСО 4256-78) Газы углеводородные сжиженные. Метод определения давления насыщенных паров
Маркировка

4.3.1 Маркировка сжиженных газов — по ГОСТ 1510 с указанием манипуляционного знака «Беречь от солнечных лучей» по ГОСТ 14192, знака опасности по ГОСТ 19433, класса 2, подкласса 2.3.

4.3.2 Сигнальные цвета и знаки безопасности должны применяться в соответствии с ГОСТ Р 12.4.026.

4.4 Упаковка

4.4.1 Сжиженные газы наливают в цистерны, металлические баллоны и другие емкости, освидетельствованные в соответствии с правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением, утвержденными в установленном порядке, и ГОСТ 15860.
5 Требования безопасности

5.1 Сжиженные газы пожаро- и взрывоопасны, малотоксичны, имеют специфический характерный запах, по степени воздействия на организм относятся к веществам 4-го класса опасности ГОСТ 12.1.007.

5.2 Сжиженные газы образуют с воздухом взрывоопасные смеси при концентрации паров пропана от 2,3 % до 9,5 %, нормального бутана от 1,8 % до 9,1 % (по объему), при давлении 0,1 МПа (1 атм.) и температуре 15 °С — 20 ^(o)С.

5.3 Температура самовоспламенения пропана в воздухе составляет 470 ^(o)С, нормального бутана — 405 ^(o)С.

5.4 Предельно допустимая концентрация в воздухе рабочей зоны (в пересчете на углерод) предельных углеводородов (пропан, нормальный бутан) — 300 мг/м3, непредельных углеводородов (пропилен, бутилен) — 100 мг/м3.

5.5 Сжиженные газы, попадая на тело человека, вызывают обморожение, напоминающее ожог. Пары сжиженного газа тяжелее воздуха и могут скапливаться в низких непроветриваемых местах.

Человек, находящийся в атмосфере с незначительным превышением ПДК паров сжиженного газа в воздухе, испытывает кислородное голодание, а при значительных концентрациях в воздухе может погибнуть от удушья.

5.6 Сжиженные газы действуют на организм наркотически. Признаками наркотического действия являются недомогание и головокружение, затем наступает состояние опьянения, сопровождаемое беспричинной веселостью, потерей сознания.

Пары сжиженных газов при вдыхании быстро накапливаются в организме и столь же быстро выводятся через легкие, в организме человека не кумулируются.

5.7 При концентрациях, незначительно превышающих ПДК сжиженных газов, применяют промышленные фильтрующие противогазы марки А, а при высоких концентрациях и работе в закрытых емкостях, сосудах, колодцах и т.д. — шланговые изолирующие противогазы марок ПШ-1, ПШ-2 и ДПА-5 с принудительной подачей воздуха.

5.8 В производственных помещениях следует соблюдать требования санитарной гигиены по ГОСТ 12.1.005. Все производственные помещения должны быть оборудованы приточно-вытяжной вентиляцией, обеспечивающей десятикратный воздухообмен в 1 ч.

5.9 В помещениях производства, хранения и перекачивания сжиженных углеводородных газов запрещается обращение с открытым огнем, искусственное освещение должно быть выполнено во взрывозащищенном исполнении, все работы следует проводить инструментами, не дающими при ударе искру.

5.10 При загорании применяют следующие средства пожаротушения:

- порошок ПСБ, углекислый газ (СО2) — при небольших возгораниях;

- объемное тушение, охлаждение водой — при пожаре.
6 Требования охраны природы

6.1 Основными требованиями, обеспечивающими сохранение природной среды, являются максимальная герметизация емкостей, коммуникаций, насосных агрегатов и другого оборудования, строгое соблюдение технологического режима.

6.2 В производственных помещениях и на открытых площадках необходимо периодически контролировать содержание углеводородов в воздухе рабочей зоны. Для контроля используют переносные автоматические приборы (анализаторы, сигнализаторы), допущенные к применению в установленном порядке.

6.3 Промышленные стоки необходимо анализировать на содержание в них нефтепродуктов в соответствии с методическим руководством по анализу сточных вод нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов, утвержденным в установленном порядке.
7 Правила приемки

7.1 Сжиженные газы принимают партиями. За партию принимают любое количество сжиженного газа, однородное по своим показателям качества и оформленное одним документом о качестве.

7.2 Объем выборки — по ГОСТ 14921.

7.3 При получении неудовлетворительных результатов испытаний хотя бы по одному из показателей качества проводят повторные испытания новой пробы, взятой из той же партии. Результаты повторных испытаний распространяются на всю партию.

7.4 При разногласиях в оценке качества сжиженных газов между потребителем и изготовителем арбитражный анализ газа выполняют в лабораториях, аккредитованных в установленном порядке.
8 Методы испытаний

8.1 Пробы сжиженного газа отбирают по ГОСТ 14921.

8.2 Метод определения свободной воды и щелочи в жидком остатке

8.2.1 Аппаратура, реактивы и материалы

Отстойник вместимостью 100 или 500 см3.

1 Область применения

Настоящий стандарт распространяется на внутрискважинное оборудование для газлифтной эксплуатации, в том числе газлифтные клапаны и скважинные камеры для газлифтных клапанов, а также на испытательные стенды для предприятий — изготовителей газлифтного оборудования и промысловых лабораторий.

Стандарт устанавливает требования безопасности к оборудованию и методам испытаний (проверки) параметров, норм и характеристик продукции.

Целесообразность применения положений настоящего стандарта к другим видам газлифтного оборудования определяется в нормативных документах на это оборудование.

Требования настоящего стандарта, за исключением раздела 5, являются обязательными.
2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 3242-79 Соединения сварные. Методы контроля качества

ГОСТ 5264-80 Ручная дуговая сварка. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры

ГОСТ 6507-90 Микрометры. Технические условия

ГОСТ 7512-82 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод

ГОСТ 9012-59 (ИСО 410-82, ИСО 6506-81) Металлы. Метод измерения твердости по Бринеллю

ГОСТ 9013-59 (ИСО 6508-86) Металлы. Метод измерения твердости по Роквеллу

ГОСТ 14782-86 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые

ГОСТ 16037-80 Соединения сварные стальных трубопроводов. Основные типы, конструктивные элементы и размеры

ГОСТ 18442-80 Контроль неразрушающий. Капиллярные методы. Общие требования

ГОСТ 21105-87 Контроль неразрушающий. Магнитопорошковый метод

ГОСТ 23706-90 (МЭК 51-6-84) Омметры. Общие технические условия
3 Определения

3.1 газлифт: Способ добычи нефти и нефтегазового конденсата, заключающийся в разгазировании жидкости в подъемных трубах и подъеме ее из скважины за счет возникающей разности давлений в подъемных трубах и затрубном пространстве.

3.2 оборудование газлифтное: Комплексы подземного и наземного оборудования для газлифтной эксплуатации скважины.

3.3 скважинная камера: Камера эллипсного сечения, входящая в компоновку насосно-компрессорных труб и обеспечивающая установку и съем газлифтных и др. клапанов в боковой полости камеры с помощью канатной техники, оставляя открытым центральный проход.

3.4 газлифтный клапан: Клапан, вставляемый в скважинную камеру и обеспечивающий подачу газа в подъемные насосно-компрессорные трубы.

3.5 ингибиторный клапан: Клапан, вставляемый в скважинную камеру и обеспечивающий подачу ингибитора в подъемные трубы.

3.6 обратный клапан: Клапан, предназначенный для предотвращения перетока жидкости из колонны подъемных труб через газлифтный клапан в затрубное пространство.

3.7 циркуляционный клапан: Клапан, входящий в состав колонны насосно-компрессорных труб и обеспечивающий соединение-разъединение внутритрубного и затрубного пространства.

3.8 глухая пробка: Пробка, вставляемая в боковую полость скважинной камеры вместо газлифтного или др. клапанов.
4 Требования безопасности

4.1 Скважинные камеры и газлифтные клапаны изготовляют в соответствии с требованиями настоящего стандарта.

4.2 На все материалы, представленные в спецификации на газлифтные клапаны производителем-поставщиком, должны быть сертификаты производителя, за исключением следующих узлов и деталей:

- медных уплотнительных прокладок;

- карбидных шара и седла клапана;

- керамических шара и седла клапана;

- пружинных запорных колец;

- припоев;

- эластомерных материалов;

- пластмассовых и полимерных материалов;

- компенсаторов пульсации скважинной жидкости;

- изделий общепромышленного назначения: гаек, болтов, винтов, срезных штифтов, фитингов, срезных винтов, стопорных винтов.

4.3 Металлы, из которых выполнены узлы и элементы конструкции, должны иметь сертификаты предприятия-изготовителя, в которых должны быть указаны следующие характеристики:

- предельное содержание химических элементов;

- температура термообработки;

- предельные механические свойства;

- предел текучести, кПа;

- предел прочности на разрыв, кПа;

- относительное удлинение, %;

- твердость, НВ (HRC).

4.4 Конструкция деталей и узлов каждого типа, модели и размеры разработанных, изготовленных и идентифицированных скважинных камер и газлифтных клапанов, должна обеспечивать взаимозаменяемость с камерами, изделиями и узлами клапанов, произведенных другими изготовителями.5 Контроль качества и методы испытания

5.1 Газлифтное оборудование подвергают испытаниям на предприятии-изготовителе и функциональным испытаниям в промысловых лабораториях перед вводом в эксплуатацию.

5.2 Скважинные камеры

Скважинные камеры подвергают:

- контролю сварных соединений;

- контролю твердости;

- контролю зазоров;

- механическим испытаниям;

- гидравлическим испытаниям.

5.2.1 Методы контроля сварных соединений

5.2.1.1 Контроль сварных соединений включает:

- визуальный и измерительный контроль;

- радиографию (РГ);

- ультразвуковую дефектоскопию (УЗД);

- цветной (капиллярный) (ЦД) или магнитопорошковый метод контроля (МПД);

- измерение твердости;

- механические испытания сварных образцов.

5.2.1.2 Контроль РГ или УЗД проводят после сварки и термообработки. Контролю ЦД по ГОСТ 18442 или МПД по ГОСТ 21105 подвергают сварные соединения после окончания работы со сварными швами либо после механической обработки.

5.2.1.3 Визуальный контроль проводят в соответствии с ГОСТ 3242. Перед контролем сварные швы и прилегающую в ним поверхность основного металла шириной не менее 20 мм по обе стороны шва очищают от шлака, брызг металла, окалины и других загрязнений.

В сварных соединениях не допускаются трещины, непровары, подрезы, незаплавленные кратеры. Размеры сварных швов должны соответствовать ГОСТ 5264 и ГОСТ 16037. Визуальному и измерительному контролю подвергают все сварные соединения.

5.2.1.4 Радиографический контроль сварных соединений проводят согласно ГОСТ 7512.

5.2.1.5 Ультразвуковую дефектоскопию проводят согласно ГОСТ 14782.

5.2.1.6 При контроле ЦД и МПД наличие протяженных и неодиночных дефектов является браковочным признаком.

5.2.1.7 Механическим испытаниям подвергают образцы, изготовленные из контрольных сварных стыков.

5.2.1.8 Каждый сварщик должен сварить контрольные пробы в объеме не менее 1 % общего числа сваренных им однотипных производственных стыков, но не менее одного стыка.

5.2.1.9 Из контрольных стыков изготовляют образцы на растяжение (не менее двух), статический (не менее двух) и ударный (не менее трех) изгиб.

5.2.1.10 Определяют следующие механические свойства сварных соединений:

- предел прочности;

- угол загиба, … °;

- ударную вязкость, KCU, (Шарпи) по шву и зоне термического влияния (ЗТВ).

5.2.1.11 В поперечном сечении образцов сварных швов проверяют твердость по металлу шва, ЗТВ и основному металлу.

При толщине металла менее 13 мм проводят по четыре измерения твердости в указанных участках сварного соединения.

5.2.2 Методы контроля твердости

5.2.2.1 Твердость поверхности готовых изделий контролируют в соответствии с ГОСТ 9012, ГОСТ 9013.

Критерии твердости принимают в соответствии со спецификацией изготовителя.

Испытания проводят на базовых образцах, число которых должно быть не менее 5 % общего числа изготовленных изделий, но не менее одного изделия.

Если испытуемые образцы по твердости не соответствуют контрольным значениям хотя бы по одной скважинной камере, то испытывают 100 % продукции. Не соответствующие нормативной документации изделия бракуют, ремонтируют и подвергают повторным испытаниям в соответствии с методом неразрушающего контроля (НРК).

5.2.3 Контроль зазоров

Каждую скважинную камеру контролируют оправкой калибровочного стержня длиной не менее 1070 мм и наружным диаметром — в соответствии со спецификацией калиброванных оправок для труб.

5.2.4 Механические испытания

Каждую скважинную камеру испытывают на собираемость с устанавливаемым газлифтным клапаном на стенде (рисунок 1). Газлифтный клапан устанавливают в скважинную камеру и извлекают из нее с помощью стандартных приспособлений канатной техники. Нагрузку при извлечении газлифтного клапана измеряют по индикатору массы.

5.2.5 Гидравлические испытания

5.2.5.1 Гидравлическим испытаниям подвергают все скважинные камеры после установки в них глухих пробок.

Скважинную камеру устанавливают в стенд (рисунок 2).

К камере прилагают гидравлическое давление, равное полуторократному расчетному давлению, но не менее 35,0 МПа.

Скважинную камеру нагружают и выдерживают под давлением не менее 3 мин. Затем давление снижают до нуля. Течь и отпотевание не допускаются.

5.2.5.2 Измерительное и испытательное оборудование

5.2.5.2.1 Параметры измерительного и испытательного оборудования должны быть: диаметр приборной шкалы манометра — не менее 100 мм, точность манометра ±2 % шкалы.

Трансформаторы давления, самописцы должны быть тарированы с точностью ±0,5 шкалы прибора. Допускается использовать калиброванные системы трансформаторов давления.

5.2.5.2.2 Для контроля присоединительной резьбы используют калибры в соответствии с документацией предприятия-изготовителя труб.

Оборудование, необходимое для измерения резьбы по API, калибруют в соответствии с [2].

5.2.6 Испытание скважинной камеры под нагрузкой.
5.3 Газлифтные клапаны

5.3.1 Газлифтные клапаны подвергают испытаниям на:

- герметичность;

- прочность;

- работоспособность.

5.3.2 Измерительное и испытательное оборудование

5.3.2.1 Диаметр манометров, используемых в испытательных стендах для нагружения газлифтных клапанов гидравлическим давлением, должен быть не менее 216 мм.

Точность манометра должна быть не ниже 0,25 % полной шкалы.

5.3.2.2 Показатели манометров, используемых на камере давления, должны быть точностью не ниже 5 % полной шкалы.

5.3.2.3 Минимальная погрешность преобразователей (трансформаторов) давления должна быть такой же, как и у манометров.

5.3.3 Испытание на прочность и герметичность

5.3.3.1 Испытаниям на прочность и герметичность подвергают основные элементы газлифтного клапана: сильфонную камеру, основной и обратный клапаны.

5.3.3.1.1 Прочность и герметичность сильфонной камеры газлифтного клапана проверяют на стенде (рисунок 4).

Газлифтный клапан устанавливают на стенд, сильфонную камеру медленно заполняют азотом под давлением 0,7 — 1,0 МПа до касания клапана с седлом, после чего давление доводят до 12,5+035 МПа. Давление выдерживают в течение 15 мин. Падение давления не допускается. В случае негерметичности сильфонную камеру заменяют и испытания повторяют.