6.5.4. При строительстве газопровода в грунтах, переходящих в
неустойчивое состояние от воздействия воды и температуры окружающего
воздуха, траншея на проектную глубину не разрабатывается.
6.5.5. Укладка изолированного на бровке траншеи или в заводских
условиях газопровода осуществляется после доработки дна траншеи на
участке, исходя из условия окончания работ по укладке и засыпки
траншеи в течение смены.
Засыпку траншеи следует производить сразу после монтажа
газопровода.
6.6. Пучинистые грунты
6.6.1. В средне-, сильно- и чрезвычайнопучинистых грунтах следует
предусматривать глубину прокладки газопроводов, как правило, ниже
глубины промерзания. Засыпку и подбивку тела трубы газопровода следует
производить несмерзающим сыпучим грунтом (пески средне- и
крупнозернистые и другие).
6.6.2. Толщину подсыпки и подбивки тела газопровода следует
принимать не менее 10 см, засыпки - не менее 20 см.
6.6.3. С целью уменьшения воздействия сил морозного пучения при
необходимости следует предусматривать противопучинные мероприятия:
тщательное уплотнение грунтов засыпки; устройство отвода поверхностных
вод за счет планировки территории вдоль трассы; замена грунта на
непучинистый и т.д.
6.6.4. Переходы газопроводов через естественные и искусственные
преграды следует, как правило, предусматривать надземными или
прокладывать ниже глубины промерзания.
6.6.5. Рытье траншеи следует выполнять после окончания
предусмотренных проектом работ, обеспечивающих предотвращение стока
поверхностных вод в траншею, как в период строительства, так и в
период эксплуатации.
6.6.6. Рытье траншей следует выполнять с учетом обеспечения
полной засыпки газопровода после окончания смены. Устройство
водонепроницаемого экрана, отмостки и засыпка траншеи должны
производиться с учетом требований проекта.
6.6.7. Внеплановый обход трассы следует проводить не реже 1 раза
в 7 дней в застроенной части поселения и 1 раза в 15 дней в
незастроенной в осенне-зимний период при резком похолодании.
6.7. Сейсмические районы
6.7.1. Сейсмостойкость газопроводов следует обеспечивать при
надземной прокладке при сейсмичности свыше 6 баллов, а при подземной -
свыше 7 баллов:
выбором благоприятных в сейсмическом отношении участков трасс;
повышением коэффициента прочности для полиэтиленовых труб не
менее 2,8;
прочностью и устойчивостью конструкций газопроводов,
подтвержденных соответствующими расчетами.
6.7.2. Расчетную сейсмичность и параметры колебаний грунта
следует принимать одинаковыми, как для надземных, так и подземных
газопроводов.
6.7.3. Прокладку газопроводов через естественные и искусственные
преграды, а также на участках тектонических разломов, как правило,
следует предусматривать надземной.
При выборе трассы следует избегать участков с косогорами,
неустойчивыми, просадочными и набухающими грунтами, пересечениями
горных выработок, активных тектонических разломов, селеопасных и
оползневых склонов, также участки, где возможно развитие карстовых
процессов или сейсмичность которых превышает 9 баллов.
Прокладка газопроводов в перечисленных условиях допускается
только при соответствующем обосновании и согласовании с органами
Госгортехнадзора России.
6.7.4. Для ГРП поселений с входным давлением свыше 0,6 МПа и
предприятий с непрерывными технологическими процессами следует
предусматривать подземные обводные газопроводы с установкой
отключающих устройств вне зоны возможного обрушения ГРП.
Для таких предприятий следует предусматривать подачу газа, как
правило, от двух газопроводов.
6.7.5. В проектах следует предусматривать подвижные соединения
газопроводов с оборудованием, а также в местах прохождения через
конструкции зданий и сооружений.
В местах присоединений (врезок) газопроводов и подсоединения к
оборудованию следует предусматривать устройство компенсационных
участков за счет углов поворота или компенсаторов.
6.7.6. В проектах газоснабжения поселений с населением более 1
млн. человек при сейсмичности 7 баллов, а также поселений с населением
более 100 тыс. человек при сейсмичности 8 и 9 баллов следует
предусматривать не менее двух ГРС.
6.7.7. При проектировании наружных газопроводов в районах с
сейсмичностью 7 баллов и более следует:
трассы надземных газопроводов должны быть удалены от
несейсмостойких зданий и сооружений на расстояние не менее 1,2 высоты
указанных зданий и сооружений;
не допускать прокладку газопроводов по стенам несейсмостойких
зданий и сооружений;
компенсирующую способность участков газопровода между
неподвижными опорами определять с учетом сейсмической нагрузки;
отключающую арматуру газопроводов удалять от несейсмостойких
зданий на расстояние не менее 1,2 высоты зданий;
предусматривать подземные вводы газопроводов в несейсмостойкие
здания на участке протяженностью не менее 1,2 высоты здания.
6.7.8. Толщина стенок труб должна быть не менее 3 мм для труб
диаметром до 50 мм, 4 мм диаметром свыше 50 мм до 200 мм и не менее 6
мм - для труб диаметром более 200 мм.
6.7.9. Ввод газопровода в здания должен осуществляться через
проемы, размеры которых должны превышать диаметр трубопровода не менее
чем на 30 см, при этом ось газопровода должна проходить через центр
проема.
6.7.10. Крепление надземных газопроводов к опорам должно быть
свободным с предохранением труб от возможного сброса.
6.7.11. Для гашения колебания надземных газопроводов следует, как
правило, предусматривать установку компенсаторов, уменьшение величины
пролетов между опорами или увеличение жесткости трубы.
6.7.12. На участках трассы с динамически неустойчивыми грунтами и
возможными большими осадками или выпучиванием следует предусматривать
автоматическую систему контроля и отключения аварийных участков.
6.7.13. Сварку в плеть трубных секций на берме траншеи следует
осуществлять с анкеровкой плети.
6.7.14. Складирование труб следует осуществлять на специальной
площадке и закреплять их во избежание раскатки.
6.7.15. На переходах через реки и другие препятствия на площадках
с сейсмичностью 9 баллов и более необходимо предусматривать установку
сейсмометрических приборов для записи колебаний во время
землетрясения.
6.7.16. Внеочередной обход трасс газопроводов следует производить
после воздействия на них сейсмических воздействий.
6.8. Подрабатываемые территории
6.8.1. Проектирование газопроводов на подрабатываемых территориях
должно осуществляться при наличии разрешений на застройку площадей
залегания полезных ископаемых, выдаваемых в установленном порядке с
соблюдением мер охраны зданий, сооружений и природных объектов от
вредного влияния горных разработок, утвержденных установленным
порядком.
6.8.2. При проектировании газопроводов следует учитывать:
максимальные ожидаемые величины сдвижений и деформаций земной
поверхности от горных работ, планируемых на ближайшие 20 лет;
границы зон влияния горных работ;
ожидаемые величины сдвижений и деформаций от каждой из выработок,
календарные планы ведения которых известны к началу проектирования, а
также положения и длины полумульд сдвижения от каждой выработки.
6.8.3. Горно-геологическое обоснование строительства газопроводов
дополнительно должно содержать:
сведения о границах участков по трассе газопровода, подработка
которых планируется в перспективе более 20 лет;
места пересечений газопроводом границ охранных и барьерных
целиков, а также крупных тектонических нарушений;
зоны возможных образований провалов и крупных трещин с уступками
на земной поверхности в результате ведения горных выработок;
основные параметры подработки: глубина выработки, мощность, длина
полумульд, коэффициенты подработанности и параметр, характеризующий
влияние наносов.
6.8.4. Для газопроводов, на которые имеются календарные планы
ведения горных работ, мероприятия по защите газопроводов от подработок
следует предусматривать в проекте.
6.8.5. Для этого следует предусматривать равнопрочность сварных
соединений металлу труб, установку компенсаторов, устройство
малозащемляющих засыпок, увеличение толщины стенки трубы по сравнению
с расчетными, применение труб, выполненных из высокопрочных сталей.
6.8.6. Протяженность зоны защиты газопровода должно определяться
длиной мульды сдвижения, увеличенной на 150 диаметров в каждую сторону
от границы мульды сдвижения.
Установка компенсаторов рекомендуется на участках пересечения
газопроводами мест тектонических нарушений, у границ шахтного поля или
границ оставляемых целиков, у которых по условиям ведения горных работ
ожидается прекращение всех выработок.
6.8.7. При расчете газопроводов следует проверять расчетом
прочность газопроводов от воздействия центрального растяжения,
продольных напряжений, вызываемых кривизной земной поверхности при
подработке выработками в полого и наклонно залегающих пластах и в зоне
образования уступа при подработке выработками в крутопадающих пластах,
устойчивость в зоне сжатия и компенсационную способность.
6.8.8. Наружные сети газораспределения поселений и промплощадок,
как правило, следует закольцовывать.
6.8.9. При газоснабжении потребителей, для которых перерывы в
подаче газа недопустимы по технологическим или другим причинам,
следует предусматривать подачу газа этим потребителям от двух
газопроводов, прокладываемых по территории, подработка которых
начинается в разное время, с обязательной закольцовкой газопроводов.
6.8.10. Трасса газопровода должна предусматриваться
преимущественно вне проезжей части территории с учетом возможного
вскрытия траншей в период интенсивных деформаций земной поверхности в
результате горных выработок.
6.8.11. Прокладка газопроводов среднего и высокого давлений по
стенам зданий не допускается.
6.8.12. Газопроводы низкого давления внутри кварталов допускается
проектировать надземными на отдельно стоящих опорах или по дворовым
фасадам зданий.
6.8.13. Газопроводы, а также их вводы в здания, прокладываемые по
стенам здания, должны обеспечивать компенсацию перемещений
трубопровода, вызываемых раскрытием деформационных швов здания, а
также их осадкой.
6.8.14. На подземных газопроводах следует устанавливать
контрольные трубки с расстоянием не более 50 м одной от другой, а
также на углах поворота, у компенсаторов, на переходах через
искусственные преграды.
6.8.15. Надземная прокладка рекомендуется на участках переходов
газопроводов через естественные и искусственные преграды, а также на
участках, где по расчетам возможно образование провалов, трещин с
напряжениями в газопроводах, превышающими допустимые при подземной
прокладке.
6.8.16. Воздействия от подработки, учитываемые при проектировании
газопроводов, должны быть заданы в различных точках по его трассе.
6.8.17. При разбивке трассы следует закрепить постоянными знаками
границы влияния горных выработок. Знаки должны иметь высотные отметки
и привязку к пикетам трассы.
6.8.18. Конструкция крепления электрических проводников к
газопроводу в местах подключения систем электрозащиты должна
обеспечивать надежность соединения в случаях подвижности трубы.
6.8.19. Соединение стальных труб газопроводов должно
производиться электросваркой. Газовая сварка допускается только для
надземных газопроводов давлением до 0,3 МПа, диаметром не более 100
мм.
На подземных газопроводах сварные соединения должны подвергаться
100% контролю физическими методами. Непровары любой протяженности и
глубины в сварных соединениях не допускаются.
6.8.20. Газопровод должен укладываться на основание из
малозащемляющего грунта толщиной не менее 200 мм и присыпаться этим же
грунтом на высоту не менее 300 мм.
6.8.21. В организациях, эксплуатирующих распределительные
газопроводы, следует предусматривать службы с целью:
решения организационно-технических вопросов защиты газопроводов в
соответствии с проектом и мероприятиями горнодобывающих предприятий;
анализа планов горных работ по трассе газопроводов и контроля
выполнения мероприятий, исключающих или уменьшающих влияние подработок
на газопроводы;
сбора данных, представленных маркшейдерскими службами по
результатам наблюдений за деформацией земной поверхности, составления
совместно с горнодобывающими предприятиями графика подработки
газопроводов для представления в проектную организацию;
разработки совместно с маркшейдерскими службами горнодобывающих
предприятий и проектными организациями мер защиты эксплуатируемых
газопроводов от вредного влияния горных разработок, а также
мероприятий по предупреждению проникновения газа в подземные
коммуникации и здания;
контроля за строительством, ремонтом и эксплуатацией
газопроводов.
6.8.22. Периодичность технического обслуживания газопроводов и
сооружений на них, расположенных в зоне влияния горных выработок в
период активной стадии сдвижения земной поверхности:
надземный газопровод низкого давления - 1 раз в 7 дней;
подземный газопровод и надземные газопроводы среднего и высокого
давления - 1 раз в день.
6.8.23. Приборный метод контроля за техническим состоянием
газопроводов и изоляции на них - один раз в год, при отсутствии
приборов - бурение на наиболее напряженных участках газопровода - один
раз в год.
6.8.24. Технический ремонт арматуры в колодцах - один раз в 2
года, на надземных газопроводах - один раз в 5 лет.
6.8.25. Для обеспечения безаварийной работы подземных
газопроводов необходимо перед началом горных выработок, если проектом
не предусмотрены компенсирующие мероприятия на период активной стадии
сдвижения земной поверхности, вскрыть траншею на 50 - 100 м от границ
мульды оседания грунта для освобождения газопровода от защемляющего
воздействия грунта.
6.8.26. В зимний период следует траншею засыпать слабосвязанным
утепляющим материалом (керамзит, шлаковата и др.)
6.8.27. Вскрытую траншею следует защищать от механических
повреждений и попадания в нее поверхностных вод.
6.8.28. По окончании активной стадии сдвижения грунта газопровод
следует разрезать для снятия продольных растягивающих напряжений и
вварить либо катушки, либо установить компенсатор, исходя из
прогнозируемых деформаций грунта.
6.8.29. Для наблюдения за состоянием подземного газопровода на
участках появления трещин на поверхности земли следует производить
шурфование, а в местах, в которых ожидаются наибольшие напряжения в
газопроводе, следует предусматривать строительство смотровых колодцев.
Окончание деформаций земной поверхности должно быть подтверждено
заключением специализированной организации, имеющей лицензию
территориальных органов Госгортехнадзора России на проведение
маркшейдерских работ.
6.9. Горные районы
6.9.1. В горных условиях и в районах с сильно пересеченным
рельефом местности прокладку газопроводов следует предусматривать вне
зоны затопления или по водораздельным участкам, избегая неустойчивые и
крутые склоны, а также районы селевых потоков, горных паводков и т.д.
6.9.2. В оползневых районах и в местах возможного обрушения
грунта следует предусматривать прокладку с заглублением ниже плоскости
скольжения или возможного обрушения и обеспечением требуемой глубины
заглубления газопровода на случай проявления воздействия грунта по
трассе газопровода.
6.9.3. Прокладку газопровода следует предусматривать на глубину
не менее 0,5 м ниже возможного размыва водой при 5% обеспеченности или
перемещения грунта.
6.9.4. В горных районах допускается надземная прокладка. Следует
предусматривать защитные мероприятия по отводу селевых потоков, горных
паводков, снежных лавин, оползневых явлений, сдвига и обрушения
грунта, а также обеспечивать отвод поверхностных вод.
6.9.5. При расчете трубопроводов на прочность следует учитывать
напряжения, возникающие от перемещений газопроводов, вызванных
крутизной склона, и предусматривать при необходимости компенсаторы и
неподвижные опоры.
6.9.6. При подземной прокладке газопроводов следует
предусматривать планировку траншеи с обеспечением продольного уклона
не более 15 град. или выполнение дополнительных мероприятий против
сдвига газопровода и засыпки траншеи.
6.9.7. Для предохранения изоляционного покрытия газопроводов в
скальных грунтах или других, имеющих крупные включения, в проекте
следует предусматривать удаление зазубрин грунта и устройство постели
из крупно- или среднезернистого песка толщиной не менее 0,2 м с
подбивкой и присыпкой газопровода толщиной не менее 0,2 м.
6.9.8. Укладку газопровода следует предусматривать только на
несущий грунт.
6.9.9. Работы в горных условиях следует выполнять в период
наименьшей вероятности появления на участках производства работ
селевых потоков, горных паводков, камнепадов, продолжительных ливней и
снежных лавин.
6.9.10. На период строительства участков газопровода, где
возможны такие условия, следует создавать службы оповещения,
аварийно-спасательную и другие.
6.9.11. Разработка траншей на продольных уклонах должна
выполняться в соответствии с планом производства работ.
6.9.12. На участках трассы, пересекающих горные реки, русла и
поймы селевых потоков, не допускается разработка траншей, вывозка и
раскладка труб в задел.
6.9.13. При появлении оползневых или обвальных процессов,
получении подтверждений о возможности селевых потоков, горных паводков
и других неблагоприятных явлений, строительство необходимо прекратить.
6.9.14. Вывозка труб до разработки траншей не допускается.
6.9.15. При работах по очистке, изоляции и укладке газопровода в
траншею при продольных уклонах свыше 15 град. следует разрабатывать
меры против смещения газопровода.
6.9.16. Сборку и сварку труб на продольных уклонах до 20 град.
следует проводить снизу вверх по склону, при большей крутизне - на
промежуточных горизонтальных площадках с последующим протаскиванием
подготовленной плети газопровода.
6.9.17. Организациям, эксплуатирующим газопроводы, следует иметь
службы, задача которых:
решение организационно-технических вопросов защиты газопровода от
селевых потоков, горных паводков, снежных лавин, оползневых явлений,
обрушения грунта;
сбор данных по прогнозированию неблагоприятных воздействий на
трассу газопровода и разработка совместно с проектной организацией
мероприятий по предупреждению их воздействия на газопровод;
осуществление постоянного контроля за сохранностью сооружений,
предусмотренных для защиты траншеи газопроводов от размыва, за
сползанием засыпки траншеи, а также самого газопровода.
6.9.18. Внеочередной обход трассы газопровода следует производить
для получения информации о возможности появления на участке трассы
газопровода селевых потоков, горных паводков и других неблагоприятных
явлений, а также после их окончания.
6.10. Пересечение болот
6.10.1. При подземной прокладке газопровода на болотах I типа
следует предусматривать заглубление газопровода на глубину не менее
0,8 глубины промерзания, но не менее предусмотренной для обычных
условий.
При надземной прокладке газопровода на болотах II - III типов
укладку его следует предусматривать на минеральный грунт.
6.10.2. Наземная прокладка газопроводов допускается на всех типах
болот, на болотах III типа - при наличии специальной техники.
Прокладка газопроводов должна предусматриваться, как правило,
прямолинейной с минимальным числом поворотов. Повороты следует, как
правило, обеспечивать за счет упругого изгиба газопровода.
6.10.3. При проектировании наземной прокладки газопровода во
избежание размыва обвалования и подмыва газопровода необходимо
предусматривать водопропускные сооружения (трубы, лотки, канавы), а
также учитывать дополнительные напряжения, вызываемые осадкой торфяной
залежи под трубой и в результате осушения болота.
6.10.4. Изоляцию подземных и наземных газопроводов в обваловании
следует выполнять с применением устойчивой изоляции.
6.10.5. Надземная прокладка газопроводов допускается на всех
типах болот при наличии сваебойной техники, а на болотах III типа -
также специальной техники.
6.10.6. Балластировку газопровода при прокладке на болотах
следует выполнять винтовыми анкерами, закрепленными в материк или
другими способами, обеспечивающими устойчивость газопровода.
6.10.7. При устройстве лежневых или отсыпанных из грунта дорог
для обслуживания трассы газопровода на болотах II - III типов следует
предусматривать высоту отсыпки с учетом осадки торфа под воздействием
нагрузок.
6.10.8. Производство земляных работ следует производить в зимний
период после замерзания верхнего торфяного покрова, с учетом
мероприятий по уменьшению промерзания грунта на полосе разрытия
траншеи.
6.10.9. При строительстве следует использовать в проекте:
для подземных газопроводов укладку бермы с траншеи или лежневой
дороги; сплавом; протаскиванием по дну траншеи;
для наземных газопроводов укладку в насыпь, отсыпаемую по
дерновому слою болота.
6.10.10. На обводненных участках трассы допускается укладка
газопровода непосредственно на воду с последующим погружением до
проектных отметок и закреплением.
6.10.11. Для устройства основания и засыпки наземного в
обваловании и подземного газопроводов не допускается использовать
мерзлый грунт с комьями размером более 50 мм в поперечнике, снег, лед.
6.10.12. Засыпку газопроводов, уложенных в траншею, следует
выполнять в соответствии с проектом производства работ в зависимости
от типов болот.
6.10.13. Траншеи следует засыпать сразу после окончания
изоляционно-монтажных работ в прохладное или холодное время суток.
6.10.14. Сварочные работы, как правило, в летний период следует
выполнять на трубозаготовительных базах, в зимний - на трассе
строительства.
6.10.15. Изоляцию газопроводов следует выполнять в заводских или
базовых условиях.
6.10.16. Способы балластировки и закрепления газопроводов на
проектных отметках должны приниматься в соответствии с проектом и
планом производства работ в зависимости от типа болота, мощности
торфяной залежи, уровня грунтовых вод, методов прокладки, времени
проведения работ.
6.10.17. Надземную прокладку газопроводов следует выполнять на
сваях, забиваемых в материковый грунт сваебойным оборудованием.
6.10.18. При обходе трассы газопроводов следует контролировать
состояние дорог, предусмотренных для обслуживания газопроводов.
6.11. Засоленные грунты
6.11.1. В проектах расчет газопроводов на прочность проводится с
учетом осадки, в связи с неравномерностью замачивания основания, схемы
фильтрационного потока, неоднородности распределения солей в грунтах.
Проектирование следует выполнять как для обычных незасоленных грунтов
при отсутствии возможности замачивания грунтов, незначительных осадках
грунта при выщелачивании солей, в остальных случаях - как для
просадочных грунтов.
6.11.2. Для прокладки газопроводов в засоленных грунтах,
преимущественно, применять полиэтиленовые трубы.
6.11.3. Строительство должно выполняться аналогично строительству
на просадочных грунтах. Верхний слой засоленного грунта толщиной не
менее 5 см должен быть удален с поверхности основания насыпи.
6.12. Насыпные грунты
6.12.1. Прокладку подземных газопроводов на основаниях, сложенных
из насыпных грунтов, следует предусматривать с учетом их значительной
неоднородности по составу, неравномерной сжимаемости, возможности
самоуплотнения от изменения гидрогеологических условий, замачивания, а
также за счет разложения органических включений.
Если насыпные грунты обладают просадочными, набухающими
свойствами, прокладку газопроводов следует предусматривать с учетом
требований, предусмотренных для этих грунтов.
Если насыпные грунты имеют содержание органического вещества Jom
больше 0,1, следует предусматривать полную или частичную прорезку этих
грунтов; уплотнение грунтов с помощью трамбовки или намывного грунта.
Засыпку пазух фундаментов допускается предусматривать местными
грунтами при отсутствии в нем крупных включений, грунтов с низкой
несущей способностью (торф, сапропели, ил и др.).
6.12.2. Допускается не учитывать дополнительную осадку
подстилающих грунтов при давности отсыпки насыпей из песков и шлаков
более двух лет и пылевато-глинистых грунтов, золошлаков пяти лет.
6.12.3. Прокладку наземных газопроводов следует предусматривать с
разработкой аналогичных мероприятий, предусмотренных для данной
прокладки на болотах.
6.12.4. Опирание фундаментов опор непосредственно на поверхность
сильнозаторфованных грунтов, торфов, слабоминеральных сапропелей и
илов предусматривать не допускается.
6.12.5. При наличии пучинистых, просадочных, набухающих грунтов
следует выполнять мероприятия, предусмотренные для данных типов
грунтов.
6.12.6. При строительстве в неслежавшихся насыпных грунтах
следует после отрывки траншеи основания тщательно уплотнять на
глубину, предусмотренную проектом, с доведением объемного веса скелета
грунта на нижней границе уплотненной толщи до 1,6 г/см3.
6.12.7. При строительстве в грунтах с наличием крупных частиц,
вкраплений скальных грунтов, кирпичей, металла следует устраивать
подушку из песка (кроме пылеватого и мелкозернистого) толщиной не
менее 0,2 м.
6.12.8. При грунтах с низкой несущей способностью и содержанием
органических веществ Jom больше 0,1 следует производить забивку свай в
материковый грунт (отказ свай должен не превышать проектный),
устройство распределительной подушки из гнилостойких материалов с
предварительным уплотнением основания на глубину, предусмотренную
проектом, замену грунта.
6.12.9. При строительстве наземных газопроводов на неслежавшихся
насыпных грунтах следует перед отсыпкой провести уплотнение грунта под
основанием отсыпки на глубину, указанную в проекте.
7. ОСОБЫЕ ТРЕБОВАНИЯ ВЗРЫВОБЕЗОПАСНОСТИ ПРИ
ЭКСПЛУАТАЦИИ СИСТЕМ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ ТЕПЛОВЫХ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ (ТЭС) И КОТЕЛЬНЫХ
7.1. Требования раздела распространяются на газопроводы и газовое
оборудование котельных агрегатов тепловых электрических станций с
единичной тепловой мощностью более 420 ГДж/ч.
7.2. На каждой тепловой электрической станции, имеющей объекты
газового хозяйства, должна быть создана газовая служба (участок) по
эксплуатации и ремонту газопроводов и газового оборудования
(технических устройств).
7.3. Объем эксплуатационной документации должен соответствовать
требованиям настоящих Правил, а также нормативно-техническим
документам, учитывающим условия и требования эксплуатации тепловых
электрических станций, согласованным Госгортехнадзором России и
утвержденным в установленном порядке.
Технологические схемы газопроводов должны быть вывешены в
помещениях ГРП и щитов управления или воспроизводиться на дисплее
автоматического управления.
7.4. При эксплуатации газопроводов и газового оборудования должны
выполняться:
осмотр технического состояния (обход);
проверка параметров срабатывания предохранительных запорных
клапанов (ПЗК) и предохранительных сбросных клапанов (ПСК),
установленных в ГРП (ГРУ);
проверка срабатывания ПЗК, включенных в схемы защит и блокировок
котлов;
проверка герметичности фланцевых, резьбовых и сварных соединений
газопроводов, сальниковых набивок арматуры с помощью приборов или
мыльной эмульсии;
контроль загазованности воздуха в помещениях ГРП и котельном зале
(котельной);
проверка работоспособности автоматических сигнализаторов
загазованности в помещениях ГРП и котельного зала (котельной);
проверка срабатывания устройств технологических защит, блокировок
и действия сигнализации;
очистка фильтров;
техническое обслуживание газопроводов и газового оборудования;
техническое обслуживание средств защиты газопроводов от коррозии;
включение и отключение газопроводов и газового оборудования в
режимы резерва, ремонта и консервации;
текущий ремонт;
проведение режимно-наладочных работ на газоиспользующем
оборудовании с пересмотром режимных карт;
техническое обследование (техническая диагностика) газопроводов и
газового оборудования;
капитальный ремонт;
отключение недействующих газопроводов и газового оборудования
(обрезка с установкой постоянных заглушек на сварке).
7.5. Осмотр технического состояния (обход) должен производиться в
сроки, обеспечивающие безопасность и надежность эксплуатации систем
газоснабжения, но не реже 1 раза в смену для ГРП, внутренних
газопроводов котельной и котлов, 1 раза в мес. для надземных
газопроводов и в соответствии с настоящими Правилами для подземных
газопроводов.
При обходе подтягивание сальников на арматуре и откачка
конденсата из дренажных устройств газопроводов с давлением более 0,3
МПа не допускается.
7.6. Проверка параметров срабатывания ПЗК и ПСК должна
проводиться не реже 1 раза в 6 мес., а также после ремонта
оборудования.
Предохранительные сбросные клапаны в ГРП должны быть настроены на
параметры, обеспечивающие начало их открывания при превышении величины
максимального рабочего давления на выходе из ГРП на 15%, а
предохранительные запорные клапаны, в том числе встроенные в
регулирующие клапаны, при превышении рабочего давления не более чем на
25 %.
При настройке и проверке параметров срабатывания ПЗК и ПСК не
должно изменяться рабочее давление газа после регулирующих клапанов на
выходе из ГРП.
7.7. Проверка срабатывания ПЗК котлов и горелок должна
проводиться перед растопкой котла на газе после простоя более 3 суток,
перед плановым переводом котла на сжигание газа, а также после ремонта
газопроводов котла.
7.8. Очистку фильтра необходимо проводить при достижении
допустимого значения перепада давления, указанного в паспорте
завода-изготовителя.
7.9. Контроль загазованности в помещениях ГРП и котельной должен
проводиться стационарными сигнализаторами загазованности или
переносным прибором из верхней зоны помещений не реже 1 раза в смену.
При обнаружении концентрации газа необходимо организовать
дополнительную вентиляцию и незамедлительные работы по обнаружению и
устранению утечки газа.
7.10. Проверка срабатывания устройств технологических защит и
действия сигнализации по максимальному и минимальному давлению газа в
газопроводах проводится в сроки, указанные в инструкциях
заводов-изготовителей, но не реже 1 раза в 6 мес.
При проверке не должно изменяться рабочее давление газа в
газопроводах.
Проверка блокировок производится перед пуском котла или переводом
его на газообразное топливо.
7.11. Техническое обслуживание газопроводов и газооборудования
должно проводиться не реже 1 раза в 6 мес.
К проведению технического обслуживания могут привлекаться
сторонние организации, имеющие опыт и возможности выполнения этих
работ.
7.12. До начала работ по техническому обслуживанию следует
провести проверку рабочей зоны помещения (котельного зала, ГРП) на
загазованность с отметкой в наряде-допуске.
7.13. При техническом обслуживании ГРП должны выполняться:
проверка хода и герметичности отключающих устройств (задвижек,
кранов), а также герметичности ПЗК и ПСК прибором или мыльной
эмульсией;
проверка герметичности мест прохода сочленений приводов
механизмов с регулирующими клапанами;
проверка герметичности фланцевых и сварных соединений
газопроводов, прибором или мыльной эмульсией;
осмотр, при необходимости очистка фильтра;
проверка сочленений приводов механизмов с регулирующими
клапанами, устранение люфта и других неисправностей в кинематической
передаче;
продувка импульсных линий приборов средств измерений,
предохранительно-запорных и регулирующих клапанов;
проверка параметров настройки ПЗК и ПСК;
смазка трущихся частей, подтяжка сальников арматуры, при
необходимости их очистка.
7.14. При техническом обслуживании внутренних газопроводов должны
выполняться:
проверка герметичности фланцевых и сварных соединений
газопроводов, сальниковых набивок арматуры приборами или мыльной
эмульсией;
подтяжка сальников арматуры, при необходимости очистка;
продувка импульсных линий приборов средств измерений.
7.15. При отключении газового оборудования сезонного действия
должны устанавливаться заглушки на газопроводах-отводах к ним.
7.16. Текущий ремонт газопроводов и газового оборудования должен
проводиться не реже 1 раза в 12 мес. на отключенном оборудовании и
газопроводах с установкой заглушек на границах отключаемого участка со
стороны подачи газа.
7.17. До начала и в процессе выполнения работ по техническому
обслуживанию и ремонту должен осуществляться контроль рабочей зоны на
загазованность.
При концентрации газа в помещении, превышающей 20% нижнего
концентрационного предела распространения пламени, работы должны быть
приостановлены.
После окончания работ газопроводы должны быть испытаны на
герметичность, а после сварочных работ - на прочность и герметичность
в соответствии с действующими нормами.
Испытания должны проводиться персоналом, выполнившим ремонтные
работы, в присутствии оперативного персонала станции. Результаты
испытаний оформляются актом.
7.18. Текущий ремонт газооборудования ГРП должен выполняться в
соответствии с требованиями настоящих Правил.
7.19. При текущем ремонте надземных газопроводов производится:
устранение прогиба, выпучивания, замена и восстановление
креплений, опор;
разборка и ремонт отключающих устройств (запорной арматуры), не
обеспечивающей герметичность закрытия с притиркой уплотняющих
поверхностей;
восстановление противошумового и теплоизоляционного покрытий;
окраска газопроводов и арматуры (не реже 1 раза в 5 лет);
проверка герметичности соединений и устранение дефектов,
выявленных при осмотре технического состояния (обходе).
7.20. При текущем ремонте запорной арматуры должны выполняться:
очистка арматуры, разгон червяка и его смазка, набивка сальника;
разборка запорной арматуры, не обеспечивающей плотность закрытия
затворов с притиркой уплотняющих поверхностей;
проверка наличия смазки в редукторах электроприводов, плотности
их корпусов;
проверка затяжки (крепеж) фланцевых соединений, смена
износившихся и поврежденных болтов и прокладок;
проверка исправности и ремонт приводного устройства;
при сервисном обслуживании газовой арматуры заводом-изготовителем
сроки и объемы работ определяются техническими условиями на
изготовление арматуры.
7.21. Пересмотр режимных карт на газовых котлах должен
осуществляться с периодичностью не реже 1 раза в 2 года, а также после
капитального ремонта котла, замены газогорелочных устройств.
7.22. Техническая диагностика газопроводов и газового
оборудования должна проводиться в соответствии с требованиями
настоящих Правил.
7.23. Капитальный ремонт газопровода и газового оборудования
может быть назначен по результатам технической диагностики.
Для газопроводов, подлежащих капитальному ремонту (замене),
должна быть составлена проектная документация в соответствии с
требованиями, предъявляемыми к новому строительству.
Капитальный ремонт внутренних газопроводов, газового и котлового
оборудования следует совмещать.
Сведения о капитальном ремонте должны заноситься в паспорт
газопровода (ГРП).
7.24. В системах газоснабжения ТЭС не допускается прокладка
газопроводов по территории трансформаторных подстанций и открытых
электрораспределительных устройств, складов резервного топлива,
галереям подачи резервного топлива, ниже нулевой отметки зданий, а
также использование газопроводов в качестве опорных конструкций и
заземлений.
Прокладка внутренних газопроводов должна быть открытой. Места
установки запорной и регулирующей арматуры должны иметь искусственное
освещение.
7.25. В системах газоснабжения следует применять стальную
арматуру не ниже класса "В" по герметичности.
Способ присоединения арматуры (сварка, фланцы) определяется
проектом.
Горелки, имеющие перемещения в процессе работы котла, допускается
присоединять к газопроводу при помощи металлорукавов или
резинотканевых рукавов, рассчитанных на рабочее давление газа и
имеющих соответствующие разрешение на применение и сертификат.
7.26. В системах газоснабжения (газораспределения) запорная
арматура (отключающие устройства) должна оснащаться электроприводом во
взрывозащищенном исполнении:
на вводе в ГРП;
на вводе в регуляторный зал и на выходе из него (при наличии двух
и более залов);
на входе и выходе линии редуцирования газа, при оснащении
регулирующего клапана (РК) электроприводом;
на выходе из ГРП (при наличии двух ГРП и более).
7.27. Управление электроприводом запорной и регулирующей арматуры
в ГРП должно осуществляться с местного щита управления (МЩУ), а также:
для котлов с поперечными связями со щита управления одного из
котлов (МЩУ) или группы котлов (ГрЩУ);
для энергоблоков мощностью менее 800 МВт - с одного из блочных
щитов управления (БЩУ);
для энергоблоков мощностью 800 МВт и выше - с блочных щитов
управления (БЩУ).
7.28. В помещениях отдельно стоящих зданий на ТЭС с газовым
оборудованием (регуляторный зал ГРП, места размещения узлов учета
расхода и очистки газа, МЩУ ГРП) должны устанавливаться сигнализаторы
загазованности с выводом светозвукового сигнала на щит управления
котлов ГрЩУ, БЩУ, МЩУ ГРП и на входе в помещения.
7.29. В ГРП станций должно обеспечиваться измерение:
давления газа на входе и выходе ГРП, а также после каждого
регулирующего клапана (РК);
перепада давления на фильтрах очистки газа;
температуры и расхода газа;
температуры воздуха и загазованности в помещениях регуляторных
залов и МЩУ ГРП.
7.30. На панелях МЩУ, ГрЩУ и БЩУ, относящихся к ГРП, должны
находиться:
ключ управления и указатели положения запорной и регулирующей
арматуры;
ключ-переключатель выбора места управления запорной и
регулирующей арматурой;
светозвуковая сигнализация о работе оборудования и загазованности
помещений;
приборы, показывающие давление газа на входе и выходе ГРП и на
выходе каждой ступени редуцирования газа;
приборы, показывающие температуру газа на входе и выходе ГРП;
приборы, показывающие расход газа в каждой точке измерения.
7.31. На отводе газопровода к котлу внутри здания должна
предусматриваться установка двух отключающих устройств. Первое по ходу
газа может выполняться с ручным приводом; второе с электроприводом
должно быть задействовано в схему защиты котла.
7.32. На газопроводе-отводе к котлу после отключающих устройств
должны предусматриваться: фланцевое соединение для установки
поворотной или листовой заглушки с приспособлением для разжима фланцев
и токопроводящей перемычкой; штуцер для подключения продувочного
агента; общекотловой ПЗК; врезка газопровода к ЗЗУ горелок (только для
газовых котлов); регулирующие клапаны (основной, растопочный).
При устройстве индивидуального регулирующего клапана перед каждой
горелкой растопочный клапан необязателен.
7.33. На газопроводе перед каждой горелкой котла последовательно
должны устанавливаться два ПЗК.
При использовании в качестве запорной арматуры двух
быстродействующих запорных клапанов и индивидуального регулирующего
клапана перед каждой горелкой установка общекотлового
предохранительного запорного клапана необязательна.
Допускается установка одного ПЗК и отключающего устройства с
электроприводом (очередность определяется проектом) и трубопровода
безопасности между ними, при условии установки общекотлового
предохранительного запорного клапана.
Управление отключающими устройствами должно быть дистанционным со
щита управления котлом, с площадки обслуживания управления горелок, а
также вручную по месту.
7.34. Питание электромагнита ПЗК на постоянном или переменном
токе выбирается в проекте исходя из технико-экономического
обоснования.
Питание на постоянном токе должно осуществляться от шин
аккумуляторной батареи или от батареи предварительно заряженных
конденсаторов, при условии оснащения схемы управления устройством
непрерывного контроля за исправностью цепей.
Питание на переменном токе должно осуществляться от двух
независимых источников, при условии установки блока непрерывного
питания.
7.35. Каждая горелка котла должна быть оснащена защитно-запальным
устройством (ЗЗУ), обеспечивающим факел у горелки в режиме розжига и
селективный контроль факела горелки во всех режимах работы котла,
включая режим розжига.
Управление ЗЗУ должно быть дистанционным со щита управления
котлом, а также с площадки обслуживания управления горелок.
Розжиг факела каждой горелки котла, работающей на газе, должен
осуществляться от стационарно установленного индивидуального
защитно-запального устройства (ЗЗУ).
7.36. На газопроводе перед последним отключающим устройством
каждой горелки должен предусматриваться трубопровод безопасности
диаметром не менее 20 мм, оснащенный отключающим устройством с
электроприводом.
7.37. Газопроводы котла должны иметь систему продувочных
газопроводов с отключающими устройствами и штуцерами для отбора проб,
а также растопочный сбросной газопровод (при необходимости).
Продувочные газопроводы должны быть предусмотрены:
в конце каждого тупикового участка газопровода, включая запальный
газопровод;
перед вторым отключающим устройством на отводе к котлу;
перед местом установки заглушек на газопроводе котла;
перед ПЗК котла;
перед первым отключающим устройством у горелки (если длина
газопровода превышает 2 м);
с обеих сторон секционного отключающего устройства при кольцевой
схеме подвода газа к котельной.
Диаметр продувочного газопровода должен определяться расчетом с
учетом обеспечения 15-кратного обмена объема продуваемого участка
газопровода в течение 1 ч, но быть не менее 20 мм.
7.38. Объединение продувочных газопроводов с трубопроводами
безопасности, а также продувочных газопроводов от участков,
разделенных заглушками или регулирующими клапанами, не допускается.
7.39. На котле должно предусматриваться измерение:
давления газа в газопроводе котла до и после регулирующего
клапана;
давления газа перед каждой горелкой за последним по ходу газа
отключающим устройством;
перепада давления воздуха перед горелками и дымовых газов на
уровне горелок или в верхней части топки (для котлов, работающих под
наддувом);
перепада давления между воздухом в "теплом ящике" и дымовыми
газами топки (для котлов, работающих под наддувом);
давления воздуха в общем коробе или воздуховодах по сторонам
котла (кроме котлов, работающих под наддувом);
разрежения или давления дымовых газов вверху топки;
давления воздуха перед горелкой за последним отключающим
устройством.
7.40. Газифицированный котел должен оснащаться системами
(устройствами) технологической защиты:
7.40.1. На отключение подачи газа в случаях:
невоспламенения факела первой растапливаемой горелки;
погасания факелов всех горелок в топке (общего факела в топке);
отключения всех дымососов (для котлов с уравновешенной тягой);
отключения всех дутьевых вентиляторов;
отключения всех регенеративных воздухоподогревателей;
понижения давления газа после РК ниже заданного значения (при
использовании газа в качестве основного вида топлива).
7.40.2. На снижение нагрузки котла до 50% при отключении:
одного из двух дымососов;
одного из двух дутьевых вентиляторов;
одного из двух регенеративных воздухоподогревателей.
7.40.3. На отключение подачи газа на горелку при ее
невоспламенении или погасании ее факела.
7.41. Газифицированный котел должен быть оснащен блокировками, не
допускающими:
открытие отключающего устройства на газопроводе-отводе к котлу
при открытом положении хотя бы одного отключающего устройства перед
горелками;
включение ЗЗУ и подачу газа к горелкам без предварительной
вентиляции топки, газоходов (в том числе рециркуляционных), "теплого
ящика" и воздуховодов в течение не менее 10 мин.;
открытие общего запорного устройства на запальном газопроводе к
ЗЗУ при открытом положении хотя бы одного первого по ходу газа
запорного устройства с электроприводом перед любым ЗЗУ;
подачу газа в горелку в случае закрытия воздушного шибера
(клапана) перед горелкой (группой горелок) или при отключении
индивидуального дутьевого вентилятора;
подачу газа в горелку при отсутствии факела на ЗЗУ;
открытие (закрытие) запорного устройства на трубопроводе
безопасности при открытом (закрытом) положении обоих запорных
устройств перед горелкой.
7.42. В системе газоснабжения (газораспределения) котла должна
быть предусмотрена сигнализация на:
понижение или повышение заданного давления газа перед ГРП;
понижение или повышение заданного давления газа после ГРП;
понижение или повышение заданного давления газа после РК котла;
понижение заданного давления воздуха в общем коробе или в
воздуховодах перед горелками (кроме котлов, работающих под наддувом);
понижение перепада давления между воздухом перед горелками и
дымовыми газами в верхней части топки или на уровне горелок (для
котлов, работающих под наддувом);
понижение перепада давления между воздухом в "теплом ящике" и
дымовыми газами топки (для котлов, работающих под наддувом);
наличие факела на горелке котла;
наличие факела ЗЗУ горелки;
наличие общего факела в топке котла;
срабатывание защит, предусмотренных настоящими Правилами;
загазованность помещений регуляторных залов и МЩУ ГРП.
7.43. Выполнение блокировок и защит, действующих на останов котла
или перевод его на пониженную нагрузку, должно осуществляться по
техническим условиям, согласованным с заводом-изготовителем, или по
нормативно-технической документации, утвержденной для ТЭС.
7.44. Аварийное отключение газопроводов (вплоть до ГРП) должно
производиться в случаях разрыва сварных стыков, коррозионных и
механических повреждений газопровода и арматуры с выходом газа, а
также при взрыве, пожаре, непосредственно угрожающих газопроводам и
газовому оборудованию.
7.45. При обнаружении загазованности работы должны быть
приостановлены, приняты меры по устранению утечки газа и выполнению
мероприятий в соответствии с Планом локализации и ликвидации аварийных
ситуаций, при необходимости Планом взаимодействия служб различных
ведомств.
Лица, не участвующие в аварийно-восстановительных работах, должны
быть удалены из опасной зоны.
7.46. Газоопасные работы должны выполняться в соответствии с
требованиями настоящих Правил.
Форма нарядов-допусков на производство газоопасных работ может
соответствовать требованиям нормативных документов для ТЭС, с учетом
специфики проводимых работ.
7.47. Установка заглушек на газопроводах должна производиться на
отключенном участке после его предварительной продувки воздухом или
инертным газом и взятия пробы для анализа на содержание горючего газа.
Снятие заглушек на газопроводе должно производиться после
проведения контрольной опрессовки в соответствии с требованиями
настоящих Правил.
7.48. Заглушки на газопроводах ГРП при пуске газа после
консервации или ремонта должны сниматься после осмотра технического
состояния (обхода) газопроводов, проведения технического обслуживания
и контрольной опрессовки, а после капитального ремонта на газопроводе
(сварочных работ), после испытания на прочность и герметичность - в
соответствии с требованиями настоящих Правил.
7.49. Снятие заглушек на газопроводах котла при его выводе из
режима консервации или ремонта должно выполняться после осмотра
технического состояния котла, проведения технического обслуживания и
контрольной опрессовки, проверки работоспособности технологических
защит, блокировок и сигнализации, а также записи ответственного лица в
оперативном журнале о готовности котла к растопке.
7.50. До начала работ, связанных с разборкой газовой арматуры,
присоединением или ремонтом внутренних газопроводов, работой внутри
котлов, а также при выводе котлов в режим консервации и ремонта
отключающие устройства, установленные на ответвлениях газопровода к
котлу и на газопроводе к защитно-запальным устройствам горелок, должны
быть закрыты с установкой заглушек.
Газопроводы должны быть освобождены от газа продувкой воздухом
или инертным газом.
7.51. До начала и в период проведения работ по установке и снятию
заглушек должна проводиться проверка рабочей зоны на загазованность.
При предельно допустимой концентрации газа в воздухе рабочей зоны,
превышающей 300 мг/куб. м, работы должны выполняться в шланговых
противогазах.
7.52. При сжигании на ТЭС газа с повышенным содержанием серы
продувка газопроводов сжатым воздухом не допускается.
7.53. Технологические защиты, блокировки и сигнализация,
введенные в постоянную эксплуатацию, должны быть включены в течение
всего времени работы оборудования.
7.54. Вывод из работы технологических защит, блокировок и
сигнализации на работающем оборудовании допускается в случаях:
необходимости отключения, обусловленной производственной
инструкцией;
неисправности или отказе;
периодической проверки по графику.
Отключение должно выполняться по письменному распоряжению
начальника смены в оперативном журнале с уведомлением технического
руководителя станции или лица, его заменяющего.
7.55. Проведение ремонтных и наладочных работ в цепях защит,
блокировок и сигнализации на действующем оборудовании без оформления
наряда-допуска не допускается.
7.56. Перед пуском котла (ремонт, резерв более 3 суток)
проверяются исправность тягодутьевых машин, вспомогательного
оборудования, средств измерений и дистанционного управления,
регуляторов, а также работоспособность защит, блокировок,
сигнализации, средств оповещения и оперативной связи, проведена
проверка срабатывания ПЗК котла и горелок с возведением на
исполнительные механизмы.
При простое котла менее 3 суток проверке подлежат только средства
измерения, оборудование, механизмы, устройства защиты, блокировок и
сигнализации, на которых производился ремонт.
Выявленные неисправности до розжига котла должны быть устранены.
При обнаружении неисправности средств защиты и блокировок, действующих
на останов котла, розжиг котла не допускается.
7.57. Пуск газа в газопровод котла после консервации или ремонта
должен производиться при включенных в работу дымососах, дутьевых
вентиляторах, дымососах рециркуляции в последовательности, указанной в
производственной инструкции по эксплуатации котла.
7.58. Продувать газопроводы котла через трубопроводы безопасности
или через газогорелочные устройства котла не допускается.
7.59. Перед растопкой котла из холодного состояния должна быть
проведена при включенных в работу тягодутьевых механизмах предпусковая
проверка плотности закрытия отключающих устройств перед горелками
котла, включая ПЗК котла и горелок.
При обнаружении негерметичности затворов отключающих устройств
растопка котла не допускается.
7.60. Непосредственно перед растопкой котла и после его останова
топка, газоходы отвода продуктов сгорания котла, системы рециркуляции,
а также закрытые объемы, в которых размещены коллекторы ("теплый
ящик"), должны быть провентилированы с включением всех дымососов,
дутьевых вентиляторов и дымососов рециркуляции в течение не менее 10
мин. при открытых шиберах (клапанах) газовоздушного тракта и расходе
воздуха не менее 25% от номинального.
7.61. Вентиляция котлов, работающих под наддувом, а также
водогрейных котлов при отсутствии дымососа должна осуществляться при
включенных дутьевых вентиляторах и дымососах рециркуляции.
7.62. Растопка котлов должна производиться при работающих
дутьевых вентиляторах и дымососах (где предусмотрены).
7.63. Перед растопкой котла, если газопроводы находились не под
избыточным давлением, следует определить содержание кислорода в
газопроводах котла.
При содержании кислорода более 1% по объему розжиг горелок не
допускается.
7.64. Растопка котлов, все горелки которых оснащены ПЗК и ЗЗУ,
может начинаться с розжига любой горелки в последовательности,
указанной в инструкции по эксплуатации котла.
При невоспламенении (погасании) первой растапливаемой горелки
должна быть прекращена подача газа на котел и горелку, отключено ее
ЗЗУ и провентилированы горелка, топка и газоходы согласно требованиям
настоящих Правил, после чего растопка котла может быть возобновлена на
другой горелке.
Повторный розжиг первой растапливаемой горелки должен
производиться после устранения причин ее невоспламенения (погасания).
В случае невоспламенения (погасания) факела второй или
последующих растапливаемых горелок (при устойчивом горении первой)
должна быть прекращена подача газа только на эту горелку, отключено ее
ЗЗУ и проведена ее вентиляция при полностью открытом запорном
устройстве на воздуховоде к этой горелке.
Повторный ее розжиг возможен после устранения причин ее
невоспламенения (погасания).
7.65. При погасании во время растопки всех включенных горелок
должна быть немедленно прекращена подача газа на котел, отключены их
ЗЗУ и проведена вентиляция горелок, топки, газоходов согласно
требованиям настоящих Правил.
Повторная растопка котла должна производиться после выяснения и
устранения причин погасания факелов горелок.
7.66. Порядок перевода котла с пылеугольного или жидкого топлива
на природный газ должен определяться производственной инструкцией по
эксплуатации котла, утвержденной главным инженером (техническим
директором) организации.
При многоярусной компоновке горелок первыми должны переводиться
на газ горелки нижних ярусов.
Перед плановым переводом котла на сжигание газа должна быть
проведена проверка срабатывания ПЗК и работоспособности
технологических защит, блокировок и сигнализации систем газоснабжения
котла с воздействием на исполнительные механизмы или на сигнал в
объеме, не препятствующим работе котла.
7.67. Подача газа в газопроводы котла должна быть немедленно
прекращена оперативным персоналом в случаях:
несрабатывания технологических защит;
взрыва в топке, газоходах, разогрева (визуально) несущих балок
каркаса или колонн котла, обрушении обмуровки;
пожара, угрожающего персоналу, оборудованию или цепям
дистанционного управления, входящим в схему защиты котла;
исчезновения напряжения на устройствах дистанционного и
автоматического управления или на всех контольно-измерительных
приборах;
разрушения газопровода котла.
7.68. При аварийной остановке котла необходимо прекратить подачу
газа на котел и все горелки котла, их ЗЗУ, открыть отключающие
устройства на трубопроводах безопасности.
При необходимости следует открыть отключающие устройства на
продувочных газопроводах и провентилировать топку и газоходы согласно
требованиям Правил.
7.69. При плановой остановке котла для перевода в режим резерва
должна быть прекращена подача газа к котлу, горелкам, ЗЗУ с
последующим их отключением; открыты отключающие устройства на
трубопроводах безопасности, а при необходимости - и на продувочных
газопроводах, проведена вентиляция топки и газоходов.
По окончании вентиляции тягодутьевые машины должны быть
отключены, закрыты лазы, лючки, шибера (клапана) газовоздушного тракта
и направляющие аппараты тягодутьевых машин.
7.70. Если котел находится в резерве или работает на другом виде
топлива, заглушки после запорной арматуры на газопроводах котла могут
не устанавливаться.
Допускается избыточное давление газа в газопроводах котла при
работе на другом топливе, при условии обеспечения плотности закрытия
отключающих устройств перед горелками котла.
7.71. Наблюдение за оборудованием ГРП, показаниями средств
измерений, а также автоматическими сигнализаторами контроля
загазованности должно проводиться с помощью приборов со щитов
управления котло-турбинного цеха (КТЦ) и водогрейной котельной, с
местного щита управления ГРП и визуально по месту, при обходах.
7.72. Отключающее устройство перед ПСК в ГРП должно находиться в
открытом положении и быть опломбировано.
7.73. Резервная редуцирующая нитка в ГРП должна быть в постоянной
готовности к работе.
Подача газа к котлам по обводному газопроводу (байпасу) ГРП, не
имеющему автоматического регулирующего клапана, запрещается.
8. ОСОБЫЕ ТРЕБОВАНИЯ ВЗРЫВОБЕЗОПАСНОСТИ ПРИ
ПРОЕКТИРОВАНИИ, СТРОИТЕЛЬСТВЕ И ЭКСПЛУАТАЦИИ
ГАЗОТУРБИННЫХ (ГТУ) И ПАРОГАЗОВЫХ (ПГУ) УСТАНОВОК
8.1. Проектирование
8.1.1. При проектировании систем газоснабжения ГТУ или ПГУ,
средств технологического контроля, автоматизации, сигнализации, защит
и блокировок должны учитываться требования настоящих Правил, а также
нормативно-технических документов, учитывающих условия и требования
эксплуатации тепловых электрических станций, обеспечивающих их
промышленную безопасность, согласованных с Госгортехнадзором России и
утвержденных в установленном порядке.
8.1.2. При разработке блока отключающей арматуры газовой турбины
следует учитывать, что управление арматурой должно осуществляться от
системы управления ГТУ или ПГУ.
8.1.3. Система газоснабжения ГТУ и ПГУ, как правило, включает:
подводящий газопровод (ПГП) от ГРС до пункта подготовки газа
(ППГ) на территории ТЭС;
пункт подготовки газа (ППГ), включая блоки: редуцирования
(компримирования) давления газа, в том числе ГРП, узел стабилизации
давления (УСД), дожимную компрессорную станцию (ДКС), газотурбинную
редукционную станцию (ГТРС), очистки, осушки, подогрева, измерения
расхода;
наружные газопроводы от пункта подготовки газа (ППГ) до зданий и
сооружений, в которых размещены ГТУ и ПГУ;
блоки отключающей арматуры газовых турбин;
внутренние газопроводы ГТУ и ПГУ.
8.1.4. На подводящем газопроводе от ГРС должно быть предусмотрено
отключающее устройство с электроприводом, управляемым из главного
корпуса ТЭС, располагаемое как на территории электростанции, так и вне
ее на расстоянии от 5 м до 20 м от ограды ТЭС.
8.1.5. Проектом должен быть предусмотрен автоматический пуск
(останов) газовой турбины, работающей как автономно, так и с
котлами-утилизаторами, входящими в состав ГТУ и ПГУ.
При проектировании в составе ГТУ и ПГУ должно предусматриваться
оборудование, обеспечивающее эффективную вентиляцию газовоздушного
тракта. Алгоритмами автоматического разворота газовой турбины
двигателя до подсинхронных оборотов должна предусматриваться
эффективная вентиляция всего газовоздушного тракта ГТУ и ПГУ.
Выбор пусковых устройств и продолжительность вентиляции до
необходимой кратности должны определяться исходя из требований
мобильности разворота газовой турбины.
8.1.6. Конструкция котлов-утилизаторов не должна иметь застойных
зон.
8.1.7. Горелочные устройства, применяемые в системе газоснабжения
ГТУ и ПГУ, должны быть сертифицированы и иметь разрешение
Госгортехнадзора России на промышленное применение в установленном
порядке.
8.1.8. Объем оснащения средствами контроля горелочных устройств и
камеры сгорания газовой турбины должен определяться техническими
условиями на поставку ГТУ и настоящими Правилами.
8.1.9. Подвод газа к горелочным устройствам котлов-утилизаторов,
входящих в состав ГТУ и ПГУ, должен выполняться в соответствии с
требованиями настоящих Правил.
8.1.10. Вентиляция газовоздушного тракта газовых турбин и
котлов-утилизаторов, входящих в состав ГТУ и ПГУ, при пуске должна
обеспечиваться за счет расхода воздуха, проходящего через газовую
турбину при вращении ее ротора пусковым устройством.
В газовых турбинах могут применяться: теристорные пусковые
устройства, воздушные стартеры, электростартеры, турбокомпрессорные
стартеры.
8.1.11. Вентиляция газовоздушного тракта котлов-утилизаторов,
входящих в состав ГТУ и ПГУ, должна осуществляться тягодутьевыми
механизмами.
8.1.12. Для проведения вентиляции газовоздушного тракта ГТУ и ПГУ
после останова газовых турбин должен использоваться режим холодной
прокрутки газовой турбины, осуществляемый при помощи пусковых
устройств.
8.1.13. Котлы-утилизаторы и теплообменники, входящие в состав ГТУ
или ПГУ с авиационными и судовыми газовыми турбинами, должны
выполняться, как правило, вертикальными (башенной компоновки) с
размещением дымовой трубы над котлом-утилизатором или теплообменником.
8.1.14. Пусковые устройства газовых турбин, входящих в состав ГТУ
и ПГУ, с котлами-утилизаторами или теплообменниками должны
обеспечивать при непрерывной вентиляции в течение 5 мин. не менее чем
шестикратный воздухообмен вентилируемых объемов до дымовой трубы.
Установки, на которых пусковые устройства газовых турбин не
обеспечивают выполнения этих условий, должны оснащаться дутьевыми
механизмами.
8.1.15. Пусковые устройства газовых турбин должны обеспечивать
при непрерывной вентиляции трехкратный воздухообмен вентилируемых
объемов до дымовой трубы или топочного пространства
котлов-утилизаторов с обеспечением скорости в самом широком сечении
газовоздушного тракта не ниже 0,3 м/с.
8.1.16. В проектной документации должны быть представлены системы
автоматического пуска (останова) газовой турбины. Программы
автоматического пуска газовых турбин должны позволять осуществление
нормальных и ускоренных пусков из каждого теплового состояния газовой
турбины. Система автоматического пуска газовых турбин должна включать
блокировки, препятствующие выполнению последующего этапа пуска до
полного завершения предыдущего.
Программы системы автоматического останова газовых турбин должны
включать:
разгрузку турбины в заданных параметрах по времени;
закрытие регулирующих, стопорных и предохранительных запорных
клапанов по топливу, а также электрифицированной арматуры на подводе
топлива к пламенным трубам камеры сгорания турбины и горелкам
котла-утилизатора;
вентиляцию газовоздушных трактов установки, включая
котел-утилизатор;
закрытие шиберов на стороне всасывания и (или) выхлопа ГТУ по
окончании вентиляции газовоздушных трактов;
открытие запорных устройств на продувочных газопроводах.
8.1.17. Здания и помещения (укрытия), в которых располагается
оборудование ППГ, а также блоки арматуры газовой турбины следует
относить по взрывопожарной опасности к категории А, помещения
(машинные залы), в которых размещены газовые турбины, - к категории Г.
Степень огнестойкости этих помещений должна быть не ниже III.
8.1.18. Устройства автоматики должны быть защищены от воздействия
колебаний напряжения питания. Сигнальные цепи дополнительно должны
быть защищены от воздействия индустриальных помех.
8.1.19. Системы газоснабжения ГТУ и ПГУ должны обеспечивать
газовые турбины проектным давлением газа перед горелочными
устройствами.
Схемы газоснабжения ГТУ и ПГУ от ГРС могут предусматриваться как
совместные (с энергетическими котлами), так и раздельные в зависимости
от места расположения ТЭС и давления газа в месте подключения к
магистральному газопроводу.
8.1.20. При выборе схемы газоснабжения за расчетное давление газа
в ПГП принимается минимальное давление на границе ТЭС с учетом
сезонных и суточных колебаний, но не ниже 0,3 МПа.
В зависимости от значения расчетного давления газа в ПГП схемы
подачи газа к газовым турбинам, работающим как автономно, так и в
составе ГТУ и ПГУ, возможны с дожимающими компрессорами и без них.
8.1.21. Дожимающие компрессоры должны располагаться в отдельном
здании.
При контейнерной поставке допускается их размещение в пристройках
к зданию главного корпуса.
Размещение в машинном зале ГТУ дожимающих компрессоров не
допускается.
8.1.22. Подводящие газопроводы от ГРС или от магистральных
газопроводов до площадки ТЭС, независимо от давления транспортируемого
газа, следует прокладывать, как правило, подземно.
8.1.23. Подачу газа от магистральных газопроводов (или ГРС) на
ТЭС, как правило, следует предусматривать по одному трубопроводу без
резерва. При эксплуатации газотурбинных и парогазовых установок в
базовом режиме подача газа на ТЭС от магистральных газопроводов должна
предусматриваться по двум трубопроводам от одной ГРС. В случае
отсутствия хозяйства жидкого топлива в системе ГТУ и ПТУ и работы ГТУ
или ПТУ в базовом режиме подачу газа на ТЭС следует предусматривать по
двум трубопроводам от одной ГРС, подключенной к двум независимым
магистральным газопроводам.
Прокладка газопроводов в селитебной зоне городских и сельских
поселений с давлением свыше 1,2 МПа не допускается.
8.1.24. На территории ТЭС, как правило, следует предусматривать
комплексный общестанционный пункт подготовки газа (ППГ).
8.1.25. Аппараты в каждой ступени очистки газа предусматриваются
с 50%-ным резервом. На ПГП к блоку очистки газа следует
предусматривать запорное устройство с электроприводом, управляемым с
МЩУ ППГ.
8.1.26. Технологическая схема редуцирования давления газа в ГРП
должна выполняться с поперечными связями и содержать дополнительные
защитные устройства (ПСК, ПЗК), обеспечивающие надежную работу
оборудования системы газоснабжения. Количество редуцирующих ниток
определяется пропускной способностью выбранного оборудования и
арматуры и рекомендуется предусматривать с 50%-ным резервом, но не
менее двух.
8.1.27. Технологическая схема дожимной компрессорной станции
(ДКС) может быть как общестанционной, так и блочной.
8.1.28. Производительность общестанционной ДКС должна
рассчитываться на максимальный расход газа на ГТУ, а на
электростанциях, сжигающих газ сезонно, - по расходу газа для летнего
режима.
8.1.29. При суммарном расходе газа до 300 тыс. м3/ч может
сооружаться одна общестанционная ДКС. При больших расходах газа должны
сооружаться две ДКС и более.
При суммарном расходе газа до 50 тыс. м3/ч количество дожимающих
компрессоров должно быть не менее двух, один из которых резервный. В
зависимости от режима работы ГТУ в энергосистеме при соответствующем
обосновании допускается установка третьего компрессора (на случай
ремонта).
При суммарном расходе газа свыше 50 тыс. м3/ч до 100 тыс. м3/ч и
свыше 100 тыс. м3/ч до 300 тыс. м3/ч количество дожимающих
компрессоров должно быть соответственно не менее трех и не менее
четырех.
В блочной компрессорной станции независимо от расхода газа
дожимающие компрессоры устанавливаются без резерва.
8.1.30. Падение давления газа перед газовыми турбинами за время
пуска резервного компрессора должно быть в пределах допустимого
значения, установленного в технических условиях завода-изготовителя
газовой турбины.
Схемой ДКС должна предусматриваться работа компрессоров при
нулевом расходе газа на газовые турбины.
ДКС должна предусматривать автоматическое регулирование давления
газа перед газовыми турбинами.
Дожимающие компрессоры должны выбираться с учетом возможности их
повторного автоматического пуска и оснащаться системами самозапуска
электродвигателей. Время срабатывания системы самозапуска должно быть
меньше времени выхода параметров за предельно допустимые значения.
Дожимающие компрессоры должны оснащаться системами контроля
состояния подшипников по температуре с сигнализацией ее предельных
значений и блокировками, отключающими компрессоры при превышении этого
параметра.
8.1.31. На отводе газопровода к газовой турбине, работающей
автономно или в составе ГТУ или ПГУ, по ходу газа должны быть
установлены: два запорных устройства, одно из которых (первое по ходу
газа) - с ручным приводом, второе - с электрифицированным приводом;
фланцы для установки заглушки с приспособлением для их разжима и
токопроводящей перемычкой; штуцер для подвода продувочного агента;
расходомерное устройство; предохранительный запорный клапан;
механический фильтр, предотвращающий попадание в ГТУ продуктов
внутренней коррозии газопроводов.
При блочной схеме запорное устройство с ручным приводом (первое
по ходу газа) может не устанавливаться.
8.1.32. Трасса газопровода должна проходить вдоль проездов и
дорог, как правило, со стороны, противоположной тротуару (пешеходной
дорожке), и по возможности максимально обеспечивать самокомпенсацию
температурных деформаций газопровода, для чего его повороты должны
делаться, как правило, под углом 90 град.
8.1.33. Транзитная прокладка газопроводов не допускается на
территории открытых подстанций и складов ГЖ и ЛВЖ, по стенам зданий
категорий А и Б любой степени огнестойкости, по стенам зданий
категорий В, Г, Д со степенью огнестойкости ниже III.
8.1.34. Наружный газопровод в пределах ТЭС должен быть надземным,
исключая участок его, отстоящий на 15 м от ограды внутрь площадки
электростанции, который может быть как надземным, так и подземным.
8.1.35. Надземные газопроводы могут прокладываться на высоких и
низких опорах, эстакадах с использованием несгораемых конструкций.
Допускается прокладка газопроводов на эстакадах с другими
технологическими трубопроводами и электрическими кабелями, при этом
газопроводы должны размещаться в верхнем ярусе эстакады.
8.1.36. Полоса земли, отводимая под трубопровод, должна иметь
ширину, равную поперечному габариту арматурного или иного узла на
подземном газопроводе и наибольшей длине траверсы (ригеля), включая
консоли, отдельно стоящих опор или эстакады на надземном газопроводе.
При этом должна быть предусмотрена возможность беспрепятственного
перемещения пожарной техники и подъемно-транспортных средств.
8.1.37. Газопровод должен прокладываться с уклоном,
обеспечивающим сток конденсата к месту его выпуска. Уклон, как
правило, должен составлять 0,002, если его направление по ходу газа, и
0,003, если против.
8.1.38. П-образные компенсаторы при специальном обосновании могут
располагаться над автомобильными дорогами и проездами.
8.1.39. Высота свободного пространства от земли до низа труб,
прокладываемых на низких опорах, должна быть не менее 0,35 м при
ширине группы труб до 1,5 м и не менее 0,5 м при ширине 1,5 м и более.
8.1.40. Распределительный газопровод должен располагаться вне
помещений ГТУ.
При размещении газовых турбин в общем машинном зале на
распределительном газопроводе на расстоянии не более 50 м до первого
отвода к газовой турбине устанавливается электрифицированное запорное
устройство.
8.1.41. Дополнительные запорные устройства на газопроводах могут
устанавливаться в местах, определяемых проектной организацией из
условия возможности отключения установки от системы газоснабжения.
8.1.42. Расстояние в свету до газопровода по вертикали должно
быть не менее:
от покрытия пешеходной дороги 2,2 м;
от покрытия автомобильной дороги 4,5 м;
от плоскости головок рельсов железной дороги 5,5 м.
8.1.43. Надземный газопровод, пересекаемый высоковольтной линией
электропередачи, должен иметь защитное устройство, предотвращающее
попадание на него электропроводов в случае их обрыва. Защитное
устройство должно быть из несгораемых материалов и конструкций, как
правило, металлических, имеющих надежное заземление.
Сопротивление заземления газопровода и его защитного устройства
должно быть не более 10 Ом.
8.1.44. Оголовки продувочных газопроводов и сбросных газопроводов
от предохранительных клапанов, установленных на газопроводах, должны
располагаться:
с давлением более 1,2 МПа - не менее чем на 5 м выше самой
высокой точки здания в радиусе 20 м от сбросного трубопровода, но не
менее 6 м от уровня планировочной отметки площадки (земли);
с давлением менее 1,2 МПа - не менее чем на 1 м выше дефлектора
здания или на 2 м выше светоаэрационного фонаря соседнего (ближе 20 м)
здания, но не менее 5 м от земли.
8.1.45. Сбросной трубопровод должен располагаться со стороны
здания, противоположной воздухозабору. Расстояние от оголовка до мест
забора воздуха приточной вентиляции должно быть не менее 10 м по
горизонтали и 6 м по вертикали.
Устройство оголовка сбросного трубопровода должно исключать
рассеивание газа ниже плоскости его размещения и попадание в него
атмосферных осадков.
8.1.46. Продувка газового оборудования и газопроводов должна
предусматриваться воздухом или инертным газом.
Для подачи продувочного агента проектной организацией должны быть
предусмотрены штуцера с запорными устройствами.
8.1.47. Газовые коллекторы, подводящие газ к ГТУ, должны
прокладываться снаружи зданий по стенам или опорам, располагаться на
высоте не менее 4,5 м от уровня земли и не пересекать оконных и
дверных проемов.
8.1.48. Расстояния (в свету) между газопроводом и ограждающими
конструкциями здания тепловой электростанции должны быть не менее:
150 мм для труб диаметром менее 200 мм;
300 мм для труб диаметром от 200 мм до 500 мм;
500 мм для труб диаметром более 500 мм.
8.1.49. Газопроводы при прокладке через стены должны выполняться
в стальных футлярах. Внутренний диаметр футляра должен быть на 100 мм
больше диаметра газопровода. Зазоры между газопроводом и футляром
должны уплотняться просмоленной паклей и заполняться битумом.
8.1.50. Вводы газопроводов должны предусматриваться в помещении,
где находятся газоиспользующие установки, и прокладываться в местах,
удобных для их обслуживания, осмотра и ремонта.
8.1.51. Расстояния между газопроводом и электропроводами в местах
пересечения и параллельной прокладки принимаются в соответствии с
Правилами устройства электроустановок.
8.1.52. Блоки запорной арматуры следует размещать в специальном
здании или в пристройке к главному корпусу здания ТЭС в обогреваемых
помещениях, укрытиях (шкафах).
8.1.53. Газопровод от фильтров, установленных на подводе газа, до
горелочных устройств газовой турбины должен быть выполнен из
коррозионно-стойкой стали.
8.1.54. Газопроводы должны быть окрашены в желтый цвет в
соответствии с требованиями государственного стандарта.
8.1.55. Пункт подготовки газа должен обеспечивать очистку газа от
взвешенных частиц, редуцирования и (или) компремирования газа, его
подогрев, осушку и измерение расхода.
Технические средства для этих целей следует использовать в виде
блоков комплектной заводской поставки.
8.1.56. Технические средства для подготовки газа могут
размещаться в зданиях (укрытиях), в контейнерах (блочного исполнения)
и на открытом воздухе. Площадка размещения ППГ должна ограждаться.
При блочном исполнении они, как правило, размещаются вблизи
здания ГТУ или примыкают непосредственно к зданию ГТУ. В этом случае
расстояния от ППГ до здания ГТУ не нормируются.
8.1.57. При разработке генерального плана ТЭС следует располагать
ППГ как можно ближе к ограждению площадки электростанции и месту ввода
ПГП.
Расстояние между зданиями (укрытиями) и сооружениями в пределах
ППГ не нормируется.
8.1.58. Очистку газа от твердых частиц и капельной жидкости
следует предусматривать, как правило, в циклонных пылеуловителях с
автоматическим сливом жидкости в резервуар вместимостью, определяемой
из условия ее заполнения в течение 10 суток, но не менее 10 м3.
8.1.59. Линии редуцирования и газопроводы на длине не менее 20 м
после регулирующих клапанов следует проектировать с
виброшумопоглощающей изоляцией.
8.1.60. Производственные помещения и помещения управления ППГ с
площадью более 60 м2 должны иметь запасный выход, расположенный с
противоположной стороны основному. Запасный выход должен быть наружу
здания.
8.2. Требования к трубам, арматуре, приводам
и другим устройствам систем газоснабжения
8.2.1. В системах газоснабжения ГТУ и ПГУ должны применяться
стальные бесшовные и электросварные прямошовные трубы, изготовленные
из спокойных углеродистых и низколегированных сталей.
Величина содержания углерода в марках стали не должна превышать
0,24%, а величина эквивалента углерода для углеродистых и
низколегированных сталей не должна превышать 0,46%.
8.2.2. Марка стали для газопроводов должна выбираться в
зависимости от рабочих параметров транспортируемого газа и расчетной
температуры наружного воздуха в районе строительства.
8.2.3. Трубы стальные бесшовные и электросварные следует
применять по государственным стандартам или техническим условиям,
утвержденным в установленном порядке.
8.2.4. Трубы должны иметь сварное соединение, равнопрочное
основному металлу трубы. Сварные швы должны быть плотными, непровары и
трещины любой протяженности и глубины не допускаются.
8.2.5. Значения ударной вязкости для газопроводов должны быть:
при толщине стенки от 6 до 10 мм для основного металла труб не ниже
29,4 Дж/см2, для сварного соединения труб - не ниже 24,5 Дж/см2, при
толщине стенки свыше 10 до 15 мм включительно - соответственно не ниже
39,2 Дж/см2 и не ниже 29,4 Дж/см2.
Ударную вязкость на образцах Менаже следует определять при
температуре минус 40 град. С.
Расчет на прочность газопроводов должен производиться по
методике, утвержденной в установленном порядке.
8.2.6. Детали, блоки, сборочные единицы трубопроводов, опоры и
подвески для газопроводов на давление до 4,0 МПа следует применять в
соответствии с нормативно-технической документацией для трубопроводов
тепловых электростанций, утвержденной в установленном порядке.
Для газопроводов на давление более 4,0 МПа следует применять
детали и сборочные единицы из углеродистых сталей, рассчитанных на
давление не менее 6,3 МПа в соответствии с нормативно-технической
документацией, утвержденной в установленном порядке, и содержать
требования не ниже указанных в строительных нормах и правилах для
магистральных газопроводов.
8.2.7. Проекты производства работ по строительству газопроводов
должны содержать требования по неразрушающему контролю сварных
соединений в объеме 100%.
8.2.8. Для компенсации температурных деформаций газопровода
следует использовать самокомпенсацию за счет поворотов и изгибов его
трассы или предусматривать установку П-образных компенсаторов.
8.2.9. На газопроводах следует применять стальную, приварную
арматуру не ниже класса "А" по герметичности.
8.2.10. В целях автоматизации управления процессом запорная
арматура в системе газоснабжения должна применяться с дистанционно
управляемыми приводами.
Запорная арматура с электроприводом должна иметь также и ручное
управление.
8.2.11. Питание электромагнита ПЗК на постоянном или переменном
токе выбирается исходя из технико-экономического обоснования.
Питание на постоянном токе должно осуществляться от шин
аккумуляторной батареи или от батареи предварительно заряженных
конденсаторов, при условии оснащения схемы управления устройством
непрерывного контроля за исправностью цепей.
Питание на переменном токе должно осуществляться от двух
независимых источников, при условии установки блока непрерывного
питания.
Время закрытия ПЗК не должно превышать 1 сек.
8.3. Электроснабжение, электрооборудование,
заземление молниезащита и отопление
8.3.1. Помещения, в которых расположено оборудование систем
газоснабжения ГТУ и ПГУ, следует относить по взрывоопасности к зоне
класса В-1a, пространство у наружных установок - к зоне класса В-1г.
К взрывоопасным зонам следует относить также пространство в
пределах 3 м по горизонтали и вертикали от запорной арматуры и
фланцевых соединений трубопроводов.
8.3.2. Во взрывоопасных зонах должны устанавливаться
взрывозащищенные электрические машины, аппараты и приборы в исполнении
"повышенной надежности против взрыва" со степенью защиты оболочки не
ниже 1Р54.
Электрооборудование монтажных и ремонтных кранов и талей,
находящихся во взрывоопасных зонах, должно иметь степень защиты
оболочек не ниже 1РЗЗ для зон В-1a и не ниже 1Р44 для зон В-1г.
8.3.3. Стационарные светильники, устанавливаемые в зонах В-1a и
В-1г, должны иметь исполнение "повышенной надежности против взрыва",
переносные светильники в зоне В-1a должны быть взрывобезопасными, в
зоне В-1г - "повышенной надежности против взрыва".
8.3.4. Во взрывоопасных зонах В-1a должны применяться провода и
кабели с медными жилами, во взрывоопасных зонах В-1г допускается
применение проводов и кабелей с алюминиевыми жилами.
Применение шинопроводов во взрывоопасных зонах В-1г запрещается,
во взрывоопасных зонах В-la могут применяться шинопроводы с медными
изолированными шинами, проложенными в защитных металлических кожухах
со степенью защиты не менее 1Р31.
8.3.5. Зануление или заземление электрооборудования установок
переменного и постоянного тока должно выполняться в соответствии с
Правилами устройства электроустановок.
8.3.6. Защита от статического электричества и устройство
молниезащиты ППГ должны выполняться в соответствии с требованиями
нормативно-технической документации по устройству молниезащиты зданий
и сооружений, утвержденной в установленном порядке.
8.3.7. Площадка ППГ должна иметь наружное электроосвещение.
Светильники должны быть размещены либо на специально предусмотренных
опорах, либо на опорах молниеприемников. Управление освещением следует
предусматривать ручным с распределительного щита, расположенного в
здании или в одном из укрытий (контейнеров) ППГ.
8.3.8. Электрические контрольно-измерительные и автоматические
приборы, устанавливаемые во взрывоопасных помещениях и наружных
установках, должны соответствовать нормативным требованиям.
8.3.9. Системы отопления и вентиляции помещений в зданиях и
сооружениях газоснабжения, а также главного корпуса с ГТУ и ПТУ,
работающими на природном газе, следует проектировать в соответствии с
требованиями строительных норм и правил, настоящих Правил и Правил
устройства электроустановок.
8.3.10. Температура воздуха в производственных помещениях, где
располагается газовое оборудование, должна выбираться из климатических
условий с учетом времени пребывания обслуживающего персонала, а также
быть в холодный период года не ниже минимального значения, а в теплый
период года - не выше максимального значения, указанного в паспортах
завода-изготовителя на оборудование.
8.3.11. Для производственных помещений категории А следует
предусматривать воздушное отопление, совмещенное с приточной
вентиляцией. Допускается применение систем водяного отопления с
температурой теплоносителя не выше 110 град. С и отопительными
приборами с гладкой поверхностью. Электрическое отопление допускается
проектировать с электроприборами во взрывозащищенном исполнении в
соответствии с требованиями, предъявляемыми к помещениям класса В-1а.
8.3.12. При расчете систем отопления для обеспечения в помещениях
допустимой температуры следует учитывать потери тепла через
ограждающие конструкции и расход тепла на нагревание приточного
воздуха при проектировании вентиляции с естественным побуждением.
Прокладка трубопроводов систем отопления должна предусматриваться
открытой, все соединения трубопроводов должны быть сварными, арматура
должна быть вынесена из взрывоопасной зоны.
8.3.13. В помещениях ППГ следует предусматривать общеобменную
вентиляцию с естественным побуждением в размере не менее трехкратного
воздухообмена в час. Системы вентиляции с механическим побуждением или
смешанные системы вентиляции следует проектировать при необеспечении
расчетных параметров воздуха за счет вентиляции с естественным
побуждением.
8.3.14. В помещениях главного корпуса, в которых расположены
газовые турбины, следует предусматривать общеобменную
приточно-вытяжную вентиляцию с механическим или естественным
побуждением в зависимости от принятой схемы вентиляции, но не менее
трехкратного воздухообмена в час в пределах каждого энергетического
блока. Принятая система организации воздухоообмена должна исключать
возможность образования застойных зон в пределах площадок и помещений.
При определении воздухообменов по указанным кратностям в расчете
объема помещения или зоны принимаются следующие высоты:
фактическая, если высота помещения или зоны от 4 до 6 м;
6 м, если высота помещения или зоны более 6 м;
4 м, если высота помещения или зоны менее 4 м.
При наличии площадок их площадь следует принимать как площадь
пола.
8.3.15. При расчете аварийной вентиляции для помещений, в которых
возможен выход (поступление) большого количества горючего газов,
расход воздуха, необходимый для обеспечения промышленной безопасности,
определяется в технологической части проекта. Аварийную вентиляцию
следует проектировать с механическим побуждением. Системы аварийной
вентиляции должны включаться автоматически при срабатывании
установленных в помещениях газоанализаторов на 10% нижнего
концентрационного предела распространения пламени.
8.3.16. В проектах ГТУ и ПГУ должна определяться оценка
воздействия на окружающую среду концентраций вредных веществ
(выбросов), производимых при эксплуатации оборудования ТЭС в целом с
учетом организованных и неорганизованных выбросов, включая
внутристанционное газовое хозяйство.
8.3.17. Дополнительно должно определяться шумовое воздействие на
окружающую среду от редукционных и предохранительных клапанов,
компрессоров и других источников шума.
На ТЭС с ГТУ должна быть предусмотрена защита от шума
(шумоглушители, противошумовая изоляция) в целях обеспечения уровня
шумового воздействия на окружающую среду в пределах, соответствующих
нормативным документам, утвержденным в установленном порядке.
8.4. Строительство и приемка в эксплуатацию
8.4.1. Строительство систем газоснабжения ТЭС с ГТУ и ПГУ должно
осуществляться в соответствии с требованиями, установленными
настоящими Правилами.
8.4.2. При размещении ТЭС в районах с сейсмичностью 8 баллов и
более дополнительно должны быть выполнены требования:
газопроводы должны прокладываться, как правило, на низких опорах,
а в местах пересечения с автодорогами - в полупроходных каналах;
крепление надземных газопроводов к опорам должно быть свободным,
с предохранением от возможного сброса труб;
эстакады трубопроводов должны быть удалены от несейсмостойких
зданий и сооружений на расстояние не менее 0,8 высоты указанных зданий
и сооружений;
прокладка газопроводов по стенам несейсмостойких зданий не
допускается;
компенсирующая способность каждого участка газопровода между
неподвижными опорами должна приниматься на 100 мм больше требуемого по
расчету температурного перемещения;
ввод газопровода в несейсмостойкое здание должен быть подземным
или туннельным на участке протяженностью не менее 0,8 высоты здания;
отключающая арматура газопровода должна быть удалена от
несейсмостойкого здания на расстояние не менее 0,8 его высоты.
8.4.3. При строительстве газопроводов на ТЭС в сейсмических
районах должны учитываться требования соответствующих строительных
норм и правил, утвержденных в установленном порядке.
8.4.4. При размещении ТЭС в районах вечномерзлых грунтов
дополнительно должны быть выполнены требования:
прокладка газопроводов должна предусматриваться надземной в
термоизолированных галереях или в земляной насыпи;
вводы в здания и выводы газопроводов из зданий должны
предусматриваться только надземными, место перехода подземного
газопровода в надземный должно быть удалено от здания не менее чем на
6 м;
противокоррозионная защита газопровода, температура стенок и
грунта, вокруг которого в процессе эксплуатации ниже минус 5 град. С,
не требуется, в остальных случаях защита должна предусматриваться в
соответствии с требованиями нормативно-технической документации,
утвержденной в установленном порядке;
значения ударной вязкости газопроводов на образцах Менаже следует
определять в соответствии с государственным стандартом при температуре
минус 60 град. С;
применение труб из углеродистой стали марок 10 и 20 по
соответствующему государственному стандарту во внутрицеховых
отапливаемых помещениях допускается при условии, что транспортировка,
погрузочно-разгрузочные работы, хранение труб и монтаж трубопроводов
производятся при температуре воздуха не ниже минус 20 град. С;
применение труб из стали марок 10 и 20 по соответствующему
государственному стандарту для наружной прокладки в районах
строительства с расчетной температурой наружного воздуха до минус 40
град. С допускается при условии поставки труб с ударной вязкостью при
минус 40 град. С не ниже 29,4 Дж/см2.
8.4.5. При приемке в эксплуатацию законченных строительством
объектов ТЭС с ПГУ и ПГУ должно быть обеспечено соблюдение требований,
установленных настоящими Правилами.
Дефекты и недоделки, допущенные в ходе строительства и монтажа, а
также дефекты оборудования, выявленные в процессе индивидуальных и
функциональных испытаний, должны быть устранены строительными,
монтажными организациями и заводами-изготовителями до начала
комплексного опробования.
8.4.6. Комплексное опробование и приемка в эксплуатацию
оборудования ГТУ и ПТУ должны проводиться приемочной комиссией по
специальной инструкции (программе).
На период комплексного опробования оборудования должно быть
организовано круглосуточное дежурство персонала станции, монтажной и
наладочной организаций для наблюдения за состоянием технологического
оборудования и принятия мер по своевременному устранению
неисправностей и утечек газа.
Персонал станции должен быть проинструктирован о возможных
неполадках и способах их устранения, а также обеспечен необходимыми
схемами и инструкциями, средствами защиты и спецодеждой, необходимыми
приборами и оборудованием.
8.4.7. Комплексное опробование ГТУ считается проведенным при
непрерывной, без отказов, работе основного оборудования в течение 72 ч
на основном топливе с номинальной нагрузкой и проектными параметрами
газа; успешном проведении 10 автоматических пусков; проверке
|