соответствия вибрационных характеристик агрегата действующим нормам;
проверке эффективности работы системы автоматического регулирования и
двукратном опробовании всех защит при постоянной или поочередной
работе всего вспомогательного оборудования, входящего в пусковой
комплекс.
8.5. Эксплуатация объектов газового хозяйства
8.5.1. На системах газоснабжения ТЭС с ГТУ и ПГУ по графикам,
утвержденным техническим руководителем, должны выполняться:
осмотр технического состояния оборудования (обход);
проверка параметров срабатывания ПСК и ПЗК, установленных на ППГ;
проверка работоспособности ПЗК, включенных в схемы защит и
блокировок ГТУ и ПТУ;
контроль загазованности воздуха в помещениях ППГ, котельном и
машинном залах, а также в помещениях, в которых размещены блоки
системы газоснабжения;
проверка действия автоматических сигнализаторов загазованности
воздуха в помещениях ГРП, машинном зале и котельной;
проверка срабатывания устройств технологической защиты,
блокировок и действия сигнализации;
очистка фильтров;
проверка плотности фланцевых, резьбовых и сварных соединений
газопроводов и сальниковых набивок арматуры с помощью приборов или
мыльной эмульсии;
включение и отключение газопроводов и газового оборудования в
режимы резерва, ремонта и консервации;
техническое обслуживание;
текущий ремонт;
проведение режимно-наладочных работ на газоиспользующем
оборудовании с пересмотром режимных карт;
техническое обследование (техническая диагностика) газопроводов и
газового оборудования;
капитальный ремонт.
8.5.2. Технологическое оборудование, средства контроля,
управления, сигнализации, связи должны подвергаться внешнему осмотру
со следующей периодичностью:
технологическое оборудование, трубопроводная арматура,
электрооборудование, средства защиты, технологические трубопроводы -
перед началом смены и в течение смены не реже чем через 2 часа;
средства контроля, управления, исполнительные механизмы, средства
сигнализации и связи - не реже 1 раза в сутки;
вентиляционные системы - перед началом смены;
средства пожаротушения, включая автоматические системы
обнаружения и тушения пожаров, - не реже 1 раза в месяц.
8.5.3. Техническое обслуживание газопроводов и газового
оборудования ППГ должно проводиться не реже одного раза в 6 месяцев.
Внутренние газопроводы ГТУ и ПГУ должны подвергаться техническому
обслуживанию не реже 1 раза в месяц и текущему ремонту - не реже 1
раза в год. Периодичность капитальных ремонтов устанавливается с
учетом фактического состояния оборудования.
Техническое обслуживание и текущий ремонт дожимающих
компрессоров, предохранительной запорной и регулирующей арматуры с
гарантированным сроком эксплуатации может производиться в соответствии
с паспортом (инструкцией) завода-изготовителя.
По истечении гарантийного срока они должны пройти поверку и
сервисное обслуживание.
8.5.4. Техническое обслуживание должно проводиться в составе не
менее трех человек, под руководством мастера, с оформлением
наряда-допуска на производство газоопасных работ.
8.5.5. Техническое обслуживание, текущий и капитальный ремонт
газопроводов, арматуры и технологического оборудования должны
производиться в соответствии с требованиями настоящих Правил,
инструкций заводов-изготовителей по монтажу и эксплуатации
оборудования, 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.
8.5.6. До начала выполнения работ по техническому обслуживанию
должен быть проведен контроль воздуха рабочих зон помещений (ППГ,
машзала, котельной) на загазованность с отметкой результатов анализа в
наряде-допуске.
8.5.7. При техническом обслуживании ППГ должны выполняться:
проверка хода запорной арматуры и герметичности, герметичности
ПСК с помощью приборов или мыльной эмульсии;
проверка плотности мест прохода сочленений приводных механизмов с
регулирующими клапанами;
проверка плотности всех соединений газопроводов и арматуры с
помощью приборов или мыльной эмульсии;
осмотр и при необходимости очистка фильтров;
проверка сочленений приводных механизмов с регулирующими
клапанами, устранение люфтов и других механических неисправностей
рычажной передачи;
продувка импульсных линий приборов средств измерения,
предохранительных запорных и регулирующих клапанов;
проверка наличия и качества смазки редукторов запорных и
регулирующих устройств;
проверка параметров настройки ПСК;
смазка трущихся частей и подтягивание (при необходимости)
сальников арматуры.
8.5.8. При техническом обслуживании внутренних газопроводов ГТУ и
котлов-утилизаторов должны выполняться:
проверка плотности всех соединений газопроводов, газового
оборудования и газовой аппаратуры с помощью приборов или мыльной
эмульсии;
осмотр арматуры с ее очисткой (при необходимости);
проверка сочленений приводных механизмов с регулирующими
клапанами, устранение люфтов и других механических неисправностей
рычажной передачи;
смазка трущихся частей и подтягивание (при необходимости)
сальников арматуры;
продувка импульсных линий средств измерений.
Техническое обслуживание может выполняться на действующем
оборудовании.
8.5.9. В производственной зоне ППГ должны ежесменно осматриваться
технологическое оборудование, газопроводы, арматура,
электрооборудование, вентиляционные системы, средства измерений,
противоаварийные защиты, блокировки и сигнализации, выявленные
неисправности - своевременно устраняться.
Включение в работу технологического оборудования без
предварительного внешнего осмотра (обхода) не допускается.
8.5.10. Параметры настройки регуляторов в ППГ должны
соответствовать значениям рабочего давления газа, указанным в
утвержденных технических условиях на поставку ГТУ или в паспортных
характеристиках ГТУ.
Колебания давления газа на выходе допускаются в пределах 10% от
рабочего давления.
8.5.11. Предохранительные сбросные клапаны должны быть настроены
на параметры, обеспечивающие начало их открывания при превышении
величины максимального рабочего давления на выходе из ППГ не более чем
на 15%.
При настройке параметров срабатывания ПСК не должно изменяться
рабочее давление газа после регулирующих клапанов на выходе из ППГ.
8.5.12. При эксплуатации ППГ должны выполняться:
осмотр технического состояния (обход) в сроки, устанавливаемые
производственной инструкцией, обеспечивающие безопасность и надежность
эксплуатации;
проверка параметров срабатывания предохранительно-запорных и
сбросных клапанов - не реже 1 раза в 3 месяца, а также по окончании
ремонта оборудования;
техническое обслуживание - не реже 1 раза в 6 месяцев;
текущий ремонт - не реже 1 раза в год, если изготовители газового
оборудования не устанавливают иных сроков ремонта;
капитальный ремонт - при замене оборудования, средств измерений,
ремонте здания, систем отопления, вентиляции, освещения, на основании
дефектных ведомостей, составленных по результатам осмотров и текущих
ремонтов.
8.5.13. Режим настройки и проверки параметров срабатывания
предохранительных клапанов не должен приводить к изменению рабочего
давление газа после регулятора.
8.5.14. Работающие дожимающие компрессоры должны находиться под
постоянным надзором. Эксплуатация компрессоров с отключенными или
вышедшими из строя автоматикой, аварийной вентиляцией, блокировкой и
вентиляторами вытяжных систем запрещается.
8.5.15. Дожимающие компрессоры подлежат аварийной остановке в
случаях:
утечек газа;
неисправности отключающих устройств;
вибрации, посторонних шумов и стуков;
выхода из строя подшипников и уплотнения;
изменения допустимых параметров масла и воды;
выхода из строя электропривода пусковой аппаратуры;
неисправности механических передач и приводов;
повышения или понижения нормируемого давления газа во входном и
выходном патрубках.
8.5.16. Масло для смазки компрессора должно иметь сертификат и
соответствовать марке, указанной в заводском паспорте на компрессор
(по вязкости, температурам вспышки, самовоспламенения, термической
стойкости), и специфическим особенностям, характерным для работы
компрессора данного типа в конкретных условиях.
8.5.17. Контроль загазованности в помещениях ППГ должен
проводиться стационарными сигнализаторами загазованности или
переносным прибором из верхней зоны помещений не реже 1 раза в сутки.
При обнаружении концентрации газа необходимо организовать
дополнительную вентиляцию помещения, выявить причину и незамедлительно
устранить утечку газа.
8.5.18. Газопроводы, подводящие газ к агрегатам, при пуске газа
должны продуваться транспортируемым газом до вытеснения всего воздуха
в соответствии с требованиями настоящих Правил.
Продувка должна проводиться через продувочные газопроводы в
места, предусмотренные проектом.
8.5.19. Пуск газовой турбины может осуществляться:
из холодного состояния, при температуре металла корпуса турбины
менее 150 град. С, после монтажа или ремонта;
из неостывшего состояния, при температуре металла корпуса турбины
150 - 250 град. С;
из горячего состояния, при температуре металла корпуса турбины
выше 250 град. С.
Скорость повышения температуры газов в проточной части, частоты
вращения и набора нагрузки при пуске из каждого теплового состояния не
должны превышать значений, заданных заводом-изготовителем.
8.5.20. Пуск ГТУ и ПГУ должен производиться с полностью открытыми
к дымовой трубе шиберами. Переключение шиберов, розжиг горелок
котла-утилизатора допускается только после выхода газовой турбины на
"холостой ход".
8.5.21. Камеры сгорания и газо-воздушные тракты ГТУ или ПГУ,
включая газоходы, котел-утилизатор, перед розжигом горелочных
устройств газовой турбины должны быть провентилированы (проветрены)
при вращении ротора пусковым устройством, обеспечивающим расход
воздуха не менее 50% от номинального.
После каждой неудачной попытки пуска газовой турбины зажигание
топлива без предварительной вентиляции газовоздушных трактов ГТУ или
ПГУ запрещается.
Продолжительность вентиляции должна быть в зависимости от
компоновки тракта и типов газовой турбины, котла-утилизатора,
пускового устройства рассчитана проектной организацией и указана в
программе запуска (розжига), а также внесена в инструкцию по
эксплуатации.
Запорная арматура на газопроводе перед горелочным устройством
должна открываться после окончания вентиляции газо-воздушного тракта и
включения защитного запального устройства.
8.5.22. Если при розжиге пламенных труб (газовых горелок) камеры
сгорания газовой турбины или в процессе регулирования произошел отрыв,
проскок или погасание пламени, подача газа на газовую горелку и ее
запальное устройство должна быть немедленно прекращена.
К повторному розжигу разрешается приступить после вентиляции
камер сгорания и газо-воздушных трактов ГТУ или ПГУ в течение времени,
указанного в производственной инструкции, а также устранения причин
неполадок.
8.5.23. Стопорные и регулирующие топливные клапаны газовой
турбины должны быть плотными. Клапаны должны расхаживаться на полный
ход перед каждым пуском, а также ежедневно на часть хода при работе
газовой турбины в базовом режиме.
8.5.24. Проверка герметичности затвора стопорного,
предохранительного запорного клапанов газовой турбины должна
производиться после капитального и среднего (регламентного) ремонта с
визуальным контролем, перед каждым пуском ГТУ, а также периодически не
реже 1 раза в месяц.
8.5.25. Пуском ГТУ должен руководить начальник смены, а после
капитального и среднего ремонта, проведения регламентных работ -
начальник цеха или его заместитель.
8.5.26. Перед пуском ГТУ после ремонта или простоя в резерве
свыше 3 суток должны быть проверены исправность и готовность к
включению средств технологической защиты и автоматики, блокировок
вспомогательного оборудования, масляной системы, резервных и аварийных
маслонасосов, контрольно-измерительных приборов и средств оперативной
связи. Выявленные при этом неисправности должны быть устранены.
8.5.27. Пуск ГТУ не допускается в случаях:
неисправности или отключения хотя бы одной из защит;
наличия дефектов системы регулирования, которые могут привести к
превышению допустимой температуры газов или разгону турбины;
неисправности одного из масляных насосов или системы их
автоматического включения;
отклонения от норм качества масла, а также при температуре масла
ниже установленного предела;
отклонения от норм качества топлива, а также при температуре или
давлении топлива ниже или выше установленных пределов;
утечки газообразного топлива;
отклонения контрольных показателей теплового или механического
состояния ГТУ от допустимых значений.
8.5.28. Пуск ГТУ после аварийного останова или сбоя при
предыдущем пуске, если причины этих отказов не устранены, не
допускается.
8.5.29. Пуск ГТУ должен быть немедленно прекращен действием защит
или персоналом в случаях:
нарушения установленной последовательности пусковых операций;
превышения температуры газов выше допустимой по графику пуска;
повышения нагрузки пускового устройства выше допустимой;
не предусмотренного инструкцией снижения частоты вращения
разворачиваемого вала после отключения пускового устройства;
помпажных явлений в компрессорах ГТУ.
8.5.30. Газотурбинная установка должна быть немедленно отключена
действием защит или персоналом в случаях:
недопустимого повышения температуры газов перед газовой турбиной;
повышения частоты вращения ротора сверх допустимого предела;
обнаружения трещин или разрыва масло- или газопроводов;
недопустимого осевого сдвига, недопустимых относительных
перемещений роторов компрессоров и турбин;
недопустимого понижения давления масла в системе смазки или
уровня в масляном баке, а также недопустимого повышения температуры
масла на сливе из любого подшипника или температуры любой из колодок
упорного подшипника;
прослушивания металлических звуков (скрежета, стуков), необычных
шумов внутри турбомашин и аппаратов газовой турбины;
возрастания вибрации подшипников опор выше допустимых значений;
появления искр или дыма из подшипников или концевых уплотнений
турбомашин или генератора;
воспламенения масла или топлива и невозможности немедленно
ликвидировать пожар имеющимися средствами;
взрыва (хлопка) в камерах сгорания газовой турбины, в
котле-утилизаторе или газоходах;
погасания факела в камерах сгорания;
недопустимого понижения давления жидкого или газообразного
топлива перед стопорным клапаном газовой турбины;
закрытого положения заслонки на дымовой трубе котла-утилизатора
или повышения давления газов на входе в котел-утилизатор;
исчезновения напряжения на устройствах регулирования и
автоматизации или на всех контрольно-измерительных приборах;
отключения турбогенератора вследствие внутреннего повреждения;
возникновения помпажа компрессоров или недопустимого приближения
к границе помпажа;
недопустимого изменения давления воздуха за компрессорами;
загорания отложений на поверхностях нагрева
котлов-утилизаторов. Одновременно с отключением газовой турбины
действием защиты
или персоналом должен быть отключен генератор. 8.5.31. Газотурбинная
установка должна быть разгружена и
остановлена по решению технического руководителя электростанции в
случаях:
нарушения нормального режима эксплуатации газовой турбины или
нормальной работы вспомогательного оборудования, при появлении
сигналов предупредительной сигнализации, если устранение причин
нарушения невозможно без останова;
заедания стопорных, регулирующих и противопомпажных клапанов;
обледенения воздухозаборного устройства, если не удается
устранить обледенение при работе ГТУ под нагрузкой;
недопустимого повышения температуры наружных поверхностей
корпусов турбин, камер сгорания, переходных трубопроводов, если
понизить эту температуру изменением режима работы ГТУ не удается;
недопустимого увеличения неравномерности измеряемых температур
газов;
недопустимого повышения температуры воздуха перед компрессорами
высокого давления, а также в случаях нарушения нормального
водоснабжения;
неисправности защит, влияющих на обеспечение взрывобезопасности;
неисправности оперативных контрольно-измерительных приборов.
8.5.32. При аварийном останове ГТУ или ПГУ с котлом-утилизатором
необходимо:
прекратить подачу топлива в камеру сгорания газовой турбины
закрытием стопорного клапана, ПЗК и других запорных устройств на
газопроводах газовой турбины и котлов-утилизаторов;
открыть продувочные газопроводы и трубопроводы безопасности на
отключенных газопроводах газовой турбины и котлов-утилизаторов;
отключить паровую турбину и генератор, предусмотренные в составе
ПГУ.
8.5.33. После отключения ГТУ и ПГУ должна быть обеспечена
эффективная вентиляция трактов и там, где это предусмотрено,
произведена продувка горелок воздухом или инертным газом.
По окончании вентиляции должны быть перекрыты всасывающий и (или)
выхлопной тракты. Продолжительность и периодичность вентиляции и
прокруток роторов при остывании ГТУ должны быть указаны в инструкции
по эксплуатации.
8.5.34. Запорная арматура на продувочных газопроводах и
газопроводах безопасности после отключения ГТУ должна постоянно
находиться в открытом положении.
8.5.35. Перед ремонтом газового оборудования, осмотром и ремонтом
камер сгорания или газоходов газовое оборудование и запальные
трубопроводы должны отключаться от действующих газопроводов с
установкой заглушки после запорной арматуры.
8.5.36. Запрещается приступать к вскрытию турбин, камеры
сгорания, стопорного и регулирующих клапанов, не убедившись в том, что
запорные устройства на подводе газа к газовой турбине закрыты, на
газопроводах установлены заглушки, газопроводы освобождены от газа,
арматура на продувочных газопроводах открыта.
8.5.37. После окончания ремонта на газопроводах и газовом
оборудовании необходимо провести испытания их на прочность и
герметичность в соответствии с требованиями проекта.
8.6. Технологический контроль, автоматизация,
сигнализация, защиты и блокировки
8.6.1. Проектом должно предусматриваться автоматическое
управление элементами системы газоснабжения ГТУ и ПГУ с сохранением
возможности дистанционного управления с МЩУ и ЦЩУ (с соответствующим
переключением при выборе места управления) и ручного управления по
месту.
8.6.2. Выполнение блокировок и защит на останов ГТУ и ПГУ и
перевод их на работу с пониженной нагрузкой должно осуществляться в
соответствии с техническими условиями завода-изготовителя.
8.6.3. В системе газоснабжения газовой турбины, работающей в
составе ГТУ или ПГУ с котлами-утилизаторами и теплообменными
аппаратами, должно быть обеспечено измерение:
общего расхода газа на ТЭС;
расхода газа на каждую ГТУ или ПГУ;
давления газа на входе в ППГ;
температуры газа на входе в ППГ;
перепада давления газа на каждом фильтре;
давления газа на входе в узел стабилизации давления (УСД) и
выходе из него;
давления газа на выходе из каждой редуцирующей нитки УСД (ГРП);
давления газа до и после каждого дожимающего компрессора
(ступени);
уровня жидкости в аппарате блоков очистки газа;
загазованности воздуха в помещениях ППГ, в застойных зонах
машинного зала, где размещены ГТУ, и помещениях, в которых установлены
котлы-утилизаторы или теплообменные аппараты;
давления газа перед стопорным клапаном и за регулирующим клапаном
газовой турбины, а также за регулирующим клапаном и перед горелками
котла-утилизатора;
температуры газа после холодильника;
температуры газа на выходе из последней ступени компрессора;
температуры подшипников электродвигателей дожимающих
компрессоров;
температуры подшипников дожимающего компрессора;
температуры газа на выходе из каждого охладителя газа (при его
наличии);
температуры и давления масла в системе маслообеспечения
дожимающих компрессоров;
температуры и давления охлаждающей жидкости на входе в систему
охлаждения газа и выходе из нее;
мощности, потребляемой дожимающими компрессорами;
давления газа за компрессором;
давления воздуха перед каждой горелкой котла-утилизатора (при
наличии дутьевых вентиляторов);
частоты вращения пускового устройства ГТУ;
частоты вращения стартера ГТУ.
8.6.4. В системе газоснабжения ГТУ и ПГУ предусматривается
технологическая сигнализация:
о повышении и понижении давления газа перед блоком очистки;
о повышении и понижении давления газа до и после ППГ;
о повышении и понижении давления газа в газопроводе перед
стопорным клапаном газовой турбины;
о повышении концентрации загазованности воздуха в помещениях ППГ,
машинного зала, котельной, блоках систем газоснабжения, примыкающих к
зданию ГТУ;
о включении аварийной вентиляции в помещениях установки
дожимающих компрессоров;
о повышении температуры охлаждающей воды и масла на каждом
дожимающем компрессоре;
о повышении температуры подшипников электродвигателя дожимающего
компрессора;
о повышении температуры подшипников дожимающего компрессора;
о повышении температуры воздуха в блок-контейнере запорной
арматуры газовой турбины;
о повышении температуры воздуха в блок-контейнере компрессорного
агрегата;
о понижении уровня масла в масляной системе дожимающего
компрессора;
о повышении уровня жидкости в аппаратах блоков очистки газа;
о повышении температуры газа до и после дожимающего компрессора;
о срабатывании системы автоматического пожаротушения в помещениях
ППГ;
о понижении уровня масла в масляной системе дожимающего
компрессора;
о повышении уровня жидкости в аппаратах блоков очистки газа;
о повышении вибрации ротора дожимающего компрессора;
о наличии факела на пламенных трубах камеры сгорания газовой
турбины;
о наличии факела на горелке котла-утилизатора;
о наличии факела на запальных устройствах газовой турбины;
о наличии факела (общего) на всех горелках котла-утилизатора;
о срабатывании технологических защит.
8.6.5. В ППГ системы газоснабжения предусматриваются следующие
технологические защиты:
срабатывание ПСК при повышении давления газа выше установленного
значения на выходе из ППГ и после каждого дожимающего компрессора;
отключение электродвигателей дожимающих компрессоров при
понижении давления охлаждающей воды и масла ниже установленного
значения и повышении температуры охлаждающей воды и масла выше
установленного значения;
включение аварийной вентиляции при достижении концентрации
загазованности воздуха в помещениях ППГ 10% нижнего концентрационного
предела распространения пламени.
8.6.6. В ППГ системы газоснабжения предусматриваются
технологические блокировки:
включение резервной нитки редуцирования (поставленной на
автоматический ввод резерва) в случае понижения давления газа на
выходе из блока редуцирования ниже установленного значения;
включение резервной нитки редуцирования и отключение рабочей
нитки в случае повышения давления газа на выходе из блока
редуцирования выше установленного значения.
При наличии двойного дистанционного или автоматического
управления оборудованием и арматурой должна предусматриваться
блокировка, исключающая возможность одновременного их включения.
8.6.7. Для предотвращения взрывоопасных ситуаций ГТУ и ПГУ с
котлами-утилизаторами должны оснащаться технологическими защитами,
действующими на отключение газовой турбины при:
недопустимом понижении давления газа перед стопорным клапаном
газовой турбины;
погасании или невоспламенении факела пламенных труб камеры
сгорания;
недопустимом изменении давления воздуха за компрессорами;
возникновении помпажа компрессоров.
При срабатывании защиты должны производиться одновременное
закрытие стопорных и предохранительных запорных клапанов, закрытие
регулирующих клапанов, запорной арматуры на запальном газопроводе и
газопроводах подвода газа к турбине, открытие дренажных и
антипомпажных клапанов, отключение генератора от сети, отключение
пускового устройства.
8.6.8. Технологические защиты, блокировки и сигнализация,
введенные в постоянную эксплуатацию, должны быть включены в течение
всего времени работы оборудования, на которых они установлены. Ввод
технологических защит должен производиться автоматически.
8.6.9. Вывод из работы технологических защит, обеспечивающих
взрывобезопасность, на работающем оборудовании запрещается.
Вывод из работы других технологических защит, а также
технологических блокировок и сигнализации на работающем оборудовании
разрешается только в дневное время и не более одной защиты, блокировки
или сигнализации одновременно в случаях:
очевидной неисправности или отказа;
периодической проверки согласно графику, утвержденному
техническим руководителем.
Отключение должно выполняться по письменному распоряжению
начальника смены в оперативном журнале с обязательным уведомлением
технического руководителя ТЭС.
8.6.10. Проведение ремонтных и наладочных работ в целях защит,
блокировок и сигнализации на действующем оборудовании без оформления
наряда-допуска запрещается.
8.6.11. Работы по регулировке и ремонту систем автоматизации,
противоаварийных защит и сигнализации в условиях загазованности
запрещаются.
8.7. Наружные газопроводы и сооружения
8.7.1. Обход надземных газопроводов должен проводиться не реже 1
раза в месяц в пределах станции, вне пределов станции - не реже 1 раза
в квартал. Выявленные неисправности должны устраняться.
8.7.2. Эксплуатация и периодичность обхода трасс подземных
стальных газопроводов с давлением до 1,2 МПа должна осуществляться в
соответствии с требованиями настоящих Правил в зависимости от
технического состояния газопровода.
8.7.3. Эксплуатация подземных стальных газопроводов с давлением
свыше 1,2 МПа в пределах станции должна осуществляться в соответствии
с требованиями настоящих Правил в зависимости от технического
состояния газопровода, а также учитывать требования
нормативно-технических документов для магистральных газопроводов,
утвержденных в установленном порядке, но не реже приведенных в
приложении 1.
8.7.4. Периодичность обхода трасс подземных стальных
газопроводов-отводов с давлением свыше 1,2 МПа за пределами станций
должна устанавливаться в соответствии с нормативно-техническими
документами для магистральных газопроводов, утвержденными в
установленном порядке.
9. ЗДАНИЯ И СООРУЖЕНИЯ
9.1. Все здания и сооружения на газораспределительных сетях
должны иметь строительный паспорт.
По истечении установленного срока службы здания или сооружения
должны проходить обследование с целью установления возможности
дальнейшей их эксплуатации, необходимости проведения реконструкции или
прекращения эксплуатации.
9.2. Обследование зданий и целостности строительных конструкций
(трещин, обнажение арматуры, просадки фундамента, снижения несущих
способностей перекрытий, разрушение кровли и других) должно
производиться также перед реконструкцией технологического объекта или
изменением функционального назначения здания или сооружения, а также
после аварии (взрыв или пожар).
9.3. Обследование зданий и сооружений с целью установления
возможности дальнейшей их эксплуатации, необходимости проведения
реконструкции или прекращения эксплуатации проводится с учетом
строительных норм и правил, утвержденных федеральным органом
исполнительной власти в области строительства, в рамках экспертизы
промышленной безопасности, в порядке, утверждаемом Госгортехнадзором
России.
9.4. На входных дверях зданий и сооружений, а также
производственных помещений должны быть нанесены обозначения категории
помещений по взрывопожарной и пожарной опасности и классы
взрывоопасности зон.
10. ГАЗООПАСНЫЕ РАБОТЫ
10.1. К газоопасным работам относятся:
присоединение (врезка) вновь построенных наружных и внутренних
газопроводов к действующим, отключение (обрезка) газопроводов;
пуск газа в газопроводы при вводе в эксплуатацию, расконсервации,
после ремонта (реконструкции), ввод в эксплуатацию ГРП, ГРПБ, ШРП и
ГРУ;
техническое обслуживание и ремонт действующих наружных и
внутренних газопроводов, газового оборудования ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ,
газоиспользующих установок;
удаление закупорок, установка и снятие заглушек на действующих
газопроводах, а также отключение или подключение к газопроводам
газоиспользующих установок;
продувка газопроводов при отключении или включении
газоиспользующих установок в работу;
обход наружных газопроводов, ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ, ремонт, осмотр
и проветривание колодцев, проверка и откачка конденсата из
конденсатосборников;
разрытия в местах утечек газа до их устранения;
ремонт с выполнением огневых (сварочных) работ и газовой резки (в
том числе механической) на действующих газопроводах, оборудовании ГРП,
ГРПБ, ШРП и ГРУ.
10.2. Газоопасные работы должны выполняться бригадой рабочих в
составе не менее 2 человек под руководством специалиста.
Газоопасные работы в колодцах, туннелях, коллекторах, а также в
траншеях и котлованах глубиной более 1 м должны выполняться бригадой
рабочих в составе не менее 3 человек.
10.3. Проведение ремонтных работ без применения сварки и газовой
резки на газопроводах низкого давления диаметром не более 50 мм, обход
наружных газопроводов, ремонт, осмотр и проветривание колодцев (без
спуска в них), проверка и откачка конденсата из конденсатосборников, а
также осмотр технического состояния (обход) внутренних газопроводов и
газоиспользующих установок, в том числе ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ, как
правило, допускается двумя рабочими. Руководство поручается наиболее
квалифицированному рабочему.
10.4. На производство газоопасных работ выдается наряд-допуск
установленной формы, предусматривающий разработку и последующее
осуществление комплекса мероприятий по подготовке и безопасному
проведению этих работ (приложение 2).
10.5. В организации должен быть разработан и утвержден
техническим руководителем перечень газоопасных работ, в том числе
выполняемых без оформления наряда-допуска по производственным
инструкциям, обеспечивающим их безопасное проведение.
10.6. Лица, имеющие право выдачи нарядов-допусков к выполнению
газоопасных работ, назначаются приказом по газораспределительной
организации или организации, имеющей собственную эксплуатационную
газовую службу, из числа руководящих работников и специалистов,
сдавших экзамен в соответствии с требованиями настоящих Правил и
имеющих опыт работы в газовом хозяйстве не менее одного года.
10.7. Периодически повторяющиеся газоопасные работы, выполняемые,
как правило, постоянным составом работающих, могут производиться без
оформления наряда-допуска по утвержденным производственным
инструкциям.
К таким работам относятся обход наружных газопроводов, ГРП
(ГРПБ), ШРП и ГРУ, ремонт, осмотр и проветривание колодцев; проверка и
откачка конденсата из конденсатосборников; техническое обслуживание
газопроводов и газового оборудования без отключения газа; техническое
обслуживание запорной арматуры и компенсаторов, расположенных вне
колодцев; обслуживание (технологическое) газоиспользующих установок
(котлов, печей и др.).
Указанные работы должны, как правило, выполняться 2 рабочими и
регистрироваться в специальном журнале с указанием времени начала и
окончания работ.
10.8. Пуск газа в газовые сети поселений при первичной
газификации, в газопроводы высокого давления; работы по присоединению
газопроводов высокого и среднего давления; ремонтные работы в ГРП,
ГРПБ, ШРП и ГРУ с применением сварки и газовой резки; ремонтные работы
на газопроводах среднего и высокого давлений (под газом) с применением
сварки и газовой резки; снижение и восстановление давления газа в
газопроводах среднего и высокого давлений, связанные с отключением
потребителей; отключение и последующее включение подачи газа на
промышленные производства производятся по специальному плану,
утвержденному техническим руководителем газораспределительной
организации.
В плане указываются последовательность проведения операций;
расстановка людей; техническое оснащение; мероприятия, обеспечивающие
максимальную безопасность; лица, ответственные за проведение
газоопасных работ (отдельно на каждом участке работы) и за общее
руководство и координацию действий.
10.9. Каждому лицу, ответственному за проведение газоопасных
работ, в соответствии с планом выдается отдельный наряд-допуск.
10.10. К плану и нарядам-допускам должны прилагаться
исполнительная документация (чертеж или ксерокопия исполнительной
документации) с указанием места и характера производимой работы.
Перед началом газоопасных работ лицом, ответственным за их
проведение, проверяется соответствие документации фактическому
расположению газопровода.
10.11. Работы по локализации и ликвидации аварий на газопроводах
производятся без наряда-допуска до устранения прямой угрозы причинения
вреда жизни, здоровью или имуществу других лиц и окружающей природной
среде.
Восстановительные работы по приведению газопроводов и газового
оборудования в технически исправное состояние производятся по
наряду-допуску.
В случае, когда аварийно-восстановительные работы от начала до
конца проводятся аварийно-диспетчерской службой в срок не более суток,
наряд-допуск может не оформляться.
10.12. Наряды-допуски на газоопасные работы должны выдаваться
заблаговременно для необходимой подготовки к работе.
В наряде-допуске указывается срок его действия, время начала и
окончания работы.
При невозможности окончить ее в установленный срок наряд-допуск
на газоопасные работы подлежит продлению лицом, выдавшим его.
10.13. Наряды-допуски должны регистрировать в специальном журнале
установленной приложением 3 формы.
10.14. Лицо, ответственное за проведение газоопасных работ,
получая наряд-допуск, расписывается в журнале регистрации
нарядов-допусков.
10.15. Наряды-допуски должны храниться не менее одного года с
момента его закрытия.
Наряды-допуски, выдаваемые на первичный пуск газа, врезку в
действующий газопровод, отключения газопроводов с заваркой наглухо в
местах ответвления, хранятся постоянно в исполнительно-технической
документации на данный газопровод.
10.16. Если газоопасные работы, выполняемые по наряду-допуску,
производятся в течение более одного дня, ответственный за их
выполнение обязан ежедневно докладывать о положении дел лицу,
выдавшему наряд-допуск.
10.17. Командированному персоналу наряды-допуски выдаются на весь
срок командировки. Производство работ контролируется лицом,
назначенным организацией, производящей работы.
10.18. До начала газоопасных работ ответственный за ее проведение
обязан проинструктировать всех рабочих о технологической
последовательности операций и необходимых мерах безопасности. После
этого каждый работник, получивший инструктаж, должен расписаться в
наряде-допуске.
10.19. При проведении газоопасной работы все распоряжения должны
выдаваться лицом, ответственным за работу.
Другие должностные лица и руководители, присутствующие при
проведении работы, могут давать указания только через лицо,
ответственное за проведение работ.
10.20. Газоопасные работы должны выполняться, как правило, в
дневное время.
В районах северной климатической зоны газоопасные работы
производятся независимо от времени суток.
Работы по локализации и ликвидации аварийных ситуаций выполняются
независимо от времени суток под непосредственным руководством
специалиста.
10.21. Газопроводы, не введенные в эксплуатацию в течение 6 мес.
со дня испытания, должны быть повторно испытаны на герметичность.
Дополнительно проверяется работа установок электрохимической
защиты, состояние дымоотводящих и вентиляционных систем, комплектность
и исправность газового оборудования, арматуры, средств измерений и
автоматизации.
10.22. Присоединение вновь построенных газопроводов к действующим
производится только перед пуском газа.
Все газопроводы и газовое оборудование перед их присоединением к
действующим газопроводам, а также после ремонта должны подвергаться
внешнему осмотру и контрольной опрессовке (воздухом или инертными
газами) бригадой, производящей пуск газа.
10.23. Наружные газопроводы всех давлений подлежат контрольной
опрессовке давлением 0,02 МПа. Падение давления не должно превышать
0,0001 МПа за 1 ч.
Наружные газопроводы низкого давления с гидрозатворами подлежат
контрольной опрессовке давлением 0,004 МПа. Падение давления не должно
превышать 0,00005 МПа за 10 мин.
Внутренние газопроводы промышленных, сельскохозяйственных и
других производств, котельных, а также оборудование и газопроводы ГРП,
ГРПБ, ШРП и ГРУ подлежат контрольной опрессовке давлением 0,01 МПа.
Падение давления не должно превышать 0,0006 МПа за 1 ч.
Результаты контрольной опрессовки должны записываться в
нарядах-допусках на выполнение газоопасных работ.
10.24. Избыточное давление воздуха в присоединяемых газопроводах
должно сохраняться до начала работ по их присоединению (врезке).
10.25. Если пуск газа в газопровод не состоялся, то при
возобновлении работ по пуску газа он подлежит повторному осмотру и
контрольной опрессовке.
10.26. При ремонтных работах в загазованной среде следует
применять инструмент из цветного металла, исключающий
искрообразование.
Рабочая часть инструмента из черного металла должна обильно
смазываться солидолом или другой аналогичной смазкой.
Использование электрических инструментов, дающих искрение, не
допускается.
Обувь у лиц, выполняющих газоопасные работы в колодцах,
помещениях ГРП, ГРПБ, ГРУ, не должна иметь стальных подковок и
гвоздей.
При выполнении газоопасных работ следует использовать переносные
светильники во взрывозащищенном исполнении с напряжением 12 вольт.
10.27. Выполнение сварочных работ и газовой резки на газопроводах
в колодцах, туннелях, коллекторах, технических подпольях, помещениях
ГРП, ГРПБ и ГРУ без их отключения, продувки воздухом или инертным
газом и установки заглушек не допускается.
До начала работ по сварке (резке) газопровода, а также замене
арматуры, компенсаторов и изолирующих фланцев в колодцах, туннелях,
коллекторах следует снять (демонтировать) перекрытия.
Перед началом работ проводится проверка воздуха на
загазованность. Объемная доля газа в воздухе не должна превышать 20%
от нижнего концентрационного предела распространения пламени. Пробы
должны отбираться в наиболее плохо вентилируемых местах.
10.28. Газовая резка и сварка на действующих газопроводах
допускается при давлении газа 0,0004 - 0,002 МПа.
Во время выполнения работы следует осуществлять постоянный
контроль за давлением газа в газопроводе.
При снижении давления газа в газопроводе ниже 0,0004 МПа или его
превышении свыше 0,002 МПа работы следует прекратить.
10.29. Присоединение газопроводов без снижения давления следует
производить с использованием специального оборудования,
обеспечивающего безопасность работ.
Производственная инструкция на проведение работ по присоединению
газопроводов без снижения давления должна учитывать рекомендации
изготовителя оборудования и содержать технологическую
последовательность операций.
Производственная инструкция утверждается в установленном порядке
и согласовывается с территориальным органом Госгортехнадзора России.
10.30. Давление газа в газопроводе при проведении работ следует
контролировать по специально установленному манометру.
Допускается использовать манометр, установленный не далее 100 м
от места проведения работ.
10.31. Работы по присоединению газового оборудования к
действующим внутренним газопроводам с использованием сварки (резки)
следует производить с отключением газопроводов и их продувкой воздухом
или инертным газом.
10.32. Снижение давления газа в действующем газопроводе следует
производить при помощи отключающих устройств или регуляторов давления.
Во избежание превышения давления газа в газопроводе избыточное
давление следует сбрасывать на свечу, используя имеющиеся
конденсатосборники, или на свечу, специально установленную на месте
работ.
Сбрасываемый газ следует по возможности сжигать.
10.33. Способы присоединения вновь построенных газопроводов к
действующим определяются газораспределительной организацией в
соответствии с действующими нормами.
10.34. Проверка герметичности газопроводов, арматуры и приборов
открытым огнем не допускается.
Присутствие посторонних лиц, применение источников открытого
огня, а также курение в местах проведения газоопасных работ не
допускается.
Места проведения работ следует ограждать.
Котлованы должны иметь размеры, удобные для проведения работ и
эвакуации рабочих.
Вблизи мест проведения газоопасных работ вывешиваются или
выставляются предупредительные знаки "Огнеопасно - газ".
10.35. При газовой резке (сварке) на действующих газопроводах во
избежание большого пламени места выхода газа затираются шамотной
глиной с асбестовой крошкой.
10.36. Снятие заглушек, установленных на ответвлениях к
потребителям (вводах), производится по указанию лица, руководящего
работами по пуску газа, после визуального осмотра и опрессовки
газопровода.
10.37. Газопроводы при пуске газа должны продуваться газом до
вытеснения всего воздуха.
Окончание продувки должно устанавливаться путем анализа или
сжиганием отобранных проб.
Объемная доля кислорода не должна превышать 1% по объему, а
сгорание газа должно происходить спокойно, без хлопков.
10.38. Газопроводы при освобождении от газа должны продуваться
воздухом или инертным газом.
Объемная доля газа в пробе воздуха (инертного газа) не должна
превышать 20% от нижнего концентрационного предела распространения
пламени.
При продувке газопроводов запрещается выпускать газовоздушную
смесь в помещения, вентиляционные и дымоотводящие системы, а также в
места, где существует возможность попадания ее в здания или
воспламенения от источника огня.
10.39. Отключаемые участки наружных газопроводов, а также
внутренних при демонтаже газового оборудования должны обрезаться,
освобождаться от газа и завариваться наглухо в месте ответвления.
10.40. В загазованных колодцах, коллекторах, помещениях и вне
помещений в загазованной атмосфере ремонтные работы с применением
открытого огня (сварка, резка) недопустимы.
10.41. При внутреннем осмотре и ремонте котлы или другие
газоиспользующие установки должны отключаться от газопровода с помощью
заглушек.
10.42. Спуск в колодцы (без скоб), котлованы должен
осуществляться по металлическим лестницам с закреплением их у края
колодца (котлована).
Для предотвращения скольжения и искрения при опирании на твердое
основание лестницы должны иметь резиновые "башмаки".
10.43. В колодцах и котлованах должны работать не более двух
человек, в спасательных поясах и противогазах. Снаружи с наветренной
стороны должны находиться два человека для страховки работающих и
недопущения к месту работы посторонних лиц.
10.44. Разборка (замена) установленного на наружных и внутренних
газопроводах оборудования должна производиться на отключенном участке
газопровода с установкой заглушек.
Заглушки должны соответствовать максимальному давлению газа в
газопроводе, иметь хвостовики, выступающие за пределы фланцев, и
клеймо с указанием давления газа и диаметра газопровода.
10.45. Набивка сальников запорной арматуры, разборка резьбовых
соединений конденсатосборников на наружных газопроводах среднего и
высокого давлений допускается при давлении газа не более 0.1 МПа.
10.46. Замена прокладок фланцевых соединений на наружных
газопроводах допускается при давлении газа в газопроводе 0,0004 -
0,002 МПа.
10.47. Разборка фланцевых, резьбовых соединений и арматуры на
внутренних газопроводах любого давления должна производиться на
отключенном и заглушенном участке газопровода.
10.48. При ремонтных работах на газопроводах и оборудовании в
загазованных помещениях должно обеспечиваться наблюдение за
работающими и предотвращение внесения источников огня.
10.49. Перед началом ремонтных работ на подземных газопроводах,
связанных с разъединением газопровода (замена задвижек, снятие и
установка заглушек, прокладок и др.), необходимо отключить имеющуюся
защиту от электрохимической коррозии и установить на разъединяемых
участках газопровода перемычку (если нет стационарно установленных
перемычек) с целью предотвращения искрообразования.
10.50. Устранение в газопроводах ледяных, смоляных, нафталиновых
и других закупорок путем шуровки (металлическими шомполами), заливки
растворителей или подачи пара разрешается при давлении газа в
газопроводе не более 0,005 МПа.
10.51. Применение открытого огня для отогрева наружных
полиэтиленовых, стальных санированных и внутренних газопроводов
запрещается.
10.52. При устранении закупорок в газопроводах должны приниматься
меры, максимально уменьшающие выход газа из газопровода. Работы должны
проводиться в шланговых или кислородно-изолирующих противогазах.
Выпуск газа в помещение запрещается.
При прочистке газопроводов потребители должны быть предупреждены
о необходимости отключения газоиспользующих установок до окончания
работ.
10.53. Резьбовые и фланцевые соединения, которые разбирались для
устранения закупорок в газопроводе, после сборки должны проверяться на
герметичность мыльной эмульсией или с помощью высокочувствительных
газоанализаторов (течеискателей).
10.54. Ответственным за наличие у рабочих средств индивидуальной
защиты, их исправность и применение является руководитель работ, а при
выполнении работ, без технического руководства, - лицо, выдавшее
задание.
Наличие и исправность необходимых средств индивидуальной защиты
определяются при выдаче наряда-допуска на газоопасные работы.
При организации работ руководитель обязан предусмотреть
возможность быстрого вывода рабочих из опасной зоны.
Каждый, участвующий в газоопасных работах, должен иметь
подготовленный к работе шланговый или кислородно-изолирующий
противогаз.
Применение фильтрующих противогазов не допускается.
10.55. Разрешение на включение кислородно-изолирующих
противогазов дает руководитель работ.
При работе в кислородно-изолирующем противогазе необходимо
следить за остаточным давлением кислорода в баллоне противогаза,
обеспечивающем возвращение работающего в незагазованную зону.
Продолжительность работы в противогазе без перерыва не должна
превышать 30 мин.
Время работы в кислородно-изолирующем противогазе следует
записывать в его паспорт.
10.56. Воздухозаборные патрубки шланговых противогазов должны
располагаться с наветренной стороны и закрепляться. При отсутствии
принудительной подачи воздуха вентилятором длина шланга не должна
превышать 15 м.
Шланг не должен иметь перегибов и защемлений.
Противогазы проверяют на герметичность перед выполнением работ
зажатием конца гофрированной дыхательной трубки.
В подобранном правильно противогазе невозможно дышать.
10.57. Спасательные пояса с кольцами для карабинов испытываются
застегнутыми на обе пряжки с грузом массой 200 кг, в подвешенном
состоянии в течение 5 мин. После снятия груза на поясе не должно быть
следов повреждений.
10.58. Карабины испытываются грузом массой 200 кг с открытым
затвором в течение 5 мин. После снятия груза освобожденный затвор
карабина должен встать на свое место без заеданий.
10.59. Спасательные пояса должны иметь наплечные ремни с кольцом
для крепления веревки на уровне лопаток (спины).
Применение поясов без наплечных ремней запрещается.
10.60. Спасательные веревки должны быть длиной не менее 10 м и
испытаны грузом массой 200 кг в течение 15 мин. После снятия груза на
веревке в целом и на отдельных нитях не должно быть повреждений.
10.61. Испытание спасательных поясов с веревками и карабинов
должны проводиться не реже 1 раза в 6 мес.
10.62. Результаты испытаний оформляются актом или записью в
специальном журнале.
10.63. Перед выдачей поясов, карабинов и веревок должен
производиться их наружный осмотр.
Пояса и веревки должны иметь инвентарные номера.
11. ЛОКАЛИЗАЦИЯ И ЛИКВИДАЦИЯ АВАРИЙНЫХ СИТУАЦИЙ
11.1. Для локализации и ликвидации аварийных ситуаций в газовых
хозяйствах городских и сельских поселений должны создаваться единые
при газораспределительных организациях аварийно-диспетчерские службы
(АДС) с городским телефоном "04" и их филиалы с круглосуточной
работой, включая выходные и праздничные дни.
Допускается создавать специализированные АДС в подразделениях,
обслуживающих ГРП (ГРУ), а также промышленные объекты и котельные.
11.2. Численность и материально-техническое оснащение АДС
(филиалов) определяются типовыми нормами.
Места их дислокации определяются зоной обслуживания и объемом
работ с учетом обеспечения прибытия бригады АДС к месту аварии за 40
мин.
При извещении о взрыве, пожаре, загазованности помещений
аварийная бригада должна выехать в течение 5 мин.
11.3. По аварийным заявкам организаций, имеющих собственную
газовую службу, АДС газораспределительных организаций должны оказывать
практическую и методическую помощь по локализации и ликвидации
аварийных ситуаций по договору и согласованному плану взаимодействия.
11.4. Аварийные работы на ТЭС выполняются собственным персоналом.
Участие в этих работах АДС газораспределительных организаций
определяется планами локализации и ликвидации аварий.
11.5. Деятельность аварийных бригад по локализации и ликвидации
аварий определяется планом взаимодействия служб различных ведомств,
который должен быть разработан с учетом местных условий.
Планы взаимодействия служб различных ведомств должны быть
согласованы с территориальными органами Госгортехнадзора России и
утверждены в установленном порядке.
Ответственность за составление планов, утверждение,
своевременность внесения в них дополнений и изменений, пересмотр (не
реже 1 раза в 3 года) несет технический руководитель организации -
собственника опасного производственного объекта.
11.6. В АДС должны проводиться тренировочные занятия с оценкой
действий персонала:
по планам локализации и ликвидации аварий (для каждой бригады) не
реже 1 раза в 6 мес;
по планам взаимодействия служб различного назначения - не реже 1
раза в год.
Тренировочные занятия должны проводиться на полигонах (рабочих
местах) в условиях, максимально приближенных к реальным.
Проведение тренировочных занятий должно регистрироваться в
специальном журнале.
11.7. Все заявки в АДС должны регистрироваться с отметкой времени
ее поступления, временем выезда и прибытия на место аварийной бригады,
характером повреждения и перечнем выполненной работы.
Заявки, поступающие в АДС, должны записываться на магнитную
ленту. Срок хранения записей должен быть не менее 10 суток.
Допускается регистрация и обработка поступающих аварийных заявок
на персональном компьютере при условии ежедневной архивации полученной
информации с жесткого диска на другие носители (дискеты и др.).
Своевременность выполнения аварийных заявок и объем работ должны
контролироваться руководителями газораспределительной организации.
Анализ поступивших заявок должен производиться ежемесячно.
11.8. При получении заявки о наличии запаха газа диспетчер обязан
проинструктировать заявителя о мерах безопасности.
11.9. Аварийная бригада должна выезжать на специальной
автомашине, оборудованной радиостанцией, сиреной, проблесковым маячком
и укомплектованной инструментом, материалами, приборами контроля,
оснасткой и приспособлениями для своевременной ликвидации аварий.
При выезде по заявке для ликвидации аварий на наружных
газопроводах бригада АДС должна иметь исполнительно-техническую
документацию или планшеты (маршрутные карты).
11.10. Ответственность за своевременное прибытие аварийной
бригады на место аварии и выполнение работ в соответствии с планом
локализации и ликвидации аварий несет ее руководитель.
11.11. В случае обнаружения объемной доли газа в подвалах,
туннелях, коллекторах, подъездах, помещениях первых этажей зданий
более 1% газопроводы должны быть отключены от системы газоснабжения и
приняты меры по эвакуации людей из опасной зоны.
11.12. Ликвидация утечки газа (временная) допускается с помощью
бандажа, хомута или бинта из мешковины с шамотной глиной, наложенных
на газопровод. За этим участком должно быть организовано ежесменное
наблюдение.
Продолжительность эксплуатации внутреннего газопровода с
бандажом, хомутом или бинтом из мешковины с шамотной глиной не должна
превышать одной смены.
11.13. Поврежденные сварные стыки (разрывы, трещины), а также
механические повреждения тела стальной трубы (пробоины, вмятины)
должны ремонтироваться врезкой катушек или установкой лепестковых
муфт.
Сварные стыки с другими дефектами (шлаковые включения, непровар и
поры сверх допустимых норм), а также каверны на теле трубы глубиной
свыше 30% от толщины стенки могут усиливаться установкой муфт с гофрой
или лепестковых с последующей их опрессовкой.
11.14. При механических повреждениях стальных подземных
газопроводов со смещением их относительно основного положения как по
горизонтали, так и по вертикали одновременно с проведением работ по
устранению утечек газа должны вскрываться и проверяться неразрушающими
методами по одному ближайшему стыку в обе стороны от места
повреждения.
При обнаружении в них разрывов и трещин, вызванных повреждением
газопровода, должен дополнительно вскрываться и проверяться
радиографическим методом следующий стык.
В случае выявления непровара, шлаковых включений, пор
производится усиление сварного стыка.
11.15. Сварные стыки и участки труб полиэтиленовых газопроводов,
имеющих дефекты и повреждения, должны вырезаться и заменяться врезкой
катушек с применением муфт с закладными нагревателями. Допускается
сварка встык при 100% контроле стыков ультразвуковым методом.
Узлы неразъемных соединений и соединительные детали, не
обеспечивающие герметичность, должны вырезаться и заменяться новыми.
Допускается ремонтировать точечные повреждения полиэтиленовых
газопроводов при помощи специальных полумуфт с закладными
нагревателями.
11.16. Поврежденные участки газопроводов, восстановленные
синтетическим тканевым шлангом, заменяются врезкой катушки с
использованием специального оборудования для проведения работ на
газопроводах без снижения давления.
Допускается осуществлять ремонт таких газопроводов аналогично
стальным газопроводам.
11.17. Работы по окончательному устранению утечек газа могут
передаваться эксплуатационным службам после того, как АДС будут
приняты меры по локализации аварии и временному устранению утечки
газа.
11.18. Не допускается прямое воздействие открытого пламени
горелки при резке стальной оболочки газопровода, реконструированного
полимерными материалами.
Приложение 1
ПЕРИОДИЧНОСТЬ
ОБХОДА ТРАСС ПОДЗЕМНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ
В ЗАВИСИМОСТИ ОТ МЕСТА ПРОХОЖДЕНИЯ ТРАССЫ
-----------------------------------------------------------------------------------------
| Газопроводы | Низкого давления | Высокого и | Всех давлений |
| | в застроенной | среднего | в незастроенной |
| | части поселений | давления в | части поселений, |
| | | застроенной | а также |
| | | части | межпоселковые |
| | | поселений | |
|---------------------------------------------------------------------------------------|
| Газопроводы с давлением до 1,2 МПа |
|---------------------------------------------------------------------------------------|
| 1. Вновь построенные | Непосредственно в день ввода в эксплуатацию |
| газопроводы | и на следующий день |
|--------------------------------|------------------------------------------------------|
| 2. Стальные газопроводы, | Устанавливается техническим руководителем |
| эксплуатируемые до 40 лет при | газораспределительной организации, но не реже: |
| отсутствии аварий и инцидентов | |
| |------------------------------------------------------|
| | 1 раза | 2 раза | 1 раза в 6 мес. |
| | в мес. | в мес. | при ежегодном |
| | | | приборном |
| | | | обследовании или |
| | | | 1 раза в 2 мес. |
| | | | без его |
| | | | проведения |
|--------------------------------|-------------------|--------------|-------------------|
| 2.1. Полиэтиленовые | 1 раза | 1 раза | 1 раза в 6 мес. |
| газопроводы, эксплуатируемые | в 3 мес. | в 3 мес. | |
| до 50 лет при отсутствии | | | |
| аварий и инцидентов | | | |
|--------------------------------|------------------------------------------------------|
| 3. Стальные газопроводы после | Устанавливается техническим руководителем |
| реконструкции методом протяжки | газораспределительной организации, но не реже: |
| полиэтиленовых труб или | |
| восстановленные синтетическим |------------------------------------------------------|
| тканевым шлангом | 1 раза | 1 раза | не реже 1 раза в |
| | в 3 мес. | в 3 мес. | 6 мес. |
|--------------------------------|-------------------|--------------|-------------------|
| 4. Стальные газопроводы, | 1 раза | 2 раз | 1 раза в 2 недели |
| эксплуатируемые в зоне | в неделю | в неделю | |
| действия источников блуждающих | | | |
| токов, в грунте с высокой | | | |
| коррозионной агресивностью и | | | |
| необеспеченные минимальным | | | |
| защитным электрическим | | | |
| потенциалом | | | |
|--------------------------------|-------------------|--------------|-------------------|
| 5. Стальные газопроводы с | 1 раза | 2 раз | 1 раза в 2 |
| неустраненными дефектами | в неделю | в неделю | недели |
| защитных покрытий | | | |
|--------------------------------|-------------------|--------------|-------------------|
| 6. Стальные газопроводы с | Ежедневно | Ежедневно | 2 раз в неделю |
| положительными и | | | |
| знакопеременными значениями | | | |
| электрических потенциалов | | | |
|--------------------------------|-------------------|--------------|-------------------|
| 7. Газпроводы в | Ежедневно | Ежедневно | 2 раз в неделю |
| неудовлетворительном | | | |
| техническом состоянии, | | | |
| подлежащие замене | | | |
|--------------------------------|-------------------|--------------|-------------------|
| 8. Газпроводы, проложенные в | 1 раза | 2 раз | 1 раза в 2 |
| просадочных грунтах | в неделю | в неделю | недели |
|--------------------------------|------------------------------------------------------|
| 9. Газопроводы с временно | Ежедневно до проведения ремонта |
| устраненной утечкой газа | |
| (бинт, бандаж) | |
|--------------------------------|------------------------------------------------------|
| 10. Газопроводы в зоне 15 м от | Ежедневно до устранения угрозы |
| места производства | повреждения газопровода |
| строительных работ | |
|--------------------------------|------------------------------------------------------|
| 11. Береговые участки | Ежедневно в период паводка |
| газопроводов в местах | |
| переходов через водные | |
| преграды и овраги | |
|--------------------------------|------------------------------------------------------|
| 12. Стальные газопроводы, | 1 раза | 2 раз | 1 раза в 6 мес. |
| эксплуатируемые после 40 лет | в мес. | в мес. | при ежегодном |
| при положительных результатах | | | приборном |
| диагностики | | | обследовании или |
| | | | 1 раза в 2 мес. |
| | | | без его |
| | | | проведения |
|--------------------------------|-------------------|--------------|-------------------|
| 13. Полиэтиленовые | 1 раза | 1 раза | 1 раза в 6 |
| газопроводы, эксплуатируемые | в 3 мес. | в 3 мес. | мес. |
| после 50 лет при положительных | | | |
| результатах диагностики | | | |
|--------------------------------|-------------------|--------------|-------------------|
| 14. Стальные газопроводы после | Ежедневно | Ежедневно | 2 раз в неделю |
| 40 лет при отрицательных | | | |
| результатах диагностики, | | | |
| назначенные на перекладку или | | | |
| реконструкцию | | | |
|--------------------------------|-------------------|--------------|-------------------|
| 15. Полиэтиленовые газопроводы | Ежедневно | Ежедневно | 2 раз в неделю |
| после 50 лет при отрицательных | | | |
| результатах диагностики, | | | |
| назначенные на перекладку | | | |
|---------------------------------------------------------------------------------------|
| Газопроводы с давлением свыше 1,2 МПа |
|---------------------------------------------------------------------------------------|
| 16. Стальные газопроводы в | 2 раза в мес. |
| пределах тепловых | |
| электрических станций | |
|--------------------------------|------------------------------------------------------|
| 17. Стальные газопроводы в | Ежедневно |
| пределах тепловых | |
| электрических станций в | |
| оговоренных выше случаях | |
|---------------------------------------------------------------------------------------|
| Газопроводы-отводы с давлением свыше 1,2 МПа |
|---------------------------------------------------------------------------------------|
| 18. Стальные газопроводыотводы | В соответствии с требованиями |
| за пределами тепловых | нормативно-технических документов |
| электрических станций | для магистральных газопроводов |
-----------------------------------------------------------------------------------------
Приложение 2
НАРЯД-ДОПУСК N -----
НА ПРОИЗВОДСТВО ГАЗООПАСНЫХ РАБОТ
"--" ---------------- 200- г. Срок хранения 1 год
1. Наименование организации ------------------------------------------
(наименование газового хозяйства, службы,
цеха) ----------------------------------------------------------------
2. Должность, фамилия, имя, отчество лица, получившего наряд-допуск на
выполнение газоопасных работ -----------------------------------------
----------------------------------------------------------------------
3. Место и характер работ --------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------
4. Состав бригады ----------------------------------------------------
(фамилия, имя, отчество, должность, профессия)
----------------------------------------------------------------------
5. Дата и время начала работ -----------------------------------------
Дата и время окончания работ --------------------------------------
6. Технологическая последовательность основных операций при выполнении
работ ----------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------
(перечисляется технологическая последовательность
операций, в соответствии с действующими
----------------------------------------------------------------------
инструкциями и технологическими картами; допускается
применение типовых нарядов-допусков или
----------------------------------------------------------------------
вручение технологических карт руководителю
работ под роспись)
7. Работа разрешается при выполнении следующих основных мер
безопасности
----------------------------------------------------------------------
(перечисляются основные меры безопасности,
указываются инструкции,
----------------------------------------------------------------------
которыми следует руководствоваться)
8. Средства обшей и индивидуальной защиты, которые обязана иметь
бригада --------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------
(должность, фамилия, имя, отчество лица,
проводившего проверку готовности
----------------------------------------------------------------------
средств индивидуальной защиты к выполнению работ
и умению ими пользоваться, подпись)
----------------------------------------------------------------------
9. Результаты анализа воздушной среды на содержание газа в закрытых
помещениях и колодцах, проведенного перед началом ремонтных работ ----
----------------------------------------------------------------------
(должность, фамилия, имя, отчество лица,
производившего замеры, подпись)
10. Наряд-допуск выдал -----------------------------------------------
(должность, фамилия, имя, отчество лица,
выдавшего наряд-допуск, подпись)
11. С условиями работы ознакомлен, наряд-допуск получил --------------
----------------------------------------------------------------------
(должность, фамилия, имя, отчество лица, получившего
наряд-допуск, подпись)
12. Инструктаж состава бригады по проведению работ и мерам
безопасности
----------------------------------------------------------------------------
|N п/п| Фамилия, имя, отчество| Должность,| Расписка о | Примечание |
| | | профессия | получении | |
| | | | инструктажа | |
|-----|-----------------------|-----------|-------------------|------------|
| | | | | |
|-----|-----------------------|-----------|-------------------|------------|
| | | | | |
| | | | | |
----------------------------------------------------------------------------
13. Изменения в составе бригады
----------------------------------------------------------------------------------
| Фамилия, | Причина | Дата, время| Фамилия, | Должность,| Дата, время |
| имя, | изменений| | имя, | профессия | |
| отчество | | | отчество | | |
| лица, | | | лица, | | |
| выведенного | | | введенного | | |
| из состава | | | в состав | | |
| бригады | | | бригады | | |
|---------------|----------|------------|--------------|-----------|-------------|
| | | | | | |
|---------------|----------|------------|--------------|-----------|-------------|
| | | | | | |
| | | | | | |
----------------------------------------------------------------------------------
14. Инструктаж нового состава бригады по завершению работ и мерам
безопасности
----------------------------------------------------------------------------
| N п/п| Фамилия, имя, отчество| Должность| Расписка о | Примечание |
| | | | получении | |
| | | | инструктажа | |
|------|-----------------------|----------|-------------------|------------|
| | | | | |
|------|-----------------------|----------|-------------------|------------|
| | | | | |
| | | | | |
----------------------------------------------------------------------------
15. Продление наряда-допуска
------------------------------------------------------------------------------
| Дата и время | Фамилия, имя, | Подпись| Фамилия, имя, | Подпись |
|-------------------| отчество и | | отчество и | |
| начала| окончания | должность лица, | | должность | |
| работы| работы | продлившего | | руководителя | |
| | | наряддопуск | | работ | |
|-------|-----------|-------------------|--------|---------------|-----------|
| | | | | | |
|-------|-----------|-------------------|--------|---------------|-----------|
| | | | | | |
| | | | | | |
------------------------------------------------------------------------------
16. Заключение руководителя по окончании газоопасных работ
----------------------------------------------------------------------
(перечень работ, выполненных на объекте,
особые замечания,
----------------------------------------------------------------------
подпись руководителя работ, время и дата закрытия
наряда-допуска)
Приложение 3
ЖУРНАЛ РЕГИСТРАЦИИ НАРЯДОВ-ДОПУСКОВ
НА ПРОИЗВОДСТВО ГАЗООПАСНЫХ РАБОТ
----------------------------------------------------------------------
(наименование организации, службы, цеха)
Начат "--" -------------- 200- г.
Окончен "--" ------------ 200- г.
Срок хранения 5 лет
-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
| Номер | Дата и | Ф.И.О. | Ф.И.О. | Адрес | Характер| Дата и время |
| наряда-допуска | время | должность, | должность, | места | работ | возвращения |
| | выдачи | роспись | роспись | проведения | | наряда-допуска, |
| | наряда-допуска | выдавшего | получившего | работ | | отметка о выполнении |
| | | наряд-допуск | наряд-допуск | | | работ лицом, |
| | | | | | | принявшим |
| | | | | | | наряд-допуск |
|----------------|----------------|---------------|----------------|-------------|---------|----------------------|
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
|----------------|----------------|---------------|----------------|-------------|---------|----------------------|
| | | | | | | |
|----------------|----------------|---------------|----------------|-------------|---------|----------------------|
| | | | | | | |
| | | | | | | |
-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Журнал прономерован, прошнурован и скреплен печатью: -- листов
Ф.И.О., должность, подпись
Приложение 4
МИНИМАЛЬНЫЕ РАССТОЯНИЯ
ОТ ОБЪЕКТОВ, РАСПОЛОЖЕННЫХ НА ТЕРРИТОРИИ
ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ, ДО ГАЗОПРОВОДОВ СИСТЕМ
ГАЗОСНАБЖЕНИЯ ГТУ И ПГУ
------------------------------------------------------------------------
| Объект | Минимальное расстояние (м) |
| | от объекта электростанции |
| | до газопровода, |
| | проложенного |
|-----------------------------------------|----------------------------|
| | Надземно | Подземно |
|-----------------------------------------|--------------|-------------|
| 1. Административные и бытовые здания | 15 | 10 |
|-----------------------------------------|--------------|-------------|
| 2. Внутренние автомобильные дороги | 1,5 | 2 |
|-----------------------------------------|--------------|-------------|
| 3. Внутренние подземные дороги | 5 | 10 |
|-----------------------------------------|----------------------------|
| 4. Воздушные линии электропередачи | Согласно ПУЭ |
|-----------------------------------------|----------------------------|
| 5. Газгольдеры горючих газов и | 15 | - |
| резервуары ГЖ, ЛВЖ, СУГ | | |
|-----------------------------------------|--------------|-------------|
| 6. Инженерные коммуникации (подземные): | | |
|-----------------------------------------|--------------|-------------|
| водопровод, бесканальная тепловая | 3 | 2 |
|-----------------------------------------|--------------|-------------|
| тепловые каналы, в том числе тепловые | 1,5 | 4 |
| сети | | |
|-----------------------------------------|--------------|-------------|
| канализация | 1,5 | 5 |
|-----------------------------------------|----------------------------|
| Силовые кабели | Согласно ПУЭ |
|-----------------------------------------|----------------------------|
| 7. Колодцы инженерных коммуникаций | Вне габаритов| 10 |
| | опор, | |
| | эстакады | |
|-----------------------------------------|----------------------------|
| 8. Открытые трансформаторные подстанции | Согласно ПУЭ |
| и распределительные устройства | |
|-----------------------------------------|----------------------------|
| 9. Производственные здания независимо | 10 | 10 |
| от их категории взрывопожароопасности и | | |
| степени огнестойкости | | |
------------------------------------------------------------------------
Приложение 5
ПЕРЕЧЕНЬ
СПЕЦИАЛИЗИРОВАННЫХ БЛОКОВ КОМПЛЕКСНОЙ ПОСТАВКИ
ДЛЯ СИСТЕМ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ ГТУ И ПГУ ТЭС
-------------------------------------------------------------------------------------
| Блок отработки газа | Способ | Взрывопожарная | Примечание |
| | размещения | характеристика | |
| | | места размещения | |
|-----------------------|--------------|---------------------|----------------------|
| | | Категория | Класс | |
| | | помещения | зоны | |
|-----------------------|--------------|------------|--------|----------------------|
| 1. Блок | | | | |
| компримирования | | | | |
| компрессор | Закрытый | А | В-1а | |
| привод | Закрытый | Г | - | |
| компрессора | | | | |
|-----------------------|--------------|------------|--------|----------------------|
| 2. Блок редуцирова- | Закрытый | А | В-1а | |
| ния | | | | |
|-----------------------|--------------|------------|--------|----------------------|
| 3. Блок очистки | Открытый | - | В-1г | |
|-----------------------|--------------|------------|--------|----------------------|
| 4. Блок осушки | Закрытый | А | В-1а | Осушка только газа |
|-----------------------|--------------|------------|--------| для пневмоприводной |
| 5. Блок подогрева | Закрытый | А | В-1а | арматуры |
|-----------------------|--------------|------------|--------| предусматривается |
| 6. Блок измерения | Открытый | - | В-1г | при необходимости. |
| расхода | | | | В северных зонах |
| | | | | узел измерительных |
| | | | | диафрагм и приборов |
| | | | | размещается в |
| | | | | помещении |
-------------------------------------------------------------------------------------
Приложение 6
МИНИМАЛЬНЫЕ РАССТОЯНИЯ ОТ ОБЪЕКТОВ ТЭС ДО ЗДАНИЯ ППГ
----------------------------------------------------------------------
| Объект электростанции | Минимальное расстояние от |
| | объекта электростанции до |
| | здания (укрытия, |
| | контейнера) ППГ |
| | категории А, м |
|----------------------------------------|---------------------------|
| 1. Производственные здания категории Г | 30 |
| (установки ГТУ и ПГУ, котельная | |
| установка, ремонтно-механическая | |
| мастерская и др.), | |
| административно-бытовые здания | |
|----------------------------------------|---------------------------|
| 2. Производственные здания категории Д | 10 |
| (операторская; воздушная компрессорная | |
| станция; насосная станция | |
| водоснабжения, в том числе | |
| противопожарного; помещение для | |
| хранения противопожарных средств и | |
| огнегасящих веществ и др.), пожарные | |
| резервуары (места забора воды) | |
|----------------------------------------|---------------------------|
| 3. Производственные здания категории | |
| В, открытые насосные станции | |
|----------------------------------------|---------------------------|
| ЛВЖ | 15 |
|----------------------------------------|---------------------------|
| ГЖ | 10 |
|----------------------------------------|---------------------------|
| 4. Резервуары складов общей | |
| вместимостью, м3 | |
| ЛВЖ: | |
|----------------------------------------|---------------------------|
| Св. 1000 до 2000 вкл. | 30 |
|----------------------------------------|---------------------------|
| Св. 600 до 1000 вкл. | 24 |
|----------------------------------------|---------------------------|
| Св. 300 до 600 вкл. | 18 |
|----------------------------------------|---------------------------|
| Менее 300 | 12 |
|----------------------------------------|---------------------------|
| ГЖ: | |
|----------------------------------------|---------------------------|
| Св. 5000 до 10000 вкл. | 30 |
|----------------------------------------|---------------------------|
| Св. 3000 до 5000 вкл. | 24 |
|----------------------------------------|---------------------------|
| Менее 3000 | 18 |
----------------------------------------------------------------------
Приложение 7
РЕКОМЕНДУЕМЫЕ СИСТЕМЫ ВЕНТИЛЯЦИИ
ДЛЯ УСТАНОВОК И ПОМЕЩЕНИЙ СИСТЕМ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ
ГТУ И ПГУ ТЭС С ДАВЛЕНИЕМ ПРИРОДНОГО ГАЗА СВЫШЕ 1,2 МПА
---------------------------------------------------------------------------------
| Наименование установки, | Назначение системы вентиляции |
| помещение которой |--------------------------------------------------|
| оборудуется системой | Аварийная | Общеобменная |
| вентиляции | вентиляция |------------------------------------|
| | | Вытяжная | Приточная |
|----------------------------|-------------|------------------------------------|
| | | Период года |
|----------------------------|-------------|------------------------------------|
| | | Холодный| Теплый | Холодный| Теплый|
|----------------------------|-------------|---------|--------|---------|-------|
| 1. Блок компримирования: | | | | | |
|----------------------------|-------------|---------|--------|---------|-------|
| Помещение поршневых | | | | | |
| газомоторных компрессоров | А | Е | М и Е | М | М и Е|
|----------------------------|-------------|---------|--------|---------|-------|
| Помещение центробежных | | | | | |
| компрессоров | А | Е | Е | М | Е |
|----------------------------|-------------|---------|--------|---------|-------|
| Помещение газотурбинных | | | | | |
| двигателей | - | Е | Е | М | М и Е|
|----------------------------|-------------|---------|--------|---------|-------|
| Помещение | | | | | |
| электродвигателей | | Е | Е | М | М и Е|
|----------------------------|-------------|---------|--------|---------|-------|
| 2. Блок редуцирования | - | Е | Е | Е | Е |
| давления | | | | | |
|----------------------------|-------------|---------|--------|---------|-------|
| 3. Блок очистки | - | Е | Е | Е | Е |
|----------------------------|-------------|---------|--------|---------|-------|
| 4. Блок осушки | - | Е | Е | Е | Е |
|----------------------------|-------------|---------|--------|---------|-------|
| 5. Блок подогрева | - | Е | Е | Е | Е |
|----------------------------|-------------|---------|--------|---------|-------|
| 6. Блок измерения расхода | - | Е | Е | Е | Е |
---------------------------------------------------------------------------------
Примечание. А - аварийная; Е - естественная; М - механическая.
Приложение 8
НАИМЕНЬШЕЕ РАССТОЯНИЕ
ОТ ГАЗОПРОВОДОВ И СООРУЖЕНИЙ ГТУ И ПГУ ДО ПРОВОДА
ВЫСОКОВОЛЬТНЫХ ЛИНИЙ (ВЛ)
------------------------------------------------------------------------
| Пересечение или сближение | Наименьшее расстояние, м, при |
| | напряжении ВЛ, кВ |
|-------------------------------------|--------------------------------|
| | До 20|35 - 110|150|220|330|500 |
|-------------------------------------|---------------|---|---|---|----|
| Расстояние по вертикали от провода | | | | | | |
| ВЛ до газопровода | 3 | 4 |4,5| 5 | 6 | 6,5|
|-------------------------------------|--------------------------------|
| Расстояние по горизонтали от | Не менее высоты опоры |
| крайнего провода ВЛ до газопровода | |
| I категории при параллельной | |
| прокладке | |
|-------------------------------------|--------------------------------|
| Расстояние по горизонтали от | Не менее удвоенной высоты опоры|
| крайнего провода ВЛ до газопровода | |
| I-а категории при параллельной | |
| прокладке | |
|-------------------------------------|--------------------------------|
| Расстояние по горизонтали от | Не менее 300 м |
| крайнего провода ВЛ до продувочного | |
| газопровода (свечей) | |
------------------------------------------------------------------------
|