РД 153-34.1-30.106-00 ПРАВИЛА ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВОГО ХОЗЯЙСТВА ГАЗОТУРБИННЫХ И ПАРОГАЗОВЫХ УСТАНОВОК ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

РД 153-34.1-30.106-00 Правила технической эксплуатации газового хозяйства газотурбинных и парогазовых установок тепловых электростанций

РД 153-34.1-30.106-00

 

ПРАВИЛА

ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВОГО ХОЗЯЙСТВА ГАЗОТУРБИННЫХ И ПАРОГАЗОВЫХ УСТАНОВОК ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

 

Дата введения 2001-03-01

 

 

 

РАЗРАБОТАНЫ в соответствии с поручением Департамента стратегии развития и научно-технической политики РАО "ЕЭС России" специалистами РАО "ЕЭС России", Госгортехнадзора России, НТЦ "Промышленная безопасность" с привлечением АО "Фирма ОРГРЭС", АО "ВТИ", АО "Теплоэлектропроект" и обязательны для организаций любых организационно-правовых форм собственности РАО "ЕЭС России".

 

Редакционная коллегия:

 

B.В.Демкин (председатель); А.Н.Попов, И.Л.Файгенбойм (РАО "ЕЭС России"); А.А.Сорокин, А.С.Нечаев, С.Н.Мокроусов (Госгортехнадзор России); В.И.Сидоров, Ю.Ф.Карабанов, В.А.Ткаченко (НТЦ "Промышленная безопасность")

СОГЛАСОВАНО с Госгортехнадзором России Письмом от 28.04.2000 03-35/176 УТВЕРЖДЕНО РАО "ЕЭС России" 03.05.2000

Первый заместитель председатели правления О.В.Бритвин

 

1.  ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1.  Сфера действия и порядок применения

1.1.1.  Настоящие Правила устанавливают требования, направленные на обеспечение промышленной безопасности при проектировании, строительстве и эксплуатации систем газоснабжения ГТУ и ПГУ с давлением природного газа до 5,0 МПа.

 

Правила учитывают требования Федерального закона промышленной безопасности опасных производственных объектов" от 21.07.97 г. 116-Ф3, "Правил безопасности в газовом хозяйстве (ПБ 12-368-00)", а также других действующих НД (приложение 8).

 

1.1.2.  Правила распространяются на:

 

наружные газопроводы с давлением природного газа до 5,0 МПа, проходящие за пределами и на территории ТЭС, до зданий и сооружений, в которых размещены ГТУ и ПГУ;

 

пункты подготовки газа, включающие блоки редуцирования и компримирования давления газа, блоки очистки, осушки, подогрева, измерения расхода, ДКС;

 

внутренние газопроводы ГТУ и ПГУ.

 

1.1.3.  Правила не распространяются на:

системы газоснабжения КУ с дожиганием природного газа;


системы газоснабжения энергетических и водогрейных котлов, работающих с газотурбинной надстройкой по сбросной схеме.

 

В этих случаях на газовое хозяйство котлов распространяются требования ПБ 12-368-00.

 

1.1.4.  Все виды деятельности, связанные с проектированием, монтажом, пусконаладочными работами, эксплуатацией, ремонтом, а также разработкой и изготовлением газового оборудования (технических устройств), трубопроводной арматуры и приборной техники для систем газоснабжения ГТУ и ПГУ, должны осуществляться на основании лицензий, выданных органами Госгортехнадзора России.

 

1.1.5.  В соответствии со статьей 2 Федерального закона промышленной безопасности опасных производственных объектов" и на основании "Правил регистрации объектов в государственном реестре опасных производственных объектов", утвержденных Постановлением Правительства Российской Федерации от 24.11.98 г. 1371, и "Положения о регистрации объектов в государственном реестре опасных производственных объектов и ведении государственного реестра", утвержденного Постановлением Госгортехнадзора России от 03.06.99 39 (РД 03-294-99) и зарегистрированного Минюстом России 05.07.99 1822, системы газоснабжения ГТУ и ПГУ подлежат регистрации в государственном реестре опасных производственных объектов в установленном порядке.

 

1.1.6.  Разработка и внедрение новых производственных процессов и технологий, проведение испытаний образцов вновь разрабатываемого газового оборудования и опробование опытных средств автоматизации должны осуществляться по специальным проектам (заданиям), согласованным с Госгортехнадзором России.

 

1.1.7.  В соответствии со статьей 12 Федерального закона промышленной безопасности опасных производственных объектов" но каждому факту возникновения аварии в системе газоснабжения ГТУ и ПГУ должно проводиться техническое расследование ее причин.

 

Расследование несчастных случаев и аварий в системе газоснабжения ГТУ и ПГУ и на других объектах, подконтрольных органам Госгортехнадзора России, должно проводиться в соответствии с "Положением о расследовании и учете несчастных случаев на производстве", утвержденным Постановлением Правительства Российской Федерации от 11.03.99 г. 279, и "Положением о порядке технического расследования  причин аварии на опасных производственных объектах", утвержденным Госгортехнадзором России 08.06.99 г. и зарегистрированным Минюстом России 02.07.99 г. 1819.

 

1.1.8.  Расследование аварийных ситуаций (инцидентов) на ТЭС проводится в соответствии с "Инструкцией по расследованию и учету технологических нарушений в работе электростанций, сетей и энергосистем: РД 34.20.801-93" (М.: СПО ОРГРЭС, 1993).

 

1.1.9.  Перечень принятых в настоящих Правилах сокращений приведен в приложении 1, перечень документов - в приложении 8.

 

1.1.10.  С выходом настоящих Правил утрачивают силу "Руководящие указания по проектированию систем газоснабжения с давлением природного газа до 5 МПа для ГТУ и ПГУ ТЭС: РД 34.30.106-95" (М.: СПО ОРГРЭС, 1996).


1.2.  Требования к должностным лицам и обслуживающему персоналу

1.2.1.  Руководители ТЭС, специалисты предприятий, выполняющих работы по проектированию, строительству, ведению технического надзора, наладке и испытанию оборудования (технических устройств) систем автоматизации, защиты, сигнализации, а также производственный персонал, осуществляющий эксплуатацию объектов газового хозяйства ГТУ и ПГУ с давлением природного газа до 5,0 МПа, должны пройти проверку знаний настоящих Правил и ПБ 12-368-00 в объеме выполняемой ими работы.

 

1.2.2.  Обучение и аттестация руководителей, специалистов и производственного персонала предприятий, указанных в п.1.2.1, должны осуществляться в соответствии с "Положением о порядке подготовки и аттестации работников организаций, эксплуатирующих опасные производственные объекты, подконтрольные Госгортехнадзору России", утвержденным Постановлением Госгортехнадзора России

11.01.99 2 и зарегистрированным в Минюсте России 12.02.99 1706, а также "Положением о порядке подготовки и проверки знаний нормативных документов по технической эксплуатации, охране труда, промышленной и пожарной безопасности руководителей и специалистов энергетики", согласованным с Госгортехнадзором России

20.09.99 и утвержденным РАО "ЕЭС России".

 

1.2.3.  Проверка знаний руководителей, специалистов и рабочих настоящих Правил и других НД по безопасным методам и приемам выполнения работ в газовом хозяйстве ГТУ и ПГУ должна проводиться экзаменационной комиссией.

 

Необходимость участия инспектора Госгортехнадзора России в первичной проверке знаний настоящих Правил лиц, сдавших экзамен по ПБ 12-368-00, решается территориальными органами Госгортехнадзора России.

 

Проверка знаний безопасных методов труда, технологии и приемов выполнения газоопасных работ в газовом хозяйстве ГТУ и ПГУ может проводиться одновременно с проверкой знаний ПБ 12-368-00 и настоящих Правил. В этом случае оформляется общий протокол, в котором кроме результатов проверок знаний ПБ 12-368-00 дается заключение о проверке знаний настоящих Правил и допуске экзаменующихся к выполнению газоопасных работ в системе газоснабжения ГТУ и ПГУ ТЭС с давлением природного газа до 5,0 МПа.

 

1.2.4.  Очередная проверка знаний настоящих Правил руководителей и специалистов проводится 1 раз в 3 года. Проверка знаний безопасных методов труда, технологии и приемов выполнения работ проводится 1 раз в год.

 

1.2.5.  Результаты проверок знаний оформляются протоколом с указанием видов работ, которые могут выполнять лица, прошедшие проверку знаний настоящих Правил. На основании протокола первичной проверки знаний настоящих Правил лицу, успешно сдавшему экзамен, в удостоверении, выданном при проверке знаний ПБ 12-368-00, делается отметка о проверке знаний настоящих Правил за подписью председателя комиссии.

 

Сведения о последующих (очередных) проверках знаний Правил заносятся в удостоверение за подписью председателя экзаменационной комиссии.

 

1.2.6.  Лица, не сдавшие экзамены, в соответствии с требованиями настоящих Правил, должны пройти повторную проверку знаний.


1.2.7.  Обучение работающих в газовом хозяйстве безопасным методам и приемам работ должно производиться в соответствии с требованиями ГОСТ 12.0.004-90 и РД 34.12.102-94 (см. приложение 8).

 

Программы по обучению подлежат согласованию с органами Госгортехнадзора России.

 

1.2.8.  Порядок проведения обучения, инструктажа, аттестации персонала на знание требований НД по технической безопасности и допуска к самостоятельной работе определяется положениями РД 34.20.501-95, а также соответствующими НД РАО "ЕЭС России".

 

1.2.9.  Лица, допустившие нарушения требований ПБ 12-368-00, настоящих Правил и других НД по безопасному ведению технологических операций, должны проходить внеочередную проверку знаний.

 

1.2.10.  Соблюдение требований ПБ 12-368-00, настоящих Правил и других НД должно контролироваться руководством ТЭС, уполномоченным "Положением о производственном контроле", разработанным на основании "Правил организации и осуществления производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасном производственном объекте", утвержденных Постановлением Правительства Российской Федерации от 10.03.99 г. 263.

 

"Положение о производственном контроле" утверждается руководством ТЭС при обязательном согласовании с территориальными органами Госгортехнадзора России.

 

1.2.11.  В соответствии со статьей 17 Федерального закона промышленной безопасности опасных производственных объектов" лица, виновные в нарушениях настоящих Правил с тяжелыми последствиями, несут ответственность в соответствии с законодательством Российской Федерации.

 

2.  ПРОЕКТИРОВАНИЕ И СТРОИТЕЛЬСТВО

2.1.  Проектирование систем газоснабжения

 

2.1.1.  Общие требования

 

2.1.1.1.  Проектируемые системы газоснабжения должны обеспечивать бесперебойное и безопасное газоснабжение, а также возможность оперативного отключения газа на объектах газового хозяйства ГТУ и ПГУ.

 

2.1.1.2.  Используемые в проектах газовое оборудование (технические устройства) и материалы том числе и иностранного производства) должны быть сертифицированы, соответствовать требованиям промышленной безопасности и иметь разрешение Госгортехнадзора России на применение.

 

2.1.1.3.  При разработке блока отключающей арматуры газовой турбины следует учитывать, что управление арматурой должно осуществляться от системы управления ГТУ или ПГУ.

 

2.1.1.4.  При разработке проекта технологического контроля, автоматизации, сигнализации, защит и блокировок систем газоснабжения ГТУ и ПГУ в дополнение к указаниям,  изложенным  в  разд.3.6.  настоящих  Правил,  необходимо  руководствоваться


требованиями РД 34.35.101-88 и другими НД РАО "ЕЭС России".

 

2.1.1.5.  Система газоснабжения ГТУ и ПГУ в общем случае должна включать следующие основные узлы или объекты:

подводящий газопровод (ПГП) от ГРС до ППГ, находящегося на территории ТЭС; пункт подготовки  газа  (ППГ),  включая  блоки:  редуцирования  (компремирования)

давления  газа   том  числе  ГРП,  УСД,  ДКС,  ГТРС),  очистки,  осушки,  подогрева, измерения расхода;

 

наружные газопроводы от ППГ до зданий и сооружений, в которых размещены ГТУ и ПГУ;

 

блоки отключающей арматуры ГТ; внутренние газопроводы ГТУ и ПГУ.

2.1.1.6.  На подводящем газопроводе от ГРС должно быть предусмотрено отключающее устройство с электроприводом, управляемым из главного корпуса ТЭС. Это устройство может располагаться как на территории электростанции, так и вне ее на расстоянии от 5 до 20 м от ограды ТЭС.

 

2.1.1.7.  При проектировании в составе ПГУ (ГТУ) должно быть предусмотрено необходимое оборудование, обеспечивающее выполнение условий вентиляции газовоздушного тракта. Алгоритмами автоматического разворота ГТ двигателя до подсинхронных оборотов должен быть предусмотрен этап эффективной вентиляции всего газовоздушного тракта ГТУ и ПГУ.

 

Выбор пусковых устройств и продолжительность вентиляции до необходимой кратности определяются исходя из требований мобильности разворота ГТ.

 

2.1.1.8.  Конструкция КУ не должна иметь застойных зон.

 

2.1.1.9.  Объем оснащения средствами контроля факела камеры сгорания ГТ определяется техническими условиями на поставку ГТУ.

 

2.1.1.10.  Подвод газа к горелочным устройствам КУ, входящих в состав ГТУ и ПГУ, и энергетических котлов, входящих в состав ПГУ, следует выполнять в соответствии с требованиями ПБ 12-368-00.

 

2.1.1.11.  Вентиляция газовоздушного тракта ГТУ и КУ, входящих в состав ГТУ и ПГУ, при пуске должна обеспечиваться за счет расхода воздуха, проходящего через ГТ при вращении ее ротора ПУ.

 

2.1.1.12.  Для проведения вентиляции газовоздушного тракта ГТУ и ПГУ после останова ГТ должен использоваться режим холодной прокрутки, осуществляемый с помощью ПУ, с учетом вентиляции за счет выбега ГТ при ее останове.

 

Котлы-утилизаторы или теплообменники, входящие в состав ГТУ или ПГУ, должны выполняться, как правило, вертикальными (башенной компоновки) с размещением дымовой трубы над КУ или теплообменником.


2.1.1.13.  Пусковые устройства ГТ, входящих в состав ГТУ и ПГУ с КУ или теплообменниками, должны обеспечивать при непрерывной вентиляции в течение менее 5 мин не менее чем шестикратный воздухообмен вентилируемых объемов до дымовой трубы.

 

Установки, на которых ПУ не обеспечивают выполнение необходимых условий вентиляции газовоздушного тракта, должны оснащаться дутьевыми вентиляторами.

 

2.1.1.14.  Проектом должен быть предусмотрен автоматический пуск (останов) ГТ, работающей как автономно, так и с КУ, входящими в состав ГТУ и ПГУ. Программы автоматического пуска ГТ должны позволять осуществление нормальных и ускоренных пусков из каждого теплового состояния ГТ. Система автоматического пуска ГТ должна включать блокировки, препятствующие выполнению последующего этапа пуска до полного завершения предыдущего.

 

Программы системы автоматического останова ГТ должны включать: разгружение турбины в заданных параметрах по времени;

закрытие регулирующих, стопорных и предохранительно-запорных топливных клапанов, электрифицированной арматуры на подводе топлива к ГТ, а также к пламенным трубам камеры сгорания;

 

вентиляцию газовоздушных, трактов установки, включая КУ;

 

закрытие шиберов на стороне всасывания и (или) выхлопа ГТУ по окончании вентиляции газовоздушных трактов;

 

открытие запорных устройств на продувочных газопроводах и трубопроводах безопасности.

 

2.1.1.15.  Здания и помещения (укрытия), в которых располагается оборудование ППГ, ДКС, а также блоки арматуры, относятся по взрывопожарной опасности к категории А; помещения (машинные залы), в которых размещены ГТ, - к категории Г. Тип огнестойкой преграды этих помещений должен быть не ниже IIIа.

 

2.1.1.16.  Размещение оборудования, газопроводов, арматуры и приборов должно обеспечивать их удобное обслуживание и ремонт.

 

2.1.1.17.  Ширина основного прохода в помещениях ППГ должна составлять не менее 0,8 м.

 

2.1.1.18.  Помещения, в которых размещаются производства категории А, должны быть оборудованы телефонной связью во взрывозащищенном исполнении.

 

2.1.1.19.  Помещения с производствами категории А должны оснащаться автоматизированным контролем загазованности воздуха с выводом светозвуковой сигнализации на соответствующие щиты управления и вход в помещение.

 

2.1.1.20.  Устройства автоматики должны быть защищены от воздействия колебаний напряжения питания. Сигнальные цепи дополнительно должны быть защищены от воздействия индустриальных помех.


2.1.2.  Схемные решения систем газоснабжения

 

2.1.2.1.  Системы газоснабжения ГТУ и ПГУ должны обеспечивать ГТ требуемым давлением газа перед камерами сгорания.

 

Схемы газоснабжения ГТУ и ПГУ от ГРС могут предусматриваться как совместные энергетическими котлами), так и раздельные в зависимости от места расположения ТЭС, давления транспортируемого газа, места подключения к магистральному газопроводу и требуемого давления газа перед горелочными устройствами ГТ по техническим условиям завода-изготовителя.

 

2.1.2.2.  При выборе схемы газоснабжения за расчетное давление газа в ПГП принимается, как правило, минимальное давление на границе ТЭС с учетом сезонных и суточных колебаний, но не ниже 0,3 МПа.

 

В зависимости от значения расчетного давления газа и ПГП возможны варианты схемы подачи газа к ГТ, работающим как автономно, так и в составе ГТУ и ПГУ, с дожимными компрессорами и без них. Если давление поступающего газа перед ППГ ниже установленного ТУ на ГТ, установка дожимных компрессоров обязательна.

 

2.1.2.3.  Дожимные компрессоры должны располагаться в отдельном здании. При контейнерной поставке допускается их размещение в пристройках к зданию главного корпуса. Размещение в машинном зале ГТУ дожимных компрессоров не допускается.

 

2.1.2.4.  Подводящие газопроводы от ГРС или от магистральных газопроводов до площадки ТЭС независимо от давления транспортируемого газа следует прокладывать, как правило, подземно.

 

2.1.2.5.  На территории ТЭС следует предусматривать общий для всей станции (общестанционный) комплексный ППГ.

 

Количество ППГ на ТЭС определяется соответствующим технико-экономическим расчетом.

 

2.1.2.6.  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.

 

2.1.2.7.  Блок коммерческого измерения расхода газа следует предусматривать после блока очистки газа перед блоком редуцирования. В целях уменьшения погрешности и повышения класса точности блок коммерческого измерения расхода газа следует проектировать двухниточным с размещением на каждой нитке запорной арматуры до и после места установки расходомерного устройства.

 

2.1.2.8.  Технологическая схема блока редуцирования давления газа (ГРП) должна выполняться с поперечными связями и содержать дополнительные защитные устройства (ПСК, ПЗК), обеспечивающие надежную работу оборудования системы газоснабжения при неисправности РК. Количество редуцирующих ниток определяется пропускной способностью выбранного оборудования и арматуры и рекомендуется предусматривать с 50%-ным резервом (но не менее двух, одна из которых рабочая, другая - резервная).

 

2.1.2.9.  Технологическая  схема  ДКС  может  быть  как  общестанционной,  так  и


блочной.  Подача  газа  от   общестанционной  ДКС  к  ГТ  должна  производиться   по распределительному газопроводу.

 

2.1.2.10.  Производительность общестанционной ДКС должна рассчитываться на максимальный расход газа всеми работающими ГТУ, а на электростанциях, сжигающих газ сезонно, - по расходу газа для летнего режима.

 

2.1.2.11.  При суммарном расходе газа до 300 тыс. м может сооружаться одна общестанционная ДКС. При больших расходах газа должны сооружаться две ДКС  и более.

 

При суммарном расходе газа до 50 тыс. м количество дожимных 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. до 100 тыс. м и свыше 100 тыс. до 300 тыс. м количество дожимных компрессоров должно быть соответственно не менее трех и не менее четырех.

 

В блочной ДКС независимо от расхода газа дожимные компрессоры устанавливаются без резерва.

 

2.1.2.12.  Падение давления газа перед ГТ за время пуска резервного компрессора должно быть в пределах допустимого значения, установленного в технических условиях завода - изготовителя ГТ.

 

Схемой ДКС должна предусматриваться работа компрессоров при нулевом расходе газа на ГТ.

 

Дожимная компрессорная станция должна предусматривать автоматическое регулирование давления газа перед ГТ. Поддержание заданного давления за ДКС и ввод в работу резервного компрессора должны осуществляться автоматически.

 

Дожимные 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.

 

Дожимные компрессоры должны оснащаться системами контроля состояния подшипников по температуре с сигнализацией ее предельных значений и блокировками, отключающими компрессоры при превышении этого параметра.

 

2.1.2.13.  На отводе от ППГ к ГТ блоке запорной арматуры) по ходу газа предусматриваются:

 

штуцер для присоединения продувочного газопровода; запорное устройство с электроприводом;

штуцер для присоединения продувочного газопровода;


фланцы для установки заглушки (листовой или поворотной) с приспособлением для их разжима и токопроводящей перемычкой;

 

штуцер для подвода продувочного агента; расходомерное устройство.

2.1.2.14.  На внутреннем газопроводе ГТ, работающей автономно или в составе ГТУ или ПГУ, по ходу газа главном корпусе) предусматриваются:

 

штуцер продувочного газопровода;

 

механический фильтр, предотвращающий попадание в ГТУ продуктов внутренней коррозии газопроводов;

 

предохранительно-запорный (стопорный) клапан; регулирующий клапан (основной и растопочный);

штуцер для присоединения продувочного газопровода в конце тупикового участка;

 

запорное устройство с электрифицированным приводом (ПЗК) перед каждым горелочным устройством камеры сгорания ГТ.

 

Штуцер для присоединения запального газопровода предусматривается между двумя запорными устройствами на вводе или после общего ПЗК (стопорного клапана). Общий ПЗК (стопорный клапан), РК, механический фильтр, а также запорная арматура перед горелочными устройствами ГТ поставляются заводом - изготовителем ГТ и устанавливаются непосредственно в здании главного корпуса в соответствии с технологической схемой, разработанной заводом - изготовителем ГТ.

 

Механический фильтр допускается устанавливать перед расходомерным устройством.

 

Заводом-изготовителем может предусматриваться рампа с баллонами запального газа и газопроводами его разводки к горелочным устройствам.

 

2.1.2.15.  Обводные газопроводы в ППГ не предусматриваются. Технологические схемы газопроводов ППГ и внутренних газопроводов ГТ должны предусматривать установку поворотных или листовых заглушек, системы продувочного агента и продувочных газопроводов для обеспечения требований безопасности при выводе оборудования и газопроводов в ремонт и вводе после ремонта. На каждом продувочном газопроводе должны предусматриваться два запорных устройства со штуцером между ними для отбора проб от продуваемого участка на анализ. Штуцер для отбора  проб должен оборудоваться запорным устройством. Каждый штуцер подвода продувочного агента, отбора проб на анализ, подвода среды для настройки ПСК должен оборудоваться устройством (резьбовой заглушкой) для обеспечения герметичности и подсоединения.

 

2.1.3.  Газопроводы наружные и внутренние

 

2.1.3.1.  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°.

 

2.1.3.2.  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 IIIа.

 

2.1.3.3.  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.

 

2.1.3.4.  При пересечении подземного газопровода с автомобильными или железными дорогами должно быть обеспечено исключение воздействия транспорта на газопровод.

 

2.1.3.5.  Надземные газопроводы могут прокладываться на высоких и низких опорах, эстакадах с использованием только несгораемых конструкций.

 

Допускается прокладка газопроводов на эстакадах с другими технологическими трубопроводами и электрическими кабелями, при этом газопроводы должны размещаться в верхнем ярусе эстакады.

 

2.1.3.6.  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.

 

2.1.3.7.  Газопровод должен прокладываться с уклоном, обеспечивающим сток жидкости к месту ее выпуска в процессе эксплуатации и при опорожнении для ремонта. Уклон, как правило, должен, составлять 0,002, если направления стока жидкости и потока газа совпадают, и 0,003, если они не совпадают.

 

2.1.3.8.  П-образные компенсаторы при специальном обосновании могут располагаться над автомобильными дорогами и проездами.

 

2.1.3.9.  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.

 

2.1.3.10.  Распределительный газопровод должен располагаться вне помещений ГТУ.

 

При размещении ГТ в общем машинном зале на распределительном газопроводе на расстоянии не более 50 м до первого отвода к ГТ устанавливается электрифицированное запорное устройство.

 

2.1.3.11.  Дополнительные запорные устройства на газопроводах могут устанавливаться в местах, определяемых проектной организацией из условия возможности отключения установки от системы газоснабжения.

 

2.1.3.12.  Расстояние в свету от газопровода должно быть соответственно не менее: 2,2 м - до покрытия пешеходной дороги;


4,5 м - до покрытия автомобильной дороги;

 

5,5 м - до плоскости головок рельсов железной дороги.

 

2.1.3.13.  Надземный газопровод, пересекаемый ВЛ, должен иметь защитное устройство, предотвращающее попадание на него электропроводов в случае их обрыва. Защитное устройство должно быть из негорючих материалов и конструкций, как правило, металлических, имеющих надежное заземление. Расстояния от проводов ВЛ до защитного устройства газопровода должно определяться по приложению 2 настоящих Правил.

 

Сопротивление заземления газопровода и его защитного устройства должно быть не более 10 Ом.

 

2.1.3.14.  Оголовки продувочных газопроводов и сбросных газопроводов должны располагаться на следующем расстоянии от предохранительных клапанов, установленных на газопроводах:

 

с давлением более 1,2 МПа - не менее чем на 2,5 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.

 

2.1.3.15.  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.

 

2.1.3.16.  Продувка газового оборудования и газопроводов должна предусматриваться воздухом или инертным газом.

 

Для подачи продувочного реагента проектной организацией должны быть предусмотрены штуцера с запорными устройствами.

 

2.1.3.17.  При ремонте агрегатов и компрессоров должны устанавливаться заглушки на отводах после отключающих устройств.

 

2.1.3.18.  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 оконные и дверные проемы.

 

2.1.3.19.  Расстояния свету) между газопроводом и ограждающими конструкциями здания ТЭС должны быть не менее:

 

150 мм для труб диаметром менее 200 мм; 300 мм для труб диаметром от 200 до 500 мм; 500 мм для труб диаметром более 500 мм.


2.1.3.20.  Газопроводы при прокладке через стены должны выполниться и стальных футлярах. Внутренний диаметр футляра должен быть не менее чем на 100 мм больше диаметра газопровода. Зазоры между газопроводом и футляром должны уплотняться просмоленной паклей и заполняться битумом.

 

2.1.3.21.  Вводы газопроводов должны предусматриваться в помещение, где находятся газоиспользующие установки, и прокладываться в местах, удобных для их обслуживания, осмотра и ремонта.

 

2.1.3.22.  Расстояния между газопроводом и электропроводами в местах пересечения и параллельной прокладки принимаются по требованиям ПУЭ-98.

 

2.1.3.23.  Блоки запорной и отсекающей арматуры, а также фильтры, установленные на подводе газа к ГТ, должны располагаться в обогреваемых помещениях, укрытиях (шкафах), примыкающих к зданию ГТУ.

 

2.1.3.24.  Газопровод от фильтров, установленных на подводе газа, до горелочных устройств ГТ должен выполняться из коррозионно-стойкой стали.

 

2.1.3.25.  Газопроводы должны быть окрашены в желтый цвет в соответствии с требованиями ГОСТ 14202-69.

 

2.1.3.26.  Расстояния от газопроводов до зданий и сооружений ТЭС должны выбираться по приложению 3 настоящих Правил.

 

2.1.4.  Пункт подготовки газа

 

2.1.4.1.  Пункт подготовки газа должен обеспечивать очистку газа от жидких и твердых частиц, редуцирование и (или) компремирование газа, его подогрев, осушку и измерение расхода.

 

Технические средства для этих целей следует использовать в виде блоков комплектной заводской поставки по приложению 4 настоящих Правил.

 

2.1.4.2.  Технические средства для подготовки газа могут размещаться в зданиях (укрытиях), контейнерах (блочное исполнение) и на открытом воздухе. Площадка размещения ППГ должна ограждаться.

 

При блочном исполнении допускается их размещении вблизи здания ГТУ или непосредственное примыкание. В этом случае расстояния от ДКС до здания ГТУ не нормируются.

 

2.1.4.3.  При разработке генерального плана ТЭС необходимо располагать ППГ как можно ближе к ограждению площадки электростанции и месту ввода ПГП.

 

Расстояния между зданиями (укрытиями) и сооружениями в пределах ППГ не нормируется.

 

2.1.4.4.  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 заполнения ее жидкостью

и течение 10 сут, но не менее 10 м  .


2.1.4.5.  Линии редуцирования и газопроводы на длине не менее 20 м после РК следует проектировать с вибро-шумопоглощающей изоляцией или с установкой шумоглушителей, обеспечивающей соблюдение требования СНиП II-12-77.

 

2.1.4.6.  Производственные помещения и помещения управления ППГ с площадью более  60  м    должны   иметь   запасной   выход,   расположенный   с   противоположной основному выходу стороны. Запасной выход должен быть наружу здания.

 

2.1.4.7.  Расстояния от зданий (укрытий) и сооружений ППГ относительно других зданий и сооружений электростанции должно соответствовать значениям по приложению 5 настоящих Правил.

 

2.1.4.8.  Каждое помещение ППГ, помещения машинного зала и котельного отделения главного корпуса должны оборудоваться стационарными сигнализаторами загазованности с выводом информации и светозвуковой сигнализации по достижении 10% НКПРП в воздухе помещений на БЩУ для включения аварийной вентиляции и по достижении 20% НКПРП на БЩУ (ЦЩУ), а также перед входом в помещения ППГ.

 

2.1.5.  Требования к трубам, арматуре, приводам и другим устройствам систем газоснабжения

 

2.1.5.1.  В системах газоснабжения ГТУ и ПГУ должны применяться стальные бесшовные и электросварные прямошовные трубы, изготовленные из спокойных углеродистых и низколегированных сталей.

 

Содержание углерода в марках стали и эквивалент углерода для углеродистых и низколегированных сталей не должны превышать соответственно 0,24 и 0,46%.

 

2.1.5.2.  Марка стали для газопроводов должна выбираться в зависимости от рабочих параметров транспортируемого газа и расчетной температуры наружного воздуха в районе строительства.

 

За расчетную при выборе марки стали следует принимать среднюю температуру воздуха, за наиболее холодную пятидневку по СНиП 2.01.01-82.

 

2.1.5.3.  Трубы бесшовные следует применять по ГОСТ 8731-74*, ГОСТ 8732-78*, ГОСТ 8733-74*, ГОСТ 8734-75* и при соответствующем технико-экономическом обосновании по ГОСТ 9567-75*.

 

2.1.5.4.  Трубы стальные электросварные следует применять в соответствии с ГОСТ 20295-85, ГОСТ 10705-80 и техническими условиями, утвержденными в установленном порядке.

 

2.1.5.5.  Допускается применение импортных труб, поставляемых в комплекте с теплоэнергетическими агрегатами и технологическими линиями, имеющих сертификат соответствия и разрешение Госгортехнадзора России на их применение в газовом хозяйстве Российской Федерации.

 

Допустимость применения импортных труб (заключение о технической безопасности) должна быть подтверждена организацией, имеющей лицензию Госгортехнадзора России.


2.1.5.6.  Трубы должны иметь сварное соединение, равнопрочное основному металлу трубы. Сварные швы должны быть плотными, непровары и трещины любой протяженности и глубины не допускаются.

 

2.1.5.7.  Значения ударной вязкости для газопроводов должны быть: при толщине стенки от 6 до 10 мм для основного металла труб не ниже 29,4 Дж/см  (3 кгс·м/см), для сварного соединения труб - не ниже 24,5 Дж/см  (2,5 кгс·м/см ), при толщине  стенки свыше 10 до 15 мм вкл. - соответственно не ниже 39,2 Дж/см    (4 кгс·м/см)  и 29,4 Дж/см  (3,0 кгс·м/см).

Ударную вязкость на образцах Менаже следует определять по ГОСТ 9454-78 при температуре минус 40 °С.

 

Расчет на прочность газопроводов должен производиться по методике, изложенной в СНиП 2.04.12-8

6.

2.1.5.8.  Детали, блоки, сборочные единицы трубопроводов, опоры и подвески для газопроводов на давление до 4,0 МПа следует применять в соответствии с НД Минэнерго России для трубопроводов ТЭС на давление до 4,0 МПа, а для газопроводов на давление более 4,0 МПа следует применять детали и сборочные единицы из углеродистых сталей на давление не менее 6,3 МПа.

 

Нормативная документация на фасонные детали газопроводов должна содержать требования не ниже указанных в разд.13 СНиП 2.05.06-85.

 

2.1.5.9.  Проекты газопроводов должны содержать требования контроля поперечных сварных соединений неразрушающими методами в объеме 100%.

 

2.1.5.10.  Газопроводы должны иметь паспорта установленной формы и сертификаты на трубы.

 

2.1.5.11.  Для компенсации температурных деформаций газопровода следует использовать самокомпенсацию за счет поворотов и изгибов его трассы или предусматривать установку специальных компенсирующих устройств (П-образных компенсаторов).

 

Применение сальниковых, линзовых и волнистых компенсаторов не допускается.

 

2.1.5.12.  На всех газопроводах должна применяться только стальная арматура. Не допускается применение арматуры из ковкого и серого чугуна общего назначения и из цветных металлов.

 

Как правило, должна применяться бесфланцевая (приварная) арматура.

 

Запорная арматура для всех газопроводов должна соответствовать классу А герметичности затвора по ГОСТ 9544-93.

 

2.1.5.13.  В целях автоматизации управления процессом запорная арматура в системе газоснабжения должна применяться с дистанционно управляемыми приводами (электрическими, пневматическими, механическими).


Питание электромагнита ПЗК на постоянном или переменном токе выбирается исходя из технико-экономического обоснования. Питание постоянным током должно осуществляться от шин аккумуляторной батареи или от батареи предварительно заряженных конденсаторов при условии оснащения схемы управления устройством непрерывного контроля исправности цепей. Питание переменным током должно осуществляться от двух независимых источников при условии установки блока непрерывного питания. Время закрытия ПЗК не должно превышать 1 с.

 

Запорная арматура должна оснащаться электроприводом и иметь ручное управление.

 

2.1.5.14.  Электроприводы к арматуре должны применяться в соответствии c ПУЭ-98 на основе классификации категорий взрывоопасных зон, категорий и групп взрывоопасных смесей.

 

При установке на открытом воздухе арматуру с электроприводом разрешается применять в пределах расчетных температур наружного воздуха, указываемых в технических паспортах на электроприводы. При этом электроприводы арматуры, устанавливаемой на открытом воздухе, должны иметь соответствующее этим условиям исполнение и быть защищены от атмосферных осадков.

 

2.1.5.15.  Устанавливаемая на газопроводах арматура должна быть легкодоступна для управления, обслуживания и ремонта.

 

2.1.5.16.  Арматуру следует располагать на участках газопроводов с минимальными значениями изгибающих и крутящих напряжений.

 

Арматура массой более 500 кг должна располагаться на горизонтальных участках газопроводов, при этом необходимо предусматривать для нее специальные опоры или подвески.

 

2.1.5.17.  Трубопроводы, как правило, должны иметь сварные неразъемные соединения.

 

Фланцевые соединения допускаются только в местах установки арматуры или подсоединения трубопроводов к аппаратам, а также на тех участках, где по условиям технологии требуется периодическая разборка для проведения чистки и ремонта трубопроводов.

 

Фланцевые соединения должны размещаться в местах, открытых и доступных для визуального наблюдения, обслуживания, разборки, ремонта и монтажа. Не допускается применение фланцевых соединений с гладкой уплотняющей поверхностью.

 

2.1.5.18.  Для удобства установки заглушек на газопроводах в проекте должны предусматриваться фланцевые соединения для установки поворотной или листовой заглушки с приспособлением для разжима фланцев и токопроводящей перемычкой.

 

2.1.6.  Дополнительные требования при размещении ТЭС в районах с сейсмичностью 8 баллов и более

 

2.1.6.1.  Газопроводы должны прокладываться, как правило, на низких опорах, а в местах пересечения с автодорогами - в полупроходных каналах.


2.1.6.2.  Крепление надземных газопроводов к опорам должно быть свободным, но с предохранением от возможного сброса труб.

 

2.1.6.3.  Эстакады трубопроводов должны быть удалены от несейсмостойких зданий и сооружений на расстояние не менее 0,8 высоты этих зданий и сооружений.

 

2.1.6.4.  Прокладка газопроводов по стенам несейсмостойких зданий не допускается.

 

2.1.6.5.  Компенсирующая способность каждого участка газопровода между неподвижными опорами должна приниматься на 100 мм больше требуемого по расчету температурного перемещения.

 

2.1.6.6.  Ввод газопровода в несейсмостойкое здание должен быть подземным или туннельным на участке протяженностью не менее 0,8 высоты здания.

 

2.1.6.7.  Отключающая арматура газопровода должна быть удалена от несейсмостойкого здания на расстояние не менее 0,8 высоты этого здания.

 

2.1.7.  Дополнительные требования при размещении ТЭС в районах вечномерзлых грунтов

 

2.1.7.1.  Прокладка газопроводов должна предусматриваться надземной в термоизолированных галереях или в земляной насыпи.

 

2.1.7.2.  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.

 

2.1.7.3.  Противокоррозионная защита газопровода, температура стенок и грунта вокруг которого в процессе эксплуатации ниже минус 5 °С, не требуется.

 

В остальных случаях защита должна предусматриваться в соответствии со СНиП 2.05.06-85.

 

2.1.7.4.  Значения ударной вязкости газопроводов на образцах Менаже следует определять в соответствии с ГОСТ 9454-78 при температуре минус 60 °С.

 

2.1.7.5.  Допускается применение труб из углеродистой стали марок 10 и 20 по ГОСТ 1050-88 во внутрицеховых отапливаемых помещениях при следующем условии: транспортировка, погрузочно-разгрузочные работы, хранение труб и монтаж трубопроводов производятся при температуре воздуха не ниже минус 20 °С.

 

2.1.7.6.  Применение труб из стали марок 10 и 20 по ГОСТ 1050-88 для наружной прокладки в районах строительства с расчетной температурой наружного воздуха до минус 40 °С допускается при условии поставки труб с ударной вязкостью при минус 40 °С не ниже 29,4 Дж/см  (3 кгс·м/см).

2.1.8.  Защита подземных газопроводов от электрохимической коррозии

 

2.1.8.1.  Наружные поверхности подземных газопроводов должны иметь защиту от коррозии (почвенной, от блуждающих токов и др.) в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85. Защита внутренних поверхностей газопроводов не требуется.


2.1.8.2.  В техническое задание на проектирование подземного газопровода должен быть включен раздел по ЭХЗ его наружной поверхности от коррозии независимо от коррозионной активности грунта.

 

2.1.8.3.  Объем и содержание проектно-сметной документации по ЭХЗ газопроводов от коррозии определяются стадией проектирования в зависимости от коррозионных условий в районе проектируемой ТЭС.

 

2.1.8.4 Разработка проекта ЭХЗ от коррозии производится на основании технического задания, содержащего необходимые исходные данные, и должна основываться на конструкции защищаемого сооружения с изоляционным покрытием, его электрических характеристиках и коррозионных условиях.

 

2.1.8.5.  Проект ЭХЗ от коррозии должен быть выполнен с учетом наиболее рационального по технико-экономическим показателям метода защиты.

 

2.1.8.6.  Проектная организация обязана осуществлять авторский надзор за реализацией проекта защиты в процессе строительства и по результатам надзора выполнять корректировку проектных решений (если это необходимо) до ввода объекта в эксплуатацию.

 

2.1.8.7.  Для корректировки проекта ЭХЗ от коррозии на всех стадиях проектирования должен быть заложен резерв на оборудование, кабельные изделия и основные материалы в количестве 10%, который реализуется по результатам индивидуального комплексного испытания ЭХЗ.

 

2.1.8.8.  Защита газопроводов должна быть комплексной - защитные покрытия и катодная поляризация наружной поверхности относительно окружающей среды (земли).

 

2.1.8.9.  Для обеспечения возможности регулировки наложенных потенциалов на защищаемых сооружениях подключения отводящих трубопроводов к магистральным газопроводам и к ППГ (на наружных участках газопровода в местах его ввода и выхода из земли) должны выполняться через изолирующие фланцевые соединения.

 

2.1.8.10.  Выбор конструкций контрольно-измерительных пунктов, изолирующих фланцев, шунтирующих перемычек и защитных покрытий производится по отраслевым стандартам и с учетом настоящих Правил.

 

2.1.8.11.  Bсе стадии разработок и выбор схемы ЭХЗ включают в себя изыскательские работы и электрометрические исследования.

 

Объем работ электрометрического комплекса на каждой стадии, устанавливается проектной организацией-разработчиком.

 

2.1.8.12.  Все работы по комплексу ЭХЗ от коррозии следует выполнять в соответствии с ведомственными инструкциями на электрометрические исследования, изыскания и пусконаладочные работы.

 

2.1.9.  Электроснабжение, электрооборудование, заземление и молниезащита

 

2.1.9.1.  В соответствии с ПУЭ-98 помещения с газовым оборудованием относятся по взрывоопасности к зоне класса В-1а, пространство у наружных установок - к зоне класса


В-1г.

 

Эстакады и опоры трубопроводов для горючих газов не относятся к взрывоопасным, за исключением зоны в пределах 3 м по горизонтали и вертикали от запорной арматуры и фланцевых соединений трубопроводов.

 

2.1.9.2.  Во взрывоопасных зонах должны устанавливаться электрические машины, неискрящие аппараты и приборы в исполнении "повышенной надежности против взрыва". Степень защиты оболочки не ниже 1Р54.

 

Электрооборудование монтажных и ремонтных кранов и талей, находящихся во взрывоопасных зонах, должно иметь следующие степени защиты оболочек:

 

в зоне В-1а - не менее 1Р33; в зоне В-1г - не менее 1Р44.

2.1.9.3.  Стационарные светильники, устанавливаемые в зонах В-1а 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".

 

2.1.9.4.  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-1а могут применяться шинопроводы с медными изолированными шинами.

 

2.1.9.5.  Зануление или заземление электрооборудования установок переменного и постоянного тока должно выполняться в соответствии с ПУЭ-98.

 

2.1.9.6.  Защита от статического электричества и устройство молниезащиты ППГ должны выполняться в соответствии с требованиями РД 34.21.122.

 

2.1.9.7.  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.

 

2.1.9.8.  Электрические контрольно-измерительные и автоматические приборы, устанавливаемые во взрывоопасных помещениях и наружных установках, должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.2.020-76 и ГОСТ 12.2.021-76.

 

2.1.10.  Отопление и вентиляция зданий и сооружений систем газоснабжения

 

2.1.10.1.  Системы отопления и вентиляции помещений с газовым оборудованием, а также главного корпуса ГТУ и ПГУ следует проектировать в соответствии с требованиями СНиП 2.04.05-91. ГОСТ 12.4.021-75, ПУЭ-98 и настоящих Правил.


2.1.10.2.  Температура воздуха в производственных помещениях, где располагается газовое оборудование, с временным пребыванием обслуживающего персонала должна быть:

 

в холодный период года - не ниже минимального значения, указанного в паспортах завода-изготовителя (не ниже 5 °С при пребывании работающих не более 15 мин и не ниже 10 °С при пребывании работающих не более 2 ч);

 

в теплый период года - не выше максимального значения, указанного в паспорте завода-изготовителя (не более 40 °С при пребывании работающих не более 15 мин).

 

2.1.10.3.  Для помещений с производствами категории А следует предусматривать воздушное отопление, совмещенное с приточной вентиляцией. Допускается применение систем водяного отопления с температурой теплоносителя не выше 110 °С и местными отопительными приборами с гладкой поверхностью. Электрическое отопление допускается проектировать с электроприборами взрывозащищенного исполнения в соответствии с требованиями ПУЭ-98, предъявляемыми к помещениям класса В-1a.

 

2.1.10.4.  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.

 

2.1.10.5.  В помещениях ППГ следует предусматривать общеобменную вентиляцию с естественным побуждением не менее трехкратного воздухообмена за 1 ч. Системы вентиляции с механическим побуждением или смешанные системы вентиляции следует проектировать при невозможности обеспечения расчетных параметров воздуха за счет вентиляции с естественным побуждением. Рекомендуемые системы вентиляции даны в приложении 6 настоящих Правил.

 

2.1.10.6.  В тех помещениях главного корпуса, где расположены ГТ, следует предусматривать общеобменную приточно-вытяжную вентиляцию с механическим или естественным побуждением в зависимости от принятой схемы вентиляции, но не менее трехкратного воздухообмена за 1 ч в пределах ячейки каждого энергетического блока. При этом система организации воздухообмена должна исключать возможность застоя и скопления газа в отдельных зонах площадок и помещения.

 

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.

 

2.1.10.7.  При выполнении аварийной вентиляции для помещений, в которых возможно  внезапное  поступление  больших  количеств  горючих  газов,  расход  воздуха,


необходимый для обеспечения взрывопожаробезопасности, определяется в технологической части проекта. Аварийную вентиляцию следует проектировать с механическим побуждением. Системы аварийной вентиляции должны включаться автоматически при достижении 10% НКПРП.

 

2.1.11.  Охрана природы

 

2.1.11.1.  Проектом должна быть дана оценка воздействия системы газоснабжения на окружающую среду путем расчета по ОНД-86 концентраций вредных веществ в атмосферном воздухе от выбросов, производимых при эксплуатации оборудования ППГ. Эта оценка выполняется для ТЭС в целом с учетом организованных и неорганизованных выбросов, включая внутристанционное газовое хозяйство.

 

2.1.11.2.  Расчеты СЗЗ и ПДВ должны вестись на основе данных о постоянных выбросах продуктов сгорания природного газа из дымовых труб ГТУ и ПГУ и периодических (эпизодических) выбросах природного газа при срабатывании ПСК ППГ.

 

2.1.11.3.  Необходимые для расчетов данные о ПДК или ОБУВ основных загрязнителей атмосферного воздуха, содержащихся в выбросах ППГ, - оксида углерода, диоксида азота и метана следует принимать по Перечню и кодам веществ, загрязняющих атмосферный воздух.

 

2.1.11.4.  Поскольку основная масса загрязнителей воздуха содержится в выбросах продуктов сгорания из дымовых труб ГТУ, целесообразно выбросы от приводов компрессоров суммировать с ними, а по ППГ учесть только выбросы метана.

 

2.1.11.5.  Расчеты следует производить по ОНД-86.

 

Данные об источниках выбросов могут быть представлены в двух вариантах: высота и диаметр устья выброса, скорость, объем и температура выходящей среды;

максимальная концентрация загрязнителя воздуха, расстояние от источника до точки с максимальной концентрацией и скорость ветра, при которой достигается максимальная концентрация.

 

Результаты расчетов  (приземные  концентрации  в  расчетных  точках  в  мг/м   и в долях ПДК, а также карты изолиний концентраций вредных веществ на местности) являются основанием для назначения С33.

 

2.1.11.6.  На ТЭС с ГТУ должна быть предусмотрена защита от шума (шумоглушители, противошумная изоляция и др.) в целях обеспечения уровня шумового воздействия на окружающую среду в пределах, оговоренных соответствующими НД (СНиП II-12-77).

 

2.2.  Строительство и приемка в эксплуатацию

2.2.1.  Строительство, реконструкция, техническое перевооружение систем газоснабжения ГТУ и ПГУ ТЭС должны выполняться по утвержденным проектам. За строительством должен быть организован технический надзор (производственный контроль) со стороны заказчика и авторский надзор со стороны организаций, разработавших проектную документацию.


2.2.2.  Сооружением ПГП для ГТУ и ПГУ ТЭС вправе заниматься имеющие соответствующие лицензии специализированные организации, в составе которых находятся монтажники, сварщики, специалисты по сварочному производству, а также лаборатория контроля качества сварных стыков и изоляционных работ.

 

2.2.3.  Объекты строительства, реконструкции, технического перевооружения систем газоснабжения ГТУ и ПГУ перед началом работ должны быть зарегистрированы в территориальных органах Госгортехнадзора России в соответствии с п.6 "Положения о Федеральном горном и промышленном надзоре России" и требованиями ПБ 12-368-00, а также в территориальных органах Государственного пожарного надзора Российской Федерации в соответствии с требованиями ППБ-01-93 и РД 34.20.501-95 к процедуре регистрации.

 

В процессе строительства и реконструкции объектов систем газоснабжения со стороны государственных органов должен проводиться предварительный надзор за безопасным ведением работ, выполнением требований ПБ 12-368-00 и СНиП. Надзор должен осуществляться в соответствии с РД 12.10-98.

 

Отклонения от проектной документации (технических условий) в процессе строительства, расширения, реконструкции и технического перевооружения не допускаются. Изменения, вносимые в проектную документацию, подлежат экспертизе промышленной безопасности и согласованию с государственными органами надзора в установленном порядке.

 

2.2.4.  Приемка в эксплуатацию объектов систем газоснабжения ГТУ и ПГУ после завершения строительства, реконструкции, технического перевооружения или капитального ремонта должна производиться рабочей комиссией. В состав рабочей комиссии должны включаться представители территориальных органов Госгортехнадзора России и Государственного пожарного надзора Российской Федерации. Приемка в эксплуатацию систем газоснабжения должна быть произведена в порядке, установленном РД 34.20.501-95.

 

2.2.5.  Заказчик обязан не менее чем за 5 дней уведомить территориальные органы Госгортехнадзора России о дате, времени и месте работы рабочей комиссии.

 

2.2.6.  Рабочая комиссия должна проверить проектную и исполнительную документацию, осмотреть смонтированную надземную и внутреннюю системы газоснабжения для определения соответствия их требованиям НД и проекту, выявления дефектов монтажа, а также проверки наличия актов на все скрытые работы.

 

Помимо этого должно быть проверено соответствие проекту вентиляционных и дымоотводящих систем, электросилового и осветительного оборудования, систем пожаротушения, систем контроля загазованности, контрольно-измерительных приборов и готовность организации к эксплуатации объекта.

 

Комиссии предоставляется право потребовать вскрытия любого участка газопровода для дополнительной проверки качества строительства, а также проведения повторных испытаний с представлением дополнительных заключений.

 

2.2.7.  Кроме исполнительной документации в объеме, предусмотренном СНиП, отраслевыми правилами приемки и другими действующими НД, комиссии должны быть представлены следующие материалы:


копия приказа о назначении лица, ответственного за безопасную эксплуатацию газового хозяйства ГТУ и ПГУ;

 

подтверждение о создании газовой службы или договор с организацией, имеющей соответствующую лицензию, о техническом обслуживании и ремонте газопроводов и газового оборудования;

 

протоколы проверки знаний руководителей, специалистов и рабочих ПБ 12-368-00, настоящих Правил и других НД;

 

инструкции и технологические схемы, предусмотренные РД 34.20.501-95;

 

акт проверки эффективности ЭХЗ подземного газопровода (при наличии ее в проекте);

 

акт о готовности к работе системы обнаружения и тушения пожара; акт о проверке работоспособности систем контроля загазованности;

акт о проверке специализированной организацией технического состояния дымоотводящих и вентиляционных устройств, предусмотренных в системе ГТУ и ПГУ;

 

акт проведения очистки внутренних поверхностей газопроводов и газового оборудования пускового комплекса;

 

акты проведения испытаний газопроводов и газового оборудования пускового комплекса на прочность и плотность;

 

акт приемки газоиспользующего оборудования под пусконаладочные работы и график их выполнения;

 

план локализации и ликвидации аварийных ситуаций и взаимодействия служб различного назначения при возникновении аварийных ситуаций на объектах газоснабжения ГТУ и ПГУ.

 

2.2.8.  Приемка в эксплуатацию не законченных строительством объектов, а также подземных стальных газопроводов, не обеспеченных (согласно проекту) ЭХЗ, не допускается. Дефекты и недоделки, допущенные в ходе строительства и монтажа, а также дефекты оборудования, выявленные и процессе индивидуальных и функциональных испытаний, должны быть устранены строительными, монтажными организациями и заводами-изготовителями до начала комплексного опробования. Испытания газопроводов и газового оборудования на прочность и плотность с рабочим давлением более 1,2 МПа проводятся по нормам, применяемым к магистральным газопроводам.

 

2.2.9.  Комплексное опробование и приемка в эксплуатацию оборудования ГТУ должны проводиться приемочной