Большая бесплатная юридическая библиотека  в интернет
Загрузить Adobe Flash Player

  Главная

  Законодательство РБ

  Кодексы

  Законы других стран

  Право Украины

  Новости

  Полезные ресурсы

  Контакты

  Новости сайта

  Поиск документа


Полезные ресурсы

- Таможенный кодекс таможенного союза

- Каталог предприятий и организаций СНГ

- Законодательство Республики Беларусь по темам

- Законодательство Республики Беларусь по дате принятия

- Законодательство Республики Беларусь по органу принятия

- Законы Республики Беларусь

- Новости законодательства Беларуси

- Тюрьмы Беларуси

- Законодательство России

- Деловая Украина

- Автомобильный портал

- The legislation of the Great Britain


Правовые новости






Legal portal of Belarus

Russian Business

The real estate of Russia

Valery Levaneuski. Personal website of the Belarus politician, the former political prisoner


НАЙТИ ДОКУМЕНТ


Постановление Госгортехнадзора РФ от 18.03.2003 N 9 "Об утверждении правил безопасности систем газораспределения и газопотребления" (Зарегистрировано в Минюсте РФ 04.04.2003 N 4376)


Архив июль 2009 года

<< Назад | <<< Главная страница

Стр. 5


6.8.1. Проектирование газопроводов на подрабатываемых территориях должно осуществляться при наличии разрешений на застройку площадей залегания полезных ископаемых, выдаваемых в установленном порядке с соблюдением мер охраны зданий, сооружений и природных объектов от вредного влияния горных разработок, утвержденных установленным порядком.

6.8.2. При проектировании газопроводов следует учитывать:

максимальные ожидаемые величины сдвижений и деформаций земной поверхности от горных работ, планируемых на ближайшие 20 лет;

границы зон влияния горных работ;

ожидаемые величины сдвижений и деформаций от каждой из выработок, календарные планы ведения которых известны к началу проектирования, а также положения и длины полумульд сдвижения от каждой выработки.

6.8.3. Горно-геологическое обоснование строительства газопроводов дополнительно должно содержать:

сведения о границах участков по трассе газопровода, подработка которых планируется в перспективе более 20 лет;

места пересечений газопроводом границ охранных и барьерных целиков, а также крупных тектонических нарушений;

зоны возможных образований провалов и крупных трещин с уступками на земной поверхности в результате ведения горных выработок;

основные параметры подработки: глубина выработки, мощность, длина полумульд, коэффициенты подработанности и параметр, характеризующий влияние наносов.

6.8.4. Для газопроводов, на которые имеются календарные планы ведения горных работ, мероприятия по защите газопроводов от подработок следует предусматривать в проекте.

6.8.5. Для этого следует предусматривать равнопрочность сварных соединений металлу труб, установку компенсаторов, устройство малозащемляющих засыпок, увеличение толщины стенки трубы по сравнению с расчетными, применение труб, выполненных из высокопрочных сталей.

6.8.6. Протяженность зоны защиты газопровода должно определяться длиной мульды сдвижения, увеличенной на 150 диаметров в каждую сторону от границы мульды сдвижения.

Установка компенсаторов рекомендуется на участках пересечения газопроводами мест тектонических нарушений, у границ шахтного поля или границ оставляемых целиков, у которых по условиям ведения горных работ ожидается прекращение всех выработок.

6.8.7. При расчете газопроводов следует проверять расчетом прочность газопроводов от воздействия центрального растяжения, продольных напряжений, вызываемых кривизной земной поверхности при подработке выработками в полого и наклонно залегающих пластах и в зоне образования уступа при подработке выработками в крутопадающих пластах, устойчивость в зоне сжатия и компенсационную способность.

6.8.8. Наружные сети газораспределения поселений и промплощадок, как правило, следует закольцовывать.

6.8.9. При газоснабжении потребителей, для которых перерывы в подаче газа недопустимы по технологическим или другим причинам, следует предусматривать подачу газа этим потребителям от двух газопроводов, прокладываемых по территории, подработка которых начинается в разное время, с обязательной закольцовкой газопроводов.

6.8.10. Трасса газопровода должна предусматриваться преимущественно вне проезжей части территории с учетом возможного вскрытия траншей в период интенсивных деформаций земной поверхности в результате горных выработок.

6.8.11. Прокладка газопроводов среднего и высокого давлений по стенам зданий не допускается.

6.8.12. Газопроводы низкого давления внутри кварталов допускается проектировать надземными на отдельно стоящих опорах или по дворовым фасадам зданий.

6.8.13. Газопроводы, а также их вводы в здания, прокладываемые по стенам здания, должны обеспечивать компенсацию перемещений трубопровода, вызываемых раскрытием деформационных швов здания, а также их осадкой.

6.8.14. На подземных газопроводах следует устанавливать контрольные трубки с расстоянием не более 50 м одной от другой, а также на углах поворота, у компенсаторов, на переходах через искусственные преграды.

6.8.15. Надземная прокладка рекомендуется на участках переходов газопроводов через естественные и искусственные преграды, а также на участках, где по расчетам возможно образование провалов, трещин с напряжениями в газопроводах, превышающими допустимые при подземной прокладке.

6.8.16. Воздействия от подработки, учитываемые при проектировании газопроводов, должны быть заданы в различных точках по его трассе.

6.8.17. При разбивке трассы следует закрепить постоянными знаками границы влияния горных выработок. Знаки должны иметь высотные отметки и привязку к пикетам трассы.

6.8.18. Конструкция крепления электрических проводников к газопроводу в местах подключения систем электрозащиты должна обеспечивать надежность соединения в случаях подвижности трубы.

6.8.19. Соединение стальных труб газопроводов должно производиться электросваркой. Газовая сварка допускается только для надземных газопроводов давлением до 0,3 МПа, диаметром не более 100 мм.

На подземных газопроводах сварные соединения должны подвергаться 100% контролю физическими методами. Непровары любой протяженности и глубины в сварных соединениях не допускаются.

6.8.20. Газопровод должен укладываться на основание из малозащемляющего грунта толщиной не менее 200 мм и присыпаться этим же грунтом на высоту не менее 300 мм.

6.8.21. В организациях, эксплуатирующих распределительные газопроводы, следует предусматривать службы с целью:

решения организационно-технических вопросов защиты газопроводов в соответствии с проектом и мероприятиями горнодобывающих предприятий;

анализа планов горных работ по трассе газопроводов и контроля выполнения мероприятий, исключающих или уменьшающих влияние подработок на газопроводы;

сбора данных, представленных маркшейдерскими службами по результатам наблюдений за деформацией земной поверхности, составления совместно с горнодобывающими предприятиями графика подработки газопроводов для представления в проектную организацию;

разработки совместно с маркшейдерскими службами горнодобывающих предприятий и проектными организациями мер защиты эксплуатируемых газопроводов от вредного влияния горных разработок, а также мероприятий по предупреждению проникновения газа в подземные коммуникации и здания;

контроля за строительством, ремонтом и эксплуатацией газопроводов.

6.8.22. Периодичность технического обслуживания газопроводов и сооружений на них, расположенных в зоне влияния горных выработок в период активной стадии сдвижения земной поверхности:

надземный газопровод низкого давления - 1 раз в 7 дней;

подземный газопровод и надземные газопроводы среднего и высокого давления - 1 раз в день.

6.8.23. Приборный метод контроля за техническим состоянием газопроводов и изоляции на них - один раз в год, при отсутствии приборов - бурение на наиболее напряженных участках газопровода - один раз в год.

6.8.24. Технический ремонт арматуры в колодцах - один раз в 2 года, на надземных газопроводах - один раз в 5 лет.

6.8.25. Для обеспечения безаварийной работы подземных газопроводов необходимо перед началом горных выработок, если проектом не предусмотрены компенсирующие мероприятия на период активной стадии сдвижения земной поверхности, вскрыть траншею на 50 - 100 м от границ мульды оседания грунта для освобождения газопровода от защемляющего воздействия грунта.

6.8.26. В зимний период следует траншею засыпать слабосвязанным утепляющим материалом (керамзит, шлаковата и др.)

6.8.27. Вскрытую траншею следует защищать от механических повреждений и попадания в нее поверхностных вод.

6.8.28. По окончании активной стадии сдвижения грунта газопровод следует разрезать для снятия продольных растягивающих напряжений и вварить либо катушки, либо установить компенсатор, исходя из прогнозируемых деформаций грунта.

6.8.29. Для наблюдения за состоянием подземного газопровода на участках появления трещин на поверхности земли следует производить шурфование, а в местах, в которых ожидаются наибольшие напряжения в газопроводе, следует предусматривать строительство смотровых колодцев.

Окончание деформаций земной поверхности должно быть подтверждено заключением специализированной организации, имеющей лицензию территориальных органов Госгортехнадзора России на проведение маркшейдерских работ.



6.9. Горные районы



6.9.1. В горных условиях и в районах с сильно пересеченным рельефом местности прокладку газопроводов следует предусматривать вне зоны затопления или по водораздельным участкам, избегая неустойчивые и крутые склоны, а также районы селевых потоков, горных паводков и т.д.

6.9.2. В оползневых районах и в местах возможного обрушения грунта следует предусматривать прокладку с заглублением ниже плоскости скольжения или возможного обрушения и обеспечением требуемой глубины заглубления газопровода на случай проявления воздействия грунта по трассе газопровода.

6.9.3. Прокладку газопровода следует предусматривать на глубину не менее 0,5 м ниже возможного размыва водой при 5% обеспеченности или перемещения грунта.

6.9.4. В горных районах допускается надземная прокладка. Следует предусматривать защитные мероприятия по отводу селевых потоков, горных паводков, снежных лавин, оползневых явлений, сдвига и обрушения грунта, а также обеспечивать отвод поверхностных вод.

6.9.5. При расчете трубопроводов на прочность следует учитывать напряжения, возникающие от перемещений газопроводов, вызванных крутизной склона, и предусматривать при необходимости компенсаторы и неподвижные опоры.

6.9.6. При подземной прокладке газопроводов следует предусматривать планировку траншеи с обеспечением продольного уклона не более 15 град. или выполнение дополнительных мероприятий против сдвига газопровода и засыпки траншеи.

6.9.7. Для предохранения изоляционного покрытия газопроводов в скальных грунтах или других, имеющих крупные включения, в проекте следует предусматривать удаление зазубрин грунта и устройство постели из крупно- или среднезернистого песка толщиной не менее 0,2 м с подбивкой и присыпкой газопровода толщиной не менее 0,2 м.

6.9.8. Укладку газопровода следует предусматривать только на несущий грунт.

6.9.9. Работы в горных условиях следует выполнять в период наименьшей вероятности появления на участках производства работ селевых потоков, горных паводков, камнепадов, продолжительных ливней и снежных лавин.

6.9.10. На период строительства участков газопровода, где возможны такие условия, следует создавать службы оповещения, аварийно-спасательную и другие.

6.9.11. Разработка траншей на продольных уклонах должна выполняться в соответствии с планом производства работ.

6.9.12. На участках трассы, пересекающих горные реки, русла и поймы селевых потоков, не допускается разработка траншей, вывозка и раскладка труб в задел.

6.9.13. При появлении оползневых или обвальных процессов, получении подтверждений о возможности селевых потоков, горных паводков и других неблагоприятных явлений строительство необходимо прекратить.

6.9.14. Вывозка труб до разработки траншей не допускается.

6.9.15. При работах по очистке, изоляции и укладке газопровода в траншею при продольных уклонах свыше 15 град. следует разрабатывать меры против смещения газопровода.

6.9.16. Сборку и сварку труб на продольных уклонах до 20 град. следует проводить снизу вверх по склону, при большей крутизне - на промежуточных горизонтальных площадках с последующим протаскиванием подготовленной плети газопровода.

6.9.17. Организациям, эксплуатирующим газопроводы, следует иметь службы, задача которых:

решение организационно-технических вопросов защиты газопровода от селевых потоков, горных паводков, снежных лавин, оползневых явлений, обрушения грунта;

сбор данных по прогнозированию неблагоприятных воздействий на трассу газопровода и разработка совместно с проектной организацией мероприятий по предупреждению их воздействия на газопровод;

осуществление постоянного контроля за сохранностью сооружений, предусмотренных для защиты траншеи газопроводов от размыва, за сползанием засыпки траншеи, а также самого газопровода.

6.9.18. Внеочередной обход трассы газопровода следует производить для получения информации о возможности появления на участке трассы газопровода селевых потоков, горных паводков и других неблагоприятных явлений, а также после их окончания.



6.10. Пересечение болот



6.10.1. При подземной прокладке газопровода на болотах I типа следует предусматривать заглубление газопровода на глубину не менее 0,8 глубины промерзания, но не менее предусмотренной для обычных условий.

При надземной прокладке газопровода на болотах II - III типов укладку его следует предусматривать на минеральный грунт.

6.10.2. Наземная прокладка газопроводов допускается на всех типах болот, на болотах III типа - при наличии специальной техники. Прокладка газопроводов должна предусматриваться, как правило, прямолинейной с минимальным числом поворотов. Повороты следует, как правило, обеспечивать за счет упругого изгиба газопровода.

6.10.3. При проектировании наземной прокладки газопровода во избежание размыва обвалования и подмыва газопровода необходимо предусматривать водопропускные сооружения (трубы, лотки, канавы), а также учитывать дополнительные напряжения, вызываемые осадкой торфяной залежи под трубой и в результате осушения болота.

6.10.4. Изоляцию подземных и наземных газопроводов в обваловании следует выполнять с применением устойчивой изоляции.

6.10.5. Надземная прокладка газопроводов допускается на всех типах болот при наличии сваебойной техники, а на болотах III типа - также специальной техники.

6.10.6. Балластировку газопровода при прокладке на болотах следует выполнять винтовыми анкерами, закрепленными в материк или другими способами, обеспечивающими устойчивость газопровода.

6.10.7. При устройстве лежневых или отсыпанных из грунта дорог для обслуживания трассы газопровода на болотах II - III типов следует предусматривать высоту отсыпки с учетом осадки торфа под воздействием нагрузок.

6.10.8. Производство земляных работ следует производить в зимний период после замерзания верхнего торфяного покрова, с учетом мероприятий по уменьшению промерзания грунта на полосе разрытия траншеи.

6.10.9. При строительстве следует использовать в проекте:

для подземных газопроводов - укладку бермы с траншеи или лежневой дороги; сплавом; протаскиванием по дну траншеи;

для наземных газопроводов - укладку в насыпь, отсыпаемую по дерновому слою болота.

6.10.10. На обводненных участках трассы допускается укладка газопровода непосредственно на воду с последующим погружением до проектных отметок и закреплением.

6.10.11. Для устройства основания и засыпки наземного в обваловании и подземного газопроводов не допускается использовать мерзлый грунт с комьями размером более 50 мм в поперечнике, снег, лед.

6.10.12. Засыпку газопроводов, уложенных в траншею, следует выполнять в соответствии с проектом производства работ в зависимости от типов болот.

6.10.13. Траншеи следует засыпать сразу после окончания изоляционно-монтажных работ в прохладное или холодное время суток.

6.10.14. Сварочные работы, как правило, в летний период следует выполнять на трубозаготовительных базах, в зимний - на трассе строительства.

6.10.15. Изоляцию газопроводов следует выполнять в заводских или базовых условиях.

6.10.16. Способы балластировки и закрепления газопроводов на проектных отметках должны приниматься в соответствии с проектом и планом производства работ в зависимости от типа болота, мощности торфяной залежи, уровня грунтовых вод, методов прокладки, времени проведения работ.

6.10.17. Надземную прокладку газопроводов следует выполнять на сваях, забиваемых в материковый грунт сваебойным оборудованием.

6.10.18. При обходе трассы газопроводов следует контролировать состояние дорог, предусмотренных для обслуживания газопроводов.



6.11. Засоленные грунты



6.11.1. В проектах расчет газопроводов на прочность проводится с учетом осадки, в связи с неравномерностью замачивания основания, схемы фильтрационного потока, неоднородности распределения солей в грунтах. Проектирование следует выполнять как для обычных незасоленных грунтов при отсутствии возможности замачивания грунтов, незначительных осадках грунта при выщелачивании солей, в остальных случаях - как для просадочных грунтов.

6.11.2. Для прокладки газопроводов в засоленных грунтах преимущественно применять полиэтиленовые трубы.

6.11.3. Строительство должно выполняться аналогично строительству на просадочных грунтах. Верхний слой засоленного грунта толщиной не менее 5 см должен быть удален с поверхности основания насыпи.



6.12. Насыпные грунты



6.12.1. Прокладку подземных газопроводов на основаниях, сложенных из насыпных грунтов, следует предусматривать с учетом их значительной неоднородности по составу, неравномерной сжимаемости, возможности самоуплотнения от изменения гидрогеологических условий, замачивания, а также за счет разложения органических включений.

Если насыпные грунты обладают просадочными, набухающими свойствами, прокладку газопроводов следует предусматривать с учетом требований, предусмотренных для этих грунтов.

Если насыпные грунты имеют содержание органического вещества Jom больше 0,1, следует предусматривать полную или частичную прорезку этих грунтов; уплотнение грунтов с помощью трамбовки или намывного грунта.

Засыпку пазух фундаментов допускается предусматривать местными грунтами при отсутствии в нем крупных включений, грунтов с низкой несущей способностью (торф, сапропели, ил и др.).

6.12.2. Допускается не учитывать дополнительную осадку подстилающих грунтов при давности отсыпки насыпей из песков и шлаков более двух лет и пылевато-глинистых грунтов, золошлаков пяти лет.

6.12.3. Прокладку наземных газопроводов следует предусматривать с разработкой аналогичных мероприятий, предусмотренных для данной прокладки на болотах.

6.12.4. Опирание фундаментов опор непосредственно на поверхность сильнозаторфованных грунтов, торфов, слабоминеральных сапропелей и илов предусматривать не допускается.

6.12.5. При наличии пучинистых, просадочных, набухающих грунтов следует выполнять мероприятия, предусмотренные для данных типов грунтов.

6.12.6. При строительстве в неслежавшихся насыпных грунтах следует после отрывки траншеи основания тщательно уплотнять на глубину, предусмотренную проектом, с доведением объемного веса скелета грунта на нижней границе уплотненной толщи до 1,6 г/см3.

6.12.7. При строительстве в грунтах с наличием крупных частиц, вкраплений скальных грунтов, кирпичей, металла следует устраивать подушку из песка (кроме пылеватого и мелкозернистого) толщиной не менее 0,2 м.

6.12.8. При грунтах с низкой несущей способностью и содержанием органических веществ Jom больше 0,1 следует производить забивку свай в материковый грунт (отказ свай должен не превышать проектный), устройство распределительной подушки из гнилостойких материалов с предварительным уплотнением основания на глубину, предусмотренную проектом, замену грунта.

6.12.9. При строительстве наземных газопроводов на неслежавшихся насыпных грунтах следует перед отсыпкой провести уплотнение грунта под основанием отсыпки на глубину, указанную в проекте.



7. ОСОБЫЕ ТРЕБОВАНИЯ ВЗРЫВОБЕЗОПАСНОСТИ

ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СИСТЕМ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ ТЕПЛОВЫХ

ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ (ТЭС) И КОТЕЛЬНЫХ



7.1. Требования раздела распространяются на газопроводы и газовое оборудование котельных агрегатов тепловых электрических станций с единичной тепловой мощностью более 420 ГДж/ч.

7.2. На каждой тепловой электрической станции, имеющей объекты газового хозяйства, должна быть создана газовая служба (участок) по эксплуатации и ремонту газопроводов и газового оборудования (технических устройств).

7.3. Объем эксплуатационной документации должен соответствовать требованиям настоящих Правил, а также нормативно-техническим документам, учитывающим условия и требования эксплуатации тепловых электрических станций, согласованным Госгортехнадзором России и утвержденным в установленном порядке.

Технологические схемы газопроводов должны быть вывешены в помещениях ГРП и щитов управления или воспроизводиться на дисплее автоматического управления.

7.4. При эксплуатации газопроводов и газового оборудования должны выполняться:

осмотр технического состояния (обход);

проверка параметров срабатывания предохранительных запорных клапанов (ПЗК) и предохранительных сбросных клапанов (ПСК), установленных в ГРП (ГРУ);

проверка срабатывания ПЗК, включенных в схемы защит и блокировок котлов;

проверка герметичности фланцевых, резьбовых и сварных соединений газопроводов, сальниковых набивок арматуры с помощью приборов или мыльной эмульсии;

контроль загазованности воздуха в помещениях ГРП и котельном зале (котельной);

проверка работоспособности автоматических сигнализаторов загазованности в помещениях ГРП и котельного зала (котельной);

проверка срабатывания устройств технологических защит, блокировок и действия сигнализации;

очистка фильтров;

техническое обслуживание газопроводов и газового оборудования;

техническое обслуживание средств защиты газопроводов от коррозии;

включение и отключение газопроводов и газового оборудования в режимы резерва, ремонта и консервации;

текущий ремонт;

проведение режимно-наладочных работ на газоиспользующем оборудовании с пересмотром режимных карт;

техническое обследование (техническая диагностика) газопроводов и газового оборудования;

капитальный ремонт;

отключение недействующих газопроводов и газового оборудования (обрезка с установкой постоянных заглушек на сварке).

7.5. Осмотр технического состояния (обход) должен производиться в сроки, обеспечивающие безопасность и надежность эксплуатации систем газоснабжения, но не реже 1 раза в смену для ГРП, внутренних газопроводов котельной и котлов, 1 раза в мес. для надземных газопроводов и в соответствии с настоящими Правилами для подземных газопроводов.

При обходе подтягивание сальников на арматуре и откачка конденсата из дренажных устройств газопроводов с давлением более 0,3 МПа не допускается.

7.6. Проверка параметров срабатывания ПЗК и ПСК должна проводиться не реже 1 раза в 6 мес., а также после ремонта оборудования.

Предохранительные сбросные клапаны в ГРП должны быть настроены на параметры, обеспечивающие начало их открывания при превышении величины максимального рабочего давления на выходе из ГРП на 15%, а предохранительные запорные клапаны, в том числе встроенные в регулирующие клапаны, при превышении рабочего давления не более чем на 25%.

При настройке и проверке параметров срабатывания ПЗК и ПСК не должно изменяться рабочее давление газа после регулирующих клапанов на выходе из ГРП.

7.7. Проверка срабатывания ПЗК котлов и горелок должна проводиться перед растопкой котла на газе после простоя более 3 суток, перед плановым переводом котла на сжигание газа, а также после ремонта газопроводов котла.

7.8. Очистку фильтра необходимо проводить при достижении допустимого значения перепада давления, указанного в паспорте завода-изготовителя.

7.9. Контроль загазованности в помещениях ГРП и котельной должен проводиться стационарными сигнализаторами загазованности или переносным прибором из верхней зоны помещений не реже 1 раза в смену.

При обнаружении концентрации газа необходимо организовать дополнительную вентиляцию и незамедлительные работы по обнаружению и устранению утечки газа.

7.10. Проверка срабатывания устройств технологических защит и действия сигнализации по максимальному и минимальному давлению газа в газопроводах проводится в сроки, указанные в инструкциях заводов-изготовителей, но не реже 1 раза в 6 мес.

При проверке не должно изменяться рабочее давление газа в газопроводах.

Проверка блокировок производится перед пуском котла или переводом его на газообразное топливо.

7.11. Техническое обслуживание газопроводов и газооборудования должно проводиться не реже 1 раза в 6 мес.

К проведению технического обслуживания могут привлекаться сторонние организации, имеющие опыт и возможности выполнения этих работ.

7.12. До начала работ по техническому обслуживанию следует провести проверку рабочей зоны помещения (котельного зала, ГРП) на загазованность с отметкой в наряде-допуске.

7.13. При техническом обслуживании ГРП должны выполняться:

проверка хода и герметичности отключающих устройств (задвижек, кранов), а также герметичности ПЗК и ПСК прибором или мыльной эмульсией;

проверка герметичности мест прохода сочленений приводов механизмов с регулирующими клапанами;

проверка герметичности фланцевых и сварных соединений газопроводов, прибором или мыльной эмульсией;

осмотр, при необходимости очистка фильтра;

проверка сочленений приводов механизмов с регулирующими клапанами, устранение люфта и других неисправностей в кинематической передаче;

продувка импульсных линий приборов средств измерений, предохранительно-запорных и регулирующих клапанов;

проверка параметров настройки ПЗК и ПСК;

смазка трущихся частей, подтяжка сальников арматуры, при необходимости их очистка.

7.14. При техническом обслуживании внутренних газопроводов должны выполняться:

проверка герметичности фланцевых и сварных соединений газопроводов, сальниковых набивок арматуры приборами или мыльной эмульсией;

подтяжка сальников арматуры, при необходимости очистка;

продувка импульсных линий приборов средств измерений.

7.15. При отключении газового оборудования сезонного действия должны устанавливаться заглушки на газопроводах-отводах к ним.

7.16. Текущий ремонт газопроводов и газового оборудования должен проводиться не реже 1 раза в 12 мес. на отключенном оборудовании и газопроводах с установкой заглушек на границах отключаемого участка со стороны подачи газа.

7.17. До начала и в процессе выполнения работ по техническому обслуживанию и ремонту должен осуществляться контроль рабочей зоны на загазованность.

При концентрации газа в помещении, превышающей 20% нижнего концентрационного предела распространения пламени, работы должны быть приостановлены.

После окончания работ газопроводы должны быть испытаны на герметичность, а после сварочных работ - на прочность и герметичность в соответствии с действующими нормами.

Испытания должны проводиться персоналом, выполнившим ремонтные работы, в присутствии оперативного персонала станции. Результаты испытаний оформляются актом.

7.18. Текущий ремонт газооборудования ГРП должен выполняться в соответствии с требованиями настоящих Правил.

7.19. При текущем ремонте надземных газопроводов производится:

устранение прогиба, выпучивания, замена и восстановление креплений, опор;

разборка и ремонт отключающих устройств (запорной арматуры), не обеспечивающей герметичность закрытия с притиркой уплотняющих поверхностей;

восстановление противошумового и теплоизоляционного покрытий;

окраска газопроводов и арматуры (не реже 1 раза в 5 лет);

проверка герметичности соединений и устранение дефектов, выявленных при осмотре технического состояния (обходе).

7.20. При текущем ремонте запорной арматуры должны выполняться:

очистка арматуры, разгон червяка и его смазка, набивка сальника;

разборка запорной арматуры, не обеспечивающей плотность закрытия затворов с притиркой уплотняющих поверхностей;

проверка наличия смазки в редукторах электроприводов, плотности их корпусов;

проверка затяжки (крепеж) фланцевых соединений, смена износившихся и поврежденных болтов и прокладок;

проверка исправности и ремонт приводного устройства;

при сервисном обслуживании газовой арматуры заводом-изготовителем сроки и объемы работ определяются техническими условиями на изготовление арматуры.

7.21. Пересмотр режимных карт на газовых котлах должен осуществляться с периодичностью не реже 1 раза в 2 года, а также после капитального ремонта котла, замены газогорелочных устройств.

7.22. Техническая диагностика газопроводов и газового оборудования должна проводиться в соответствии с требованиями настоящих Правил.

7.23. Капитальный ремонт газопровода и газового оборудования может быть назначен по результатам технической диагностики.

Для газопроводов, подлежащих капитальному ремонту (замене), должна быть составлена проектная документация в соответствии с требованиями, предъявляемыми к новому строительству.

Капитальный ремонт внутренних газопроводов, газового и котлового оборудования следует совмещать.

Сведения о капитальном ремонте должны заноситься в паспорт газопровода (ГРП).

7.24. В системах газоснабжения ТЭС не допускается прокладка газопроводов по территории трансформаторных подстанций и открытых электрораспределительных устройств, складов резервного топлива, галереям подачи резервного топлива, ниже нулевой отметки зданий, а также использование газопроводов в качестве опорных конструкций и заземлений.

Прокладка внутренних газопроводов должна быть открытой. Места установки запорной и регулирующей арматуры должны иметь искусственное освещение.

7.25. В системах газоснабжения следует применять стальную арматуру не ниже класса В по герметичности.

Способ присоединения арматуры (сварка, фланцы) определяется проектом.

Горелки, имеющие перемещения в процессе работы котла, допускается присоединять к газопроводу при помощи металлорукавов или резинотканевых рукавов, рассчитанных на рабочее давление газа и имеющих соответствующие разрешение на применение и сертификат.

7.26. В системах газоснабжения (газораспределения) запорная арматура (отключающие устройства) должна оснащаться электроприводом во взрывозащищенном исполнении:

на вводе в ГРП;

на вводе в регуляторный зал и на выходе из него (при наличии двух и более залов);

на входе и выходе линии редуцирования газа, при оснащении регулирующего клапана (РК) электроприводом;

на выходе из ГРП (при наличии двух ГРП и более).

7.27. Управление электроприводом запорной и регулирующей арматуры в ГРП должно осуществляться с местного щита управления (МЩУ), а также:

для котлов с поперечными связями со щита управления одного из котлов (МЩУ) или группы котлов (ГрЩУ);

для энергоблоков мощностью менее 800 МВт - с одного из блочных щитов управления (БЩУ);

для энергоблоков мощностью 800 МВт и выше - с блочных щитов управления (БЩУ).

7.28. В помещениях отдельно стоящих зданий на ТЭС с газовым оборудованием (регуляторный зал ГРП, места размещения узлов учета расхода и очистки газа, МЩУ ГРП) должны устанавливаться сигнализаторы загазованности с выводом светозвукового сигнала на щит управления котлов ГрЩУ, БЩУ, МЩУ ГРП и на входе в помещения.

7.29. В ГРП станций должно обеспечиваться измерение:

давления газа на входе и выходе ГРП, а также после каждого регулирующего клапана (РК);

перепада давления на фильтрах очистки газа;

температуры и расхода газа;

температуры воздуха и загазованности в помещениях регуляторных залов и МЩУ ГРП.

7.30. На панелях МЩУ, ГрЩУ и БЩУ, относящихся к ГРП, должны находиться:

ключ управления и указатели положения запорной и регулирующей арматуры;

ключ-переключатель выбора места управления запорной и регулирующей арматурой;

светозвуковая сигнализация о работе оборудования и загазованности помещений;

приборы, показывающие давление газа на входе и выходе ГРП и на выходе каждой ступени редуцирования газа;

приборы, показывающие температуру газа на входе и выходе ГРП;

приборы, показывающие расход газа в каждой точке измерения.

7.31. На отводе газопровода к котлу внутри здания должна предусматриваться установка двух отключающих устройств. Первое по ходу газа может выполняться с ручным приводом; второе с электроприводом должно быть задействовано в схему защиты котла.

7.32. На газопроводе-отводе к котлу после отключающих устройств должны предусматриваться: фланцевое соединение для установки поворотной или листовой заглушки с приспособлением для разжима фланцев и токопроводящей перемычкой; штуцер для подключения продувочного агента; общекотловой ПЗК; врезка газопровода к ЗЗУ горелок (только для газовых котлов); регулирующие клапаны (основной, растопочный).

При устройстве индивидуального регулирующего клапана перед каждой горелкой растопочный клапан необязателен.

7.33. На газопроводе перед каждой горелкой котла последовательно должны устанавливаться два ПЗК.

При использовании в качестве запорной арматуры двух быстродействующих запорных клапанов и индивидуального регулирующего клапана перед каждой горелкой установка общекотлового предохранительного запорного клапана необязательна.

Допускается установка одного ПЗК и отключающего устройства с электроприводом (очередность определяется проектом) и трубопровода безопасности между ними, при условии установки общекотлового предохранительного запорного клапана.

Управление отключающими устройствами должно быть дистанционным со щита управления котлом, с площадки обслуживания управления горелок, а также вручную по месту.

7.34. Питание электромагнита ПЗК на постоянном или переменном токе выбирается в проекте исходя из технико-экономического обоснования.

Питание на постоянном токе должно осуществляться от шин аккумуляторной батареи или от батареи предварительно заряженных конденсаторов, при условии оснащения схемы управления устройством непрерывного контроля за исправностью цепей.

Питание на переменном токе должно осуществляться от двух независимых источников, при условии установки блока непрерывного питания.

7.35. Каждая горелка котла должна быть оснащена защитно-запальным устройством (ЗЗУ), обеспечивающим факел у горелки в режиме розжига и селективный контроль факела горелки во всех режимах работы котла, включая режим розжига.

Управление ЗЗУ должно быть дистанционным со щита управления котлом, а также с площадки обслуживания управления горелок.

Розжиг факела каждой горелки котла, работающей на газе, должен осуществляться от стационарно установленного индивидуального защитно-запального устройства (ЗЗУ).

7.36. На газопроводе перед последним отключающим устройством каждой горелки должен предусматриваться трубопровод безопасности диаметром не менее 20 мм, оснащенный отключающим устройством с электроприводом.

7.37. Газопроводы котла должны иметь систему продувочных газопроводов с отключающими устройствами и штуцерами для отбора проб, а также растопочный сбросной газопровод (при необходимости).

Продувочные газопроводы должны быть предусмотрены:

в конце каждого тупикового участка газопровода, включая запальный газопровод;

перед вторым отключающим устройством на отводе к котлу;

перед местом установки заглушек на газопроводе котла;

перед ПЗК котла;

перед первым отключающим устройством у горелки (если длина газопровода превышает 2 м);

с обеих сторон секционного отключающего устройства при кольцевой схеме подвода газа к котельной.

Диаметр продувочного газопровода должен определяться расчетом с учетом обеспечения 15-кратного обмена объема продуваемого участка газопровода в течение 1 ч, но быть не менее 20 мм.

7.38. Объединение продувочных газопроводов с трубопроводами безопасности, а также продувочных газопроводов от участков, разделенных заглушками или регулирующими клапанами, не допускается.

7.39. На котле должно предусматриваться измерение:

давления газа в газопроводе котла до и после регулирующего клапана;

давления газа перед каждой горелкой за последним по ходу газа отключающим устройством;

перепада давления воздуха перед горелками и дымовых газов на уровне горелок или в верхней части топки (для котлов, работающих под наддувом);

перепада давления между воздухом в "теплом ящике" и дымовыми газами топки (для котлов, работающих под наддувом);

давления воздуха в общем коробе или воздуховодах по сторонам котла (кроме котлов, работающих под наддувом);

разрежения или давления дымовых газов вверху топки;

давления воздуха перед горелкой за последним отключающим устройством.

7.40. Газифицированный котел должен оснащаться системами (устройствами) технологической защиты:

7.40.1. На отключение подачи газа в случаях:

невоспламенения факела первой растапливаемой горелки;

погасания факелов всех горелок в топке (общего факела в топке);

отключения всех дымососов (для котлов с уравновешенной тягой);

отключения всех дутьевых вентиляторов;

отключения всех регенеративных воздухоподогревателей;

понижения давления газа после РК ниже заданного значения (при использовании газа в качестве основного вида топлива).

7.40.2. На снижение нагрузки котла до 50% при отключении:

одного из двух дымососов;

одного из двух дутьевых вентиляторов;

одного из двух регенеративных воздухоподогревателей.

7.40.3. На отключение подачи газа на горелку при ее невоспламенении или погасании ее факела.

7.41. Газифицированный котел должен быть оснащен блокировками, не допускающими:

открытие отключающего устройства на газопроводе-отводе к котлу при открытом положении хотя бы одного отключающего устройства перед горелками;

включение ЗЗУ и подачу газа к горелкам без предварительной вентиляции топки, газоходов (в том числе рециркуляционных), "теплого ящика" и воздуховодов в течение не менее 10 мин.;

открытие общего запорного устройства на запальном газопроводе к ЗЗУ при открытом положении хотя бы одного первого по ходу газа запорного устройства с электроприводом перед любым ЗЗУ;

подачу газа в горелку в случае закрытия воздушного шибера (клапана) перед горелкой (группой горелок) или при отключении индивидуального дутьевого вентилятора;

подачу газа в горелку при отсутствии факела на ЗЗУ;

открытие (закрытие) запорного устройства на трубопроводе безопасности при открытом (закрытом) положении обоих запорных устройств перед горелкой.

7.42. В системе газоснабжения (газораспределения) котла должна быть предусмотрена сигнализация на:

понижение или повышение заданного давления газа перед ГРП;

понижение или повышение заданного давления газа после ГРП;

понижение или повышение заданного давления газа после РК котла;

понижение заданного давления воздуха в общем коробе или в воздуховодах перед горелками (кроме котлов, работающих под наддувом);

понижение перепада давления между воздухом перед горелками и дымовыми газами в верхней части топки или на уровне горелок (для котлов, работающих под наддувом);

понижение перепада давления между воздухом в "теплом ящике" и дымовыми газами топки (для котлов, работающих под наддувом);

наличие факела на горелке котла;

наличие факела ЗЗУ горелки;

наличие общего факела в топке котла;

срабатывание защит, предусмотренных настоящими Правилами;

загазованность помещений регуляторных залов и МЩУ ГРП.

7.43. Выполнение блокировок и защит, действующих на останов котла или перевод его на пониженную нагрузку, должно осуществляться по техническим условиям, согласованным с заводом-изготовителем, или по нормативно-технической документации, утвержденной для ТЭС.

7.44. Аварийное отключение газопроводов (вплоть до ГРП) должно производиться в случаях разрыва сварных стыков, коррозионных и механических повреждений газопровода и арматуры с выходом газа, а также при взрыве, пожаре, непосредственно угрожающих газопроводам и газовому оборудованию.

7.45. При обнаружении загазованности работы должны быть приостановлены, приняты меры по устранению утечки газа и выполнению мероприятий в соответствии с Планом локализации и ликвидации аварийных ситуаций, при необходимости - Планом взаимодействия служб различных ведомств.

Лица, не участвующие в аварийно-восстановительных работах, должны быть удалены из опасной зоны.

7.46. Газоопасные работы должны выполняться в соответствии с требованиями настоящих Правил.

Форма нарядов-допусков на производство газоопасных работ может соответствовать требованиям нормативных документов для ТЭС, с учетом специфики проводимых работ.

7.47. Установка заглушек на газопроводах должна производиться на отключенном участке после его предварительной продувки воздухом или инертным газом и взятия пробы для анализа на содержание горючего газа.

Снятие заглушек на газопроводе должно производиться после проведения контрольной опрессовки в соответствии с требованиями настоящих Правил.

7.48. Заглушки на газопроводах ГРП при пуске газа после консервации или ремонта должны сниматься после осмотра технического состояния (обхода) газопроводов, проведения технического обслуживания и контрольной опрессовки, а после капитального ремонта на газопроводе (сварочных работ), после испытания на прочность и герметичность - в соответствии с требованиями настоящих Правил.


| Стр.1 | Стр.2 | Стр.3 | Стр.4 | Стр.5 | Стр.6 | Стр.7 | Стр.8 | Стр.9 |



<< Назад | <<< Главная страница

карта новых документов

Разное

При полном или частичном использовании материалов сайта ссылка на pravo.levonevsky.org обязательна

© 2006-2017г. www.levonevsky.org

TopList

Законодательство Беларуси и других стран

Законодательство России кодексы, законы, указы (избранное), постановления, архив


Законодательство Республики Беларусь по дате принятия:

2013 2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005 2004 2003 2002 2001 2000 до 2000 года

Защита прав потребителя
ЗОНА - специальный проект

Бюллетень "ПРЕДПРИНИМАТЕЛЬ" - о предпринимателях.




Новые документы




NewsBY.org. News of Belarus

UK Laws - Legal Portal