ПРАВИЛА ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ В ОБЛАСТИ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ (Часть 7)

ГЛАВА 23

ОСОБЫЕ ТРЕБОВАНИЯ ВЗРЫВОБЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ,

СООРУЖЕНИИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТОВ СИСТЕМЫ

ГАЗОСНАБЖЕНИЯ ГАЗОТУРБИННЫХ И ПАРОГАЗОВЫХ УСТАНОВОК

 

440. Настоящая  глава  устанавливает  специальные  требования  к  проектированию,

монтажу  и  безопасной  эксплуатации  системы  газоснабжения  газотурбинных  и

парогазовых установок, газопоршневых агрегатов.

441. Работы  по  проектированию,  монтажу,  ремонту,  техническому  обслуживанию  и

эксплуатации  газопроводов  давлением  свыше 1,2  МПа  в  пределах  тепловой

электростанции  должны  выполнять  организации,  имеющие  лицензию  на  право

осуществления  деятельности  в  области  промышленной  безопасности,  связанной  с

опасными  производственными  объектами  газораспределительной  системы  и

газопотребления.

442. При  проектировании  систем  газоснабжения  ГТУ,  ПГУ  или  ГПА,  средств

технологического  контроля,  автоматизации,  сигнализации,  защит  и  блокировок  должны

учитываться  требования  настоящих  Правил,  технических  нормативных  правовых  актов,

учитывающих  условия  и  требования  эксплуатации  тепловых  электрических  станций,

обеспечивающих их промышленную безопасность.

443. Проектируемые системы газоснабжения должны обеспечивать бесперебойное и

безопасное  газоснабжение,  а  также  возможность  оперативного  отключения  газа  на

объектах систем газоснабжения ГТУ, ПГУ, ГПА.

444. При разработке блока отключающей арматуры газовой турбины и ГПА следует

учитывать,  что  управление  арматурой  должно  осуществляться  от  системы  управления

ГТУ (ПГУ) или ГПА.

445. Система газоснабжения ГТУ и ПГУ включает:

подводящий  газопровод (далее ― ПГП)  от  ГРС  до  пункта  подготовки  газа  на

территории ТЭС;

пункт  подготовки  газа (далее ― ППГ),  включая  блоки:  редуцирования

(компримирования) давления газа, в том числе ГРП, узел стабилизации давления (далее ―

УСД),  дожимную  компрессорную  станцию (далее ― ДКС),  газотурбинную  редукционную

станцию (далее ― ГТРС), очистки, осушки, подогрева, измерения расхода;

наружные  газопроводы  от  пункта  подготовки  газа  до  зданий  и  сооружений,  в

которых размещены ГТУ и ПГУ;

блоки отключающей арматуры газовых турбин;

внутренние газопроводы ГТУ и ПГУ.

446. Система газоснабжения ГПА в общем случае должна включать:

ПГП от ГРС до ГРП;

наружный газопровод от ГРП до зданий и сооружений, в которых размещены ГПА;

блоки отключающей арматуры ГПА.

447. На подводящем газопроводе от ГРС должно быть предусмотрено отключающее

устройство с электроприводом, управляемым из главного корпуса ТЭС, располагаемое как

на территории электростанции, так и вне ее на расстоянии от 5 м до 20 м от ограды ТЭС.

448. Пуск (останов)  газовой  турбины,  работающей  как  автономно,  так  и  с  котлами-утилизаторами, входящими в состав ГТУ и ПГУ, должен быть автоматическим.

Оборудование в составе ГТУ и ПГУ должно обеспечивать эффективную вентиляцию

газовоздушного  тракта.  Алгоритмами  автоматического  разворота  газовой  турбины

двигателя  до  подсинхронных  оборотов  должна  предусматриваться  эффективная

вентиляция  всего  газовоздушного  тракта  газовой  турбины  и  котла-утилизатора  в  составе

ГТУ и ПГУ.

Выбор  пусковых  устройств  и  продолжительность  вентиляции  до  необходимой

кратности определяются исходя из требований изготовителя газовой турбины.

Конструкция котлов-утилизаторов в составе ГТУ (ПГУ) не должна иметь застойных

зон.

449. Объем  оснащения  средствами  контроля  факела  камеры  сгорания  газовой

турбины  определяется  техническими  условиями  на  поставку  ГТУ  и  настоящими

Правилами.

450. Газовое  оборудование  и  горелочные  устройства,  применяемые  в  системе

газоснабжения  ГТУ  и  ПГУ,  должны  соответствовать  требованиям  главы 20  настоящих

Правил.

451. Вентиляция  газовоздушного  тракта  газовых  турбин  и  котлов-утилизаторов,

входящих в состав ГТУ и ПГУ, при пуске должна обеспечиваться за счет расхода воздуха,

проходящего через газовую турбину при вращении ее ротора пусковым устройством.

Для  проведения  вентиляции  газовоздушного  тракта  ГТУ  и  ПГУ  после  останова

газовых  турбин  должен  использоваться  режим  холодной  прокрутки  газовой  турбины,

осуществляемый  с  помощью  пусковых  устройств,  с  учетом  вентиляции  за  счет  выбега

газовой турбины при ее останове.

452. Программы  автоматического  пуска  газовых  турбин  должны  позволять

осуществление нормальных и ускоренных пусков из каждого теплового состояния газовой

турбины.  Система  автоматического  пуска  газовых  турбин  должна  включать  блокировки,

препятствующие  выполнению  последующего  этапа  пуска  до  полного  завершения

предыдущего.

Программы системы автоматического останова газовых турбин должны включать:

разгрузку турбины в заданных параметрах по времени;

закрытие  регулирующих,  стопорных  и  предохранительных  запорных  клапанов  по

топливу,  а  также  электрифицированной  арматуры  на  подводе  топлива  к  пламенным

трубам камеры сгорания турбины и горелкам котла-утилизатора;

вентиляцию газовоздушных трактов установки, включая котел-утилизатор;

закрытие  шиберов  на  стороне  всасывания  и (или)  выхлопа  ГТУ  по  окончании

вентиляции газовоздушных трактов;

открытие запорных устройств на продувочных газопроводах;

открытие  запорных  устройств  на  продувочных  газопроводах  и  трубопроводах

безопасности газовой турбины и котла-утилизатора.

Устройства  автоматики  должны  быть  защищены  от  воздействия  колебаний

напряжения  питания.  Сигнальные  цепи  дополнительно  должны  быть  защищены  от

воздействия индустриальных помех.

453. Для  обеспечения  взрывобезопасности  системы  газоснабжения  и  ГТУ

необходимо контролировать: давление газа перед стопорным клапаном и в трубопроводе

за  регулирующим  клапаном,  постоянно  показывающими  приборами  по  месту  и  на  БЩУ;

концентрацию газа и окиси углерода в застойных зонах машинного зала и в помещениях,

непосредственно  прилегающих  к  газопроводам  и  газоходам  уходящих  газов,  в  которых

возможно скопление газа и окиси углерода.

Контроль  содержания  газа  и  окиси  углерода  в  воздухе  застойных  зон  должен

осуществляться  автоматическими  сигнализаторами  с  выводами  сигнализации  опасной

концентрации (более 10%  нижнего  концентрационного  предела  распространения

пламени) на БЩУ и ГЩУ.

454. Для  обеспечения  взрывопожаробезопасности  система  газоснабжения  и  ГТУ

должны  быть  оснащены  светозвуковой  сигнализацией,  выведенной  на  БЩУ  и  ГЩУ  и

сигнализирующей  о  повышении  и  понижении  давления  газа  перед  стопорным  клапаном

относительно заданных значений и о повышении концентрации газа в воздухе более 10%

нижнего концентрационного предела распространения пламени.

455. Помещения  категории  А  должны  быть  оборудованы  телефонной  связью  во

взрывозащищенном исполнении.

456. Системы  газоснабжения  ГТУ  и  ПГУ  должны  обеспечивать  газовые  турбины

проектным давлением газа перед горелочными устройствами и камерами сгорания.

Схемы  газоснабжения  ГТУ,  ПГУ  и  ГПА  от  ГРС  могут  предусматриваться  как

совместные (с  энергетическими  котлами),  так  и  раздельные  в  зависимости  от  места

расположения ТЭС, давления транспортируемого газа, места подключения к газопроводу

и  требуемого  давления  газа  перед  горелочными  устройствами  согласно  техническим

условиям изготовителя.

457. При  выборе  схемы  газоснабжения  за  расчетное  давление  газа  в  ПГП

принимается  минимальное  давление  на  границе  территории  ТЭС  с  учетом  сезонных  и

суточных колебаний, но не ниже 0,3 МПа.

Газопроводы  систем  газоснабжения  в  зависимости  от  рабочего  давления

транспортируемого газа подразделяются на категории:

высокого  давления I-а  категории  свыше 1,2  МПа  на  территории  тепловых

электрических станций к газотурбинным и парогазовым установкам;

высокого давления I категории свыше 0,6 МПа до 1,2 МПа включительно;

высокого давления II категории свыше 0,3 МПа до 0,6 МПа включительно;

среднего давления III категории свыше 0,005 МПа до 0,3 МПа включительно;

низкого давления IV категории до 0,005 МПа включительно.

В  зависимости  от  значения  расчетного  давления  газа  в  ПГП  схемы  подачи  газа

к газовым турбинам, работающим как автономно, так и  в составе ГТУ и ПГУ,  возможны

с дожимающими компрессорами и без них.

458. Дожимающие компрессоры должны располагаться в отдельном здании.

При  контейнерной  поставке  допускается  их  размещение  в  пристройках  к  зданию

главного корпуса.

Размещение в машинном зале ГТУ дожимающих компрессоров не допускается.

459. Подводящие  газопроводы  от  ГРС  или  от  магистральных  газопроводов  до

площадки  ТЭС,  независимо  от  давления  транспортируемого  газа,  следует  прокладывать,

как правило, подземно.

460. На  территории  ТЭС,  как  правило,  следует  предусматривать  комплексный

общестанционный пункт подготовки газа.

461. Аппараты в каждой ступени очистки газа предусматриваются с 50-процентным

резервом.  На  ПГП  к  блоку  очистки  газа  следует  предусматривать  запорное  устройство

с электроприводом, управляемым с МЩУ ППГ.

462. Количество  редуцирующих  ниток  в  ГРП  определяется  пропускной

способностью выбранного оборудования и арматуры и рекомендуется предусматривать с

50-процентным резервом, но не менее двух, одна из которых рабочая, другая ― резервная.

463. Технологическая  схема  дожимной  компрессорной  станции  может  быть  как

общестанционной, так и блочной.

464. Производительность  общестанционной  ДКС  должна  рассчитываться  на

максимальный  расход  газа  на  ГТУ,  а  на  электростанциях,  сжигающих  газ  сезонно, ― по

расходу газа для летнего режима.

465. При  суммарном  расходе  газа  до 300  тыс. куб.м/ч  может  сооружаться  одна

общестанционная  ДКС.  При  больших  расходах  газа  должны  сооружаться  две  ДКС  и

более.

При  суммарном  расходе  газа  до 50 тыс. куб.м/ч  количество  дожимающих

компрессоров должно быть не менее двух, один из которых резервный. В зависимости от

режима  работы  ГТУ  в  энергосистеме  при  соответствующем  обосновании  допускается

установка третьего компрессора (на случай ремонта).

При  суммарном  расходе  газа  свыше 50 тыс. куб.м/ч  до 100 тыс. куб.м/ч  и  свыше

100 тыс. куб.м/ч до 300 тыс. куб.м/ч количество дожимающих компрессоров должно быть

соответственно не менее трех и не менее четырех.

466. В  блочной  ДКС  при  электрической  мощности  ГТУ,  ПГУ  менее 150 МВт

дожимимающие компрессоры устанавливаются без резерва. При электрической мощности

ГТУ,  ПГУ  свыше 150 МВт  необходимо  предусматривать  резервный  дожимной

компрессор.

467. Падение  давления  газа  перед  газовыми  турбинами  за  время  пуска  резервного

компрессора  должно  быть  в  пределах  допустимого  значения,  установленного

организацией ― изготовителем газовой турбины.

Схемой  ДКС  должна  предусматриваться  работа  компрессоров  при  нулевом  расходе

газа на газовые турбины.

ДКС  должна  предусматривать  автоматическое  регулирование  давления  газа  перед

газовыми  турбинами.  Поддержание  заданного  давления  за  ДКС  и  ввод  в  работу

резервного компрессора должны осуществляться автоматически.

Дожимающие  компрессоры  должны  выбираться  с  учетом  возможности  их

повторного  автоматического  пуска  и  оснащаться  системами  самозапуска

электродвигателей.  Время  срабатывания  системы  самозапуска  должно  быть  меньше

времени выхода параметров за предельно допустимые значения.

Дожимающие  компрессоры  должны  оснащаться  системами  контроля  состояния

подшипников  по  температуре  с  сигнализацией  ее  предельных  значений  и  блокировками,

отключающими компрессоры при превышении этого параметра.

468. На отводе от ППГ к газовой турбине (в блоке запорной арматуры) по ходу газа

предусматриваются:

штуцер для присоединения продувочного газопровода;

запорное устройство с электроприводом;

штуцер для присоединения продувочного газопровода;

фланцы  для  установки  ремонтной  заглушки (листовой  или  поворотной)  с

приспособлением для их разжима и токопроводящей перемычкой;

штуцер для подвода продувочного агента;

расходомерное устройство.

469. На  внутреннем  газопроводе  газовой  турбины,  работающей  автономно  или  в

составе ГТУ или ПГУ, по ходу газа (в главном корпусе) предусматриваются:

штуцер продувочного газопровода;

механический  фильтр,  предотвращающий  попадание  в  ГТУ  продуктов  внутренней

коррозии газопроводов;

ПЗК;

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 газовой турбины.

Штуцер для присоединения запального газопровода предусматривается между двумя

запорными  устройствами  на  вводе.  Общий  ПЗК (стопорный  клапан),  регулирующий

клапан,  механический  фильтр,  а  также  запорная  арматура  перед  горелочными

устройствами  поставляются  изготовителем  газовой  турбины  и  устанавливаются

непосредственно  в  здании  главного  корпуса  в  соответствии  с  технологической  схемой,

разработанной изготовителем газовой турбины.

Механический  фильтр  допускается  устанавливать  перед  расходомерным

устройством.

470. На внутреннем газопроводе к ГПА должны предусматриваться (по ходу газа):

два  отключающих  устройства (первое  может  быть  с  ручным  приводом,  второе ―

с электроприводом) с продувочной свечой и устройством отбора проб между ними;

фильтр (необходимость установки определяет проектная организация);

продувочная свеча с устройством отбора проб;

фланцевое соединение для установки поворотной заглушки;

штуцер для подключения продувочного агента;

отключающее устройство с электроприводом;

измерительное устройство расхода газа;

регулирующий клапан;

непосредственно  перед  подачей  газа  в  двигатель ― два  быстрозапорных  отсечных

клапана (ПЗК)  с  установкой  между  ними  свечи  безопасности  с  отключающим

электрифицированным устройством.

Выполнение  блокировок  и  защит  на  останов  ГПА  и  перевод  его  на  работу  с

пониженной  нагрузкой  должны  осуществляться  в  соответствии  с  техническими

условиями организации-изготовителя.

471. Для  предотвращения  передачи  вибраций  от  двигателя  на  газопровод

присоединение  двигателя  к  газопроводу  должно  осуществляться  посредством  гибкого

соединения.

472. 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 градусов.

473. Транзитная  прокладка  газопроводов  должна  осуществляться  с  учетом

требований противопожарной безопасности.

474. Наружный  газопровод  в  пределах  ТЭС  должен  быть  надземным,  исключая

участок,  отстоящий  на 15  м  от  ограды  внутрь  площадки  электростанции,  который  может

быть как надземным, так и подземным.

475. 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 следует размещать в

верхнем ярусе эстакады.

476. Газопровод  должен  прокладываться  с  уклоном,  обеспечивающим  сток

конденсата к месту его выпуска в процессе эксплуатации и при опорожнении для ремонта.

477. 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.

478. Расстояние в свету до газопровода по вертикали должно быть не менее:

от покрытия пешеходной дороги 2,2 м;

от покрытия автомобильной дороги 4,5 м;

от плоскости головок рельсов железной дороги 5,5 м.

479. Распределительный газопровод должен располагаться вне помещений ГТУ.

При  размещении  газовых  турбин  в  общем  машинном  зале  на  распределительном

газопроводе  на  расстоянии  не  более 50 м  до  первого  отвода  к  газовой  турбине

устанавливается электрифицированное запорное устройство.

480. Дополнительные запорные устройства на газопроводах могут устанавливаться в

местах,  определяемых  проектной  организацией  из  условия  возможности  отключения

установки от системы газоснабжения.

481. Надземный газопровод, пересекаемый высоковольтной линией электропередачи,

должен  иметь  защитное  устройство,  предотвращающее  попадание  на  него

электропроводов в случае их обрыва. Защитное устройство должно быть из несгораемых

материалов и конструкций, как правило, металлических, имеющих надежное заземление.

Сопротивление заземления газопровода и его защитного устройства должно быть не

более 10 Ом.

482. Оголовки  продувочных  газопроводов  и  сбросных  газопроводов  от

предохранительных клапанов, установленных на газопроводах, должны располагаться:

с давлением более 1,2 МПа ― не менее чем на 5 м выше самой высокой точки здания

в  радиусе 20  м  от  сбросного  трубопровода,  но  не  менее 6  м  от  уровня  планировочной

отметки площадки (земли);

с давлением менее 1,2 МПа ― не менее чем на 1 м выше дефлектора здания или на 2 м

выше светоаэрационного фонаря соседнего (ближе 20 м) здания, но не менее 5 м от земли.

483. Сбросной  трубопровод  должен  располагаться  со  стороны  здания,

противоположной  воздухозабору.  При  невозможности  выполнения  этого  требования

концевые  участки  сбросных  и  продувочных  газопроводов  должны  располагаться  выше

заборных устройств приточной вентиляции на расстоянии 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.

484. Запрещается  соединять  трубопроводы  сброса  газа  с  предохранительных

клапанов  на  нитках  с  различными  величинами  выходных  давлений  на  одну  свечу  и

монтаж запорной арматуры после предохранительных клапанов.

485. Продувка  газового  оборудования  и  газопроводов  должна  предусматриваться

воздухом  или  инертным  газом.  Для  подачи  воздуха  или  инертного  газа  должны  быть

предусмотрены штуцера с запорными устройствами.

486. Газовые  коллекторы,  подводящие  газ  к  ГТУ,  должны  прокладываться  снаружи

зданий по стенам или опорам, располагаться на высоте не менее 4,5 м от уровня земли и

не пересекать оконных и дверных проемов.

487. Расстояния (в  свету)  между  газопроводом  и  ограждающими  конструкциями

здания тепловой электростанции должны быть не менее:

150 мм для труб диаметром менее 200 мм;

300 мм для труб диаметром от 200 мм до 500 мм;

500 мм для труб диаметром более 500 мм.

488. Газопроводы  при  прокладке  через  стены  должны  выполняться  в  стальных

футлярах.  Внутренний  диаметр  футляра  должен  быть  не  менее  чем  на 100  мм  больше

диаметра газопровода. Зазоры между газопроводом и футляром (концы футляра) должны

уплотняться несгораемым эластичным материалом.

489. Вводы газопроводов должны предусматриваться непосредственно в помещения,

где  находятся  газоиспользующие  установки,  и  прокладываться  в  местах,  доступных  для

их обслуживания, осмотра и ремонта.

490. Расстояния  между  осями  смежных  трубопроводов  и  до  края  опорной

конструкции должны выбираться по приложению 23.

491. Сварные  стыки  газопроводов  должны  находиться  от  края  опоры  на  расстоянии

не менее 200 мм.

492. Вварка  штуцеров  в  сварные  швы,  а  также  в  гнутые  элементы (в  местах  гибов)

трубопроводов не допускается.

493. Для газопроводов I-a категории применение отводов, сваренных из секторов, не

допускается.

494. Расстояния  между  газопроводом  и  электропроводами  в  местах  пересечения  и

параллельной  прокладки  принимаются  по  требованиям  правил  устройства  и  защитных

мер электробезопасности.

495. Блоки  запорной  арматуры  следует  размещать  в  специальном  здании  или  в

пристройке  к  главному  корпусу  здания  ТЭС  в  обогреваемых  помещениях,  укрытиях

(шкафах).

496. Газопровод  от  фильтров  тонкой  очистки,  установленных  на  подводе  газа,  до

горелочных устройств ГТ должен выполняться из коррозионно-стойкой стали.

497. Газопроводы  должны  быть  окрашены  в  желтый  цвет  в  соответствии  с

требованиями государственного стандарта.

498. Расстояния  от  газопроводов  до  зданий  и  сооружений  ТЭС  должны  выбираться

согласно приложению 24.

499. Испытание  газопроводов  высокого  давления I-а  категории  на  прочность  и

проверку на герметичность следует производить после полной готовности трубопроводов

в  соответствии  с  техническими  нормативными  правовыми  актами,  устанавливающими

требования к испытанию технологических трубопроводов.

Испытание  трубопроводов  на  прочность  следует  производить  гидравлическим  или

пневматическим  способом  давлением  равным 1,5  Рраб.  Время  испытания  при

гидравлическом способе 24 часа, время испытания при пневматическом способе 12 часов.

Испытания  гидравлическим способом проводятся при технической возможности полного

удаления воды из газопровода.

Давление  при  проверке  на  герметичность  принимается  равным  рабочему.

Продолжительность  проверки  на  герметичность  определяется  временем,  необходимым

для тщательного осмотра трассы с целью выявления утечек, но не менее 12 часов.

500. Подземные газопроводы должны быть защищены от коррозии в соответствии с

государственными  стандартами,  устанавливающими  требования  к  защите  от  коррозии

подземных газопроводов, с учетом рабочего давления транспортируемого газа.

501. Пункт подготовки газа должен обеспечивать очистку газа от жидких и твердых

частиц,  редуцирование  и (или)  компремирование  газа,  его  подогрев  и  охлаждение (при

необходимости) и измерение расхода.

502. Обводные  газопроводы  в  ППГ  не  предусматриваются.  Технологические  схемы

газопроводов  ППГ  и  газопроводов  газовой  турбины  должны  предусматривать  установку

поворотных  или  листовых  ремонтных  заглушек,  системы  продувочного  агента  и

продувочных  газопроводов  для  обеспечения  требований  безопасности  при  выводе

оборудования  и  газопроводов  в  ремонт  и  вводе  в  эксплуатацию  после  ремонта.  Для

газопроводов  давлением  выше 1,2  МПа  на  каждом  продувочном  газопроводе  должны

предусматриваться два запорных устройства со штуцером между ними для отбора проб от

продуваемого  участка  для  анализа.  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.

503. Технические  средства  для  подготовки  газа  могут  размещаться  в  зданиях

(укрытиях),  контейнерах (блочное  исполнение)  и  на  открытом  воздухе.  Площадка

размещения ППГ должна иметь ограждение.

Расстояния  от  зданий (укрытий)  и  сооружений  ППГ  относительно  других  зданий  и

сооружений  электростанции  должно  соответствовать  требованиям  противопожарной

безопасности.

При  блочном  исполнении  допускается  их  размещение  вблизи  здания  ГТУ  или

непосредственное  примыкание.  В  этом  случае  расстояния  от  ДКС  до  здания  ГТУ  не

нормируются.

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

нормируется.

505. Очистку газа от твердых частиц и капельной жидкости следует предусматривать

в фильтрах и сепараторах с автоматическим сливом жидкости в резервуар вместимостью

не менее 1 куб.м.

506. Линии редуцирования и газопроводы на длине не менее 20 м после РК следует

проектировать с шумопоглощающей изоляцией или с установкой шумоглушителей.

507. Производственные помещения и помещения управления ППГ с площадью более

60  кв.м  должны  иметь  запасный  выход,  расположенный  с  противоположной  стороны

основному. Запасный выход должен быть наружу здания.

508. Каждое  помещение  ППГ  категории  А  должно  оборудоваться  стационарными

сигнализаторами  загазованности  и  оснащаться  светозвуковой  предупредительной

сигнализацией  загазованности  с  выводом  на  БЩУ.  При  достижении 10%  нижнего

концентрационного предела распространения пламени в воздухе помещения ППГ должна

включаться  аварийная  вентиляция  и  выводится  сигнал  на  БЩУ.  При  достижении 20%

нижнего  концентрационного  предела  распространения  пламени  светозвуковая

сигнализация выводится на БЩУ, а также перед входом в помещения ППГ.

509. Полы ППГ должны выполняться из несгораемых материалов, не дающих искру

при ударе. Двери помещений должны открываться наружу.

510. Размещение  оборудования,  газопроводов,  арматуры  и  приборов  должно

обеспечивать  их  удобное  обслуживание  и  ремонт.  Ширина  основного  прохода  в

помещении ППГ должна составлять не менее 0,8 м.

511. Газопроводы,  применяемые  в  системе  газоснабжения  ГТУ,  ПГУ  и  ГПА  ТЭС,

должны выполняться из стальных труб:

бесшовных  горячедеформированных  по  ТУ 14-3-190-2004 "Трубы  стальные

бесшовные  для  котельных  установок  и  трубопроводов.  Технические  условия",  ТУ 14-3-460-2009 "Трубы стальные бесшовные для паровых котлов и трубопроводов. Технические

условия",  ТУ 14-3Р-55-2001 "Трубы  стальные  бесшовные  для  паровых  котлов  и

трубопроводов. Технические условия" (давлением до 6,4 МПа, диаметром до 426 мм);

бесшовных  холоднодеформированных  и  теплодеформированных  по  ГОСТ 8733-74

"Трубы  стальные  бесшовные  холоднодеформированные  и  теплодеформированные.

Технические  требования",  введенному  в  действие  на  территории  Республики  Беларусь

постановлением  Государственного  комитета  по  стандартизации,  метрологии  и

сертификации  при  Совете  Министров  Республики  Беларусь  от 17  декабря 1992 г. N 3

(далее ― ГОСТ 8733),  группы  В,  изготовленных  из  катаной  заготовки  или  из  слитка

методом  пилигримной  прокатки   со 100%  ультразвуковым  контролем  организации-изготовителя,  с  гарантией  испытаний  на  загиб  или  раздачу  по  пункту 1.10  ГОСТ 8733

(давлением до 1,6 МПа, диаметром до 45 мм);

электросварных  прямошовных  по  ГОСТ 20295-85 "Трубы  стальные  сварные  для

магистральных  газонефтепроводов.  Технические  условия",  введенному  в  действие  на

территории  Республики  Беларусь  постановлением  Государственного  комитета  по

стандартизации, метрологии и сертификации при Совете Министров Республики Беларусь

от 17  декабря 1992 г. N 3 (далее ― ГОСТ 20295) (давлением  до 2,5  МПа,  диаметром 530,

620, 720, 820, 1020  мм),  по  ТУ 14-3-1698-2000 "Трубы  стальные  электросварные

прямошовные  диаметром 1020  и 1220  мм  для  газонефтепроводов.  Технические  условия"

(давлением до 2,5 МПа, диаметром 1020 и 1220 мм), по ГОСТ 10705-80 "Трубы стальные

электросварные. Технические условия", введенному в действие на территории Республики

Беларусь  постановлением  Государственного  комитета  по  стандартизации,  метрологии  и

сертификации  при  Совете  Министров  Республики  Беларусь  от 17  декабря 1992 г. N 3

(далее ― ГОСТ 10705), группы В, термообработанных, с гарантией испытаний на загиб по

пункту 2.16  и  испытанием  сварного  соединения  на  растяжение  по  пункту 2.18  ГОСТ

10705 (давлением до 1,6 МПа, диаметром до 426 мм);

бесшовных  из  коррозионно-стойких  марок  стали  по  ГОСТ 9940-81 "Трубы

бесшовные  горячедеформированные  из  коррозионно-стойкой  стали.  Технические

условия",  введенному  в  действие  на  территории  Республики  Беларусь  постановлением

Государственного  комитета  по  стандартизации,  метрологии  и  сертификации  при  Совете

Министров  Республики  Беларусь  от 17  декабря 1992 г. N 3,  ГОСТ 9941-81 "Трубы

бесшовные  холодно-  и  теплодеформированные  из  коррозионно-стойкой  стали.

Технические  условия",  введенному  в  действие  на  территории  Республики  Беларусь

постановлением  Государственного  комитета  по  стандартизации,  метрологии  и

сертификации  при  Совете  Министров  Республики  Беларусь  от 17  декабря 1992 г. N 3,

ТУ 14-3Р-197-2001 "Трубы  бесшовные  из  коррозионно-стойких  марок  стали  с

повышенным качеством поверхности. Технические условия" (далее ― ТУ 14-3Р-197);

электросварных  спиральношовных (только  для  прямых  участков)  по  ГОСТ 20295

(давлением до 2,5 МПа, диаметром от 530 до 1020 мм).

Допускается  применение  и  других  труб  из  спокойной  углеродистой  и

низколегированной  стали,  технические  требования  к  которым  должны  быть  не  ниже

указанных в стандартах на вышеперечисленные трубы.

Допустимость  применения  материалов  иностранных  марок  в  каждом  конкретном

случае  должна  быть  подтверждена  специализированной  научно-исследовательской

организацией.

512. Стальные  трубы  для  газопроводов  следует  предусматривать  из  спокойных

углеродистых  сталей 10  и 20  по  ГОСТ 1050-88 "Прокат  сортовой,  калиброванный,  со

специальной  отделкой  поверхности  из  углеродистой  качественной  конструкционной

стали.  Общие  технические  условия",  введенному  в  действие  на  территории  Республики

Беларусь  постановлением  Государственного  комитета  по  стандартизации,  метрологии  и

сертификации  при  Совете  Министров  Республики  Беларусь  от 17  декабря 1992 г. N 3,

СтЗсп5  по  ГОСТ 380-2005 "Сталь  углеродистая  обыкновенного  качества.  Марки",

введенному  в  действие  постановлением  Государственного  комитета  по  стандартизации

Республики  Беларусь  от 31  июля 2006 г. N 35,  низколегированных  сталей 17ГС, 17Г1С,

17Г1С-У, 09Г2С  по  ГОСТ 19281-89 "Прокат  из  стали  повышенной  прочности.  Общие

технические  условия",  введенному  в  действие  на  территории  Республики  Беларусь

постановлением  Государственного  комитета  по  стандартизации,  метрологии  и

сертификации  при  Совете  Министров  Республики  Беларусь  от 17  декабря 1992 г. N 3,  и

коррозионно-стойкой  стали 08Х18Н10Т  по  ТУ 14-3Р-197  и  ГОСТ 5632-72 "Стали

высоколегированные  и  сплавы  коррозионно-стойкие,  жаростойкие  и  жаропрочные.

Марки",  введенному  в  действие  на  территории  Республики  Беларусь  постановлением

Государственного  комитета  по  стандартизации,  метрологии  и  сертификации  при  Совете

Министров Республики Беларусь от 17 декабря 1992 г. N 3.

Марки  углеродистых  и  низколегированных  сталей  должны  выбираться  в

зависимости  от  рабочих  параметров  транспортируемого  газа  и  расчетной  температуры

окружающего воздуха в районе строительства.

Стальные  сварные  трубы,  применяемые  для  строительства  систем  газоснабжения,

должны пройти 100-процентный контроль заводского шва неразрушающими методами.

513. Детали,  блоки,  сборочные  единицы  трубопроводов,  опоры  и  подвески  для

газопроводов на давление до 4,0  МПа следует применять в соответствии с техническими

нормативными  правовыми  актами,  содержащими  требования  к  трубопроводам  тепловых

электростанций.

Для газопроводов на давление более 4,0 МПа следует применять детали и сборочные

единицы из углеродистых сталей на давление не менее 6,4 МПа.

514. Трубопроводы  газа,  элементы  и  оборудование  газопроводов  должны

рассчитываться на рабочее давление транспортируемого газа.

515. Проекты  газопроводов I-а  категории  должны  содержать  требования  контроля

поперечных сварных соединений неразрушающими методами в объеме 100%.

516. 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.

517. 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 безфланцевая (приварная) арматура.

Герметичность  затворов  арматуры  для  всех  газопроводов  должна  обеспечивать

отсутствие  видимых  утечек  в  течение  времени  испытания  и  соответствовать  классу  А

согласно государственным стандартам. Арматура должна быть предназначена для газовой

среды.

518. В  целях  автоматизации  управления  процессом  запорная  арматура  в  системе

газоснабжения  должна  применяться  с  дистанционно  управляемыми  приводами

(электрическими, пневматическими).

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 секунды.

Запорная арматура должна оснащаться электроприводом и иметь ручное управление.

519. Электроприводы  к  арматуре  должны  применяться  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.  Электрооборудование  запорной  арматуры,

устанавливаемой  на  открытом  воздухе,  должно  иметь  соответствующее  этим  условиям

исполнение и быть защищено от атмосферных осадков.

520. Устанавливаемая  на  газопроводах  арматура  должна  быть  легкодоступна  для

управления, обслуживания и ремонта.

521. 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.

522. 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.

523. 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.

Допускается установка заглушек во фланцевом соединении.

524. Пространство в пределах 3 м по горизонтали и вертикали от запорной арматуры

и фланцевых соединений газопроводов следует относить к взрывоопасным зонам.

525. Во  взрывоопасных  зонах  должны  устанавливаться  взрывозащищенные

электрические  машины,  аппараты  и  приборы  в  исполнении "повышенной  надежности

против взрыва" со степенью защиты оболочки не ниже 1Р54.

526. Стационарные  светильники,  устанавливаемые  в  зонах  В-1a  и  В-1г,  должны

иметь  исполнение "повышенной  надежности  против  взрыва",  переносные  светильники  в

зоне  В-1a  должны  быть  взрывобезопасными,  в  зоне  В-1г ― "повышенной  надежности

против взрыва".

527. Защита  от  статического  электричества  и  устройство  молниезащиты  ППГ

должны  выполняться  в  соответствии  с  техническими  нормативными  правовыми  актами,

содержащими требования по устройству молниезащиты зданий и сооружений.

528. 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 контейнеров ППГ.

529. Электрические  КИП,  устанавливаемые  во  взрывоопасных  помещениях  и

наружных установках, должны иметь взрывозащищенное исполнение.

530. Системы  отопления  и  вентиляции  помещений  в  зданиях  и  сооружениях

газоснабжения,  а  также  главного  корпуса  с  ГТУ,  работающими  на  природном  газе,

следует  проектировать  в  соответствии  с  требованиями  действующих  технических

нормативных правовых актов и настоящих Правил.

531. 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

изготовителя (не  ниже 5 °C  при  пребывании  работающих  не  более 15  минут  и  не  ниже

10 °C при пребывании работающих не более 2 часов);

в  теплый  период  года ― не  выше  максимального  значения,  указанного  в  паспорте

изготовителя (не более 40 °C при пребывании работающих не более 15 минут).

532. 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.

Все  соединения  трубопроводов  в  пределах  помещений  компрессоров,  помещений

электродвигателей,  помещений  газотурбинных  двигателей  должны  быть  сварными,

арматура должна быть вынесена из взрывоопасной зоны.

533. В  помещениях  ППГ  и  ДКС  следует  предусматривать  общеобменную

вентиляцию  с  естественным  побуждением  в  размере  не  менее  трехкратного

воздухообмена  в 1  час.  Системы  вентиляции  с  механическим  побуждением  или

смешанные  системы  вентиляции  следует  проектировать  при  невозможности  обеспечения

расчетных параметров воздуха за счет вентиляции с естественным побуждением.

В  помещениях  ДКС  следует  предусматривать  аварийную  вентиляцию  с

механическим  побуждением  в  дополнение  к  общеобменной  из  верхней  зоны,  в  объеме

восьмикратного обмена в 1 час.

534. Системы  аварийной  вентиляции  должны  включаться  автоматически  при

срабатывании  установленных  в  помещениях  газоанализаторов  при  достижении 10%

нижнего концентрационного предела распространения пламени.

535. В  помещениях  главного  корпуса,  в  которых  расположены  газовые  турбины,

следует  предусматривать  общеобменную  приточно-вытяжную  вентиляцию  с

механическим  или  естественным  побуждением  в  зависимости  от  принятой  схемы

вентиляции,  но  не  менее  трехкратного  воздухообмена  в  час  в  пределах  каждого

энергетического блока. Принятая система организации воздухообмена должна исключать

возможность образования застойных зон в пределах площадок и помещений.

536. Помещения  машинного  зала,  котельного  отделения  следует  оборудовать

отоплением,  обеспечивающим  в  период  монтажа  и  ремонта  оборудования  температуру

внутреннего  воздуха  не  ниже 10 °C.  Тепловую  производительность  системы  отопления

предусматривать  на  возмещение 100%  потерь  тепла  и  подогрев  наружного  воздуха,

поступающего  за  счет  инфильтрации  в  машинном  отделении ― в  количестве 0,4-кратного

воздухообмена  помещения,  в  котельном  отделении ― 0,7-кратного  воздухообмена

помещения в час.

537. Строительство  и  приемка  в  эксплуатацию  законченных  строительством

объектов  ТЭС  с  ГТУ  и  ПГУ  должны  осуществляться  в  соответствии  с  действующим

законодательством с учетом требований настоящих Правил.

Дефекты  и  недоделки,  допущенные  в  ходе  строительства  и  монтажа,  а  также

дефекты  оборудования,  выявленные  в  процессе  испытаний,  должны  быть  устранены

строительными,  монтажными  организациями  и  организациями-изготовителями  до  начала

комплексного опробования.

538. На период комплексного опробования оборудования должно быть организовано

круглосуточное дежурство персонала станции, монтажной и наладочной организаций для

наблюдения  за  состоянием  технологического  оборудования  и  принятия  мер  по

своевременному устранению неисправностей и утечек газа.

Персонал  станции  должен  быть  проинструктирован  о  возможных  неполадках  и

способах  их  устранения,  а  также  обеспечен  необходимыми  схемами  и  инструкциями,

средствами защиты и спецодеждой, необходимыми приборами и оборудованием.

539. Комплексное  опробование  ГТУ  считается  проведенным  при  непрерывной,  без

отказов,  работе  основного  оборудования  в  течение 72  часов  на  основном  топливе  с

номинальной  нагрузкой  и  проектными  параметрами  газа;  успешном  проведении

10 автоматических  пусков;  проверке  соответствия  вибрационных  характеристик  агрегата

действующим  нормам;  проверке  эффективности  работы  системы  автоматического

регулирования  и  двукратном  опробовании  всех  защит  при  постоянной  или  поочередной

работе всего вспомогательного оборудования, входящего в пусковой комплекс.

540. При  эксплуатации  систем  газоснабжения  ТЭС  с  ГТУ  и  ПГУ  по  графикам,

утвержденным техническим руководителем, должны выполняться:

осмотр технического состояния оборудования (обход);

проверка параметров срабатывания ПСК и ПЗК, установленных на ППГ;

проверка  работоспособности  ПЗК,  включенных  в  схемы  защит  и  блокировок  ГТУ  и

ПТУ;

контроль загазованности воздуха в помещениях ППГ, котельном и машинном залах,

а также в помещениях, в которых размещены блоки системы газоснабжения;

проверка  действия  автоматических  сигнализаторов  загазованности  воздуха  в

помещениях ГРП, машинном зале и котельной;

проверка  срабатывания  устройств  технологической  защиты,  блокировок  и  действия

сигнализации;

очистка фильтров;

проверка  плотности  фланцевых,  резьбовых  и  сварных  соединений  газопроводов  и

сальниковых набивок арматуры с помощью приборов или мыльной эмульсии;

включение  и  отключение  газопроводов  и  газового  оборудования  в  режимы  резерва,

ремонта и консервации;

техническое обслуживание;

текущий ремонт;

проведение  режимно-наладочных  работ  на  газоиспользующем  оборудовании  с

пересмотром режимных карт;

техническое  обследование (техническая  диагностика)  газопроводов  и  газового

оборудования;

капитальный ремонт.

541. Технологическое  оборудование,  средства  контроля,  управления,  сигнализации,

связи должны подвергаться внешнему осмотру со следующей периодичностью:

технологическое  оборудование,  трубопроводная  арматура,  электрооборудование,

средства  защиты,  технологические  трубопроводы ― перед  началом  смены  и  в  течение

смены не реже чем через 2 часа;

средства  контроля,  управления,  исполнительные  механизмы,  средства  сигнализации

и связи ― не реже 1 раза в сутки;

вентиляционные системы ― перед началом смены;

технические  средства  противопожарной  защиты,  связи  и  оповещения  о  пожаре,

первичные средства пожаротушения ― перед началом смены.

542. Техническое обслуживание газопроводов и газового оборудования ППГ должно

проводиться не реже одного раза в 6 месяцев.

Внутренние  газопроводы  ГТУ  и  ПГУ  должны  подвергаться  техническому

обслуживанию  не  реже 1  раза  в  месяц  и  текущему  ремонту ― не  реже 1  раза  в  год.

Периодичность капитальных ремонтов устанавливается с учетом фактического состояния

оборудования.

Текущий  ремонт  дожимающих  компрессоров,  предохранительной  запорной  и

регулирующей  арматуры  с  гарантированным  сроком  эксплуатации  производится  в

соответствии с эксплуатационной документацией организации-изготовителя.

543. Техническое  обслуживание  должно  проводиться  в  составе  не  менее  трех

человек,  под  руководством  мастера,  с  оформлением  наряда-допуска  на  производство

газоопасных работ.

544. Техническое  обслуживание,  текущий  и  капитальный  ремонт  газопроводов,

арматуры  и  технологического  оборудования  должны  производиться  в  соответствии  с

требованиями  настоящих  Правил,  инструкций  организаций-изготовителей  по  монтажу  и

эксплуатации  оборудования,  а  также  технических  нормативных  правовых  актов,

учитывающих  условия  и  требования  эксплуатации  тепловых  электрических  станций,

обеспечивающих их промышленную безопасность.

545. До  начала  выполнения  работ  по  техническому  обслуживанию  должен  быть

проведен контроль воздуха рабочих зон помещений (ППГ, машинного зала, котельной) на

загазованность с отметкой результатов анализа в наряде-допуске.

546. При техническом обслуживании ППГ должны выполняться:

проверка хода запорной арматуры и герметичности, герметичности ПСК с помощью

приборов или мыльной эмульсии;

проверка  плотности  мест  прохода  сочленений  приводных  механизмов  с

регулирующими клапанами;

проверка плотности всех соединений газопроводов и арматуры с помощью приборов

или мыльной эмульсии;

осмотр и при необходимости очистка фильтров;

проверка  сочленений  приводных  механизмов  с  регулирующими  клапанами,

устранение люфтов и других механических неисправностей рычажной передачи;

продувка  импульсных  линий  приборов  средств  измерения,  предохранительных

запорных и регулирующих клапанов;

проверка  наличия  и  качества  смазки  редукторов  запорных  и  регулирующих

устройств;

проверка параметров настройки ПСК;

смазка трущихся частей и подтягивание (при необходимости) сальников арматуры.

547. При  техническом  обслуживании  внутренних  газопроводов  ГТУ  и  котлов-утилизаторов должны выполняться:

проверка плотности всех соединений газопроводов, газового оборудования и газовой

аппаратуры с помощью приборов или мыльной эмульсии;

осмотр арматуры с ее очисткой (при необходимости);

проверка  сочленений  приводных  механизмов  с  регулирующими  клапанами,

устранение люфтов и других механических неисправностей рычажной передачи;

смазка трущихся частей и подтягивание (при необходимости) сальников арматуры;

продувка импульсных линий средств измерений.

548. В  производственной  зоне  ППГ  должны  ежесменно  осматриваться

технологическое  оборудование,  газопроводы,  арматура,  электрооборудование,

вентиляционные  системы,  средства  измерений,  противоаварийные  защиты,  блокировки  и

сигнализации, выявленные неисправности ― своевременно устраняться.

Включение  в  работу  технологического  оборудования  без  предварительного

внешнего осмотра (обхода) не допускается.

549. Параметры  настройки  регуляторов  в  ППГ  должны  соответствовать  значениям

рабочего давления газа, указанным в паспортных характеристиках ГТУ.

Колебания  давления  газа  на  выходе  допускаются  в  пределах 10%  от  рабочего

давления.