|
Стр. 3
хозяйства о необходимости отключения газовых приборов при
выявлении неисправности дымоходов и самовольно установленных
газовых приборов;
вызов представителя эксплуатационной организации газового
хозяйства для отключения газовых приборов от газоснабжения при
выезде жильцов.
3.8.2. Перед первичным пуском газа в административные,
общественные и жилые здания персонал организаций и
квартиросъемщики (потребители), пользующиеся газовыми приборами и
аппаратами (в том числе ресторанного типа) для пищеприготовления и
горячего водоснабжения, а также поквартирного отопления, должны
пройти инструктаж в организации газового хозяйства.
Рабочий персонал организаций - потребитель газа не реже 1 раза
в 12 мес. должен проходить повторный инструктаж на рабочем месте.
3.8.3. Техническое обслуживание газового оборудования и
газопроводов административных и общественных зданий должно
производиться не реже 1 раза в 6 мес. организацией, имеющей
соответствующую лицензию территориального органа Госгортехнадзора
России.
3.8.4. Техническое обслуживание газопроводов, газового
оборудования (приборов и аппаратов) в жилых зданиях проводится в
соответствии с "Положением о техническом обслуживании газового
оборудования в жилых домах и общественных зданиях", утвержденным
Минтопэнерго России 12.05.94.
3.8.5. Нормативный срок эксплуатации газового оборудования
устанавливается в соответствии с паспортами (инструкциями)
заводов - изготовителей; для внутренних газопроводов этот срок
составляет 30 лет.
По истечении нормативного срока службы следует проводить
диагностику технического состояния газопроводов и оборудования с
целью определения остаточного ресурса с разработкой мероприятий,
обеспечивающих безопасную эксплуатацию на весь срок продления
жизненного цикла, или обоснования необходимости замены.
3.8.6. У газовых горелок приборов и аппаратов с организованным
отводом продуктов сгорания должны быть вывешены таблички
(шильдики) по безопасному пользованию газом, с предупреждением об
обязательной проверке наличия тяги до и после розжига.
3.8.7. Приборы и аппараты, имеющие утечки газа, неисправные
автоматику безопасности, вентиляционные и дымоотводящие системы,
разрушенные оголовки дымоходов, а также самовольно подключенные,
подлежат отключению с установкой заглушки и оформлением акта.
Сезонно работающие приборы и аппараты в административных и
общественных зданиях после отопительного периода подлежат
отключению с установкой заглушки и оформлением акта.
3.8.8. Вентиляционные и дымоотводящие системы должны проходить
периодические проверки:
перед отопительным сезоном - дымоходы сезонно работающих
газовых приборов и аппаратов;
не реже 1 раза в 3 мес. - дымоходы кирпичные;
не реже 1 раза в 12 мес. - дымоходы асбестоцементные,
гончарные, из специальных блоков жаростойкого бетона, а также
вентиляционные каналы.
3.8.9. Во время проверок вентиляционных и дымоотводящих систем
уточняется:
при первичной - соответствие примененных материалов;
отсутствие засорений; плотность и обособленность; наличие и
исправность противопожарных разделок; железных соединительных труб
(ЖСТ); исправность оголовков дымоходов и размещение их вне зоны
ветрового подпора; наличие тяги;
при периодических - отсутствие засорений, плотность и
обособленность, исправность железных соединительных труб (ЖСТ) и
оголовков, наличие тяги.
3.8.10. Обследование вентиляционных и дымоотводящих систем
должно производиться организацией, имеющей лицензию
территориального органа Госгортехнадзора России, с участием
владельца или представителя эксплуатационной организации,
оказывающей услуги по техническому содержанию и обслуживанию
инженерного оборудования зданий.
Результаты первичной поверки оформляются актом,
периодических - в специальном журнале.
3.8.11. В случае обнаружения непригодности вентиляционных и
дымоотводящих систем к дальнейшей эксплуатации проверяющий обязан
предупредить под расписку потребителя газа о запрещении
пользования газовыми приборами и аппаратами.
Акты проверок должны незамедлительно представляться владельцу
здания, в эксплуатационную организацию газового хозяйства или в
организацию, оказывающую услуги по техническому содержанию и
обслуживанию инженерного оборудования зданий, для принятия мер по
отключению газовых приборов.
3.8.12. В зимнее время не реже 1 раза в мес., а в районах
Северной строительно - климатической зоны - не реже 2 раз в мес.
владельцами зданий должен проводиться осмотр оголовков дымоходов с
целью предотвращения их обмерзания и закупорки.
3.8.13. До начала работ по ремонту вентиляционных и
дымоотводящих систем владелец здания должен письменно уведомить
организацию газового хозяйства о необходимости отключения газовых
приборов и аппаратов от системы газоснабжения.
После ремонта вентиляционные и дымоотводящие системы подлежат
внеочередной проверке.
3.8.14. При капитальном ремонте зданий или переоборудовании
помещений (отселение квартир) газопроводы и газовое оборудование
должны отключаться с установкой заглушки и оформлением акта.
3.9. Газопламенная обработка
металлов с использованием сжиженных углеводородных
газов (пропан - бутан)
3.9.1. Работы по газовой резке, сварке и другим видам
газопламенной обработки металлов, а также применение открытого
огня от других источников допускаются на расстоянии (по
горизонтали) не менее:
10 м - от групповых газобаллонных установок;
5 м - от отдельных баллонов с кислородом и горючими газами;
3 м - от газопроводов и резинотканевых рукавов, а также от
газоразборных постов при ручных газопламенных работах и 1,5 м -
при использовании автоматических и полуавтоматических линий.
3.9.2. Во время работы баллоны со сжиженным газом должны
находиться в вертикальном положении.
3.9.3. Максимально допустимая температура баллона со сжиженным
газом не более 45 град. С.
Баллоны, устанавливаемые в помещениях, должны находиться от
радиаторов отопления и других отопительных приборов на расстоянии
не менее 1 м, а от источников тепла с открытым огнем - не менее
5 м.
3.9.4. Переносные горелки и передвижные агрегаты разрешается
присоединять при помощи резинотканевых рукавов, в технических
условиях и государственных стандартах на изготовление которых
указана возможность их использования для сжиженных углеводородных
газов.
Длина рукава не должна превышать 30 м. Он должен состоять не
более чем из трех отдельных кусков, соединенных между собой
специальными двусторонними ниппелями. Концы рукавов должны надежно
закрепляться на газопроводе и на горелке хомутами. Отключающий
кран, помимо крана, имеющегося на горелке или передвижном
агрегате, должен быть расположен до рукава.
Применение резинотканевых рукавов, имеющих трещины, надрезы,
вздутия и потертости, не допускается.
3.9.5. Запрещается производить газовую сварку, резку и другие
виды газопламенной обработки металлов в цокольных и подвальных
помещениях, а также в колодцах, шахтах и других подземных
сооружениях.
3.9.6. Отбирать сжиженный газ из баллона при снижении в нем
рабочего давления ниже 0,05 МПа запрещается.
3.9.7. Подходы ко всем газоразборным постам должны быть
свободными. Установка баллонов в проходах и проездах запрещается.
3.9.8. Ремонтировать горелки, резаки и другую аппаратуру на
рабочем месте запрещается.
3.9.9. При работе горелки (резака) пламя должно быть
направлено в сторону от баллонов. При невозможности выполнить
указанное требование баллоны должны быть ограждены металлическим
экраном.
3.9.10. Запрещается продувать рукав для горючих газов
кислородом и кислородный рукав горючим газом, а также
взаимозаменять рукава при работе.
3.10. Электрохимическая защита газопроводов от коррозии
3.10.1. При эксплуатации стальных подземных газопроводов и
резервуаров СУГ (в дальнейшем - газопроводов) должны выполняться
требования ГОСТ 9.602-89 "Сооружения подземные. Общие требования к
защите от коррозии".
Эксплуатация средств электрохимической защиты газопроводов и
периодический контроль потенциалов на подземных газопроводах
должны проводиться специализированными организациями, службами
(группами), лабораториями.
3.10.2. При эксплуатации установок электрохимической защиты
должен проводиться периодический технический осмотр и проверка
эффективности их работы.
3.10.3. Проверка эффективности работы установок
электрохимической защиты проводится не реже 1 раза в 6 мес., а
также при каждом изменении параметров работы установок (изменение
сопротивления растеканию анодного заземлителя и т.п.), при
изменении коррозионных условий, связанных с установкой
электрохимической защиты на смежных коммуникациях, изменении
конфигурации газовой и рельсовой сети в зоне действия защиты,
прокладке новых подземных сооружений.
3.10.4. Проверка эффективности электрохимической защиты
газопроводов осуществляется измерением потенциалов на защищаемом
участке газовой сети в опорных точках (в точке подключения
установки электрохимической зашиты и на границах создаваемой ею
защитной зоны).
Для подключения к газопроводу могут быть использованы
контрольно - измерительные пункты, вводы в здания и др. элементы
газопровода, доступные для производства измерений.
3.10.5. Измерения электрических потенциалов на газопроводах в
зонах действия средств защиты должны проводиться не реже 1 раза в
6 мес., а также после каждого изменения коррозионных условий или
параметров работы установок.
3.10.6. Измерение электрических потенциалов с целью
определения опасного влияния блуждающих токов на участках
газопроводов, ранее не требовавших защиты, проводится во всех
точках измерений 1 раз в 2 года, а также при каждом изменении
коррозионных условий.
3.10.7. Исправность изолирующих фланцевых соединений должна
проверяться не реже 1 раза в 12 мес.
3.10.8. Сроки технического обслуживания и ремонта
электроустановок регламентируются заводами - изготовителями. При
этом технический осмотр электрозащитных установок, не
оборудованных средствами телемеханического контроля, должен
производиться не реже 4 раз в мес. - на дренажных, 2 раза в мес. -
на катодных, 1 раз в 6 мес. - на протекторных установках.
3.10.9. Организация, эксплуатирующая установки
электрохимической защиты, должна разработать и осуществить систему
технического обслуживания и ремонта, направленную на
предупреждение нарушений работы защитных установок.
Нарушения в работе защитных установок должны устраняться в
оперативном порядке.
3.10.10. Организация, выполняющая работы по защите действующих
газопроводов, должна иметь карты - схемы газопроводов с
обозначением мест расположения установок электрохимической защиты
и контрольно - измерительных пунктов, обобщенные данные о
коррозионной агрессивности грунтов и об источниках блуждающих
токов, а также проводить ежегодный анализ коррозийного состояния
газопроводов и эффективности работы защит.
3.10.11. При выявлении коррозионноопасных зон организацией -
владельцем газопроводов должны приниматься меры по усилению защиты
их от коррозии. Сроки выполнения работ определяются, исходя из
условий эксплуатации, организацией, выполняющей работы по защите
газопроводов, по согласованию с территориальным органом
Госгортехнадзора России.
До устранения коррозионноопасных зон организацией - владельцем
должны быть разработаны и осуществлены мероприятия, обеспечивающие
безопасную эксплуатацию газопроводов.
3.10.12. Владельцем газопроводов должны устанавливаться
причины возникновения коррозионноопасных зон.
Каждый случай сквозного коррозионного повреждения газопроводов
подлежит расследованию комиссией, в состав которой должен входить
представитель организации, выполняющей работы по защите городских
газопроводов. О дате и месте работы комиссии владелец газопровода
обязан известить инспекцию газового надзора территориального
органа Госгортехнадзора России.
3.11. Взрывозащищенное электрооборудование,
контрольно - измерительные приборы, системы
автоматизации и сигнализации
3.11.1. Организация (владелец) должна обеспечить постоянный
технический надзор, обслуживание, текущий и капитальный ремонты
приборов и средств контроля, автоматизации и сигнализации,
установленных на газопроводах и агрегатах, а также
взрывозащищенного электрооборудования, обеспечивающего режим
безопасной коммутации электроцепей во взрывопожароопасных зонах и
помещениях.
3.11.2. Проверка герметичности импульсных трубопроводов газа и
запорной арматуры должна проводиться при осмотрах и техническом
обслуживании газового оборудования.
3.11.3. Объем и периодичность работ по техническому
обслуживанию и ремонту средств измерений, систем автоматизации и
сигнализации устанавливаются государственными стандартами на
соответствующие приборы или инструкциями заводов - изготовителей.
3.11.4. Проведение метрологического надзора за средствами
измерений осуществляется в соответствии с ГОСТ 8.002-86
"Организация и порядок проведения проверки, ревизии и экспертизы
средств измерений".
3.11.5. Периодической метрологической поверке подлежат
следующие рабочие средства измерений:
тягонапоромеры; манометры показывающие, самопишущие,
дистанционные - не реже 1 раза в 12 мес.;
весоизмерительные приборы, используемые для контрольного
взвешивания баллонов СУГ, - не реже 1 раза в 12 мес.;
переносные и стационарные стандартизированные газоанализаторы,
сигнализаторы довзрывных концентраций газа - 1 раз в 6 мес., если
другие сроки не установлены заводом - изготовителем;
гири - эталоны - не реже 1 раза в 12 мес.
3.11.6. Не допускаются к применению средства измерения, у
которых отсутствует пломба или клеймо, просрочен срок поверки,
имеются повреждения, стрелка при отключении не возвращается к
нулевому делению шкалы на величину, превышающую половину
допускаемой погрешности для данного прибора.
3.11.7. На циферблате или корпусе показывающих манометров
должно быть краской обозначено значение шкалы, соответствующее
максимальному рабочему давлению.
3.11.8. Значение уставок срабатывания автоматики безопасности
и средств сигнализации должно соответствовать параметрам,
указанным в техническом отчете наладочной организации. При этом
сигнализаторы, контролирующие состояние воздушной среды, должны
сработать при возникновении в помещении концентрации газа, не
превышающей 20% от нижнего предела воспламеняемости газа.
3.11.9. Проверка срабатывания устройств защиты, блокировок и
сигнализации должна проводиться не реже 1 раза в мес., если другие
сроки не предусмотрены заводом - изготовителем.
3.11.10. Проверка сигнализатора загазованности на соответствие
установленным параметрам должна выполняться с помощью контрольной
газовой смеси.
Проверка работы сигнализатора загазованности путем
преднамеренного загазовывания помещения из действующего
газопровода запрещается.
3.11.11. Эксплуатация газового оборудования с отключенными
контрольно - измерительными приборами, предусмотренными проектом
блокировками и сигнализацией запрещается.
3.11.12. Приборы, снятые в ремонт или на поверку, должны
немедленно заменяться на идентичные, в том числе по условиям
эксплуатации.
3.11.13. Допускается в технически обоснованных случаях, по
письменному разрешению руководителя организации, кратковременная
работа отдельных установок и агрегатов с отключенной защитой при
условии принятия дополнительных мер, обеспечивающих их
безаварийную и безопасную работу.
3.11.14. До замены сигнализатора загазованности непрерывного
действия контролировать концентрацию газа в воздухе
производственных помещений необходимо переносными приборами через
каждые 30 мин. рабочей смены.
3.11.15. Техническое обслуживание и ремонт средств измерений,
устройств автоматики и телемеханики должны осуществляться службой
организации - владельца или по договору специализированной
организацией, имеющей соответствующую лицензию территориального
органа Госгортехнадзора России.
3.11.16. Работы по регулировке и ремонту систем автоматизации,
противоаварийных защит и сигнализации в условиях загазованности
запрещаются.
3.11.17. Электрооборудование, используемое в газовом
хозяйстве, должно эксплуатироваться в соответствии с требованиями
"Правил эксплуатации электроустановок потребителей" (5 изд.),
утвержденных Главгосэнергонадзором Минтопэнерго России 31.03.92,
"Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок
потребителей" (4 изд.), утвержденных Главгосэнергонадзором
Минэнерго СССР 21.12.84, и инструкций заводов - изготовителей.
3.11.18. Порядок организации ремонта взрывозащищенного
электрооборудования, объем и периодичность выполняемых при этом
работ должны соответствовать требованиям РД 16.407-89
"Электрооборудование взрывозащищенное. Ремонт", утвержденного
Роскоммашем и АО "ЦКТБЭР" и согласованного Госгортехнадзором
России 03.04.95.
3.12. Требования к газовому оборудованию
3.12.1. Конструкция газового оборудования должна обеспечивать
надежность, долговечность и безопасность эксплуатации в течение
расчетного ресурса работы, принятого в технических условиях и
государственных стандартах, а также возможность его ремонта,
замены отдельных узлов (блоков).
3.12.2. Применяемое газовое оборудование должно
соответствовать требованиям нормативно - технической документации.
3.12.3. Газовое оборудование, в том числе иностранного
производства, в установленном законодательством Российской
Федерации порядке должно быть сертифицировано и иметь разрешение
Госгортехнадзора России к применению.
Наличие сертификата соответствия и разрешения должно
отражаться в паспортах (формулярах) оборудования.
3.12.4. Порядок допуска опытных образцов (партий) нового
газового оборудования (технических изделий) к эксплуатационным
испытаниям в подконтрольных Госгортехнадзору России организациях,
на производствах и объектах, оформления разрешения на серийное
(мелкосерийное) изготовление оборудования, а также на применение
импортного оборудования устанавливается "Инструкцией о порядке
выдачи Госгортехнадзором России разрешений на выпуск и применение
оборудования для газового хозяйства Российской Федерации",
утвержденной Госгортехнадзором России 14.02.95.
3.12.5. Газовое оборудование (технические изделия) по
истечении расчетного ресурса работы подлежит диагностике с целью
определения остаточного ресурса с разработкой мероприятий,
обеспечивающих безопасную эксплуатацию на весь срок продления
жизненного цикла, или обоснования необходимости замены.
4. Требования при проектировании
и эксплуатации систем газоснабжения (газораспределения)
на подрабатываемых территориях
4.1. При проектировании, строительстве и эксплуатации
газопроводов на подрабатываемых территориях должны выполняться
требования СНиП 2.01.09-91 "Здания и сооружения на подрабатываемых
территориях и просадочных грунтах", утвержденных Госстроем СССР
04.09.91, "Положения о порядке выдачи разрешений на застройку
площадей залегания полезных ископаемых" (РД-07-105-96),
утвержденного Госгортехнадзором России 19.06.95, "Инструкции о
порядке утверждения мер охраны зданий, сооружений и природных
объектов от вредного влияния горных разработок" (РД-07-113-96),
утвержденной Госгортехнадзором России 28.03.96.
4.2. Применение труб по ГОСТ 3262-75 "Трубы стальные
водогазопроводные", а также из кипящих сталей для строительства
подземных газопроводов не допускается.
4.3. На пересечении подземных газопроводов с другими
коммуникациями должны быть предусмотрены защитные меры,
исключающие проникновение и движение газа вдоль коммуникаций.
4.4. Конструкция крепления электрических проводников к
газопроводу в местах подключения систем электрозащиты должна
обеспечивать надежность соединения в случаях подвижности трубы.
4.5. Соединение труб должно производиться электросваркой.
Газовая сварка допускается только для газопроводов надземной
прокладки давлением до 0,3 МПа, диаметром не более 100 мм.
Сварные швы должны пройти 100% контроль неразрушающими
методами контроля, быть плотными, непровары любой протяженности и
глубины не допускаются.
4.6. Расстояние от ближайшего сварного стыка до фундамента
здания должно быть не менее 2 м.
4.7. Газопровод должен укладываться на основание из
малозащемляющего грунта толщиной не менее 200 мм и присыпаться
этим же грунтом на высоту не менее 300 мм.
4.8. При ожидаемых значительных деформациях земной
поверхности, определенных расчетом, газопроводы необходимо
прокладывать наземным или надземным способом.
4.9. Компенсаторы, предусмотренные проектом, должны быть
установлены до начала подработок территории.
4.10. Резинокордовые компенсаторы, устанавливаемые в колодцах
на газопроводах, после окончания деформаций земной поверхности,
если не предусматривается повторная подработка, должны быть
заменены прямыми вставками, а колодцы (ниши) засыпаны грунтом.
Окончание деформаций земной поверхности должно быть
подтверждено заключением специализированной организации, имеющей
лицензию территориальных органов Госгортехнадзора России на
проведение маркшейдерских работ.
4.11. Применение гидрозатворов в качестве отключающих
устройств на газопроводах запрещается.
4.12. Для защиты газопровода от воздействия перемещений
грунтов присоединения (врезки) следует выполнять в непроходных
каналах.
4.13. Газовые хозяйства, эксплуатирующие газопроводы в районах
подрабатываемых территорий, должны иметь службы, в задачи которых
входят:
контроль за выполнением технических мероприятий как в период
строительства, так и при проведении капитальных ремонтов
газопроводов;
изучение и анализ сведений о проводимых и планируемых горных
разработках, оказывающих вредное влияние на газопроводы;
организация и проведение наблюдений за изменением напряженно -
деформированного состояния газопроводов в процессе горных
подработок, а также прогнозирование этих изменений по данным
инструментальных наблюдений за сдвижением земной поверхности;
решение организационно - технических вопросов по обеспечению
надежности и безопасности газопроводов перед началом очередных
горных подработок и в процессе интенсивного сдвижения земной
поверхности;
разработка совместно с горными производствами и проектными
организациями мер защиты эксплуатируемых газопроводов от вредного
влияния горных разработок, а также мероприятий по предупреждению
проникновения газа в подземные коммуникации и здания.
4.14. Обход подземных газопроводов в период активной стадии
сдвижения земной поверхности до снятия напряжений в газопроводах
(путем разрезки) должен производиться ежедневно.
При разбивке трассы газопроводов на подрабатываемых
территориях границы влияния горных разработок должны быть
обозначены постоянными знаками, имеющими высотные отметки и
привязку к пикетажу трассы.
5. Особые требования взрывобезопасности
при эксплуатации систем газоснабжения тепловых
электростанций (ТЭС) и котельных
5.1. Требования раздела распространяются на газопроводы и
газовое оборудование котельных агрегатов с единичной тепловой
производительностью более 420 ГДж/ч.
5.2. В каждой организации, имеющей объекты газового хозяйства,
должна быть создана газовая служба (участок) по эксплуатации и
ремонту и обеспечен производственный контроль за безопасностью
работ.
5.3. В организации из числа руководителей, прошедших проверку
знаний настоящих Правил и действующих нормативных документов,
должны быть назначены лица, ответственные за безопасную
эксплуатацию объектов газового хозяйства в целом и каждый участок
в отдельности.
5.4. Производственный контроль за обеспечением безопасной
эксплуатации объектов газового хозяйства должен проводиться в
соответствии с настоящими Правилами, "Правилами технической
эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации"
(15-е изд.), утвержденными РАО "ЕЭС России" 24.08.95, "Правилами
технической эксплуатации и требованиями безопасности труда в
газовом хозяйстве Российской Федерации" и другими нормативными
документами.
Организация производственного контроля возлагается на главного
инженера (технического директора) организации.
5.5. В организации должны быть утвержденные должностные и
производственные инструкции, содержащие требования по
технологической последовательности выполнения различных операций и
соблюдению безопасных методов проведения огневых и газоопасных
работ, а также инструкции (планы) по локализации и ликвидации
аварийных ситуаций в газовом хозяйстве и взаимодействия служб
различного назначения, включая аварийно - диспетчерские службы
(АДС) организаций газового хозяйства, с указанием в них персонала,
для которого знание этих инструкций обязательно.
5.6. Инструкции и планы должны пересматриваться и доводиться
до персонала с записью в журнале распоряжений.
5.7. Инструкции и планы должны выдаваться под расписку
персоналу и находиться на рабочих местах.
Технологические схемы должны быть вывешены в помещениях ГРП и
щитов управления или воспроизводиться на дисплее автоматического
управления.
5.8. Объем оперативной документации должен соответствовать
требованиям "Правил технической эксплуатации электрических станций
и сетей Российской Федерации" (15-е изд.), утвержденных РАО "ЕЭС
России" 24.08.95.
5.9. При эксплуатации газопроводов и газового оборудования по
графикам, утвержденным главным инженером (техническим директором),
должны выполняться:
осмотр технического состояния (обход);
проверка параметров срабатывания предохранительных запорных
(ПЗК) и предохранительных сбросных (ПСК), установленных в ГРП
(ГРУ);
проверка работоспособности ПЗК, включенных в схемы защит и
блокировок котлов;
проверка плотности 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 технологической защиты,
блокировок и действия сигнализации;
очистка фильтров;
техническое обслуживание;
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;
производственный контроль за обеспечением безопасной
эксплуатации;
техническое освидетельствование (диагностика технического
состояния) газопроводов и газового оборудования;
капитальный ремонт;
аварийно - восстановительные работы;
отключение недействующих газопроводов и газового оборудования
(обрезка с установкой постоянной заглушки на сварке).
5.10. 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.
5.11. Обход ГРП должен проводиться двумя рабочими оперативного
или оперативно - ремонтного персонала.
5.12. При обходе подтягивание сальников на арматуре и откачка
конденсата из дренажных устройств газопроводов с давлением более
0,6 МПа не допускается.
5.13. Эксплуатация газопроводов и газового оборудования, с
выявленными при обходе нарушениями, запрещается.
5.14. 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 не более
чем 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.
5.15. 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.
5.16. Очистку фильтра необходимо проводить при достижении
максимально допустимого значения перепада давления, указанного в
паспорте завода - изготовителя.
5.17. 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 помещения, выявить причину и
незамедлительно устранить утечку газа.
Проверка стационарных сигнализаторов загазованности на
срабатывание должна проводиться не реже 1 раза в 6 мес.
контрольной смесью.
5.18. Проверка срабатывания устройств технологической защиты 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.
5.19. Техническое обслуживание газопроводов и газооборудования
должно проводиться не реже 1 раза в 6 мес.
Обслуживание должно осуществляться бригадой газовой службы или
участка ремонта в составе не менее 3 человек, под руководством
мастера с оформлением наряда - допуска на проведение газоопасных
работ.
К проведению технического обслуживания могут привлекаться
организации, имеющие лицензии на выполнение этих работ.
5.20. До начала выполнения работ по техническому обслуживанию
следует провести проверку рабочей зоны помещения (котельной, ГРП и
др.) на загазованность с отметкой в наряде - допуске.
5.21. При техническом обслуживании ГРП должны выполняться:
проверка хода и плотности затвора отключающих устройств
(задвижек, кранов, ПЗК) и ПСК;
проверка плотности мест прохода сочленений приводных
механизмов (МЭО) с регулирующими клапанами;
проверка плотности фланцевых и сварных соединений
газопроводов, сальниковых набивок арматуры прибором или мыльной
эмульсией;
осмотр и очистка фильтра;
проверка сочленений приводов МЭО 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, перенабивка (подтяжка) сальников
арматуры, при необходимости очистка.
5.22. При техническом обслуживании внутренних газопроводов
должны выполняться:
проверка плотности фланцевых и сварных соединений
газопроводов, сальниковых набивок арматуры приборами пли мыльной
эмульсией;
перенабивка (подтяжка) сальников арматуры, при необходимости
очистка;
продувка импульсных линий приборов средств измерений.
5.23. При отключении оборудования сезонного действия должны
устанавливаться заглушки.
5.24. 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.
5.25. До начала и в процессе выполнения работ должен
осуществляться контроль рабочей зоны на загазованность.
При концентрации газа в помещении, превышающей 20% от нижнего
предела воспламеняемости газа, работы должны быть приостановлены.
После окончания работ газопроводы должны быть испытаны на
плотность, а после сварочных работ - на прочность и плотность в
соответствии с действующими нормами.
Испытания должны проводиться персоналом организации,
выполнявшей ремонт, в присутствии оперативного персонала станции.
Результаты испытаний заносятся в паспорт газопровода.
5.26. Текущий ремонт газооборудования ГРП должен выполняться в
соответствии с требованиями нормативных документов для ТЭС.
5.27. При текущем ремонте надземных газопроводов производится:
устранение прогиба, замена и восстановление креплений;
разборка и ремонт отключающих устройств (запорной арматуры),
не обеспечивающей плотность закрытия, с притиркой уплотняющих
поверхностей;
восстановление противошумового и теплоизоляционного покрытий;
окраска газопроводов и арматуры (не реже 1 раза в 5 лет);
проверка плотности соединений и устранение дефектов,
выявленных при осмотре технического состояния (обходе).
5.28. При текущем ремонте запорной арматуры должны
выполняться:
очистка арматуры, разгон червяка и его смазка, набивка
сальника;
разборка запорной арматуры, не обеспечивающей плотность
закрытия, 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.
5.29. 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.
5.30. Техническая диагностика газопроводов и газового
оборудования должна проводиться в соответствии с требованиями и в
сроки, установленные нормативными документами для ТЭС, и
отражаться в паспорте газопровода.
5.31. Капитальный ремонт газопровода и газового оборудования
назначается 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).
5.32. В системах газоснабжения ТЭС не допускается прокладка
газопроводов по территории трансформаторных подстанций и открытых
электрораспределительных устройств, складов резервного топлива,
галереях подачи резервного топлива, ниже нулевой отметки здания, 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.
5.33. В системах газоснабжения должна применяться стальная
арматура не ниже класса "Б" герметичности по ГОСТ 9544-93
"Арматура трубопроводная, запорная. Нормы герметичности затворов".
Способ присоединения арматуры (сварка, фланцы) определяется
проектом.
Горелки, имеющие перемещения в процессе работы котлоагрегата,
допускается присоединять к газопроводу при помощи металлорукавов
или резинотканевых рукавов, рассчитанных на рабочее давление газа.
5.34. 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, при оснащении
регулирующего клапана (РК) электроприводом;
на выходе из ГРП (при наличии двух ГРП и более).
5.35. Управление электроприводом запорной и регулирующей
арматуры в ГРП должно осуществляться с местного щита управления, а
также:
со щита управления главного корпуса для котлов, имеющих
поперечные связи, и энергоблоков мощностью менее 800 МВт;
с местного щита управления (МЩУ) одного из котлов, или группы
котлов (ГрЩУ);
с блочных щитов управления (БЩУ) для энергоблоков 800 МВт и
выше.
5.36. 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.
5.37. 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.
5.38. На панелях щитов управления МЩУ, ГрЩУ и БЩУ 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;
приборы, показывающие температуру газа на входе и выходе ГРП;
приборы, показывающие расход газа из каждой точки измерения.
5.39. 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.
5.40. 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 разрешается не предусматривать.
5.41. На газопроводе перед каждой горелкой котла должны
устанавливаться два ПЗК.
При наличии в качестве запорной арматуры двух
быстродействующих запорных клапанов и индивидуального
регулирующего клапана перед каждой горелкой установку
общекотлового предохранительного запорного клапана разрешается не
предусматривать.
Допускается установка одного ПЗК и отключающего устройства с
электроприводом (очередность определяется проектом), или двух
отключающих устройств с электроприводом 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.
5.42. 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.
5.43. 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 только от стационарно установленного
индивидуального защитно - запального устройства.
5.44. На газопроводе перед последним отключающим устройством
каждой горелки должен предусматриваться трубопровод безопасности
диаметром не менее 20 мм, оснащенный отключающим устройством с
электроприводом.
5.45. Газопроводы котла должны иметь систему продувочных
газопроводов с отключающими устройствами и штуцерами для отбора
проб, а также растопочный сбросной газопровод (при необходимости).
На каждом продувочном газопроводе, арматура которого
задействована в схемах защит и блокировок котла, должно быть
установлено отключающее устройство с электроприводом.
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 до отключающего устройства более 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 1 ч, но быть не менее 20 мм.
5.46. Объединение продувочных газопроводов с трубопроводами
безопасности, а также продувочных газопроводов от участков,
разделенных заглушками или регулирующими клапанами, не
допускается.
5.47. На котле должно предусматриваться измерение:
давления газа в газопроводе котла до и после регулирующего
клапана;
|
