Правила безопасности в газовом хозяйстве
Подождите немного. Документ загружается.
3.10. Установки электрохимической защиты от
коррозии
3.10.1. При эксплуатации стальных подземных газопроводов и резервуаров СУГ
(в дальнейшем газопроводов) должны выполняться требования ГОСТ 9.602-89.
3.10.2. Измерения электрических потенциалов на газопроводах должны
проводиться в следующие сроки:
в зонах действия средств защиты - не реже 1 раза в 6 месяцев, а также после
каждого изменения коррозионных условий в связи с изменениями режима работы
системы электроснабжения электрифицированного транспорта, развитием сети
источников блуждающих токов, газоподводов и других подземных металлических
сооружений;
в остальных случаях - не реже 1 раза в год.
3.10.3. Потенциалы на газопроводах, в газовых колодцах должны измеряться
только в присутствии представителя эксплуатирующей организации с
соблюдением требований безопасности.
3.10.4. Предприятие, эксплуатирующее установки электрохимической защиты,
должно 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.
3.10.5. 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 месяц - на дренажных; 2 раза в
месяц - на катодных; 1 раз в 6 месяцев - на протекторных установках.
3 10.6. Эффективность работы установок электрохимической защиты
проверяется не реже 2 раз в год, а также в случаях, предусмотренных требованиями
ГОСТ 9.602-89.
3.10.7. Организация, выполняющая работы по защите действующих
газопроводов, должна иметь карты-схемы газопроводов с обозначением
месторасположения установок электрохимической защиты и контрольно-
измерительных пунктов, обобщенные данные о коррозийности грунтов и об
источниках блуждающих токов, а также ежегодный анализ коррозионного
состояния газопроводов и эффективности работы защит.
База нормативной документации: www.complexdoc.ru
51
3.10.8. При выявлении коррозионноопасных зон владельцем газопроводов
должны приниматься меры по их ликвидации. Сроки выполнения работ
определяются исходя из условий эксплуатации организацией, выполняющей
работы по защите газопроводов. Если работы по ликвидации зон коррозионной
опасности не будут выполнены в установленные сроки, газопроводы должны быть
отключены от действующей газовой сети.
До устранения коррозионноопасных зон дополнительно владельцем должны
быть также разработаны и осуществлены мероприятия, обеспечивающие
безопасную эксплуатацию газопроводов.
3.10.9. Предприятия-владельцы должны обеспечить выявление причин
коррозионных повреждений газопроводов. 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 заблаговременно известить местный орган государственного
надзора.
3.11. Взрывозащищенное электрооборудование,
контрольно-измерительные приборы, системы
автоматизации и сигнализации
3.11.1. Предприятие-владелец должно 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.
3.11.2. Проверка герметичности импульсных трубопроводов газа и запорной
арматуры проводится 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
стандартами или инструкциями по эксплуатации заводов-изготовителей.
3.11.4. Исправность и правильность показаний контрольно-измерительных
приборов должны проверяться в сроки проведения метрологического надзора,
осуществляемого в соответствии с требованиями ГОСТ 8.002-86.
3.11.5. Государственной периодической поверке подлежат следующие рабочие
средства измерений:
База нормативной документации: www.complexdoc.ru
52
манометры показывающие, самопишущие, дистанционные - не реже 1 раза в
год;
весоизмерительные приборы, используемые для контрольного взвешивания
баллонов СУГ - не реже 1 раза в год;
переносные и стационарные стандартизированные газоанализаторы,
сигнализаторы довзрывных концентраций газа - 2 раза в год;
гири-эталоны - не реже 1 раза в год.
Вышеперечисленные контрольно-измерительные приборы должны подвергаться
государственной поверке также после их капитального ремонта.
3.11.6. Не допускаются к применению средства измерения, у которых
отсутствует пломба или клеймо, просрочен срок проверки, 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 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 работать при возникновении в помещении
опасной концентрации газа.
3.11.9. Проверка срабатывания устройств защиты, блокировок и сигнализации
должна проводиться в сроки, предусмотренные инструкциями заводов-
изготовителей, но не реже 1 раза в месяц.
3.11.10. Проверка сигнализатора загазованности на соответствие установленным
параметрам должна выполняться с помощью контрольной газовой смеси. Проверка
работы сигнализатора путем преднамеренного загазования помещения
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 проверку, должны немедленно
заменяться на идентичные, в том числе по условиям эксплуатации.
База нормативной документации: www.complexdoc.ru
53
3.11.13. Допускается (в исключительных случаях) по письменному разрешению
руководителя предприятия кратковременная работа отдельных установок и
агрегатов с отключением защиты при условии принятия мер, обеспечивающих
безаварийность и безопасность работ.
3.11.14. До замены сигнализатора загазованности непрерывного действия
контролировать концентрацию газа в воздухе производственных помещений
необходимо переносными приборами через каждые 30 мин в течение рабочей
смены.
3.11.15. Техническое обслуживание и плановый ремонт средств измерений,
устройств автоматики и телемеханики должны осуществляться
специализированными службами предприятий, эксплуатирующих данные
устройства, или другими специализированными предприятиями по договору.
Персонал, осуществляющий техническое обслуживание и ремонт АСУ ТП,
должен знать устройство и работу аппаратуры, уметь производить ее ремонт и
регулировку, а также знать устройство газового оборудования, с которым
взаимодействует автоматика и телемеханика, сдать экзамен на знание настоящих
Правил, Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок
потребителей и инструкций.
3.11.16. Работы по регулировке и ремонту систем автоматизации,
противоаварийных защит и сигнализации в условиях загазованности запрещаются.
3.11.17. Электрооборудование должно эксплуатироваться в соответствии с
требованиями Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей.
Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей 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.
База нормативной документации: www.complexdoc.ru
54
4. Дополнительные требования при
проектировании сооружений и
эксплуатации систем газоснабжения в
особых природных и климатических
условиях
4.1. При проектировании, строительстве и эксплуатации газопроводов на
подрабатываемых территориях должны выполняться требования СНиП 2.01.09-90,
Положения о порядке выдачи разрешения на застройку площадей залегания
полезных ископаемых. Инструкции о порядке утверждения мер охраны зданий,
сооружений и природных объектов от вредного влияния горных разработок.
4.1.2. Применение труб по ГОСТ 3262-75, а также из кипящих сталей для
строительства подземных газопроводов не допускается.
4.1.3. На пересечении подземных газопроводов с другими коммуникациями
должны быть предусмотрены защитные меры, исключающие проникновение и
движение газа вдоль коммуникаций.
4.1.4. Конструкция крепления электропровода или электрокабеля к газопроводу
должна обеспечивать надежность соединения в случаях подвижности трубы.
4.1.5. Соединение труб должно производиться электродуговыми методами
сварки. Газовая сварка допускается только для газопроводов надземной прокладки
давлением до 0,3 МПа (3 кгс/см
2
) диаметром не более 100 мм.
Сварные швы должны быть плотными, непровары любой протяженности и
глубины не допускаются.
4.1.6. Расстояние от ближайшего сварного стыка до фундамента здания должно
быть не менее 2 м.
4.1.7. Газопровод должен укладываться на основании из малозащемляющего
грунта толщиной не менее 200 мм и присыпаться этим же грунтом на высоту не
менее 300 мм.
4.1.8. При особо больших ожидаемых деформациях земной поверхности,
определенных расчетом, газопроводы необходимо прокладывать наземным или
надземным способом.
База нормативной документации: www.complexdoc.ru
55
4.1.9. Компенсаторы, предусмотренные проектом, должны быть установлены до
начала подработок территории.
4.1.10. 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 маркшейдерской службы горного предприятия.
4.1.11. Применение гидрозатворов в качестве отключающих устройств на
газопроводах запрещается.
4.1.12. Для увеличения подвижности газопровода в грунте в качестве
конструктивных мер защиты его от воздействия перемещений грунтов места
присоединений врезок следует выполнять в непроходных каналах.
4.1.13. Газовые хозяйства, эксплуатирующие газопровод 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 предприятиями и проектными организациями
мер защиты эксплуатируемых газопроводов от вредного влияния горных
разработок, а также мероприятия по предупреждению проникновения газа в
подземные коммуникации и здания жилых, промышленных и коммунальных
объектов.
4.1.14. Обход подземных газопроводов в период активной стадии сдвижения
земной поверхности до снятия напряжений в газопроводах путем разрезки должен
производиться ежедневно.
База нормативной документации: www.complexdoc.ru
56
При разбивке трассы межпоселковых и распределительных газопроводов на
подрабатываемых территориях границы влияния горных разработок должны быть
закреплены постоянными знаками, имеющими высотные отметки и привязку к
пикетажу трассы.
4.2. При сооружении систем газоснабжения в особых природных и
климатических условиях дополнительно к требованиям СНиП 2.04.08-87* должны
применяться следующие меры:
при сооружении газовых колодцев в районах с сейсмичностью свыше 7 баллов
плиты основания железобетонных колодцев и монолитное железобетонное
основание колодцев с кирпичными стенами должны укладываться на уплотненную
песчаную подушку толщиной 100 мм;
газовые колодцы, сооружаемые в пучинистых грунтах, должны быть сборными
железобетонными или монолитными, наружные поверхности стен колодцев
должны быть гладкими, оштукатуренными с железнением. Для уменьшения
сцепления между стенами и смерзшимся грунтом рекомендуется устраивать
покрытие из смолистых материалов или обратную засыпку пазух гравием или
песчано-гравийным грунтом. Перекрытие колодца во всех случаях должно
засыпаться песчано-гравийным или другим непучинистым грунтом;
при строительстве в просадочных макропористых грунтах под основанием
колодцев грунт должен быть уплотнен.
5. Требования взрывобезопасности к
котельным установкам тепловых
электростанций (ТЭС) и котельных
·
5.1. В системах газоснабжения ТЭС и районных котельных не допускается
прокладка газопроводов по территории открытых распределительных устройств и
трансформаторных подстанций, склада топлива, а также в газоходах, галереях
топливоподачи, воздуховодах, лифтовых и вентиляционных шахтах.
·
Требования раздела распространяются на газооборудование производственных
и отопительных котельных с мощностью единичного котлоагрегата 420 ГДж/ч (100
Гкал/ч) и более.
Прокладка газопроводов-вводов и внутренних газопроводов ниже нулевой
отметки здания запрещается.
База нормативной документации: www.complexdoc.ru
57
Прокладка внутренних газопроводов должна быть открытой. По всей длине к
газопроводу должен быть обеспечен доступ для его регулярного контроля и
осмотра.
Места установки запорной и регулирующей арматуры должны иметь
искусственное освещение.
5.2. На каждом ответвлении газопровода к котлу от распределительного
газопровода должна быть предусмотрена установка запорного устройства с
электрическим приводом.
Для вновь вводимых в эксплуатацию котельных установок на ответвлении
газопровода к котлу должны устанавливаться два запорных устройства, при этом
первое по ходу газа запорное устройство может выполняться с ручным приводом.
Между устройствами должен быть предусмотрен продувочный газопровод.
5.3. На котлах, предназначенных для сжигания разных видов топлива, перед
запорным устройством на ответвлении газопровода к котлу должен
предусматриваться штуцер для газопровода к запальным устройствам (ЗУ) и
защитно-запальным устройствам (ЗЗУ) горелок.
5.4. На внутренних газопроводах котельных установок после запорного
устройства на газопроводе-вводе должны быть установлены по ходу газа:
фланцевое соединение для установки заглушки с приспособлением для их разжима
и с токопроводящей перемычкой; штуцер для соединения с магистралью
продувочного агента; предохранительно-запорный клапан (ПЗК); штуцер для
запального газопровода к ЗУ и ЗЗУ горелок (для газовых котлов); расходомерное
устройство; запорное устройство с электроприводом; основной и растопочный
регулирующие клапаны.
Растопочный регулирующий клапан устанавливается параллельно основному на
линии малого расхода газа. Перед клапаном должно предусматриваться
дополнительное запорное устройство с электроприводом.
5.5. На газопроводе перед каждой горелкой котла должны устанавливаться два
запорных устройства с электрическими приводами.
Управление запорными устройствами должно быть обеспечено вручную с
площадки обслуживания и дистанционно с блочного или группового щита
управления, а также по месту.
5.6. На вновь вводимых в эксплуатацию котельных установках перед каждой
горелкой по ходу газа должна предусматриваться установка предохранительно-
запорного клапана и запорного устройства с электроприводом.
База нормативной документации: www.complexdoc.ru
58
5.7. На действующих котельных установках должна быть определена группа
растопочных горелок для обеспечения взрывобезопасной растопки котла.
5.8. Растопочные горелки котла, а также горелки, оснащенные ПЗК, должны
снабжаться запально-защитными устройствами. Остальные горелки должны
оборудоваться запальными устройствами.
Запальные и запально-защитные устройства должны управляться с блочного или
группового щита управления, а также по месту.
На водогрейных котлах должна быть предусмотрена возможность ручного
розжига горелок с применением переносного запальника.
5.9. Питание электромагнита ПЗК должно осуществляться от аккумуляторной
батареи или от батареи предварительно заряженных конденсаторов.
Схема управления электромагнитом ПЗК должна быть оснащена устройством
непрерывного контроля за исправностью цепи.
5.10. На газопроводе перед последним по ходу газа запорным устройством у
каждой горелки котла должен быть предусмотрен трубопровод безопасности,
диаметром не менее 20 мм, оснащенный запорным устройством с
электроприводом.
5.11. Газопроводы котла должны иметь систему продувочных газопроводов с
запорными устройствами и штуцерами для отбора проб, в том числе при
необходимости растопочный продувочный газопровод.
На каждом продувочном газопроводе, арматура которого задействована в схеме
функциональных групп управления (ФГУ) или автоматических систем управления
технологических процессов (АСУ ТП), а также в схемах защит и блокировок котла
или систем газоснабжения ТЭС должно быть установлено запорное устройство с
электроприводом.
Продувочные газопроводы котла должны быть предусмотрены: в конце каждого
тупикового участка газопровода или перед запорным устройством последней по
ходу газа горелки (при отсутствии тупиковых участков на газопроводах), на
газопроводе до первого запорного устройства перед каждой горелкой при его
длине до первого запорного устройства более 2 м.
Диаметр продувочного газопровода должен определяться расчетом с учетом
обеспечения 15-кратного обмена объема продуваемого участка газопровода в 1 ч,
при этом он должен быть диаметром не менее 20 мм.
База нормативной документации: www.complexdoc.ru
59
5.12. Объединение продувочных газопроводов с трубопроводами безопасности,
а также газопроводов одного назначения с разным давлением газа не допускается.
5.13. Вся арматура, применяемая в системе газоснабжения ТЭС, должна быть
стальной.
Для систем газоснабжения водогрейных котлов с давлением газа не выше 0,3
МПа (3 кгс/см
2
) допускается применение запорной арматуры из цветных металлов.
Способ присоединения арматуры (на сварке или на фланцах) определяется
проектом.
5.14. Конструкция топки котла и компоновка горелочных устройств должны
обеспечивать устойчивый процесс горения, его контроль, а также исключать
возможность образования плохо вентилируемых зон.
5.15. Газоходы для отвода продуктов сгорания котельных установок и газоходы
системы рециркуляции продуктов сгорания в топке, а также закрытые объемы, в
которых размещаются коллекторы, не должны иметь невентилируемых участков, в
которых мог бы задерживаться и скапливаться газ.
5.16. Применяемые на котлах газовые горелки должны быть аттестованы и
иметь паспорта заводов-изготовителей.
5.17. Газовые горелки должны устойчиво работать без отрыва и проскока факела
в диапазоне регулирования тепловой нагрузки котла,
5.18. На газифицированных котельных установках должно быть обеспечено
измерение следующих параметров:
давления газа в газопроводе котла до и после регулирующего клапана;
перепада давления между воздухом в шатре и дымовыми газами топки для
газоплотных котлов, работающих под наддувом;
давления воздуха в общем коробе или в воздуховодах по сторонам котла (кроме
котлов, работающих под наддувом);
перепада давления воздуха в общем коробе или воздуховодах по сторонам котла
и дымовых газов в верхней части топки для котлов, работающих под наддувом;
разрежения или давления дымовых газов вверху топки;
давления воздуха в шатре.
База нормативной документации: www.complexdoc.ru
60