Какие требования установлены к расположению кипиа

СТО 70238424.27.100.037-2009
Системы КИП и тепловой автоматики ТЭС. Организация эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования

Распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО «ЦНТИ Нормоконтроль»

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
Курьерская доставка (7 дней)
Самовывоз из московского офиса
Почта РФ

Устанавливает нормы и требования к организации эксплуатации, технического обслуживания и ремонта системы контрольно-измерительных приборов (КИП) и тепловой автоматики ТЭС (КИПиА), необходимые для обеспечения надежного и безопасного и бесперебойного функционирования тепломеханического оборудования; предназначен для применения предприятиями и эксплуатирующими организациями осуществляющими эксплуатацию, техническое обслуживание и ремонт КИПиА и тепломеханического оборудования ТЭС, независимо от форм их собственности; не учитывает все варианты применяемых технических средств и компоновки КИПиА. На основе настоящего стандарта энергокомпании вправе разработать, утвердить и применять собственный внутренний локальный нормативный документ, учитывающий условия и особенности эксплуатации конкретного оборудования и не противоречащий требованиям настоящего стандарта, действующим правилам безопасности при эксплуатации и конструкторской (заводской) документации.

Документ введен впервые

Приложение А (рекомендуемое) Перечень характерных неисправностей систем контрольно-измерительных приборов и тепловой автоматики и методов их устранения дежурным персоналом

Приложение Б (рекомендуемое) Основные требования к правилам опробования технологических защит теплоэнергетического оборудования

Приложение В (рекомендуемое) Диапазон работы автоматических систем регулирования

Приложение Г (рекомендуемое) Последовательность ввода автоматических систем регулирования в работу и вывода из работы

Приложение Д (рекомендуемое) Порядок отыскания контакта на землю в цепях защит

Приложение Е (рекомендуемое) Форма Акта о приемке из капитального ремонта средств КИПиА

Приложение Ж (рекомендуемое) Нормы погрешности измерений технологических электростанций и подстанций

Приложение И (рекомендуемое) Примерный перечень эталонов и вспомогательных средств измерений

Приложение К (рекомендуемое) Форма Протокола калибровки индивидуальной ИС поэлементным методом

Приложение Л (рекомендуемое) Форма сертификата о калибровке индивидуальной ИС-74

Приложение М (рекомендуемое) Форма Свидетельства о поверке индивидуальной измерительной системы

Приложение Н (рекомендуемое) Рекомендуемый перечень эксплуатационных документов, мест их хранения и лиц, ответственных за ведение

Приложение П (рекомендуемое) Форма страниц оперативного журнала и пример рукописного ведения

Приложение Р (рекомендуемое) Форма страниц Журнала дефектов и неисправностей оборудования, с примером рукописного ведения

Приложение С (рекомендуемое) Форма страниц Журнала технологических защит и автоматики с примером рукописного ведения

Приложение Т (рекомендуемое) Форма страниц Журнала административных распоряжений с примером рукописного ведения

Приложение У (рекомендуемое) Форма Карты параметров настройки срабатывания технологических защит и аварийной сигнализации

Приложение Ф (рекомендуемое) Форма Карты параметров настройки срабатывания функциональных групп с примером заполнения

Приложение Х (рекомендуемое) Форма карты заданий авторегуляторам РП4-У с примером заполнения

Приложение Ц (рекомендуемое) Форма карты заданий авторегуляторам ПРОТАР-110

Приложение Ш (рекомендуемое) Пример структурной схемы

Приложение Щ (рекомендуемое) Рекомендуемая форма годового графика опробования защит

Дата введения	01.01.2021
Добавлен в базу	01.10.2014
Актуализация	01.01.2021

Организации:

Разработан	Филиал ОАО Инженерный центр ЕЭС — Фирма ОРГРЭС
Издан	НП ИНВЭЛ	2009 г.
Утвержден	НП ИНВЭЛ

Чтобы бесплатно скачать этот документ в формате PDF, поддержите наш сайт и нажмите кнопку:

Некоммерческое Партнерство «Инновации в электроэнергетике»

JO инвэл

ф ‘ некоммерческое партнерство

ЗДАНИЯ И СООРУЖЕНИЯ ТЭС УСЛОВИЯ СОЗДАНИЯ НОРМЫ И ТРЕБОВАНИЯ

Дата введения — 2010-01-29

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом Российской Федерации от 27 декабря 2002 г. № 184-ФЗ «О техническом регулировании», а правила разработки и применения стандарта организации — ГОСТ Р 1.4 «Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты организаций. Общие положения».

Построение, изложение, оформление и содержание стандарта организации выполнены с учетом ГОСТ Р 1.5-2004 «Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты национальные Российской Федерации. Правила построения, изложения, оформления и обозначения»

Сведения о стандарте

1 РАЗРАБОТАН ОАО «Энергетический институт им. Г.М. Кржижановского» и Филиалом ОАО «Инженерный центр ЕЭС» — «Институт Т еплоэлектропроект»

2 ВНЕСЕН Комиссией по техническому регулированию НП «ИНВЭЛ»

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом НП «ИНВЭЛ» от 21.12.2009 №94/2

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения НП «ИНВЭЛ»

предусматривать только между опорной платформой и примыкающими к ней конструкциями зданий и сооружений.

Тяжелое технологическое оборудование с динамическими нагрузками (мельницы, дробилки, питательные насосы, дутьевые вентиляторы, дымососы) допускается устанавливать на междуэтажных перекрытиях только при применении виброизолирующих устройств.

Площадки и перекрытия для обслуживания оборудования следует предусматривать минимальных размеров. Площадки, по возможности, рекомендуется опирать непосредственно на обслуживаемое оборудование.

Для очистки окон производственных зданий с внутренней стороны следует использовать технологические площадки, горизонтальные элементы связей по колоннам или предусматривать специальные подъемные устройства

С наружной стороны очистку окон следует предусматривать с подвесных люлек или с помощью специальных подъемных устройств.

Участки кровель, на которых располагаются оборудование, выхлопные трубопроводы и другие устройства, требующие обслуживания и ремонта, следует проектировать с защитным покрытием в соответствии СНиП П-26-76 [9].

Трубопроводы аварийного или технологического сброса пара, а также выхлопные трубы дизельных агрегатов и т.п. должны проходить сквозь кровлю через гильзу с зазором между трубой и гильзой в пределах от 30 до 50 мм, заполненным негорючим теплоизолирующим материалом. В кровлях с любым типом утеплителя кроме негорючего, вокруг гильзы должна быть устроена разделка из негорючих теплоизоляционных материалов шириной не менее 200 мм.

Для наблюдения за осадками фундаментов зданий, сооружений и оборудования (фундаменты турбоагрегатов, котлов и других крупных агрегатов) согласно должны быть предусмотрены осадочные метки (маркеры). Места размещения осадочных меток (маркеров) определяют в проекте наблюдения за деформациями, который разрабатывается по отдельному заданию Заказчика (собственника) ТЭС в соответствии СТО 70238424.27.100.003-2008.

В конструкциях зданий и сооружений следует предусматривать устройство молниезащиты. Необходимость устройства, вид и категория молниезащиты устанавливают в технологической части проекта. Конструктивные решения молниезащиты следует принимать в соответствии с инструкцией по устройству молниезащиты СО 153-34.21.122-2003 (РД 34.21.122) [11].

Надежность зданий и сооружений ТЭС должна быть обеспечена надежностью их строительных конструкций и оснований, которая устанавливается расчетом по предельным состояниям первой и второй групп -по ГОСТ Р 54257. В расчетах следует использовать расчетные значения нагрузок, характеристик материалов, определяемые с помощью соответствующих частных коэффициентов надежности по нормативным значениям этих характеристик с учетом уровня ответственности зданий (сооружений).

Нормативные значения нагрузок, коэффициентов сочетаний нагрузок и коэффициентов надежности по нагрузке, а также разделение нагрузок на постоянные и временные (длительные и кратковременные) следует принимать согласно СНиП 2.01.07-85 [12] и руководству по определению технологических нагрузок [13].

Здания и сооружения ТЭС, расположенных в сейсмических районах, следует проектировать в соответствии со строительными нормами и правилами СНиП П-7-81 [14].

Строительные конструкции зданий и сооружений следует проектировать исходя из требований действующих нормативных документов, для:

оснований и фундаментов в открытых котлованах — СНиП 2.02.01-83 [15], СНиП 2.02.04-88 [16], СП 50-101-2004 [17] и руководство по проектированию оснований и фундаментов [18];

свайных фундаментов — СНиП 2.02.03-85 [19] и СП 50-102-2003 [20]; фундаменты машин с динамическими нагрузками — СНиП 2.02.05-87 [21]; бетонные и железобетонные конструкции — СНиП 52-01-2003 [22], СП 50-101-2003 [23], а также другим сводам правил, определяющим требования к бетонным и железобетонным конструкциям по ГОСТ 26633, включая и требования к арматуре по ГОСТ 5781 и ГОСТ 6727;

каменные конструкции — СНиП П-22-81 [24] и ГОСТ 530; стальные конструкции — СНиП П-23-81 [25], СП 53-102-2004 [26],

В покрытиях главных корпусов электростанций из профилированного металлического листа допускается применять слабо горючие (Г1) и умеренно горючие (Г2) утеплители, а по группе распространения пламени по поверхности не ниже РП2.

Прокладка гибких шинных связей от трансформаторов, установленных у главных корпусов, до ОРУ допускается только над покрытиями с негорючими и слабо горючими утеплителями.

Конструкции междуэтажных перекрытий надбункерных галерей и помещений топливоподачи в башне пересыпки должны выполняться из негорючих материалов с пределом огнестойкости не менее REI 45. В надбункерных галереях и помещениях топливоподачи в башне пересыпки допускается применять несущие стальные конструкции с огнезащитой, обеспечивающей предел огнестойкости не ниже R45.

Надбункерное помещение должно быть отделено от котельного отделения противопожарной перегородкой первого типа по СНиП 21-01-97 [8]. Из надбункерного помещения помимо выходов в лестничную клетку должны быть предусмотрены выходы в котельное отделение на площадки котлов или балкон не реже чем через 150 м.

В наружной стене надбункерного помещения должны быть предусмотрены оконные проемы или легко сбрасываемые покрытия суммарной площадью не менее 0,03 м 2 на 1 м 3 объема помещения. Конструкция заполнения окон и легко

сбрасываемых покрытий должна соответствовать СНиП 31-03-2001 [4]. Не допускается устройство окон, выходящих в помещение котельной или машинного зала.

Для снижения взрывного давления, возникающего при взрыве пыли или газов в помещении котельной должны быть предусмотрены окна хотя бы на одной продольной наружной стене помещения. Площадь окон должна быть не менее 20 % площади одной из наибольших наружных стен помещения котельной с учетом в необходимых случаях площади наружных стен примыкающих к ней помещений газоочистки или тягодутьевых устройств. Окна могут быть размещены на стенах котельной и указанных помещений. Площадь одного листа стекла и его толщина должны соответствовать СНиП 31-03-2001 [4]. Применение армированного стекла, стеклоблоков и стеклопрофилита для этих окон не допускается.

Эти требования не распространяются на котельные отделения с котлами-утилизаторами (без дожигания).

Поверхности стен в надбункерных помещениях, помещениях пылеприготовления и котельных должны быть гладкими и окрашены водостойкой краской.

Оконные переплеты в помещениях пылеприготовления и в котельных (при сжигании угля или торфа) следует располагать в одной плоскости с внутренней поверхностью стен. Имеющиеся выступы и подоконники следует выполнять с откосами под углом не менее 60° к горизонту и окрашивать водостойкой краской или облицовывать плитками.

Шахты лифтов, размещаемые в котельных отделениях между котлами, допускается ограждать металлическими сетками. Машинные отделения этих лифтов следует проектировать закрытыми. Ограждения шахт и машинных отделений должны соответствовать требованиям Технический регламент Таможенного союза от 18.10.2011 №011/2011 «Безопасность лифтов» и правил безопасности и ПБ 10-558-03 [27].

Бункера сырого угля, торфа и пыли надлежит проектировать с гладкой внутренней поверхностью и такой формы, которая обеспечивает возможность полного спуска из них топлива самотеком. Внутри бункеров не допускаются выступы, на которых может задерживаться топливо.

Верхняя часть бункеров должна вплотную примыкать к перекрытию. Люки в перекрытиях над бункерами следует предусматривать закрываемыми металлическими крышками заподлицо с полом.

Между бункерами пыли и сырого угля не допускается проектирование общих стенок. Расстояние между стенками указанных бункеров должно быть не менее 200 мм.

В бункерах пыли углы между стенками должны быть плавно закруглены или скошены. Угол наклона стен воронок или бункеров к горизонту должен быть не менее 60°.

Бункера пыли, а также места присоединения к ним трубопроводов, патрубков и течек должны быть плотными. Конструкция бункера должна

обеспечивать его герметичность при испытании на давление воздуха 400 мм водяного столба.

Стенки металлических бункеров пыли должны иметь снаружи тепловую изоляцию из негорючих материалов, толщина которой устанавливается расчетом. Перекрытия над ними должны быть пыленепроницаемыми.

Площадки и лестницы внутри надбункерных помещений, в котельных и помещениях пылеприготовления следует, как правило, проектировать сквозными (из просечно-вытяжной стали или решетчатыми).

Площадки над выхлопными отверстиями взрывных предохранительных клапанов пылесистем, топки и газоходов, а также под мазутными форсунками должны быть сплошными.

Монтажные площадки в машинных и котельных отделениях следует располагать, как правило, на нулевой отметке.

Если ремонт трансформаторов предусматривается в главном корпусе, монтажная площадка на участке ремонта должна иметь бетонное ограждение высотой 150 мм или понижение на 150 мм, препятствующее растеканию трансформаторного масла, и маслосток для аварийного слива масла в подземный резервуар, располагаемый вне здания. Емкость резервуара должна быть не менее объема масла в трансформаторе.

Подземные резервуары для слива масла из трансформаторов, а также из маслосистем турбоагрегатов следует располагать вне здания на расстоянии не менее 5 м от него.

В многоэтажной части главного корпуса следует проектировать закрытую лестничную клетку у постоянного торца здания. В качестве второго эвакуационного выхода допускается предусматривать наружные лестницы третьего типа в соответствии СНиП 31-03-2001 [4].

Если в проекте предусматривается последующее увеличение мощности ТЭС с установкой новых агрегатов в продолжении здания главного корпуса, конструктивные решения здания следует разрабатывать с учетом возможности его дальнейшего расширения.

Полы помещений котельного и машинного отделений на нулевой отметке должны иметь уклон в сторону каналов гидрозолоудаления или дренажных лотков. Величину уклона пола следует назначать не менее 1 %.

Все проемы (отверстия) в перекрытиях подвала турбинного отделения и междуэтажных перекрытиях следует ограждать бортиками высотой не менее 0,1 м.

Участки полов помещений, расположенных выше отметки первого этажа, на которых возможно появление производственных случайных вод, следует проектировать с уклоном 0,5 % в сторону устройств для стока.

В перекрытиях над помещениями щитов управления и распределительных устройств, расположенных внутри главного корпуса, а также в перекрытиях помещений с водяным пожаротушением надлежит предусматривать гидроизоляцию. При необходимости над гидроизоляцией следует устраивать защитную железобетонную плиту, рассчитанную на воздействие

расположенного на ней оборудования. Уклон чистого пола этих перекрытий следует принимать не менее 0,5 %.

Золошлаковые каналы должны проектироваться с износоустойчивой облицовкой и перекрытием в уровне пола. Конструкция перекрытия должна обеспечивать осмотр и очистку каналов.

В помещениях багерных насосов и гидроаппаратов должны быть предусмотрены дренажные приямки и каналы.

Г азоходы на участках от золоуловителей до дымовых труб следует выполнять наземными или надземными.

Температурно-осадочные швы в газоходах следует располагать на грани фундамента трубы и в местах примыкания к дымососам. Промежуточные температурные швы назначаются в зависимости от материала газоходов, их длины и конфигурации.

Выбор вида антикоррозионного покрытия газоходов производится в соответствии со строительными нормами и правилами СНиП 2.03.11-85 [28].

Помещения систем контроля и управления

Помещения центрального, блочного, главного и группового щитов управления, а также помещения для средств вычислительной техники (СВТ) следует проектировать со звукоизоляцией, кондиционированием воздуха и, при необходимости, с экранированием от воздействия электрических и магнитных полей. Из указанных помещений предусматриваются два эвакуационных выхода, оборудованных тамбурами, габариты одного из которых должны обеспечивать транспортировку щитовых устройств.

Со стороны машинного отделения в помещениях БЩУ и ГЩУ допускается выполнение витража с двойным остеклением.

На электростанциях, БЩУ которых располагаются в изолированных зданиях вне главного корпуса, средства вычислительной техники и программнологического управления размещаются, как правило, в тех же зданиях.

На электростанциях, БЩУ которых располагаются в главном корпусе, средства вычислительной техники и программно-логического управления размещаются в специальном помещении, оборудуемом с учетом требований ТУ на аппаратуру.

Средства вычислительной техники общестанционного (верхнего) уровня размещаются, как правило, в помещениях вблизи ИЩУ

Помещения СВТ допускается размещать на любой отметке здания кроме подвала.

Площади помещений БЩУ, ГрЩУ и помещений СВТ следует предусматривать с учетом превышения до 20% на случай расширения, модернизации и реконструкции.

Высота помещений БЩУ, ЦЩУ, ГЩУ и ГрЩУ должна быть не менее 3,5 м в свету. Интерьер щита выполняется по специальному архитектурному проекту.

Для отделки стен, потолков и заполнения подвесных потолков в помещениях БЩУ, ЦЩУ, ГЩУ и АСУ ТП не допускается применение материалов с более высокой пожарной опасностью, чем Г1, В1, Д2 и Т2.

Вблизи помещений БЩУ и ГрЩУ следует предусматривать помещения для сменного персонала и кладовой для хранения оперативного запаса инструментов, контрольно-измерительных приборов и средств автоматизации, комнаты отдыха, приема пищи и санузел.

Помещения БЩУ и ЦЩУ должны выполняться со звукоизоляцией, обеспечивающей эквивалентный уровень шума в них от внешних источников (механизмов, трубопроводов и т.п.) не выше 60 дБА. Эквивалентный уровень шума следует определять — по ГОСТ 12.1.003, проектирование звукоизоляции -СНиП 23-03-2003 [29].

Здания и сооружения топливного и масляного хозяйства

При проектировании зданий и сооружений хозяйств жидкого топлива (мазута, дизельного топлива, нефти) следует руководствоваться СТО 70238424.27.100.033-2009, СТО 70238424.27.100.051-2013, СНиП 2.11.03-93

[30] , а при проектировании сооружений газового хозяйства ТЭС (пункты газораспределительные и подготовки газа, дожимные компрессорные) -Техническим регламентом «О безопасности сетей газораспределения и газопотребления» (Утв. Постановлением Правительства Российской Федерации от 29.10.2010 № 870), СТО 70238424.27.100.020-2008, правилами ПБ 12529-2003

[31] и настоящим стандартом.

При проектировании топливоподачи твердого топлива (угля и торфа) следует руководствоваться СТО 70238424.27.100.022-2008 и требованиями настоящего стандарта.

Степень огнестойкости зданий дробильных и разгрузочных устройств и узлов пересыпки основного тракта топливоподачи твердого топлива следует принимать не ниже III по СНиП 21-01-97 [8].

Несущие и ограждающие конструкции размораживающих устройств, надземных галерей конвейеров подачи топлива на угольный склад с узлами пересыпки следует проектировать из негорючих материалов. При этом предел огнестойкости несущих конструкций должен быть не менее R15, ограждающих -Е15.

Надземные конвейерные галереи, кроме галерей подачи топлива на склад, следует располагать над несущими конструкциями эстакады и отделять от них перекрытиями из негорючих материалов с пределом огнестойкости не менее RE1 45. Несущие конструкции эстакад должны иметь предел огнестойкости не ниже R15.

В надземной части зданий и сооружений топливоподачи (дробильных устройствах, узлах пересыпки, галереях конвейеров, разгрузочных устройствах) следует предусматривать оконные проемы с остеклением площадью не менее 0,03 м 2 на 1 м 3 объема каждого помещения. Площадь листа стекла и его толщину следует принимать по СНиП 31-03-2001 [4].

Вместо окон в этих помещениях допускается предусматривать фонари или легкосбрасываемые покрытия такой же площади, как и остекление.

Внутренние поверхности стен помещений топливоподачи следует проектировать в соответствии с 6.2.4 настоящего Стандарта.

Оконные переплеты в зданиях и сооружениях топливоподачи следует, как правило, проектировать металлическими.

Допускается применение деревянных переплетов с огнезащитной обработкой (пропиткой).

Переплеты следует располагать в одной плоскости с внутренней поверхностью стен.

Надземная часть разгрузочных устройств с непрерывным движением вагонов проектируется неотапливаемой, а подземная — отапливаемой.

В сооружениях для разгрузки топлива следует предусматривать механически открывающиеся ворота.

Размораживающие устройства не допускается блокировать с другими зданиями.

Из помещений узлов пересыпки топлива следует предусматривать не менее двух эвакуационных выходов, один из которых следует предусматривать непосредственно наружу или в лестничную клетку с непосредственным выходом наружу. В качестве второго выхода следует предусматривать наружные открытые лестницы третьего типа согласно СНиП 31-03-2001 [4]. Допускается в отдельных случаях в качестве второго выхода использовать примыкающие галереи конвейеров.

На трактах топливоподачи не допускается предусматривать тупиковые, не имеющие выхода, участки галерей длиной более 20 м.

Выходы из производственных помещений зданий топливоподачи твердого топлива в лестничную клетку, а также в соседние производственные помещения должны предусматриваться через тамбур-шлюзы размерами не менее 1,2×1,5 м с постоянным подпором воздуха 20 Па (2 кгс/м 2 ).

Перегородки и двери тамбур-шлюзов следует проектировать из негорючих материалов с пределом огнестойкости не менее REI45 и EI30 соответственно. Двери должны иметь уплотнения в притворах и приспособления для самостоятельного закрывания.

Не допускается устраивать выходы из производственных помещений топливоподачи твердого топлива в помещения распределительных устройств и щитов управления.

Не допускается размещать распределительные устройства в зданиях разгрузочных устройств фрезерованного торфа.

В отапливаемых помещениях дробильных и разгрузочных устройств, узлов пересыпки, надземных и подземных галерей конвейеров должна предусматриваться гидроуборка. В полах перечисленных помещений должны быть запроектированы лотки и/или приямки. Полы должны быть гладкими и иметь уклоны к лоткам и приямкам для стока.

Надземные и подземные галереи конвейеров должны проектироваться с уклоном полов в продольном направлении не менее 3%.

Несущие конструкции пролетных строений галерей конвейеров следует проектировать на собственных опорах без опирания на каркас и/или ограждающие конструкции зданий.

Покрытия площадки под открытые склады твердого топлива должны быть выполнены:

укаткой поверхности со снятием растительного слоя при песках гравелистых, крупных и средней крупности — плотных, супесях твердых, суглинках и глинах твердых и полутвердых;

укаткой по слою шлака толщиной 15 см при песках гравелистых и крупных — средней плотности, суглинках и глинах тугопластичных;

укаткой по слою глины со шлаком толщиной 15 см при песках средней крупности — средней плотности, песках мелких — плотных и средней плотности, суглинках и глинах мягкопластичных;

заменой грунта на глубину от 40 до 50 см глиной со шлаком и укаткой поверхности при песках пылеватых — рыхлых, супесях пластичных, суглинках и глинах текучепластичных, песчаных с примесью растительных остатков, глинистых с примесью растительных остатков и слабозаторфованных.

При илах и среднезаторфованных грунтах глубина замены грунта устанавливается в зависимости от их деформационных свойств и условий стока атмосферных вод с поверхности склада.

Грунты, содержащие органические вещества и колчеданы, для основания под штабель непригодны.

Применение в качестве основания под штабель асфальта, бетона, булыжного основания или деревянного настила не допускается.

Опоры галерей конвейеров допускается размещать в пределах штабелей угля при условии выполнения опор из негорючих материалов, выдерживающих воздействие высоких температур от самовозгорания угля. Допускается предусматривать специальную защиту опор от воздействия высоких температур. Расчетные температуры от самовозгорания угля следует принимать по технологическому заданию.

В штабелях антрацита защиту опор галерей допускается не предусматривать.

Здания расходных (буферных) складов твердого топлива проектируются закрытыми из негорючих материалов. Степень огнестойкости зданий должна быть не ниже второй согласно СНиП 21-01-97 [8].

К зданиям и сооружениям топливоподачи не допускается пристраивать склады для хранения огнеопасных веществ, помещения для хранения ацетилена и других горючих газов. Ремонтные мастерские и другие вспомогательные помещения, в которых отсутствуют взрыво- и газоопасные производства допускается пристраивать к глухим стенам зданий топливоподачи, имеющим предел огнестойкости не менее R45.

Приемно-сливные лотки для мазута должны проектироваться закрытыми со съемным покрытием. Участки покрытия в местах слива мазута должны быть открывающимися с предохранительной решеткой под ними. По обеим сторонам приемно-сливных лотков выполняются бетонные отмостки шириной до 5 м от оси железнодорожного пути с уклоном не менее 2 % в сторону лотков. Продольные уклоны лотков следует принимать не менее 1 %.

Двери в зданиях и помещениях топливных насосных и маслоаппаратных должны иметь предел огнестойкости не менее EI30. Внутренние двери должны открываться в обе стороны, а двери в наружных стенах — наружу.

При размещении в одном здании помещений насосной жидкого топлива и аппаратной маслохозяйства их следует разделять противопожарной перегородкой первого типа согласно СНиП 21-01-97 [8].

Полы в помещениях хозяйств жидкого топлива и масла следует проектировать из негорючих материалов, стойких к воздействию нефтепродуктов, с уклонами не менее 0,5 % к приямкам для сбора нефтепродуктов.

Эстакады для обслуживания цистерн с дизельным топливом и для обслуживания парового разогревательного устройства на уровне верха цистерн с мазутом проектируются из негорючих материалов. Эстакады должны иметь лестницы для выхода в торцах и не реже чем через 100 м по длине эстакады.

Здания и сооружения электрической части

Здания (помещения) распределительных устройств должны соответствовать СТО 70238424.29.240.10.001-2011, ширина и высота проходов, а также количество и расположение выходов в кабельных сооружения и других электротехнических помещениях должны соответствовать требованиям СТО 70238424.27.010.012-2009 и настоящего стандарта.

Короба кабельные блочные (металлические) заводского изготовления внутри зданий допускается крепить к строительным конструкциям, а вне зданий -располагать на эстакадах технологических трубопроводов, включая трубопроводы жидкого топлива, газо- и маслопроводов, на эстакадах топливоподачи или на специальных кабельных эстакадах.

Крепление указанных коробов должно осуществляться на расстоянии 1 м от несущих стальных конструкций зданий и эстакад (за исключением кабельных).

Конструкции кабельных помещений и сооружений (колонны, стены, перегородки, перекрытия и покрытия) должны выполняться из негорючих материалов и иметь предел огнестойкости не менее REI45 (перегородки — EI45). Двери в кабельных сооружениях следует проектировать с пределом огнестойкости не менее EI30, самозакрывающимися, с уплотненными притворами. Ширина дверей должна быть не менее 0,8 м.

В протяженных кабельных сооружениях должны предусматриваться перегородки, разделяющие их на отсеки длиной не более 150 м. При маслонаполненных кабелях длина отсеков принимается не более 100 м.

Подвесные кабельные сооружения в границах одного энергоблока допускается выполнять из негорючих материалов с пределом огнестойкости не менее R15. В таких сооружениях не допускается прокладка маслонаполненных кабелей.

В кабельных шахтах, в местах прохода через каждое перекрытие, но не реже, чем через 20 м, должны предусматриваться перегородки из несгораемых материалов с пределом огнестойкости не менее EI45.

Кабельные сооружения различных энергоблоков, включая помещения под блочными щитами, а также места входов кабелей в помещения под блочными щитами должны разделяться противопожарными перегородками первого типа согласно СНиП 21-01-97 [8]. В кабельных этажах центрального щита управления, главного щита управления и релейного щита на ОРУ указанные перегородки не требуются.

Высота кабельного этажа или туннеля от пола до низа выступающих конструкций перекрытия или кабельных коммуникаций должна быть не менее 1,8 м.

Кабельные шахты следует отделять от кабельных этажей, туннелей и других кабельных помещений противопожарными перекрытиями третьего типа и противопожарными перегородками первого типа согласно СНиП 21-01-97 [8].

В местах входа кабелей в помещения ЗРУ, щитов управления и релейных щитов на ОРУ следует предусматривать противопожарные перегородки первого типа и перекрытия третьего типа согласно СНиП 21-01-97 [8]. Все отверстия в перегородках и перекрытиях после прокладки кабелей должны уплотняться негорючими материалами.

В протяженных кабельных сооружениях должны предусматриваться перегородки, которые делят их на отсеки длиной не более 150 м, а с маслонаполненными кабелями — не более 100 м. Перегородки между отсеками и ограждающие конструкции кабельных сооружений должны предусматриваться из негорючих материалов с пределом огнестойкости не менее REI45.

Из кабельных сооружений должно предусматриваться не менее двух выходов, которые должны устраиваться непосредственно наружу, в лестничную клетку или в помещения с производствами категорий Г и Д. Из кабельных сооружений длиной не более 25 м допускается предусматривать один выход.

Двери кабельных сооружений должны иметь предел огнестойкости не менее EI45 и предусматриваться самозакрывающимися с уплотненными притворами. Двери из кабельных сооружений должны открываться наружу и иметь замки, отпираемые из кабельных сооружений без ключа, а двери между отсеками должны открываться по направлению ближайшего выхода и оборудоваться устройствами, поддерживающими их в закрытом положении. Ширина дверей должна быть не менее 0,8 м.

Подземные кабельные туннели должны иметь наружную гидроизоляцию по всему периметру, включая перекрытие, вне зависимости от наличия грунтовых вод. Полы туннелей следует проектировать с уклоном не менее 0,5% в сторону дренажных устройств. Дренажные устройства должны быть рассчитаны на удаление стоков при работе автоматических установок водяного пожаротушения.

Ограждающие строительные конструкции помещений пунктов подпитки маслонаполненных кабелей, размещаемые в кабельных сооружениях, должны предусматриваться с пределом огнестойкости не менее RE45. Помещения этих пунктов должны делиться на отсеки, в каждом из которых размещается только один подпитывающий агрегат

В дверных проемах помещений подпитывающих пунктов должны предусматриваться пороги высотой не менее 150 мм.

1 Область применения. ^

2 Нормативные ссылки. 1

3 Термины и определения. 3

4 Обозначения и сокращения. 4

5 Общие положения. 4

6 Объемно-планировочные и конструктивные решения. 6

6.1 Общие требования. 6

6.2 Главный корпус. 9

6.3 Помещения систем контроля и управления. 12

6.4 Здания и сооружения топливного и масляного хозяйства. 13

6.5 Здания и сооружения электрической части. 16

6.6 Производственные здания и помещения подсобного назначения. 18

6.7 Вспомогательные здания и помещения. 19

7 Инженерное оборудование, сети и системы. 19

7.1 Отопление, вентиляция, кондиционирование и обеспыливание воздуха. 19

7.2 Водоснабжение и канализация. 25

8 Противопожарные мероприятия. 29

9 Требования к организации строительства зданий и сооружений. 33

10 Оценка и подтверждение соответствия. 34

11 Ввод зданий и сооружений в эксплуатацию. Требования по утилизации

(ликвидации) зданий и сооружений. 35

Приложение А (рекомендуемое) Уровни ответственности зданий и сооружений тепловых электростанций. 36

Приложение Б (обязательное) Перечень помещений и зданий тепловых электростанций с указанием категорий по взрывопожарной и пожарной опасности. 38

Приложение В (рекомендуемое^) Расчетная температура и кратность

воздухообмена в производственных помещениях. 45

В каждом отсеке помещения подпитывающего пункта должна предусматриваться система маслоудаления, обеспечивающая удаление масла в маслосборник в течение 15 мин.

Двойные полы в распределительных устройствах и производственных помещениях должны перекрываться съемными плитами из негорючих материалов.

Вентиляционные шахты трансформаторных камер и кабельных туннелей надлежит проектировать неутепленными из негорючих материалов с люками и дверями.

На ОРУ кабели следует прокладывать в каналах, туннелях или наземных лотках.

Кабельные каналы и наземные лотки должны быть закрыты плитами из негорючих материалов. Плиты в местах проезда должны быть рассчитаны на нагрузку от механизмов.

Производственные здания и помещения подсобного назначения

Водоподготовительные установки следует роектировать с учетом требований СТО 70238424.27.100.013-2009.

В помещениях водоподготовительных установок и складов реагентов следует предусматривать защиту от коррозии строительных конструкций, непосредственно соприкасающихся с агрессивной средой (емкости для хранения реагентов, полы в помещениях, каналы и приямки для стока агрессивных вод).

Выбор материалов конструкций и антикоррозионной защиты следует производить в зависимости от характера воздействия и степени агрессивности среды в соответствии с руководством по определению технологических нагрузок [13].

В помещениях склада химреагентов следует предусматривать гидроуборку полов. Стоки от гидроуборки направлять на установку нейтрализации сбросных вод ВПУ.

Расходные склады СДЯВ, серной и соляной кислот, аммиака и аммиачной воды, гидразина, хлора, размещаемые на промплощадке ТЭС, надлежит проектировать исходя из следующих требований:

склады СДЯВ следует располагать у наружных стен здания;

расходные склады СДЯВ, кроме складов хлора, надлежит размещать в отдельных помещениях ВПУ и складов реагентов, в которых потребляются СДЯВ;

расходные склады хлора вместимостью свыше 2 т надлежит размещать в отдельно стоящих зданиях;

допускается размещение расходного склада хлора вместимостью до 2 т в отдельном помещении здания хлораторной установки;

не допускается размещение расходных складов СДЯВ в подвалах зданий, а также совместное хранение в одном помещении СДЯВ, которые могут вступать в химическую реакцию между собой.

Емкости для хранения кислот, щелочей, аммиака и гидразина, а также расходные емкости этих реагентов следует располагать в железобетонных

Здания и сооружения ТЭС Условия создания

_Нормы и требования_

Дата введения — 2010-01-29

Настоящий стандарт организации определяет требования, подлежащие обязательному учету при создании зданий и сооружений вновь сооружаемых, расширяемых или реконструируемых энергетических объектов независимо от форм собственности и подчинения, включая:

тепловые электростанции (ТЭС) с паротурбинными агрегатами; тепловые электростанции с газотурбинными (ГТУ) и парогазовыми установками (ПТУ);

Требования настоящего стандарта не распространяются на здания и сооружения:

теплоэлектрогенерирующих установок объектов подземного и подводного исполнения;

теплогенерирующих установок атомных электростанций; технического водоснабжения, систем золошлакоудаления, а также транспортного хозяйства (железнодорожная станция, подъездные и внутриплощадочные дороги);

пусковых и вспомогательных паровых и пиковых водогрейных котельных, а также на инженерные сооружения гражданской обороны

В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие нормативные документы и стандарты:

Федеральный закон Российской Федерации от 21.12.1994 №69-ФЗ «О пожарной безопасности»

Федеральный закон Российской Федерации от 22.07.2008 № 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности»

Технический регламент «О безопасности зданий и сооружений». Утв. Федеральным законом Российской Федерации от 30.12.2009 № 384-ФЗ

Технический регламент «О безопасности сетей газораспределения и газопотребления». Утв. Постановлением Правительства Российской Федерации от 29.10.2010 №870

Постановление Правительства Российской Федерации от 25.04.2012 № 390 «О противопожарном режиме»

Технический регламент Таможенного союза от 18.10.2011 №011/2011 «Безопасность лифтов»

ГОСТ 12.1.003-83* Шум. Общие требования безопасности

ГОСТ 12.1.005-88 Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны

ГОСТ Р 12.4.026-2001 Система стандартов безопасности труда. Цвета сигнальные, знаки безопасности и разметка сигнальная. Назначение и правила применения. Общие технические требования и характеристики. Методы испытаний

ГОСТ 530-95* Кирпич и камни керамические. Технические условия ГОСТ 5781-82* Сталь для армирования железобетонных конструкций ГОСТ 6727-80* Проволока из низкоуглеродистой стали холоднотянутая для армирования железобетонных конструкций

ГОСТ 14202-69 Трубопроводы промышленных предприятий. Опознавательная окраска, предупреждающие знаки и маркировочные щитки

ГОСТ 23118-99 Конструкции стальные строительные. Общие технические условия

ГОСТ 23838-89 Здания предприятий. Параметры

ГОСТ 26633-91* Бетоны тяжелые и мелкозернистые. Технические условия ГОСТ Р 54257-2010 Надежность строительных конструкций и оснований. Основные положения и требования

ГОСТ 27772-88* Прокат для строительных стальных конструкций. Общие технические требования

ГОСТ 30247.0-94 Конструкции строительные. Методы испытаний на огнестойкость. Общие требования

СО 153-34.20.120-2003 Правила устройства электроустановок (ПУЭ)

СО 153-34.20.501-2003 Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации (ПТЭ)

СТО 70238424.27.010.001-2008 Электроэнергетика. Термины и определения СТО 70238424.27.100.003-2008 Здания и сооружения ТЭС. Организация эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования

СТО 70238424.27.100.022-2008 Топливно-транспортное хозяйство ТЭС. Условия создания. Нормы и требования

СТО 70238424.27.100.009-2008 Тепловые электростанции. Условия

создания. Нормы и требования

СТО 70238424.27.100.020-2008 Газовое хозяйство ТЭС. Условия создания. Нормы и требования

СТО 70238424.27.100.051-2013 Маслохозяйство электрических станций и сетей Условия создания. Нормы и требования

СТО 70238424.27.100.033-2009 Хозяйство жидкого топлива ТЭС. Условия создания. Нормы и требования

СТО 70238424.27.100.047-2009 Гидротехнические сооружения ТЭС.

Условия создания. Нормы и требования

СТО 70238424.27.010.012-2009 Электроустановки электрических станций и сетей. Охрана труда (правила безопасности) при эксплуатации и техническом обслуживании электротехнического оборудования. Нормы и требования

СТО 70238424.29.240.10.001-2011 Распределительные устройства

электрических станций и подстанций напряжением 35 кВ и выше. Условия создания. Нормы и требования

СТО 70238424.27.100.013-2009 Водоподготовительные установки и воднохимический режим ТЭС. Условия создания. Нормы и требования

СТО 70238424.27.100.041-2009 Системы питания собственных нужд ТЭС. Условия создания. Нормы и требования

СТО 70238424.29.220.20.001-2009 Аккумуляторные установки

электрических станций. Организация эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования.

Примечание — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте национального органа Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины и определения в соответствии СТО 70238424.27.010.001-2008, а также следующие термины с соответствующими определениями:

ствол лафетный пожарный осциллирующий: Лафетный ствол,

монтируемый на опоре, способный осуществлять перемещения в плоскостях с заданным углом под воздействием гидравлической силы воды.

ствол пожарный осциллированный: Колеблющийся в разных

направлениях пожарный ствол, перемещающий струю воды по заданной траектории.

установка открытая: Технологическое оборудование энергетических предприятий, размещаемое вне производственных зданий (на открытых

установка полуоткрытая: Технологическое оборудование энергетических предприятий, размещаемое вне производственных зданий (на открытых

площадках) с размещением части вспомогательного оборудования и систем в помещении или укрытии.

ствол пожарный роботизированный: Работающий автономно по заданной программе пожарный ствол.

завеса дренчерная: (от англ, drench — орошать) Водяная завеса, используемая для защиты технологических проемов, ворот или дверей.

Обозначения и сокращения

В настоящем стандарте применены обозначения пределов огнестойкости конструкций по ГОСТ 30247.0, а также следующие сокращения:

АВР — автоматическое включение резерва;

АСУ ТП — автоматизированная система управления технологическими процессами;

АУЛ — автоматическая установка пожаротушения;

БЩУ — блочный щит управления;

ВПУ — водоподготовительные установки;

ГСМ — горюче-смазочные материалы;

ГРП — газорегуляторный пункт;

ГрЩУ — групповой щит управления;

ГТУ — газотурбинная установка (включая газовую турбину, газовоздушный тракт, электрический генератор, систему управления и вспомогательные устройства);

ГЩУ — главный щит управления;

ЗИП — запасные части и принадлежности;

ЗРУ — закрытое распределительное устройство;

ИВК — измерительно-вычислительный комплекс;

ИВЦ — информационно-вычислительный центр;

КИПиА — контрольно-измерительные приборы и автоматика;

НКУ — низковольтные комплектные устройства;

ЛВЖ — легковоспламеняющиеся жидкости;

ОЗС — огнезащитный состав;

ОРУ — открытое распределительное устройство;

ПТУ — парогазовая установка, включающая ГТУ, паровой котел-утилизатор и паротурбинную установку;

ППР — проект производства работ (строительных или монтажных);

РВП — регенеративный воздухоподогреватель;

СВТ — средства вычислительной техники;

СДЯВ — сильнодействующие ядовитые вещества

ТАИ — тепловая автоматика и измерения;

ТО — техническое обслуживание;

ТУ — технические условия;

ТЭС — тепловая электростанция;

ЦЩУ — центральный щит управления;

ЭПУ — электропитающие устройства.

Проектирование и строительство зданий и сооружений, входящих в состав тепловой электростанции или иной теплоэлектрогенерирующей установки в составе промышленных предприятий, выполняют в соответствии с

законодательными и нормативными актами Российской Федерации и/или ее субъектов и не должно противоречить СП 90.13330.2012 (СНиП П-58-75) [10] и настоящему стандарту.

Отступление от норм, правил и стандартов допускается только в обоснованных и подтвержденных соответствующими расчетами случаях и по согласованию таких отступлений организацией утвердившей документы и специально уполномоченным органом федеральной исполнительной власти.

Проектирование главных корпусов электростанций с открытой установкой котлов, а также с полуоткрытой установкой пиковых водогрейных котлов, допускается по технологическому заданию, в климатических условиях соответствующих СТО 70238424.27.100.009-2008.

1 При проектировании ТЭС в специальном исполнении (например, комплектно-блочные и т.п.) на основе данного стандарта следует разрабатывать дополнительные технические требования, учитывающие особенности их изготовления, сооружения, монтажа и эксплуатации.

2 Здания и сооружения технического водоснабжения и золошлакоудаления следует проектировать в соответствии СТО 70238424.27.100.047-2009, здания и сооружения подъездных железнодорожных путей и автомобильных дорог, в пределах границ размещения ТЭС (транспортного хозяйства ТЭС) — по действующим нормам проектирования железных и автомобильных дорог. Пусковых и вспомогательных котельных — по СНиП П-35-76 [1], сооружений гражданской обороны — по СНиП II-11-77 [2].

Проектирование зданий и сооружений ТЭС следует выполнять с учетом уровня их ответственности, устанавливаемого по ГОСТ Р 54257. Уровень ответственности следует учитывать в расчетах несущих строительных конструкций, а также при определении требований к долговечности зданий и сооружений, номенклатуры и объема инженерных изысканий.

Отнесение объекта к конкретному уровню ответственности и выбор значений коэффициента надежности по ответственности производят генеральный проектировщик совместно с заказчиком и указывают в задании на проектирование (техническом задании).

Рекомендации по отнесению зданий и сооружений ТЭС к конкретным уровням ответственности приведены в приложении А.

Категории помещений ТЭС по взрывопожарной и пожарной опасности следует принимать по приложению Б настоящего стандарта, категорию зданий и сооружений — по НПБ 105-03 [3].

При проектировании зданий и сооружений ТЭС должны учитываться градостроительные условия и характер окружающей площадку ТЭС застройки

При проектировании и строительстве зданий и сооружений ТЭС наряду с данным Стандартом следует руководствоваться требованиями соответствующих глав строительных норм и правил (СНиП) и других действующих норм, на которые имеются ссылки в данном стандарте, а также учитывать требования «Правил устройства электроустановок» (ПУЭ), относящиеся к помещениям, зданиям и сооружениям.

Объемно-планировочные и конструктивные решения

Объемно-планировочные и конструктивные решения зданий и сооружений следует разрабатывать в соответствии с требованиями Технического регламента «О безопасности зданий и сооружений», утв. Федеральным законом Российской федерации от 30.12.2009 №384-Ф3, действующих Федеральных нормативных документов и настоящего стандарта.

Принятые решения должны обеспечивать рациональное размещение и нормальную эксплуатацию оборудования, а также соответствующие действующим нормам условия работы обслуживающего персонала.

Объемно-планировочные и конструктивные решения зданий и сооружений ТЭС должны обеспечивать:

— надежное и экономичное ведение технологического процесса (эксплуатации);

— возможность проведения ремонта оборудования;

— охрану окружающей среды;

— промышленную безопасность установленного оборудования и технических устройств;

— взрывопожарную и пожарную безопасность;

— безопасную работу персонала.

Геометрические параметры зданий и сооружений ТЭС (пролеты, высоты этажей, шаг конструкций) следует назначать — по ГОСТ 23838 с учетом требований строительных норм по проектированию зданий и сооружений СНиП 31-03-2001 [4], СНиП 31-04-2001 [5], СНиП 31-05-2003 [6], СНиП 2.09.04-87 [7] и настоящего стандарта.

Пролеты зданий и сооружений рекомендуется назначать кратными 3,0 м, в отдельных случаях — кратными 1,5 м.

Шаг колонн зданий, как правило, следует принимать 6,0 или 12,0 м. Для главных корпусов шаг колонн допускается принимать в соответствии с технологическим модулем.

Высоту одноэтажных зданий (до низа несущих конструкций покрытия) и высоты этажей многоэтажных зданий следует принимать кратными 0,3 м.

Высоту подземных частей зданий и сооружений, галерей топливоподачи и переходных мостов допускается принимать кратными 0,1 м.

Привязки несущих конструкций к координационным осям следует назначать нулевыми или осевыми в зависимости от принятых конструктивных решений.

Привязки конструкций к координационным осям в поперечном направлении следует, как правило, назначать нулевыми.

Деформационные швы в зданиях следует проектировать путем установки парных несущих конструкций.

В главных корпусах с закрытыми котельными отделениями поперечные деформационные швы следует располагать между котлами

Помещения щитов управления следует располагать в пределах одного деформационного блока.

Степень огнестойкости зданий и сооружений ТЭС следует назначать по СНиП 31-03-2001 [4], исходя из их категории по взрывопожарной и пожарной опасности, класса конструктивной пожарной опасности здания и его габаритов (высота, число и площадь этажей).

Требуемые пределы огнестойкости строительных конструкций должны назначаться согласно СНиП 21-01-97 [8] с учетом требований настоящего стандарта.

При проектировании ТЭС следует рассматривать возможность размещения в одном здании помещений различных производств, в том числе складских, лабораторных, бытовых помещений, если их объединение не противоречит требованиям норм безопасности (взрывопожарной, пожарной и др.) и санитарно-гигиенических норм.

Окраску помещений и оборудования следует проектировать в соответствии с ГОСТ Р 12.4.026. Окраску конструкций следует выполнять по ГОСТ 14202 с учетом цветового решения интерьеров и фасадов.

Для металлических конструкций следует предусматривать защиту от коррозии и, в необходимых случаях, огнезащиту, конструктивную или с применением ОЗС.

При применении для огнезащиты несущих металлических конструкций ОЗС в проектной документации следует указывать:

требуемый предел огнестойкости конструкций;

группу огнезащитной эффективности ОЗС;

наименование ОЗС, номер ТУ и сертификата пожарной безопасности;

толщину слоя ОЗС, соответствующую группе огнезащитной эффективности с учетом приведенной толщины сечения конструкций;

допускаемые виды (марки) грунтов по сертификату пожарной безопасности и покрывных (декоративно-защитных) составов, указанных в ТУ или согласованных с разработчиками ОЗС.

Работы по нанесению ОЗС следует выполнять согласно ПНР, разработанному специализированной организацией, привлеченной к выполнению указанных работ. ПНР по огнезащите должен быть согласован с заказчиком.

Проектирование подземных частей зданий и сооружений ТЭС следует вести с учетом прогнозируемого уровня подземных вод в процессе эксплуатации.

Фундаменты под машины с большими динамическими нагрузками (турбоагрегаты, питательные насосы, дымососы, дробилки, мельницы, дутьевые вентиляторы и др.) следует отделять друг от друга и от конструкций зданий и сооружений деформационными швами.

При применении виброизолированных фундаментов, в которых виброизолирующие устройства установлены между опорной платформой агрегата и расположенными ниже конструкциями, деформационные швы следует

Какие требования установлены к расположению кипиа

ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ЭКОЛОГИЧЕСКОМУ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ

И АТОМНОМУ НАДЗОРУ

от 15 декабря 2020 г. N 531

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ФЕДЕРАЛЬНЫХ НОРМ И ПРАВИЛ

В ОБЛАСТИ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ «ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ

СЕТЕЙ ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ И ГАЗОПОТРЕБЛЕНИЯ»

В соответствии с подпунктом 5.2.2.16(1) пункта 5 Положения о Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 30 июля 2004 г. N 401 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 32, ст. 3348; 2020, N 27, ст. 4248), приказываю:

1. Утвердить прилагаемые к настоящему приказу федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности сетей газораспределения и газопотребления».

2. Настоящий приказ вступает в силу с 1 января 2021 г. и действует до 1 января 2027 г.

приказом Федеральной службы

по экологическому, технологическому

и атомному надзору

от 15 декабря 2020 г. N 531

ФЕДЕРАЛЬНЫЕ НОРМЫ И ПРАВИЛА

В ОБЛАСТИ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ «ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ

СЕТЕЙ ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ И ГАЗОПОТРЕБЛЕНИЯ»

I. Общие положения

1. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности сетей газораспределения и газопотребления» (далее — Правила) разработаны в соответствии с Федеральным законом от 21 июля 1997 г. N 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» (Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, N 30, ст. 3588; 2018, N 31, ст. 4860) (далее — Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»).

2. Правила устанавливают требования, направленные на обеспечение промышленной безопасности, предупреждение аварий, случаев производственного травматизма на опасных производственных объектах газораспределения и газопотребления.

Действие Правил распространяется на опасные производственные объекты сетей газораспределения и газопотребления (в том числе сети газопотребления тепловых электрических станций (далее — ТЭС), газотурбинных установок (далее — ГТУ) и парогазовых установок (далее — ПГУ). Правила предназначены для применения при эксплуатации (включая техническое обслуживание, техническое диагностирование, текущий и капитальный ремонт, техническое перевооружение), реконструкции, консервации и ликвидации.

Действие Правил не распространяется на оборудование и газопроводы давлением до 1,2 МПа, предназначенные для обеспечения технологического процесса и функционирования площадных сооружений магистральных газопроводов, оборудование площадок автозаправочных станций (автомобильных газонаполнительных компрессорных станций), предназначенное для заправки транспортных средств природным газом, а также на технологические трубопроводы взрывопожароопасных и химически опасных производственных объектов и объектов газового хозяйства металлургических и коксохимических предприятий и производств.

3. Требования Правил распространяются на все организации независимо от их организационно-правовых форм, осуществляющие деятельность по эксплуатации, техническому перевооружению, ремонту, консервации и ликвидации сетей газораспределения и газопотребления.

4. Эксплуатация, включая ремонт и техническое перевооружение, консервация и ликвидация сетей газораспределения и газопотребления должны осуществляться в соответствии с требованиями Федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», Технического регламента о безопасности сетей газораспределения и газопотребления, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 29 октября 2010 г. N 870 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2010, N 45, ст. 5853; 2011, N 26, ст. 3819), и Правил.

5. В организации, осуществляющей эксплуатацию сетей газораспределения или газопотребления, из числа руководителей или инженерно-технических работников, прошедших аттестацию в области промышленной безопасности, назначаются лица, ответственные за безопасную эксплуатацию опасных производственных объектов сетей газораспределения и газопотребления в целом и за каждый участок (объект) в отдельности.

II. Общие требования к деятельности по эксплуатации,

техническому перевооружению, реконструкции, ремонту,

консервации и ликвидации сетей газораспределения

6. Организации, осуществляющие эксплуатацию сетей газораспределения и газопотребления, кроме требований, предусмотренных Федеральным законом «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», должны:

выполнять комплекс мероприятий, включая мониторинг, техническое обслуживание, ремонт и аварийно-диспетчерское обеспечение сетей газораспределения и газопотребления, обеспечивающих содержание сетей газораспределения и газопотребления в исправном и безопасном состоянии;

обеспечивать проведение технического диагностирования газопроводов, зданий и сооружений, технических и технологических устройств сетей газораспределения и газопотребления по достижении предельных сроков эксплуатации, установленных проектной документацией;

хранить проектную и исполнительную документацию в течение всего срока эксплуатации опасного производственного объекта (до ликвидации). Порядок и условия ее хранения определяются приказом руководителя эксплуатирующей организации;

в случае отсутствия газовой службы в составе организации, эксплуатирующей сети газораспределения и газопотребления, предприятие вправе для оказания услуг по техническому обслуживанию и ремонту сети газораспределения и сети газопотребления задействовать подрядную организацию.

III. Специальные требования к эксплуатации

сетей газораспределения и газопотребления тепловых

7. Требования настоящей главы Правил распространяются на газопроводы (трубопроводы и соединительные детали), технические и технологические устройства сетей газораспределения и газопотребления ТЭС с давлением природного газа до 1,2 МПа включительно.

8. Эксплуатация сетей газораспределения и газопотребления ТЭС включает:

управление технологическими процессами;

включение и отключение оборудования, работающего сезонно.

9. Эксплуатация сетей газораспределения и газопотребления ТЭС должна осуществляться оперативным персоналом и газовой службой предприятия.

10. На ТЭС из числа руководителей (инженерно-технических работников), прошедших аттестацию в области промышленной безопасности, должны быть назначены лицо, ответственное за безопасную эксплуатацию сетей газораспределения и газопотребления, и его заместитель.

11. Лицо, ответственное за безопасную эксплуатацию сетей газораспределения и газопотребления ТЭС, должно располагать следующей документацией:

копией распорядительного документа эксплуатирующей организации о возложении обязанностей за безопасную эксплуатацию сетей газораспределения и газопотребления;

должностной инструкцией, определяющей обязанности, права и ответственность;

проектной, рабочей и исполнительной документацией;

актом о приемке сетей газопотребления;

технологическими схемами наружных и внутренних газопроводов с указанием газоопасных колодцев и камер;

эксплуатационной документацией по безопасному пользованию газом;

документами об оценке (подтверждении) соответствия технических устройств обязательным требованиям, установленным законодательством Российской Федерации;

планом мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий (далее — ПМЛА);

копиями документов, подтверждающих проведение аттестации в области промышленной безопасности работников, осуществляющих эксплуатацию сетей газораспределения и газопотребления, в объеме требований промышленной безопасности, необходимых для исполнения ими трудовых обязанностей.

12. На ТЭС с учетом особенностей оборудования, технологии и характера производства до пуска оборудования в эксплуатацию должны быть разработаны производственные (технологические) инструкции, содержащие требования технологической последовательности выполнения различных операций при подготовке к пуску оборудования технологических комплексов, выводе в резерв, ремонте, допуске ремонтного персонала (работников) к выполнению работ на оборудовании.

В производственных (технологических) инструкциях должны быть указаны методы и объемы проверки качества выполненных работ по техническому обслуживанию и ремонту.

Отдельно должны быть разработаны:

инструкции по безопасному проведению огневых и газоопасных работ;

инструкции по охране труда для работников, занятых эксплуатацией сетей газораспределения и газопотребления, разработанные исходя из профессии или вида выполняемой работы с учетом трудового законодательства Российской Федерации;

должностные инструкции для руководителей и инженерно-технических работников.

13. Производственные инструкции должны быть разработаны с учетом требований изготовителей технических устройств, конкретных условий эксплуатации и утверждены техническим руководителем ТЭС.

14. К производственной инструкции должны прилагаться технологические схемы с указанием технических устройств, мест врезки дренажей, продувочных газопроводов (воздушников), сбросных газопроводов, трубопроводов продувочного агента, установки запорной, регулирующей и предохранительной арматуры с нумерацией, соответствующей действительности по месту.

15. В процессе эксплуатации сетей газораспределения и газопотребления ТЭС должны быть обеспечены:

подача газа газоиспользующему оборудованию требуемого давления, очищенного от посторонних примесей и конденсата, в количестве, соответствующем его нагрузке;

безопасная работа оборудования, а также безопасное проведение его технического обслуживания и ремонта;

своевременное техническое обслуживание и ремонт оборудования;

производственный контроль за соблюдением требований промышленной безопасности.

16. На каждый газопровод (наружный и внутренний), технологическое устройство (пункт редуцирования газа (далее — ПРГ), газорегуляторная установка (далее — ГРУ), котел должны быть составлены паспорта, содержащие основные данные, характеризующие газопровод, помещение ПРГ, технические устройства и контрольно-измерительные приборы (далее — КИП), а также сведения о проведенных техническом диагностировании, техническом обслуживании и ремонте.

17. Технологические схемы газопроводов должны быть вывешены в помещениях ПРГ и щитов управления или воспроизведены на экране компьютеров систем автоматического управления.

18. При эксплуатации газопроводов и технических устройств необходимо выполнять:

визуальный контроль технического состояния (обход), в сроки, указанные в эксплуатационной документации;

проверку параметров срабатывания предохранительного запорного клапана (далее — ПЗК) и предохранительного сбросного клапана (далее — ПСК), установленных в ПРГ (ГРУ) после каждого ремонта, но не реже одного раза в 6 месяцев;

проверку срабатывания ПЗК, включенных в схемы защит и блокировок котлов перед каждым включением котла при его простое более 3 суток, после каждого ремонта, но не реже одного раза в шесть месяцев;

проверку герметичности фланцевых, резьбовых и сварных соединений газопроводов, сальниковых набивок арматуры с помощью приборов или пенообразующего раствора при проведении технического обслуживания, но не реже одного раза в 6 месяцев;

контроль загазованности воздуха в помещениях ПРГ и котельном зале (котельной) — постоянно автоматическими сигнализаторами загазованности и не реже 1 раза в смену с применением переносного газоанализатора;

проверку работоспособности автоматических сигнализаторов загазованности в помещениях ПРГ и котельном зале (котельной) не реже 1 раза в смену с применением переносного газоанализатора;

проверку срабатывания устройств технологических защит, блокировок и действия сигнализации перед каждым пуском в работу оборудования и периодически в соответствии с утвержденным графиком;

очистку фильтров в соответствии с требованием организации-изготовителя, но не реже 1 раз в 12 месяцев;

техническое обслуживание газопроводов и технических устройств, в соответствии с требованием организации-изготовителя, но не реже 1 раза в 6 месяцев;

техническое обслуживание средств защиты газопроводов от коррозии в соответствии с требованием организации-изготовителя, но не реже 1 раза в 12 месяцев;

включение и отключение газопроводов и технических устройств в режимы резерва, ремонта и консервации;

техническое диагностирование газопроводов и технических устройств;

отключение недействующих газопроводов и технических устройств с установкой заглушек.

19. При техническом обслуживании газопроводов выполняется проверка состояния уплотнений защитных футляров в местах прокладки газопроводов через наружные строительные конструкции здания и наличия равномерных зазоров между футлярами и газопроводами. Результаты проверки фиксируются в журналах технического обслуживания газопроводов и газоиспользующего оборудования.

20. При эксплуатации зданий сети газопотребления ТЭС эксплуатирующая организация осуществляет мониторинг за осадкой фундаментов.

21. Визуальный контроль технического состояния (обход) сети газопотребления ТЭС проводится в сроки, обеспечивающие безопасность и надежность ее эксплуатации, но не реже сроков, указанных в эксплуатационной документации. В случае их отсутствия не реже:

одного раза в смену для ПРГ, внутренних газопроводов котельной;

одного раза в месяц для надземных газопроводов.

Периодичность обхода трасс подземных газопроводов устанавливается техническим руководителем ТЭС дифференцированно в зависимости от технического состояния газопроводов, продолжительности и условий их эксплуатации (опасности коррозии, давления газа, характера местности и плотности ее застройки, времени года, грунтовых условий).

Осмотр газопроводов должен проводиться после выявления деформации грунта, сейсмических воздействий и других негативных явлений, которые могут вызвать недопустимые напряжения в газопроводе.

При осмотре подземных газопроводов проверяются на загазованность колодцы, расположенные на расстоянии до пятнадцати метров в обе стороны от газопровода, коллекторы, подвалы зданий и другие помещения, в которых возможно скопление газа.

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

Проверка плотности соединений газопровода и арматуры, установленной на нем, проводится один раз в сутки по внешним признакам утечки газа (по запаху, звуку) с использованием высокочувствительных газоанализаторов (течеискателей) или пенообразующего раствора (мыльной эмульсии).

Применение открытого огня для обнаружения утечки газа не допускается.

22. Проверка параметров срабатывания ПЗК и ПСК в ПРГ должна проводиться не реже одного раза в шесть месяцев, а также после ремонта оборудования ПРГ.

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

Прекращение подачи электроэнергии от внешнего источника должно вызывать закрытие ПЗК горелок без дополнительного подвода энергии от других внешних источников.

24. Проверка настройки и действия предохранительных устройств газоиспользующего оборудования проводится перед пуском газа, после длительного (более двух месяцев) остановки оборудования, а также при эксплуатации в сроки, установленные в эксплуатационной документации, но не реже одного раза в два месяца.

25. Проверка срабатывания устройств технологических защит и действия сигнализации по максимальному и минимальному давлению газа в газопроводах проводится в сроки, установленные изготовителями, но не реже одного раза в шесть месяцев.

Сброс избыточного давления газа должен быть за пределы помещения и безопасен для персонала и исключающий его воспламенение от источника огня. Системы сброса газа должны обеспечивать безопасные условия рассеивания газа с учетом местных климатических условий, включая розу ветров.

При проверке не должно изменяться рабочее давление газа в газопроводах.

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

26. Контроль загазованности в помещениях ПРГ и котельной должен проводиться стационарными сигнализаторами загазованности или переносным прибором из верхней зоны помещений не реже одного раза в смену.

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

Перед входом в помещение должна быть проведена проверка загазованности помещения переносным сигнализатором.

27. Газопроводы должны регулярно (по графику) дренироваться через штуцера, устанавливаемые в нижних точках газопровода.

Конденсат собирается в передвижные емкости и утилизируется.

Сброс удаленной из газопровода жидкости в канализацию не допускается.

28. Очистку фильтра ПРГ необходимо проводить при достижении допустимого значения перепада давления, указанного в паспорте технического устройства.

29. До начала и в процессе выполнения работ по техническому обслуживанию должен быть проведен контроль воздуха рабочих зон помещений (ПРГ, машинного зала, котельной) на загазованность с отметкой результатов анализа в наряде-допуске на проведение газоопасных работ.

При концентрации газа в помещении, превышающей десять процентов нижний концентрационный предел распространения пламени (далее — НКПРП), работы должны быть приостановлены.

После окончания работ, сопровождающихся нарушением целостности и разгерметизацией, газопроводы должны быть испытаны на герметичность, а после сварочных работ — на прочность и герметичность в соответствии с проектной документацией. При отсутствии в проектной документации требований к проведению испытаний испытания должны проводиться с учетом действующих документов по стандартизации и актов в сфере технического регулирования.

Испытания должны проводиться работниками, выполнившими ремонтные работы, в присутствии оперативного персонала ТЭС. Результаты испытаний оформляются актом.

30. Техническое обслуживание технических устройств проводится по графику. Для составных частей сети газораспределения и сети газопотребления техническое обслуживание проводится совместно с газопроводом, если иное не установлено эксплуатационной документацией организации-изготовителя.

31. Техническое обслуживание газопроводов должно проводиться не реже одного раза в шесть месяцев.

32. При техническом обслуживании ПРГ необходимо выполнять:

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

визуальный контроль (осмотр) строительных конструкций, отделяющих помещения категории А по взрывопожароопасности (согласно требованиям Федерального закона от 22 июля 2008 г. N 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, N 30, ст. 3579, 2018, N 53, ст. 8464) от других помещений;

проверку герметичности мест прохода сочленений приводов механизмов с РК;

проверку герметичности фланцевых и сварных соединений газопроводов прибором или пенообразующим раствором;

осмотр, очистку фильтра;

проверку сочленений приводов механизмов с регулирующим клапаном (далее — РК), устранение люфта и других неисправностей в кинематической передаче;

продувку импульсных линий приборов средств измерений, ПЗК и РК;

проверку параметров настройки ПЗК и ПСК;

смазку трущихся частей, подтяжку сальников арматуры, их очистку;

проверку состояния и работы электрооборудования, систем вентиляции, отопления, сигнализации.

33. При техническом обслуживании внутренних газопроводов необходимо выполнять:

проверку герметичности фланцевых и сварных соединений газопроводов, сальниковых набивок арматуры приборами или пенообразующим раствором (мыльной эмульсией);

подтяжку сальников арматуры, очистку;

продувку импульсных линий приборов средств измерений.

34. При отключении газоиспользующего оборудования сезонного действия должны быть установлены заглушки на газопроводах-отводах к ним.

35. Техническое обслуживание сетей газораспределения и газопотребления ТЭС должно проводиться бригадой в составе не менее трех человек под руководством мастера с оформлением наряда-допуска на производство газоопасных работ, в светлое время суток или при достаточном искусственном освещении.

36. Текущий ремонт с разборкой регуляторов давления, предохранительных клапанов и фильтров проводится в сроки, установленные в эксплуатационной документации, но не реже одного раза в двенадцать месяцев, если иное не установлено эксплуатационной документацией организации-изготовителя.

37. Текущий ремонт газопроводов и технических устройств должен проводиться на отключенном оборудовании и газопроводах с установкой заглушек на границах отключаемого участка со стороны подачи газа.

38. При текущем ремонте надземных газопроводов производят:

устранение прогиба газопровода, выпучивания опор, замену и восстановление креплений;

разборку и ремонт запорной арматуры, не обеспечивающей герметичность закрытия, с притиркой уплотняющих поверхностей;

восстановление противошумового и теплоизоляционного покрытий;

очистку и восстановление окраски газопроводов и запорной арматуры (не реже одного раза в пять лет);

проверку герметичности соединений и устранение дефектов, выявленных при техническом обслуживании.

39. При текущем ремонте запорной арматуры необходимо выполнять:

очистку запорной арматуры, ремонт привода и его смазку, набивку сальника;

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

проверку затяжки (крепежа) фланцевых соединений, смену износившихся и поврежденных болтов и прокладок;

проверку исправности и ремонт приводного устройства;

при сервисном обслуживании запорной арматуры изготовителем сроки и объемы работ должны быть определены эксплуатационной документацией на арматуру.

40. Перед ремонтом газоиспользующего оборудования, осмотром и ремонтом топок котлов или газоходов газоиспользующее оборудование и запальные трубопроводы должны отключаться от действующих газопроводов с установкой заглушки после запорной арматуры.

41. После окончания ремонта на газопроводах и технических устройствах необходимо провести их испытания в соответствии с требованиями проектной документации, при отсутствии в проектной документации требований к проведению испытаний — испытания проводить в соответствии с требованиями сводов правил для сетей газораспределения и газопотребления.

42. Техническое диагностирование (экспертиза промышленной безопасности) газопроводов, технических и технологических устройств сетей газораспределения и газопотребления ТЭС должно проводиться в целях определения и прогнозирования их технического состояния (определения соответствия объекта экспертизы предъявляемым к нему требованиям промышленной безопасности в соответствии с Федеральным законом «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»).

Сроки эксплуатации газопроводов, технических и технологических устройств сетей газораспределения и газопотребления ТЭС устанавливаются на основе расчетов и указываются в проектной документации.

43. Ремонт газопроводов и технических устройств проводится по графикам, утвержденным техническим руководителем ТЭС, составленным на основании эксплуатационной документации изготовителей. Ремонт также назначается и по результатам технического обслуживания, технического диагностирования.

Ремонт внутренних газопроводов, газоиспользующего и котлового оборудования следует совмещать.

Сведения о капитальном ремонте должны быть занесены в паспорт соответствующего газопровода и технического устройства.

В случае если техническое устройство входит в состав газопровода и внесено в раздел паспорта «Оборудование газопровода», то сведения о ремонте данного технического устройства допускается вносить только в паспорт газопровода.

Разрешается ведение паспортов соответствующего газопровода и технического устройства в электронном виде.

При ведении паспортов в электронном виде возможность изменения и/или искажения ранее внесенных записей должна быть исключена.

44. После проведения ремонтных работ необходимо провести наладочные работы.

45. Аварийное отключение газопроводов должно производиться в случаях разрыва сварных стыков, коррозионных и механических повреждений газопровода и арматуры с выходом газа, а также при взрыве, пожаре, непосредственно угрожающих газопроводам и газоиспользующему оборудованию.

46. При обнаружении загазованности все работы должны быть приостановлены, приняты меры по устранению утечки газа и выполнению мероприятий в соответствии с ПМЛА и производственными инструкциями.

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

47. Газоопасные работы должны выполняться в соответствии с требованиями главы V Правил.

Наряд-допуск на производство газоопасных работ для ТЭС (приложение N 1 к Правилам) оформляется в соответствии с обязательными требованиями, установленными законодательством Российской Федерации о техническом регулировании.

48. До начала работ, связанных с разборкой запорной арматуры, присоединением или ремонтом внутренних газопроводов, работой внутри котлов, а также при выводе котлов в режим консервации и ремонта отключающие устройства, установленные на ответвлениях газопровода к котлу и на газопроводе к защитному запальному устройству (далее — ЗЗУ) горелок, должны быть закрыты с установкой заглушек.

Газопроводы должны быть освобождены от газа продувкой воздухом или инертным газом.

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

Снятие заглушек на газопроводе должно производиться после проведения испытаний (контрольной опрессовки).

Подземные и надземные (наружные) газопроводы независимо от расчетного давления подлежат контрольной опрессовке под давлением 0,02 МПа.

Скорость падения давления не должна превышать 100 Па/час.

Оборудование и газопроводы ПРГ должны подвергаться контрольной опрессовке под давлением 0,01 МПа. Скорость падения давления не должна превышать 600 Па/час.

При значениях падения давления, превышающих допустимые нормы, пуск газа и снятие заглушек на газопроводах не разрешаются до устранения причин сверхнормативного падения давления и проведения повторной контрольной опрессовки.

Результаты контрольной опрессовки должны записываться в наряде-допуске на проведение газоопасных работ.

Если осмотренные и подвергшиеся контрольной опрессовке участки газопроводов не были заполнены газом, то при возобновлении работ по пуску газа осмотр и опрессовка пускаемого участка должны быть произведены повторно.

50. Заглушки на газопроводах ПРГ при пуске газа после консервации или ремонта должны сниматься после осмотра технического состояния (обхода) газопроводов, проведения технического обслуживания и испытания, а после ремонта на газопроводе (сварочных работ) — после испытания на прочность и герметичность в соответствии с требованиями Правил.

51. До начала и в период проведения работ по установке и снятию заглушек должна проводиться проверка рабочей зоны на загазованность с использованием газоанализаторов. При предльно допустимой концентрации газа в воздухе рабочей зоны, превышающей триста миллиграмм/куб. метр, работы должны выполняться в шланговых противогазах или кислородно-изолирующих противогазах.

При концентрации газа в рабочей зоне, превышающей десять процентов НКПРП, работы должны быть приостановлены, помещение должно быть проветрено.

52. Снятие заглушек на газопроводах котла при его выводе из режима консервации или ремонта должно выполняться после осмотра технического состояния котла, проведения технического обслуживания и испытания, проверки работоспособности технологических защит, блокировок и сигнализации, а также после записи ответственного лица в оперативном журнале о готовности котла к растопке.

53. Технологические защиты, блокировки и сигнализация, введенные в постоянную эксплуатацию, должны быть включены в течение всего времени работы газоиспользующего оборудования.

54. Проведение ремонтных и наладочных работ в цепях защит, блокировок и сигнализации на действующем оборудовании без оформления наряда-допуска (распоряжения) на газоопасные работы не допускается.

55. Запорная арматура на газопроводе перед горелочным устройством должна открываться после окончания вентиляции газовоздушного тракта и включения ЗЗУ.

56. Перед пуском котла после ремонта должны быть проверены исправность и готовность к включению основного и вспомогательного оборудования, КИП, средств дистанционного и автоматического управления, устройств технологической защиты, блокировок, средств информации и оперативной связи. Выявленные при этом неисправности должны быть устранены до пуска.

Перед пуском котла после нахождения его в резерве более трех суток должны быть проверены:

работоспособность оборудования, контрольно-измерительных приборов, средств дистанционного и автоматического управления, устройств технологической защиты, блокировок, средств информации и связи;

прохождение команд технологических защит на все исполнительные устройства;

исправность и готовность к включению тех устройств и оборудования, на которых за время простоя производились ремонтные работы.

Выявленные неисправности до розжига котла должны быть устранены. При обнаружении неисправности средств защиты и блокировок, действующих на блокирующие устройства котла, розжиг котла не допускается.

57. Пуск газа в газопровод котла должен производиться при включенных в работу дымососах, дутьевых вентиляторах, дымососах рециркуляции в последовательности, указанной в производственной инструкции по эксплуатации котла.

58. Продувать газопроводы котла через трубопроводы безопасности или через газогорелочные устройства котла не допускается.

59. Перед растопкой котла из холодного состояния должна быть проведена при включенных в работу тягодутьевых механизмах предпусковая проверка плотности закрытия запорной арматуры перед горелками котла, включая общекотловой ПЗК котла, а также автоматическая проверка плотности закрытия ПЗК, установленных перед каждой горелкой котла.

При обнаружении негерметичности затворов отключающих устройств растопка котла не допускается.

60. Непосредственно перед растопкой котла и после его остановки топка, газоходы отвода продуктов сгорания котла, системы рециркуляции, а также закрытые объемы, в которых размещены коллекторы, должны быть провентилированы с включением всех дымососов, дутьевых вентиляторов и дымососов рециркуляции в течение не менее десяти минут при открытых шиберах (клапанах) газовоздушного тракта и расходе воздуха не менее двадцати пяти процентов от номинального.

61. Вентиляция котлов, работающих под наддувом, а также водогрейных котлов при отсутствии дымососа должна осуществляться при включенных дутьевых вентиляторах и дымососах рециркуляции.

62. Перед растопкой котла, если газопроводы находились не под избыточным давлением, следует определить содержание кислорода в газопроводах котла.

При содержании кислорода более одного процента по объему розжиг горелок не допускается.

63. Растопка котлов, все горелки которых оснащены ЗЗУ и двумя ПЗК, начинается с розжига любой горелки в последовательности, указанной в инструкции по эксплуатации котла.

При невоспламенении (погасании) первой растапливаемой горелки должны быть прекращена подача газа на котел и горелку, отключено ее ЗЗУ и провентилированы горелка, топка и газоходы согласно требованиям Правил, после чего растопка котла возобновляется на другой горелке.

Повторный розжиг первой растапливаемой горелки должен производиться после устранения причин ее невоспламенения (погасания).

В случае невоспламенения (погасания) факела второй или последующих растапливаемых горелок (при устойчивом горении первой) должны быть прекращена подача газа только на эту горелку, отключено ее ЗЗУ и проведена ее вентиляция при полностью открытом запорном устройстве на воздуховоде к этой горелке.

Повторный ее розжиг производится после устранения причин ее невоспламенения (погасания).

64. При погасании во время растопки всех включенных горелок должны быть немедленно прекращена подача газа на котел, отключены их ЗЗУ и проведена вентиляция горелок, топки, газоходов согласно требованиям Правил.

Повторная растопка котла должна быть произведена после выяснения и устранения причин погасания факелов горелок.

65. Подача газа в газопроводы котла должна быть немедленно прекращена оперативным персоналом в случаях:

несрабатывания технологических защит;

взрыва в топке, газоходах, разогрева (визуально) несущих балок каркаса или колонн котла, обрушения обмуровки;

исчезновения напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления или на всех КИП;

неконтролируемого изменения давления газа до значений, выходящих за пределы, установленные проектной документацией;

разрушения газопровода котла.

66. При аварийной остановке котла необходимо прекратить подачу газа на котел и все горелки котла, их ЗЗУ, открыть отключающие устройства на трубопроводах безопасности.

Следует открыть отключающие устройства на продувочных газопроводах и провентилировать топку и газоходы согласно требованиям Правил.

67. При плановой остановке котла для перевода в режим резерва должна быть прекращена подача газа к котлу, горелкам, ЗЗУ с последующим их отключением; открыты отключающие устройства на трубопроводах безопасности, а также на продувочных газопроводах, проведена вентиляция топки и газоходов.

По окончании вентиляции тягодутьевые машины должны быть отключены, закрыты лазы, лючки, шибера (клапаны) газовоздушного тракта и направляющие аппараты тягодутьевых машин.

68. Если котел находится в резерве или работает на другом виде топлива, заглушки после запорной арматуры на газопроводах котла могут не устанавливаться.

Допускается избыточное давление газа в газопроводах котла при работе на другом топливе при условии обеспечения плотности закрытия отключающих устройств перед горелками котла.

69. Порядок перевода котла с пылеугольного или жидкого топлива на природный газ должен определяться производственной инструкцией по эксплуатации котла.

При многоярусной компоновке горелок первыми должны переводиться на газ горелки нижних ярусов.

Перед плановым переводом котла на природный газ должна быть проведена проверка срабатывания ПЗК и работоспособности технологических защит, блокировок и сигнализации сети газопотребления с воздействием на исполнительные механизмы или на сигнал в объеме, не препятствующем работе котла.

70. Наблюдение за техническими устройствами ПРГ, показаниями средств измерений, а также автоматическими сигнализаторами контроля загазованности должно проводиться с помощью приборов со щитов управления, определенных проектной документацией:

центрального щита управления ТЭС;

с местного щита управления ПРГ;

визуально по месту, при обходах.

71. Запорная арматура перед ПСК в ПРГ должна находиться в открытом положении и быть опломбирована.

72. Резервная нитка редуцирования в ПРГ должна быть в постоянной готовности к работе.

73. 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 два часа;

средства контроля, управления, исполнительные механизмы, средства сигнализации и связи — не реже одного раза в сутки;

вентиляционные системы — перед началом смены;

средства обеспечения пожарной безопасности и пожаротушения — не реже одного раза в месяц.

Результаты осмотров должны быть по окончании смены занесены в журнал приема и сдачи смен (оперативный журнал).

Допускается ведение указанного журнала в электронном виде. При ведении журнала в электронном виде возможность изменения и/или искажения ранее внесенных записей должна быть исключена.

74. Вывод из работы технологических защит, обеспечивающих взрывобезопасность, на работающем оборудовании запрещается.

К технологическим защитам, обеспечивающим взрывобезопасность, относятся защиты от:

изменения давления газа до значений, выходящих за пределы, установленные проектной документацией;

невоспламенения факела первой растапливаемой горелки;

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

отключения всех дымососов (для котлов с уравновешенной тягой);

отключения всех дутьевых вентиляторов;

отключения всех регенеративных воздухоподогревателей.

Вывод из работы других технологических защит, а также технологических блокировок и сигнализации на работающем оборудовании разрешается только в дневное время и не более одной защиты, блокировки или сигнализации одновременно в случаях:

выявленной неисправности или отказа;

периодической проверки согласно графику, утвержденному техническим руководителем ТЭС;

при работе оборудования в переходных режимах, когда необходимость отключения защиты определена инструкцией по эксплуатации основного оборудования.

Отключение должно выполняться по письменному распоряжению начальника смены цеха или начальника смены электростанции в пределах их должностных полномочий с записью в оперативном журнале и обязательным уведомлением технического руководителя ТЭС.

Производство ремонтных и наладочных работ в цепях включенных защит запрещается.

Технологические защиты, введенные в постоянную эксплуатацию, должны быть включены в течение всего времени работы оборудования, на котором они установлены.

75. Проведение ремонтных и наладочных работ в цепях защит, блокировок и сигнализации на действующем оборудовании без оформления наряда-допуска запрещается.

76. Работы по регулировке и ремонту систем автоматизации, противоаварийных защит и сигнализации в условиях загазованности запрещаются.

77. Неисправности регуляторов, вызывающие повышение или понижение рабочего давления, неполадки в работе предохранительных клапанов, а также утечки газа должны быть устранены незамедлительно при их выявлении в соответствии с ПМЛА и производственными инструкциями.

78. Проверка срабатывания устройств защиты, блокировок и сигнализации должна производиться в сроки, предусмотренные эксплуатационной документацией изготовителей указанного оборудования, но не реже одного раза в 6 месяцев.

79. Газопроводы при заполнении газом должны быть продуты до вытеснения всего воздуха. Окончание продувки должно определяться анализом отбираемых проб, при этом содержание кислорода не должно превышать одного процента по объему, или путем безопасного сгорания отобранных проб газа, которое должно происходить спокойно, без хлопков.

Выпуск газовоздушной смеси при продувках газопроводов должен осуществляться в места, где исключена возможность попадания ее в здания, а также воспламенения от какого-либо источника огня.

Газопроводы при освобождении от газа должны продуваться воздухом или инертным газом до полного вытеснения газа. Окончание продувки определяется анализом. Остаточная объемная доля газа в продувочном воздухе не должна превышать двадцати процентов НКПРП.

IV. Специальные требования к эксплуатации сетей

газораспределения и газопотребления газотурбинных

и парогазовых установок

80. Требования настоящей главы распространяются на ГТУ ТЭС и энергетические ГТУ, работающие автономно или в составе ПГУ с давлением природного газа свыше 1,2 МПа.

81. Сети газораспределения и газопотребления ТЭС с ГТУ и ПГУ должны обеспечивать бесперебойное, безопасное транспортирование и использование природного газа с параметрами по давлению и расходу, определенными проектной документацией и условиями эксплуатации.

82. Подача газа на ТЭС при эксплуатации ГТУ и ПГУ должна предусматриваться по двум газопроводам. В случае отсутствия резервного топлива в сети ГТУ и ПГУ подачу газа на ТЭС следует предусматривать по двум газопроводам от одной газораспределительной станции, подключенной к двум независимым магистральным газопроводам, или от двух магистральных газопроводов.

83. Сеть газопотребления ГТУ и ПГУ должна обеспечивать ГТ проектным давлением газа перед горелочными устройствами.

Схемы сетей газопотребления ГТУ и ПГУ предусматриваются как совместные (с энергетическими котлами), так и раздельные в зависимости от места расположения ТЭС и давления газа в месте подключения.

84. Применяемые в сети газопотребления ГТУ и ПГУ технические устройства должны иметь документацию об оценке (подтверждении) соответствия технических устройств обязательным требованиям, установленными законодательством Российской Федерации о техническом регулировании.

85. Объем оснащения горелочных устройств и камеры сгорания газовой турбины (далее — ГТ) средствами контроля должен определяться с учетом эксплуатационной документации на ГТУ и Правилами.

86. Аппараты в каждой ступени очистки газа предусматриваются с пятидесятипроцентным резервом по производительности. На газопроводе к блоку очистки газа следует предусматривать отключающее устройство с электроприводом, управляемым с местного щита управления пункта подготовки газа (далее — ППГ).

87. Газопроводы от фильтров, установленных на газопроводе до газогорелочных устройств ГТ, следует предусматривать из коррозионностойкой стали.

88. Стали для газопроводов и запорной арматуры следует выбирать в зависимости от рабочих параметров транспортируемого газа и расчетной температуры наружного воздуха в районе строительства, которую следует принимать по температуре наиболее холодной пятидневки в году обеспеченностью 0,92.

89. На ТЭС с ГТУ и ПГУ должна быть предусмотрена защита от шума (шумоглушители, противошумовая изоляция) в целях обеспечения уровня шумового воздействия на окружающую среду.

90. Для сети газопотребления ТЭС с ГТУ и ПГУ, кроме работ, указанных в разделе III Правил, дополнительно в соответствии с графиками, утвержденными техническим руководителем ТЭС, должна выполняться проверка работоспособности ПЗК, включенных в схемы защит и блокировок ГТУ и ПГУ.

91. При эксплуатации ППГ необходимо выполнять:

визуальный контроль технического состояния (обход) в сроки, устанавливаемые производственной инструкцией, обеспечивающие безопасность и надежность эксплуатации;

проверку параметров срабатывания ПЗК и ПСК — не реже одного раза в три месяца, а также по окончании ремонта оборудования;

техническое обслуживание — не реже одного раза в 6 месяцев;

текущий ремонт — не реже одного раза в 12 месяцев, если изготовителями газового оборудования не установлены иные сроки ремонта;

капитальный ремонт — при замене оборудования, средств измерений, ремонте здания, систем отопления, вентиляции, освещения на основании дефектных ведомостей, составленных по результатам осмотров и текущих ремонтов.

92. Контроль загазованности в помещениях ППГ должен проводиться стационарными сигнализаторами загазованности или переносным прибором из верхней зоны помещений не реже одного раза в сутки.

При обнаружении концентрации газа десять процентов и более НКПРП необходимо организовать дополнительную вентиляцию помещения, выявить причину и незамедлительно устранить утечку газа.

93. Техническое обслуживание газопроводов и технических устройств ППГ должно проводиться не реже одного раза в шесть месяцев.

94. Работающие дожимающие компрессоры должны находиться под постоянным надзором персонала. Эксплуатация компрессоров с отключенными или вышедшими из строя автоматикой, аварийной вентиляцией, блокировкой и вентиляторами вытяжных систем запрещается.

95. Техническое обслуживание и текущий ремонт дожимающих компрессоров, предохранительной запорной и регулирующей арматуры производятся в соответствии с эксплуатационной документацией изготовителей указанного оборудования.

По истечении гарантийного срока они должны пройти поверку и сервисное обслуживание.

96. Дожимающие компрессоры подлежат аварийной остановке в случаях:

аварийных утечек газа;

неисправности отключающих устройств;

вибрации, посторонних шумов и стуков;

выхода из строя подшипников и уплотнения;

изменения допустимых параметров масла и воды;

выхода из строя электропривода пусковой аппаратуры;

неисправности механических передач и приводов;

повышения или понижения нормируемого давления газа во входном и выходном патрубках.

97. Масло для смазки компрессора должно иметь сертификат и соответствовать марке, указанной в эксплуатационной документации изготовителей на компрессор (по вязкости, температурам вспышки, самовоспламенения, термической стойкости), и специфическим особенностям, характерным для работы компрессора данного типа в конкретных условиях.

98. Вентиляция газовоздушного тракта котла-утилизатора (далее — КУ), входящих в состав ГТУ и ПГУ, должна осуществляться тягодутьевыми механизмами.

99. Для проведения вентиляции газовоздушного тракта ГТУ и ПГУ после остановки ГТ необходимо использовать режим холодной прокрутки ГТ, осуществляемый с помощью пусковых устройств.

100. В производственной зоне ППГ должны ежесменно осматриваться технологическое оборудование, газопроводы, арматура, электрооборудование, вентиляционные системы, средства измерений, противоаварийные защиты, блокировки и сигнализации, выявленные неисправности должны устраняться в порядке и в сроки, установленные производственными (технологическими) инструкциями.

Включение в работу технологического оборудования без предварительного внешнего осмотра (обхода) не допускается.

101. На внутренних газопроводах ГТУ и ПГУ должны проводиться техническое обслуживание не реже одного раза в месяц и текущий ремонт не реже одного раза в двенадцать месяцев.

102. Периодичность ремонтов устанавливается в соответствии с графиками, утвержденными техническим руководителем ТЭС, с учетом фактического состояния оборудования и по результатам технического обслуживания и текущего ремонта.

103. Параметры настройки регуляторов в ППГ должны соответствовать значениям рабочего давления газа, указанным в эксплуатационной документации изготовителей на поставку ГТУ.

Колебания давления газа на выходе допускаются в пределах десяти процентов от рабочего давления.

104. Режим настройки и проверки параметров срабатывания предохранительных клапанов не должен приводить к изменению рабочего давления газа после регулятора.

105. Газопроводы, подводящие газ к агрегатам, при пуске газа должны продуваться.

Продувка должна проводиться через продувочные газопроводы в места, предусмотренные проектом.

106. Пуск ГТ осуществляется:

из холодного состояния, при температуре металла корпуса турбины менее ста пятидесяти градусов Цельсия, после монтажа или ремонта;

из неостывшего состояния, при температуре металла корпуса турбины сто пятьдесят — двести пятьдесят градусов Цельсия;

из горячего состояния, при температуре металла корпуса турбины выше двухсот пятидесяти градусов Цельсия.

Скорость повышения температуры газов в проточной части, частоты вращения и набора нагрузки при пуске из каждого теплового состояния не должны превышать значений, заданных изготовителями.

107. Пуск ГТУ и ПГУ должен производиться с полностью открытыми к дымовой трубе шиберами. Переключение шиберов, розжиг горелок КУ допускаются только после выхода ГТ на холостой ход.

108. Камеры сгорания и газовоздушные тракты ГТУ или ПГУ, включая газоходы, КУ, перед розжигом горелочных устройств ГТ должны быть провентилированы (проветрены) с использованием пускового устройства ГТ с обеспечением шестикратного воздухообмена вентилируемых объемов до дымовой трубы.

После каждой неудачной попытки пуска ГТ зажигание топлива без предварительной вентиляции газовоздушных трактов ГТУ или ПГУ запрещается.

Продолжительность вентиляции должна соответствовать проектной документации и указываться в инструкции по эксплуатации и программе запуска (розжига).

Запорная арматура на газопроводе перед горелочным устройством должна открываться после окончания вентиляции газовоздушного тракта и включения ЗЗУ.

109. Если при розжиге пламенных труб (газовых горелок) камеры сгорания ГТ или в процессе регулирования произошли отрыв, проскок или погасание пламени, подача газа на газовую горелку и ее запальное устройство должна быть немедленно прекращена.

К повторному розжигу разрешается приступить после вентиляции камер сгорания и газовоздушных трактов ГТУ или ПГУ в течение времени, указанного в производственной инструкции, а также после устранения причин неполадок.

110. Стопорные и регулирующие топливные клапаны ГТ должны обеспечивать плотность. Клапаны должны расхаживаться на полный ход перед каждым пуском, а также ежедневно на часть хода при работе ГТ в базовом режиме.

111. Проверка герметичности затвора стопорного клапана, ПЗК ГТ должна проводиться после ремонта с визуальным контролем, перед каждым пуском ГТУ, а также периодически не реже одного раза в месяц.

112. Пуском ГТУ должен руководить начальник смены, а после ремонта, проведения регламентных работ — начальник цеха или его заместитель.

113. Перед пуском ГТУ после ремонта или простоя в резерве свыше трех суток должны быть проверены исправность и готовность к включению средств технологической защиты и автоматики, блокировок вспомогательного оборудования, масляной системы, резервных и аварийных маслонасосов, КИП и средств оперативной связи. Выявленные при этом неисправности должны быть устранены.

114. Пуск ГТУ не допускается в случаях:

неисправности или отключения хотя бы одной из систем аварийной защиты;

наличия дефектов системы регулирования, которые могут привести к превышению допустимой температуры газов или разгону турбины;

неисправности одного из масляных насосов или системы их автоматического включения;

отклонения от норм качества масла, а также при температуре масла ниже установленного предела;

отклонения от норм качества топлива, а также при температуре или давлении топлива ниже или выше установленных пределов;

отклонения контрольных показателей теплового или механического состояния ГТУ от допустимых значений.

115. Пуск ГТУ после аварийной остановки или сбоя при предыдущем пуске, если причины этих отказов не устранены, не допускается.

116. Пуск ГТУ должен быть немедленно прекращен действием защит или персоналом в случаях:

нарушения установленной последовательности пусковых операций;

превышения температуры газов выше допустимой по графику пуска;

повышения нагрузки пускового устройства выше допустимой;

не предусмотренного инструкцией снижения частоты вращения разворачиваемого вала после отключения пускового устройства;

помпажных явлений в компрессорах ГТУ.

117. ГТУ должна быть немедленно отключена действием защит или персоналом в случаях:

недопустимого повышения температуры газов перед ГТ;

повышения частоты вращения ротора сверх допустимого предела;

обнаружения трещин или разрыва масло- или газопроводов;

недопустимого осевого сдвига, недопустимых относительных перемещений роторов компрессоров и турбин;

недопустимого понижения давления масла в системе смазки или уровня в масляном баке, а также недопустимого повышения температуры масла на сливе из любого подшипника или температуры любой из колодок упорного подшипника;

прослушивания металлических звуков (скрежета, стуков), необычных шумов внутри турбомашин и аппаратов ГТ;

возрастания вибрации подшипников опор выше допустимых значений;

появления искр или дыма из подшипников или концевых уплотнений турбомашин или генератора;

воспламенения масла или топлива и невозможности немедленно ликвидировать пожар имеющимися средствами;

взрыва (хлопка) в камерах сгорания ГТ, в КУ или газоходах;

погасания факела в камерах сгорания;

недопустимого понижения давления жидкого или газообразного топлива перед стопорным клапаном ГТ;

закрытого положения заслонки на дымовой трубе КУ или повышения давления газов на входе в КУ;

исчезновения напряжения на устройствах регулирования и автоматизации или на всех КИП;

отключения турбогенератора вследствие внутреннего повреждения;

возникновения помпажа компрессоров или недопустимого приближения к границе помпажа;

недопустимого изменения давления воздуха за компрессорами;

загорания отложений на поверхностях нагрева КУ.

Одновременно с отключением ГТ действием защиты или персоналом должен быть отключен генератор.

118. ГТУ должна быть разгружена и остановлена по решению технического руководителя ТЭС в случаях:

нарушения нормального режима эксплуатации ГТ или нормальной работы вспомогательного оборудования, при появлении сигналов предупредительной сигнализации, если устранение причин нарушения невозможно без остановки;

заедания стопорных, РК и противопомпажных клапанов;

обледенения воздухозаборного устройства, если не удается устранить обледенение при работе ГТУ под нагрузкой;

недопустимого повышения температуры наружных поверхностей корпусов турбин, камер сгорания, переходных трубопроводов, если понизить эту температуру изменением режима работы ГТУ не удается;

недопустимого увеличения неравномерности измеряемых температур газов;

недопустимого повышения температуры воздуха перед компрессорами высокого давления, а также в случаях нарушения нормального водоснабжения;

неисправности защит, влияющих на обеспечение взрывобезопасности;

неисправности оперативных КИП.

119. При аварийном остановке ГТУ или ПГУ с КУ необходимо:

прекратить подачу топлива в камеру сгорания ГТ закрытием стопорного клапана, ПЗК и других запорных устройств на газопроводах ГТ и КУ;

открыть продувочные газопроводы и трубопроводы безопасности на отключенных газопроводах ГТ и КУ;

отключить паровую турбину и генератор, предусмотренные в составе ПГУ.

120. Запрещается приступать к вскрытию турбин, камеры сгорания, стопорного и РК, не убедившись в том, что запорные устройства на подводе газа к ГТ закрыты, на газопроводах установлены заглушки, газопроводы освобождены от газа, арматура на продувочных газопроводах открыта.

121. После отключения ГТУ и ПГУ должна быть обеспечена эффективная вентиляция трактов и других мест, предусмотренных проектной документацией, произведена продувка горелок воздухом или инертным газом.

По окончании вентиляции должны быть перекрыты всасывающий и (или) выхлопной тракты. Продолжительность и периодичность вентиляции и прокруток роторов при остывании ГТУ должны быть указаны в инструкции по эксплуатации.

122. Запорная арматура на продувочных газопроводах и газопроводах безопасности после отключения ГТУ должна постоянно находиться в открытом положении.

123. После окончания ремонта на газопроводах и технических устройствах необходимо провести испытания их на прочность и герметичность в соответствии с требованиями проектной и эксплуатационной документации.

124. Перед ремонтом технических устройств на газопроводе, визуальным контролем и ремонтом камер сгорания или газоходов технические устройства и запальные трубопроводы должны отключаться от действующих газопроводов с установкой заглушки после запорной арматуры.

125. Технологические защиты, блокировки и сигнализация, введенные в постоянную эксплуатацию, должны быть включены в течение всего времени работы оборудования, на которых они установлены. Ввод технологических защит должен производиться автоматически.

126. Вывод из работы технологических защит, обеспечивающих взрывобезопасность, на работающем оборудовании запрещается.

Вывод из работы других технологических защит, а также технологических блокировок и сигнализации на работающем оборудовании разрешается только в светлое время суток и не более одной защиты, блокировки или сигнализации одновременно в случаях:

обнаружения неисправности или отказа;

периодической проверки согласно графику, утвержденному техническим руководителем ТЭС.

Отключение должно выполняться по письменному распоряжению начальника смены в оперативном журнале с обязательным уведомлением технического руководителя ТЭС.

127. Проведение ремонтных и наладочных работ защит, блокировок и сигнализации на действующем оборудовании без оформления наряда-допуска запрещается.

128. Работы по регулировке и ремонту систем автоматизации, противоаварийных защит и сигнализации в условиях загазованности запрещаются.

V. Газоопасные работы

129. К газоопасным работам относятся:

технологическое присоединение (врезка) вновь построенных наружных и внутренних газопроводов к действующим, отключение (обрезка) газопроводов;

пуск газа в газопроводы при вводе в эксплуатацию, расконсервации, после ремонта (реконструкции), ввод в эксплуатацию ПРГ и ГРУ;

техническое обслуживание и ремонт действующих наружных и внутренних газопроводов, газоиспользующего оборудования, ПРГ и ГРУ;

удаление закупорок, установка и снятие заглушек на действующих газопроводах, а также отключение или подключение к газопроводам газоиспользующего оборудования, проведение его наладки;

продувка газопроводов при отключении или включении газоиспользующего оборудования в работу;

технический осмотр (осмотр технического состояния) газопроводов, ПРГ и ГРУ, ремонт, осмотр и проветривание колодцев, проверка и откачка конденсата из конденсатосборников;

проверка состояния охранных зон газопроводов;

разрытия в местах утечек газа до их устранения;

ликвидация и консервация газопроводов, ПРГ, ГРУ и газоиспользующего оборудования (демонтаж газового оборудования) при постоянном или временном выводе их из эксплуатации;

работы с применением всех видов сварки и газовой резки на действующих газопроводах, технологических и технических устройствах сетей газораспределения или газопотребления;

снижение и восстановление давления газа в газопроводе;

выполнение работ на действующих газопроводах в шурфах, траншеях и котлованах или технических устройствах в газовых колодцах;

мониторинг технического состояния газопроводов (за исключением проверки состояния охранных зон);

контроль интенсивности запаха газа в конечных точках сетей газораспределения;

контроль давления газа в сети газораспределения.

130. Газоопасные работы должны выполняться бригадой в составе не менее двух работников под руководством инженерно-технического работника (в составе не менее трех работников).

Газоопасные работы, не требующие оформления наряда-допуска на их производство, могут выполняться двумя работниками, один из которых назначается руководителем работ.

Газоопасные работы в колодцах, туннелях, коллекторах, а также в траншеях и котлованах глубиной более одного метра должны выполняться бригадой в составе не менее трех работников под руководством инженерно-технического работника (в составе не менее четырех работников).

131. Проведение ремонтных работ без применения сварки и газовой резки на газопроводах низкого давления диаметром не более пятидесяти миллиметров, осмотр технического состояния наружных газопроводов, ремонт, осмотр и проветривание колодцев (без спуска в них), проверка и откачка конденсата из конденсатосборников и гидрозатворов, а также внешний осмотр и очистка внутренних газопроводов, технических устройств и газоиспользующих установок, осмотр технического состояния ПРГ и ГРУ осуществляются двумя работниками. Руководство поручается наиболее квалифицированному работнику.

132. На производство газоопасных работ в организациях, осуществляющих эксплуатацию сетей газораспределения или газопотребления, выдается наряд-допуск, оформленный по рекомендуемому образцу (приложение N 1 к Правилам), предусматривающий разработку и последующее осуществление комплекса мероприятий по подготовке и безопасному проведению этих работ.

133. В организации, осуществляющей эксплуатацию сетей газораспределения или газопотребления, должен быть разработан и утвержден руководителем такой организации или его уполномоченным заместителем, либо руководителем самостоятельного структурного подразделения (дочернего общества) указанной организации перечень газоопасных работ и инструкция, определяющая порядок подготовки и безопасность их проведения применительно к конкретным производственным условиям. Также утверждается перечень газоопасных работ, выполняемых без оформления наряда-допуска по производственным инструкциям, обеспечивающим их безопасное проведение.

Перечень газоопасных работ должен не реже одного раза в год пересматриваться и переутверждаться.

134. Работники, имеющие право выдачи нарядов-допусков к выполнению газоопасных работ, назначаются распорядительным документом из числа руководящих работников и инженерно-технических работников, осуществляющих эксплуатацию сетей газораспределения или газопотребления, аттестованных в установленном порядке и имеющих опыт работы на объектах сетей газораспределения и газопотребления не менее одного года.

135. Периодически повторяющиеся газоопасные работы, выполняемые постоянным составом работников, производятся по утвержденным производственным инструкциям без оформления наряда-допуска.

К периодически повторяющимся газоопасным работам, выполняемым без наряда-допуска, относятся:

технический осмотр газопроводов и ПРГ;

техническое обслуживание ПРГ (шкафного исполнения), осуществляемое без снижения давления газа у потребителей;

проверка состояния охранных зон газопроводов;

ремонт, осмотр и проветривание колодцев (без спуска в них);

проверка и откачка конденсата из конденсатосборников;

техническое обслуживание газопроводов без отключения газа;

контроль интенсивности запаха газа;

контроль давления газа в сети газораспределения и газопотребления;

техническое обслуживание запорной арматуры и компенсаторов, расположенных вне колодцев (без нарушения герметичности корпуса и фланцевых соединений).

Указанные работы должны выполняться бригадой работников в составе не менее двух человек под руководством инженерно-технического работника и регистрироваться в журнале учета периодически повторяющихся газоопасных работ с указанием времени начала и окончания работ.

136. По специальному плану, утвержденному техническим руководителем газораспределительной организации, осуществляются следующие газоопасные работы:

пуск газа в сети газораспределения и газопотребления поселений при первичной газификации, в газопроводы высокого давления;

работы по присоединению газопроводов высокого и среднего давления;

ремонтные работы в ПРГ и ГРУ с применением сварки и газовой резки;

ремонтные работы на газопроводах среднего и высокого давлений (под газом) с применением сварки и газовой резки;

снижение и восстановление давления газа в газопроводах среднего и высокого давлений, связанные с отключением потребителей;

ремонтные работы на газопроводах низкого давления, связанные с отключением и последующим пуском газа в группы жилых домов, если для выполнения работ требуется привлечение более одной бригады; отключение и последующее включение подачи газа на промышленные производства.

В плане указываются:

последовательность проведения операций;

мероприятия, обеспечивающие безопасность;

лица, ответственные за проведение газоопасных работ (отдельно на каждом участке работы) и за общее руководство и координацию действий.

137. Каждому лицу, ответственному за проведение газоопасных работ, в соответствии с планом выдается отдельный наряд-допуск.

138. К плану и нарядам-допускам должны прилагаться исполнительная документация (чертеж или ксерокопия исполнительной документации) с указанием места и характера производимой работы.

Перед началом газоопасных работ лицом, ответственным за их проведение, проверяется соответствие документации фактическому расположению газопровода.

139. Работы по локализации и ликвидации аварий на газопроводах проводятся без наряда-допуска до устранения прямой угрозы причинения вреда жизни, здоровью или имуществу других лиц и окружающей природной среде.

Восстановительные работы по приведению газопроводов и газового оборудования в технически исправное состояние проводятся по наряду-допуску.

В случае, когда аварийно-восстановительные работы от начала до конца проводятся аварийно-диспетчерской службой в срок не более суток, наряд-допуск не оформляется.

140. Наряды-допуски на газоопасные работы должны выдаваться заблаговременно для необходимой подготовки к работе.

В наряде-допуске указываются срок его действия, время начала и окончания работы.

При невозможности окончить работу в установленный срок наряд-допуск на газоопасные работы подлежит продлению лицом, выдавшим его.

Записи в наряде-допуске на проведение газоопасной работы должны быть хорошо читаемыми, не вызывающие сомнений или неоднозначности смысла написанного для недопущения нечеткого их выполнения.

Допускается заполнение наряда-допуска на проведение газоопасных работ с использованием персонального компьютера. Не допускается заполнение наряда-допуска на проведение газоопасных работ карандашом. Исправления в тексте, подписи ответственных лиц с использованием факсимиле и их ксерокопии не допускаются.

Возможность использования электронной подписи при согласовании нарядов-допусков на проведение газоопасных работ устанавливается внутренними документами эксплуатирующей организации в соответствии с требованиями Федерального закона от 6 апреля 2011 г. N 63-ФЗ «Об электронной подписи» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2011, N 15, ст. 2036, 2020, N 24, ст. 3755).

Допускается оформление и регистрация наряда-допуска на проведение газоопасных работ в электронном виде. При этом должна быть исключена возможность изменения и/или искажения ранее внесенных записей в наряде-допуске, а также обеспечены условия хранения наряда-допуска в течение одного года со дня его закрытия.

141. Наряды-допуски должны регистрироваться в специальном журнале (рекомендуемый образец в приложении N 2 к Правилам). Допускается ведение указанного журнала в электронном виде. При ведении журнала в электронном виде возможность изменения и/или искажения ранее внесенных записей должна быть исключена.

142. Лицо, ответственное за проведение газоопасных работ, получая наряд-допуск, расписывается в журнале регистрации нарядов-допусков.

143. Наряды-допуски должны храниться не менее одного года с даты их закрытия. Порядок и условия хранения определяются приказом руководителя эксплуатирующей организации.

Наряды-допуски, выдаваемые на первичный пуск газа, врезку в действующий газопровод, отключения газопроводов с заваркой наглухо в местах ответвления, хранятся постоянно в исполнительно-технической документации на данный газопровод.

144. Если газоопасные работы, выполняемые по наряду-допуску, проводятся в течение более одного дня, ответственный за их выполнение обязан ежедневно докладывать в письменном виде о ходе выполнения газоопасных работ лицу, выдавшему наряд-допуск.

При невозможности окончить работу в установленный срок наряд-допуск на газоопасные работы подлежит продлению лицом, выдавшим наряд-допуск.

145. Командированным работникам наряды-допуски выдаются на срок, не превышающий период командировки лицами, указанными в пункте 136 Правил. Проведение газоопасных работ контролируется лицом, назначенным организацией, проводящей работы, с обязательным периодическим контролем работником эксплуатирующей организации.

Периодичность контроля работниками эксплуатирующей организации должна быть установлена распорядительным документом организации.

146. До начала газоопасных работ ответственный за их проведение обязан проинструктировать всех рабочих о технологической последовательности операций и необходимых мерах безопасности и путем опроса убедиться в самочувствии каждого рабочего, не препятствующем выполнению работы. После этого каждый работник, получивший инструктаж, должен расписаться в наряде-допуске.

До начала выполнения газоопасных работ в помещениях ПРГ, колодцах, туннелях, коллекторах проводят анализ газовоздушной смеси с помощью газоанализатора. Пробы должны отбираться в наиболее плохо вентилируемых местах. Выполнение газоопасных работ в помещениях ПРГ, колодцах, туннелях, коллекторах при объемной доле газа в воздухе более 20% от НКПРП и/или содержании кислорода менее 20% не допускается.

147. При проведении газоопасной работы все распоряжения должны выдаваться лицом (работником), ответственным за работу.

Другие должностные лица и руководители, присутствующие при проведении работы, дают указания только через лицо, ответственное за проведение работ.

148. Газоопасные работы должны выполняться в дневное время (дневную рабочую смену). В районах северной климатической зоны газоопасные работы проводятся независимо от времени суток.

Работы по локализации и ликвидации аварий выполняются независимо от времени суток под непосредственным руководством инженерно-технического работника.

149. Газопроводы, не введенные в эксплуатацию в течение 6 месяцев со дня испытания, должны быть повторно испытаны на герметичность.

Дополнительно проверяются работа установок электрохимической защиты, состояние дымовых и вентиляционных каналов (систем), комплектность и исправность газового оборудования, арматуры, средств измерений и автоматизации.

150. Присоединение вновь построенных газопроводов к действующим производится только перед пуском газа.

Все газопроводы и газовое оборудование перед их присоединением к действующим газопроводам, а также после ремонта необходимо подвергать внешнему осмотру и контрольной опрессовке (воздухом или инертными газами) бригадой, производящей пуск газа.

151. Наружные газопроводы всех давлений подлежат контрольной опрессовке давлением 0,02 МПа. Падение давления не должно превышать 0,0001 МПа за один час.

Наружные газопроводы с давлением природного газа до 0,005 МПа включительно с гидрозатворами подлежат контрольной опрессовке давлением 0,004 МПа. Падение давления не должно превышать 0,00005 МПа за десять минут.

Внутренние газопроводы промышленных, сельскохозяйственных и других производств, котельных, а также оборудование и газопроводы ГРП (ГРПБ), ШРП и ГРУ подлежат контрольной опрессовке давлением 0,01 МПа. Падение давления не должно превышать 0,0006 МПа за один час. Результаты контрольной опрессовки должны записываться в нарядах-допусках на выполнение газоопасных работ.

152. Избыточное давление воздуха в присоединяемых газопроводах должно сохраняться до начала работ по их присоединению (врезке).

153. Если пуск газа в газопровод не состоялся, то при возобновлении работ по пуску газа он подлежит повторному осмотру и контрольной опрессовке.

154. При ремонтных работах в загазованной среде следует применять инструмент из цветного металла, исключающий искрообразование.

Рабочая часть инструмента из черного металла должна обильно смазываться солидолом или другой аналогичной смазкой.

Использование электрических инструментов, дающих искрение, не допускается.

Обувь у лиц, выполняющих газоопасные работы в колодцах, помещениях ПРГ ГРУ, не должна иметь стальных подковок и гвоздей.

При выполнении газоопасных работ следует использовать переносные светильники во взрывозащищенном исполнении напряжением до двенадцати вольт.

155. Выполнение сварочных работ и газовой резки на газопроводах в колодцах, туннелях, коллекторах, технических подпольях, помещениях ПРГ и ГРУ без их отключения, продувки воздухом или инертным газом и установки заглушек не допускается.

До начала работ по сварке (резке) газопровода, а также замене запорной арматуры, компенсаторов и изолирующих фланцев в колодцах, туннелях, коллекторах следует снять (демонтировать) перекрытия.

156. Газовая резка и сварка на действующих газопроводах допускаются при давлении газа 0,0004 — 0,002 МПа.

Во время выполнения работы следует осуществлять постоянный контроль за давлением газа в газопроводе.

При снижении давления газа в газопроводе ниже 0,0004 МПа или его превышении свыше 0,002 МПа работы следует прекратить.

157. Присоединение газопроводов без снижения давления следует производить с использованием специального оборудования, обеспечивающего безопасность работ.

Производственная инструкция на проведение работ по присоединению газопроводов без снижения давления должна учитывать рекомендации изготовителей оборудования и содержать технологическую последовательность операций.

158. Давление газа в газопроводе при проведении работ следует контролировать по специально установленному манометру.

Допускается использовать манометр, установленный не далее ста метров от места проведения работ.

159. Работы по присоединению газоиспользующего оборудования к действующим внутренним газопроводам с использованием сварки (резки) следует проводить с отключением газопроводов и их продувкой воздухом или инертным газом.

160. Снижение давления газа в действующем газопроводе следует производить с помощью отключающих устройств или настройки редукционной арматуры в ПРГ.

Во избежание превышения давления газа в газопроводе избыточное давление следует сбрасывать на продувочный газопровод.

161. Способы присоединения вновь построенных газопроводов к действующим определяются проектной документацией.

162. Проверка герметичности газопроводов, арматуры и приборов открытым огнем не допускается.

Присутствие посторонних лиц, применение источников открытого огня, а также курение в местах проведения газоопасных работ не допускаются.

Места проведения работ следует ограждать.

Котлованы должны иметь размеры, удобные для проведения работ и эвакуации рабочих.

Вблизи мест проведения газоопасных работ вывешиваются или выставляются предупредительные знаки «Огнеопасно — газ».

163. При газовой резке (сварке) на действующих газопроводах во избежание большого пламени места выхода газа затираются шамотной глиной с асбестовой крошкой.

164. Снятие заглушек, установленных на ответвлениях к потребителям (вводах), производится по указанию лица, руководящего работами по пуску газа, после визуального осмотра и опрессовки газопровода.

165. Газопроводы при пуске газа должны продуваться газом до вытеснения всего воздуха.

Окончание продувки должно быть установлено путем анализа и сжиганием отобранных проб.

Объемная доля кислорода не должна превышать одного процента по объему, а сгорание газа должно происходить спокойно, без хлопков.

166. Газопроводы при освобождении от газа должны продуваться воздухом или инертным газом.

После проверки газоанализатором объемная доля газа в пробе воздуха (инертного газа) не должна превышать двадцати процентов от НКПРП.

При продувке газопроводов запрещается выпускать газовоздушную смесь в помещения, вентиляционные и дымоотводящие системы, а также в места, где существует возможность попадания ее в здания или воспламенения от источника огня.

167. Отключаемые участки наружных газопроводов, а также внутренних при демонтаже газового оборудования должны обрезаться, освобождаться от газа и завариваться наглухо в месте ответвления.

168. В загазованных колодцах, коллекторах, помещениях и вне помещений в загазованной атмосфере ремонтные работы с применением открытого огня (сварка, резка) недопустимы.

169. При техническом обслуживании и ремонте газоиспользующее оборудование должно быть отключено от газопровода с помощью заглушек.

170. Спуск в колодцы (без скоб), котлованы должен осуществляться по металлическим лестницам с закреплением их у края колодца (котлована).

Для предотвращения скольжения и искрения при опирании на твердое основание лестницы должны иметь резиновые упоры.

171. Перед началом проведения газоопасной работы следует провести лабораторный или экспресс-анализ воздушной среды на содержание кислорода и опасных веществ, указанных в перечне газоопасных работ, согласно месту и характеру работы, с записью результатов в наряде-допуске на проведение газоопасных работ и в сменном (оперативном) журнале.

Работы внутри колодцев, коллекторов, в тоннелях и других аналогичных устройствах и сооружениях (с наличием замкнутого пространства) без изолирующих средств защиты органов дыхания не допускаются.

Снаружи с наветренной стороны должны находиться по два человека для страховки на каждого работающего в колодцах и котлованах и недопущения к месту работы посторонних лиц.

172. Разборка (замена) установленного на наружных и внутренних газопроводах оборудования должна производиться на отключенном участке газопровода с установкой заглушек.

Заглушки должны соответствовать максимальному давлению газа в газопроводе, иметь хвостовики, выступающие за пределы фланцев, и клеймо с указанием давления газа и диаметра газопровода.

173. Подтягивание или замена сальниковой набивки запорной арматуры, разборка резьбовых соединений конденсатосборников на наружных газопроводах среднего и высокого давлений допускаются при давлении газа не более 0,1 МПа.

174. Замена прокладок фланцевых соединений на наружных газопроводах допускается при давлении газа в газопроводе 0,0004 — 0,002 МПа.

175. Разборка фланцевых, резьбовых соединений и арматуры на внутренних газопроводах любого давления должна производиться на отключенном и заглушенном участке газопровода.

176. При ремонтных работах на газопроводах и оборудовании в помещениях, где возможна загазованность, должны быть обеспечены наблюдение за ведением работ и предотвращение внесения источников огня, искрообразования.

177. Перед началом ремонтных работ на подземных газопроводах, связанных с разъединением газопровода (замена задвижек, снятие и установка заглушек, прокладок), необходимо отключить имеющуюся защиту от электрохимической коррозии и установить на разъединяемых участках газопровода перемычку (если нет стационарно установленных перемычек) в целях предотвращения искрообразования.

178. Устранение в газопроводах ледяных, смоляных, нафталиновых и других закупорок путем шуровки (металлическими шомполами), заливки растворителей или подачи пара разрешается при давлении газа в газопроводе не более 0,005 МПа.

179. Применение открытого огня для отогрева наружных полиэтиленовых, стальных санированных и внутренних газопроводов запрещается.

180. При устранении закупорок в газопроводах должны приниматься меры, максимально уменьшающие выход газа из газопровода. Работы должны проводиться в шланговых или кислородно-изолирующих противогазах. Выпуск газа в помещение запрещается.

При прочистке газопроводов потребители должны быть предупреждены о необходимости отключения газоиспользующего оборудования до окончания работ.

181. Резьбовые и фланцевые соединения, которые разбирались для устранения закупорок в газопроводе, после сборки должны быть проверены на герметичность мыльной эмульсией или с помощью высокочувствительных газоанализаторов (течеискателей).

182. Ответственным за наличие у рабочих средств индивидуальной защиты, их исправность и применение является лицо, ответственное за проведение работ.

Наличие и исправность необходимых средств индивидуальной защиты определяются при выдаче наряда-допуска на газоопасные работы.

При организации работ лицо, ответственное за проведение работ, обязано предусмотреть возможность быстрого вывода работников из опасной зоны.

Каждый участвующий в газоопасных работах должен иметь и при необходимости применять подготовленный к работе шланговый или кислородно-изолирующий противогаз (для работ, выполняемых в котлованах, тоннелях, колодцах, коллекторах и аналогичных устройствах и сооружениях (с замкнутыми пространствами).

Применение фильтрующих противогазов не допускается.

183. Разрешение на включение кислородно-изолирующих противогазов дает руководитель работ.

При работе в кислородно-изолирующем противогазе необходимо следить за остаточным давлением кислорода в баллоне противогаза, обеспечивающем возвращение работающего в незагазованную зону.

Продолжительность работы в противогазе без перерыва не должна превышать тридцати минут.

Время работы в кислородно-изолирующем противогазе следует записывать в его паспорт.

184. Воздухозаборные патрубки шланговых противогазов должны быть расположены с наветренной стороны и закреплены. При отсутствии принудительной подачи воздуха вентилятором длина шланга не должна превышать пятнадцати метров.

Шланг не должен иметь перегибов и защемлений.

Противогазы проверяют на герметичность перед выполнением работ зажатием конца гофрированной дыхательной трубки.

185. В процессе эксплуатации необходимо обеспечить регулярную проверку исправности индивидуальных систем обеспечения безопасности работ в соответствии с эксплуатационной документацией, а также своевременную замену элементов, компонентов или подсистем с понизившимися защитными свойствами в соответствии с требованиями эксплуатационной документации (инструкций по эксплуатации) изготовителей.

Тема лекции: «Монтаж контрольно-измерительных приборов и средств автоматизации»

Контрольно-измерительные приборы размещают таким образом, чтобы ими было удобно пользоваться, легко их обслуживать, чтобы обеспечивались надежность и правильность их работы, а также требования технической эстетики.

До начала монтажных работ приборы хранят в сухом отапливаемом складе заказчика на стеллажах в заводской упаковке. В процессе хранения следует избегать вибрации, ударов (толчков). Сохранность приборов на объекте должна быть подтверждена подрядчику письменной гарантией заказчика. Передачу-приемку приборов в монтаж от заказчика подрядчику производят на приобъектном складе (производят наружный осмотр, как при приемке в монтаж оборудования). Вместе с приборами подрядчику временно, на период монтажа, передают комплект технической документации. Приступать к монтажу можно только после ознакомления с заводской инструкцией по монтажу и эксплуатации. В отдельных случаях силами пуско-наладочных организаций до начала монтажа проводят стендовую проверку приборов. Перед монтажом приборы проверяют, клеймят и просушивают в отапливаемом помещении не менее суток.

Рис. 1. Нещитовой монтаж контрольно-измерительных приборов пластинчатого охладителя ООУ-М:
1 — теплообменный аппарат; 2 — манометр; 3 — клапан; 4 — обводная линия; 5 — датчик термометра сопротивления; 6 — исполнительный механизм; 7 — щит управления.

Различают два способа монтажа контрольно-измерительных приборов: нещитовой (по месту) — на стенах, колоннах, на машинах и аппаратах; щитовой (на щите) — на щитах и пультах управления. Способ монтажа выбирают в зависимости от конструкции приборов, а также от необходимости концентрировать показания нескольких приборов в одном месте.

Нещитовой монтаж применяют в тех случаях, когда конструкция прибора не приспособлена для щитового монтажа (расходомеры, водомеры, ротаметры, тахометры и др.), в одном месте требуется установить не более 1—2 приборов, или изготовление щита экономически нецелесообразно.

Большинство отечественных приборов приспособлено Для настенного монтажа, поэтому некоторые из них заключены в стандартные корпусы круглой, треугольной или прямоугольной формы. Такие приборы крепят к сте^ не винтами или анкерными болтами либо на ушках. Обычно на стене укрепляют деревянный, пластмассовый или металлический щиток, на который с помощью винтов устанавливают прибор.

Щитовой монтаж обеспечивает концентрацию приборов в одном месте, удобство наблюдения за работой отдельных машин и аппаратов, возможность защиты приборов от неблагоприятных условий окружающей среды, удобство наблюдения за приборами. Щит управления представляет собой вертикальную плоскостную (панельную) или объемную (шкафную) металлическую конструкцию, на которой монтируют контрольно-измерительные приборы и средства автоматики. Щиты управления могут быть агрегатными (пластинчатые охладители), групповыми (пастеризационно-охладительные установки), цеховыми.

Рис. 2. Щитовой монтаж контрольно-измерительных приборов пластинчатой па-стеризационно-охладительной установки:
1 — термометр сопротивления; 2 — выдерживатель; 3 и 8 — мосты уравновешивающие; 4 и 9 — переключатели управления; 5 — переключатель автоматического режима; 6 — лампа сигнальная; 7—кнопка управления; 10 — ключ.

Щиты монтируют на ножках на полу или крепят к стене либо колонне (глухое или съемное). Подвесные щиты (пластинчатый охладитель) крепят на анкерных болтах, заделанных в стену. При небольшой толщине стены применяют простые болты, пропущенные сквозь стену. На колонне щиты подвешивают с помощью хомутов. Приборы на шкафных щитах обычно монтируют на заводах-изготовителях. Щитовые приборы периодически демонтируют для проверки или ремонта. Приборы устанавливают также на пультах управления (распылительные сушилки).

Следует подробнее остановиться на особенностях монтажа отдельных приборов и автоматических устройств. Термометры монтируют так, чтобы термочувствительные элементы были расположены в местах активного их обтекания измеряемой средой по всей длине. Для улучшения теплопередачи от среды к термометру защитные чехлы стеклянных термометров заливают маслом или заполняют медными или стальными опилками (если температура кипения масла ниже температуры измеряемой среды).

Рис. 2. Монтаж отдельных приборов и автоматических устройств:
а — установка регулятора давления пара РДП: 1 — манометр, 2 — трехходовой кран, 3 — сифонная трубка, 4 — регулятор давления пара; 5 — капилляр, 6 — запорный игольчатый вентиль, 7 — мановакуумметр; б —установка гильз дистанционных термометров в трубопроводе.

Манометры монтируют на сифонной трубке (для уменьшения нагрева пружины, а также для уменьшения гидравлических ударов при пульсирующей подаче жидкости). Для продувки манометра, а также для проверки его «на нуль» устанавливают трехходовой кран. Манометрические термометры типа ТС-100 устанавливают так, чтобы термобаллон был полностью погружен в измеряемую среду, а циферблат занимал строго вертикальное положение. При длине капилляра более 10 м его прокладывают в газовой трубе. Терморегуляторы прямого действия (РПД) располагают вертикально. Направление движения жидкости должно совпадать с направлением стрелки на корпусе клапана. Для уменьшения вибрации и толчков регулятор крепят с помощью амортизирующих устройств. Термобаллон в контролируемой среде может занимать горизонтальное (пластинчатые установки), наклонное или вертикальное положение.

Регуляторы давления пара РДП устанавливают на горизонтальном участке паропровода в вертикальном положении. Для уменьшения гидравлических ударов и улучшения условий работы длина прямых участков до и после регуляторов должна быть не менее 10 диаметров трубопровода. Для отключения регуляторов в случае проверки или ремонта они снабжаются обводной линией с запорной арматурой. Длина горизонтального участка трубопровода этой линии должна быть также не менее 10 его диаметров. Электроконтактные термометры ЭКТ и манометры ЭКМ монтируют обычно на стене или в щите (автомат П-581, входящий в комплект пневматических прессов для сыра П-580 и Е8-ОПГ). Большинство приборов и щитов располагают в вертикальном положении и выверяют по отвесу. Контрольно-измерительные приборы крепят на стенах, щитах, металлоконструкциях стандартными крепежными деталями, приняв в случае возможной вибрации меры против самоотвинчивания, с затяжкой до отказа. После окончания монтажа приборы заземляют. Для удобства обслуживания в труднодоступных местах устраивают лестницы, колодцы, площадки, местное освещение.

Что такое КИПиА: расшифровка аббревиатуры и виды

Одна из основных характеристик измерительных приборов – класс точности (показатель, описывающий допустимую погрешность). Эта величина не статическая, она изменяется в процессе эксплуатации. В результате, с течением времени, погрешность может выйти за пределы допустимых норм.

Это грозит многими неприятностями, начиная от нарушения технологического процесса и заканчивая угрозой возникновения аварийной ситуации. Поэтому приборы, датчики, измерительные механизмы и другое специализированное оборудование должно проходить регулярную поверку в подразделении КИПиА. Расскажем об организации этой службы и ее основных задачах.

Что такое КИПиА?

Под это определение попадает все контрольное оборудование и автоматика, используемая практически в различных производственных сферах и в быту. В качестве примера можно привести счетчики электроэнергии и воды, регуляторы давления в нефтегазовой отрасли, автоматику для котельных и т.д.

Расшифровка аббревиатуры

Аббревиатура этого термина расшифровывается довольно просто – контрольно-измерительные приборы и автоматика. Служба с одноименным названием выполняет следующие задачи и функции:

осуществление метрологического надзора;
техническое обслуживание, настройка и ремонт измерительного оборудования;
внедрение новых систем автоматизации на предприятии, например, АСУ.

В некоторых случаях мастера и наладчики отдела «КИП и А» могут быть привлечены к пусконаладке электрооборудования, если в том есть производственная необходимость.

Виды КИПиА

Классификация измерительного оборудования производится в зависимости от физико-технических характеристик приборов, а также их качественно-количественных показателей. По названию группы несложно определить назначение входящих в нее измерительных устройств:

приборы для измерения температуры – термометры (А на рис.2);
устройства для определения давления – манометры (В);
измерители расхода рабочей среды или других веществ – расходомеры (С);
определители состава газовых смесей – газоанализаторы (D);
датчики уровня заполнения емкости – уровнемеры (E) и т.д.

Каждая из групп, в свою очередь, делится на несколько подгрупп, по конструктивному исполнению и принципу работы. Например, манометры, среди них есть устройства для измерения избыточного давления, его перепада, или отображающие абсолютную величину. Конструкция этих приборов может быть электроконтактной или механической.

Электроконтактный манометр

Структура отдела КИПиА

Структура подразделений КИПиА формируется с учетом многих факторов, из которых можно выделить два ключевых:

количество используемых предприятием измерительных приборов;
сложность обслуживания.

Исходя из этих факторов, формируется централизованная структура службы или децентрализованная. Кратко о каждой из них.

Особенности централизованной структуры

Такой способ формирования подразделения подходит для предприятий, у которых в технологических схемах не задействовано много измерительных приборов, датчиков и т.д. Это позволяет объединить эксплуатационное и ремонтное подразделение в одну службу, которой управляет начальник цеха КИП. На небольших предприятиях это руководящее лицо может совмещать должность главного метролога.

Одна из групп специалистов службы закрепляется за определенными производственными зонами для регулярного обслуживания КИП (включая учет приборов и их ремонт), находящихся на территории, указанной в должностной инструкции. При необходимости распоряжением начальника цеха эта группа специалистов может быть усилена другими работниками службы, например, для проведения объемных ремонтных или монтажных работ.

Данная структура позволяет создавать бригады узкой специализации (например, монтажников, электриков, электрослесарей, электромонтеров, электромонтажников, электронщиков и т.д.). Они занимаются ремонтом, наладкой и монтажом сложного оборудования, а также вводом в эксплуатацию новых систем. После окончания пусконаладочных работ техника обслуживается бригадой, курирующей цех, где была произведена установка.

Особенности децентрализованной структуры

Этот способ организации практикуется на крупных предприятиях. Особенность заключается в том, что ремонтное (методическое) подразделение является обособленной службой, тогда, как задачи по эксплуатации возлагаются на технологический цех. У каждого из этих подразделений свое руководство. Специалистов методического подразделения возглавляет главный метролог, а сотрудники отдела эксплуатации находятся в подчинении начальника цеха.

В обязанности методической службы входят все виды плановых, сверхплановых и планово-предупредительных ремонтных работ. Оплата за оказываемые услуги переводится на отдельный расчетный счет, она вычитается из средств, выделенных технологическому цеху КИПиА.

В зависимости от особенностей производства, работа службы эксплуатации организуется с учетом специализации работ, либо по технологическим признакам.

В первом варианте создаются группы специалистов, отвечающих за эксплуатацию определенных видов КИП (сигнализация, автоматизация, средства контроля и т.д.). Во втором – бригады мастеров, ответственных за работу техники определенных технологических потоков.

В децентрализованной структуре методическая служба в финансовом плане полностью зависит от технологического цеха, поскольку с его бюджета идут выплаты за проделанную работу.

Если возникает производственная необходимость, эксплуатационная служба может быть усилена сотрудниками ремонтного подразделения или бригадами, отвечающими за монтаж систем автоматики и контроля. Распоряжение об этом должен выдать главный приборист предприятия (метролог). С большинством штатных пусконаладочных работ служба эксплуатации должна справляться своими силами.

Пример организационной структуры КИПиА

Основные задачи

Вне зависимости от структуры службы КИПиА, в сферу ее основных задач входят:

создание условий, при которых будет обеспечена бесперебойная работа всех систем, за которые отвечает подразделение;
обеспечение наличия запасных деталей, резервного оборудования для измерительной техники и автоматики;
проверка правильной эксплуатации приборов, находящихся в зоне ответственности службы;
регулярные инструкции и обучение персонала нормам и правилам эксплуатации средств автоматики и контроля;
ввод в эксплуатацию новых профильных проектов.

Обязанности слесаря КИПиА

В соответствии с требованиями профстандарта, слесарь КИПиА должен знать принцип работы контролируемого им оборудования, уметь ремонтировать и обслуживать его. Например, для обслуживания электрооборудования, необходимо получить соответствующее профильное образование, общих знаний основ электротехники будет недостаточно.

В зависимости от специфики обслуживаемого оборудования, на рабочем месте слесаря могут быть следующие приспособления и наборы инструментов: шкаф КИПиА, щиты, установленная на пульты аппаратура, измерительные устройства, розетки для подключения электроприборов и т.д.

Рабочее место специалиста службы КИП

Данная специальность требует, чтобы работник разбирался как в доверенном ему оборудовании, так и общей технологии процесса.

Чем занимается инженер КИПиА?

Данная профессия возлагает следующий круг обязанностей:

организационные работы, связанные с обеспечением бесперебойной работы оборудования;
ответственность за внедрение автоматизированного оборудования;
управление службами КИПиА, в частности, координация бригад специалистов;
метрологическое обеспечение;
составление технической документации (технологическая карта, графики ТО, поверки, калибровки);

долгосрочное планирование (план мероприятий на месяц, квартал, год);
прием выполненной работы;
составление предписаний, в соответствии с выявленными недоработками и замечаниями;
организация контроля над выполнением поставленных задач.

Пример расшифровки клейма поверки

После поверки прибора службой КИПиА на устройство ставится соответствующее обозначение (клеймо), как правило, оно несет в себе определенную информационную составляющую. Приведем пример расшифровки.

Расшифровка клейма поверки

Какие требования установлены к расположению кипиа

СТО 70238424.27.100.037-2009
Системы КИП и тепловой автоматики ТЭС. Организация эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования

Способы доставки

Оглавление

Организации:

JO инвэл

Какие требования установлены к расположению кипиа

Тема лекции: «Монтаж контрольно-измерительных приборов и средств автоматизации»

Что такое КИПиА: расшифровка аббревиатуры и виды

Что такое КИПиА?

Расшифровка аббревиатуры

Виды КИПиА

Структура отдела КИПиА

Особенности централизованной структуры

Особенности децентрализованной структуры

Основные задачи

Обязанности слесаря КИПиА

Чем занимается инженер КИПиА?

Пример расшифровки клейма поверки

Добавить комментарий Отменить ответ

Какие требования установлены к расположению кипиа

СТО 70238424.27.100.037-2009 Системы КИП и тепловой автоматики ТЭС. Организация эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования

Способы доставки

Оглавление

Организации:

JO инвэл

Какие требования установлены к расположению кипиа

Тема лекции: «Монтаж контрольно-измерительных приборов и средств автоматизации»

Что такое КИПиА: расшифровка аббревиатуры и виды

Что такое КИПиА?

Расшифровка аббревиатуры

Виды КИПиА

Структура отдела КИПиА

Особенности централизованной структуры

Особенности децентрализованной структуры

Основные задачи

Обязанности слесаря КИПиА

Чем занимается инженер КИПиА?

Пример расшифровки клейма поверки

Добавить комментарий Отменить ответ

СТО 70238424.27.100.037-2009
Системы КИП и тепловой автоматики ТЭС. Организация эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования