Государственный контроль (надзор) при эксплуатации, консервации и ликвидации сетей газораспределения и газопотребления

12.1 В процессе эксплуатации, консервации и ликвидации сетей газораспределения и газопотребления должен осуществляться государственный контроль (надзор).

12.2 Эксплуатация, консервация и ликвидация сетей газораспределения и газопотребления должны осуществляться в соответствии с требованиями
ГОСТ Р ХХХХХ-ХХ «Системы газораспределительные. Сети газораспределения природного газа. Общие требования к эксплуатации. Эксплуатационная документация», ГОСТ Р ХХХХХ-ХХ «Системы газораспределительные. Сети газопотребления. Общие требования к эксплуатации. Эксплуатационная документация» и другими документами в области технической эксплуатации сетей газораспределения и газопотребления.

12.3 Для установления возможности эксплуатации газопроводов, зданий и сооружений, технических и технологических устройств сетей газораспределения и газопотребления после сроков, указанных в проектной документации, должно проводиться их техническое диагностирование.

В случае, если в проектной документации не указан срок эксплуатации газопроводов, зданий и сооружений, технических и технологических устройств сетей газораспределения и газопотребления, техническое диагностирование следует производить по результатам оценки технического состояния в соответствии с методикой, утвержденной федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим контроль (надзор) в сфере промышленной безопасности.

12.4 Задачей государственного контроля (надзора) является предупреждение, выявление и пресечение нарушений эксплуатирующей организации законодательства Российской Федерации, в том числе технических регламентов, документов в области стандартизации и технического регулирования, отступлений от проектной документации.

12.5 Предметом государственного контроля (надзора) является проверка:

- соответствия выполнения работ в процессе эксплуатации, консервации и ликвидации сетей газораспределения и газопотребления требованиям Федерального закона [2], Федерального закона [3], Технического регламента [1], иных нормативных актов и проектной документации;

- выполнения требований Федерального закона [2] к организациям, эксплуатирующим сети газораспределения и газопотребления, и их работникам.

12.6 Государственный контроль (надзор) осуществляется в форме проверок.

12.7 Проверки проводятся должностным лицом (должностными лицами) органа исполнительной власти, выполняющего функции по контролю (надзору) в сфере промышленной безопасности.

12.8 В процессе государственного контроля (надзора) за эксплуатацией сетей газораспределения и газопотребления проверяется:

- обеспечение безопасности и энергетической эффективности транспортирования природного газа с параметрами по давлению и расходу, определенными в проектной документации;

- при эксплуатации наружных газопроводов: обеспечение мониторинга грунтовых условий и производства строительных работ, осуществляемых в зоне прокладки сетей газораспределения;

- при эксплуатации подземных газопроводов: обеспечение мониторинга технического состояния, устранение утечек природного газа, повреждений изоляционного покрытия труб газопроводов и иных повреждений, повреждений сооружений, технических и технологических устройств сетей газораспределения и газопотребления, неисправностей в работе средств ЭХЗ и трубопроводной арматуры;

- при эксплуатации надземных газопроводов: обеспечение мониторинга технического состояния, устранение утечек природного газа; перемещений газопроводов за пределы опор; вибрации, сплющивания и прогиба газопроводов; повреждений и изгибов опор, нарушающих безопасность газопровода; неисправностей в работе трубопроводной арматуры; повреждений изоляционного покрытия (окраски) и состояния металла трубы; повреждений электроизолирующих разъемных и неразъемных соединений, средств защиты от падения электропроводов, креплений газопроводов и габаритных знаков в местах проезда автотранспорта;

- при эксплуатации технологических устройств: обеспечение мониторинга технического состояния, устранение утечек природного газа, проверки срабатывания ПЗК И ПСК, технического обслуживания, текущих ремонтов и наладки.

12.9 Орган исполнительной власти, выполняющий функции по контролю (надзору) в сфере промышленной безопасности, в процессе осуществления надзора за эксплуатацией сетей газораспределения и газопотребления, проверяет наличие:

- необходимых лицензий, выдаваемых федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по контролю (надзору) в сфере промышленной безопасности;

- договора обязательного страхования гражданской ответственности владельца сетей газораспределения и газопотребления за причинение вреда при их эксплуатации;

- проектной и исполнительной документации на введенные в эксплуатацию объекты сетей газораспределения и объекты газификации, подключенные к сетям газораспределения;

- разрешения на ввод в эксплуатацию;

- акта приемки законченных строительством сетей газопотребления, оформленного в соответствии с нормативными правовыми актами в области строительства;

- разрешения на первичный пуск газа для ввода в эксплуатацию сетей газопотребления и акты ввода их в эксплуатацию;

- актов, протоколов входного контроля качества материалов и технических устройств, а также приемочного контроля качества сварочных, изоляционных и других строительно-монтажных работ, выполняемых при эксплуатации объектов сетей газораспределения и газопотребления;

- маршрутных карт газопроводов и соответствие их требованиям документов в области стандартизации и технического регулирования;

- эксплуатационных паспортов на введенные в эксплуатацию газопроводы, пункты редуцирования газа, установки ЭХЗ и записанных в них сведений о проведенных капитальных ремонтах, а также работах по их консервации (расконсервации) и ликвидации;

- укомплектованного штата работников в соответствии с установленными требованиями;

- заключений выполненных экспертиз промышленной безопасности в отношении технических устройств, зданий и сооружений;

- заключений выполненных экспертиз промышленной безопасности в отношении документации на капитальный ремонт, консервацию и ликвидацию сетей газораспределения и газопотребления;

- сведений о результатах работ по оценке технического состояния и техническому диагностированию в эксплуатационных паспортах пунктов редуцирования газа;

- сведений о результатах работ по их техническому обследованию, оценке технического состояния и техническому диагностированию в эксплуатационных паспортах наружных газопроводов;

- эксплуатационных журналов на эксплуатируемые объекты сетей газораспределения и газопотребления;

- сведений о результатах работ по техническому осмотру газопроводов и пунктов редуцирования газа, техническому обслуживанию и текущему ремонту газопроводов, пунктов редуцирования газа, средств ЭХЗ и АСУ ТП, техническому обслуживанию приборной техники, проведению поверок средств измерений в эксплуатационных журналах;

- приказа (распоряжения) руководителя эксплуатационной организации, устанавливающий порядок и условия хранения эксплуатационной документации;

- свидетельства о регистрации опасного производственного объекта сетей газораспределения и газопотребления в государственном реестре;

- наличие плана организации и производства газоопасных работ на технологически сложные работы;

- наличие журнала регистрации газоопасных работ по нарядам-допускам и сведения о выполнении данных работ;

- наличие журнала регистрации газоопасных работ без нарядов-допусков и сведения о выполнении данных работ;

- наличие ПЛАС в процессе эксплуатации сетей газораспределения;

- наличие журнала регистрации тренировочных занятий с персоналом АДС;

- наличие оперативного журнала АДС;

- наличие журнала аварийных заявок;

- наличие плана взаимодействия АДС со службами различных ведомств.

Газоопасные работы должны выполняться в соответствии с требованиями ГОСТ Р ХХХХХ-ХХ «Системы газораспределительные. Сети газораспределения природного газа. Общие требования к эксплуатации. Эксплуатационная документация»

Аварийно-диспетчесрское обслуживание объектов сетей газораспределения должно выполняться в соответствии с требованиями ГОСТ Р ХХХХХ-ХХ «Системы газораспределительные. Сети газораспределения природного газа. Общие требования к эксплуатации. Эксплуатационная документация».

12.10 Орган исполнительной власти, выполняющий функции по контролю (надзору) в сфере промышленной безопасности, в процессе надзора за эксплуатацией сетей газораспределения и газопотребления осуществляет контроль:

- за эффективностью производственного контроля или систем управления промышленной безопасностью;

- за соблюдением условий действия лицензий, выданных федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по контролю (надзору) в сфере промышленной безопасности;

- за правильностью идентификации опасных производственных объектов;

- за регистрацией (перерегистрацией) опасных производственных объектов в государственном реестре;

- за выполнением подконтрольными организациями правил применения технических устройств на опасных производственных объектах и требований нормативных документов федерального органа исполнительной власти, осуществляющего функции по контролю (надзору) в сфере промышленной безопасности, устанавливающих требования по безопасной эксплуатации технических устройств;

- за организацией АДС объектов сетей газораспределения.

12.11 В рамках системы государственного регулирования промышленной безопасности орган исполнительной власти, выполняющий функции по контролю (надзору) в сфере промышленной безопасности, должен участвовать в комиссии по техническому расследованию причин аварий и инцидентов на объектах сетей газораспределения и газопотребления.

По результатам расследования комиссия разрабатывает мероприятия по предупреждению аварийности и травматизма. Такие мероприятия являются обязательными для выполнения подконтрольными организациями.

12.12 Работы по осуществлению контроля за выполнением профилактических мероприятий, предложенных комиссиями по техническому расследованию аварий и несчастных случаев на производстве, включаются в планы работы органа исполнительной власти, выполняющего функции по контролю (надзору) в сфере промышленной безопасности.

12.13 Орган исполнительной власти, выполняющий функции по контролю (надзору) в сфере промышленной безопасности, в процессе осуществления надзора за консервацией сетей газораспределения и газопотребления проверяет:

- наличие документации на консервацию сетей газораспределения и газопотребления, в которой предусмотрены меры, исключающие возможность образования концентрации газовоздушной смеси свыше НКПРП;

- наличие положительного заключения экспертизы промышленной безопасности на документацию на консервацию сетей газораспределения и газопотребления;

- выполнение мероприятий, обеспечивающих промышленную и экологическую безопасность, материальную сохранность и предотвращение разрушения сетей газораспределения и газопотребления;

- обеспечение защиты от коррозии объектов, входящих в состав сетей газораспределения и газопотребления.

12.14 Орган исполнительной власти, выполняющий функции по контролю (надзору) в сфере промышленной безопасности, в процессе осуществления надзора за ликвидацией сетей газораспределения и газопотребления проверяет:

- наличие документации на ликвидацию сетей газораспределения и газопотребления, в которой предусмотрены меры, исключающие возможность образования концентрации газовоздушной смеси свыше НКПРП;

- наличие положительного заключения экспертизы промышленной безопасности на документацию на ликвидацию сетей газораспределения и газопотребления;

- выполнение мероприятий, обеспечивающих утилизацию отходов производства; рекультивацию нарушенных земель; сохранение уровня противокоррозионной защиты других сетей газораспределения (в случае, если система противокоррозионной защиты утилизированной сети газораспределения участвовала в формировании системы противокоррозионной защиты других сетей газораспределения); предотвращения загрязнения окружающей среды; предотвращения повреждений зданий и сооружений, расположенных в зоне ликвидируемого объекта; предотвращения активации опасных геологических процессов (оползней, обвалов и подобных явлений).

12.15 При выявлении нарушений в результате проведенной проверки должностным лицом органа исполнительной власти, выполняющего функции по контролю (надзору) в сфере промышленной безопасности, составляется акт, являющийся основанием для выдачи организации, осуществляющей эксплуатацию, консервацию и ликвидацию сетей газораспределения и газопотребления, предписания об устранении таких нарушений. В предписании указывается вид нарушения, делаются ссылки на технический регламент (нормы и правила), иной нормативный правовой акт, проектную документацию (документацию), требования которых нарушены, а также устанавливается срок устранения нарушений с учетом конструктивных и других особенностей сетей газораспределения и газопотребления.

 

13 Специальные требования к проектированию, строительству и эксплуатации сетей газораспределения и газопотребления тепловых электрических станций

 

13.1 Общие требования

 

13.1.1 Требования раздела распространяются на газопроводы (трубопроводы и соединительные детали) и технические устройства (системы газоснабжения) ТЭС (энергопредприятий), ГТУ и ПГУ.

13.1.2 При проектировании, строительстве и эксплуатации систем газоснабжения ТЭС кроме положений настоящего СП следует руководствоваться требованиями Технического регламента [1], СП 62.13330-2011 [4], ГОСТ Р ХХХХХ-ХХ «Системы газораспределительные. Сети газораспределения природного газа. Общие требования к эксплуатации. Эксплуатационная документация», ПУЭ [11], СНиП 2.01.51-90 [12], СНиП II-58-75 [13] и других нормативных правовых актов, документов в области стандартизации и технического регулирования.

13.1.3 Требования раздела распространяются на системы газоснабжения ТЭС давлением природного газа до 1,2 МПа и свыше 1,2 МПа для ГТУ и ПГУ.

13.1.4 Требования к проектированию и строительству распространяются на вновь проектируемые и реконструируемые объекты сетей газораспределения и газопотребления ТЭС, а также ГТУ и ПГУ

 

 

Проектирование

 

13.2.1 Подачу газа от магистральных газопроводов (или ГРС) до площадки ТЭС, как правило, следует предусматривать по одному трубопроводу без резерва.

В районах с сейсмичностью 6 баллов (для грунтов категории III по СП 14.13330.2011 [14]) и более 6 баллов подача газа должна предусматриваться от двух газопроводов.

13.2.2 Диаметры газопроводов следует определять гидравлическим расчетом по соответствующим методическим документам, утвержденным в установленном порядке.

13.2.3 ПГП от ГРС или от магистральных газопроводов до площадки ТЭС, независимо от давления транспортируемого газа, следует прокладывать, как правило, подземно.

13.2.4 На ПГП к ТЭС должно быть предусмотрено отключающее устройство с электроприводом, управляемое из главного корпуса ТЭС ирасполагаемое на территории электростанции или вне ее на расстоянии от 5 м до 20 м от ограды ТЭС.

13.2.5 Внутриплощадочный газопровод в пределах ТЭС должен быть надземным, исключая участок, отстоящий на 15 м от ограды внутрь площадки электростанции, который может быть как надземным, так и подземным.

13.2.6 Трасса внутриплощадочного газопровода должна проходить вдоль проездов и дорог, как правило, со стороны, противоположной тротуару (пешеходной дорожке) и обеспечивать самокомпенсацию температурных деформаций газопровода и деформаций от изменения давления газа. При недостаточности самокомпенсации, следует предусматривать устройство компенсаторов.

13.2.7 Надземные газопроводы следует прокладывать на высоких и низких опорах, эстакадах с использованием негорючих конструкций.

Допускается прокладка газопроводов на эстакадах с другими технологическими трубопроводами и электрическими кабелями, при этом газопроводы должны размещаться в верхнем ярусе эстакады.

Высоту от уровня земли до низа трубы при прокладке газопровода на низких опорах вне проезда транспортных средств следует принимать не менее 0,35 м при ширине группы труб до 1,5 м, не менее 0,5 м при ширине 1,5 м и более.

13.2.8 Высота прокладки газопровода над автодорогами и подъездными железными дорогами должна определяться в соответствии с СП 18.13330.2011 [15], с учетом транспортирования крупногабаритных грузов и исключения механических повреждений газопровода.

13.2.9 Расстояния от газопроводов давлением до 1,2 МПа включительно до зданий и сооружений следует принимать в соответствии с СП 62.13330.2011 [4].

13.2.10 При прокладке газопровода по фасадам здания ТЭС расстояния (в свету) между газопроводом и ограждающими конструкциями должны быть не менее:

- 150 мм для труб диаметром менее 200 мм;

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

- 500 мм для труб диаметром более 500 мм.

13.2.11 В системах газоснабжения ТЭС не допускается прокладка внутриплощадочных газопроводов:

- по территории трансформаторных подстанций и открытых электрораспределительных устройств;

- по территории складов ГЖ и ЛВЖ;

- по стенам зданий категорий А и Б любой степени огнестойкости;

- по стенам зданий категорий В, Г, Д со степенью огнестойкости III - V;

- по галереям подачи резервного топлива;

- ниже нулевой отметки зданий.

13.2.12 Газопровод должен прокладываться с уклоном, обеспечивающим сток конденсата к месту его выпуска в процессе эксплуатации и при опорожнении для ремонта. Уклон, как правило, должен составлять не менее 0,002, если направление стока конденсата и потока газа совпадают, и 0,003, если они не совпадают.

13.2.13 Выпуск конденсата из газопровода следует предусматривать через дренажи, с установкой на них последовательно двух запорных устройств и резьбовой стальной заглушки.

13.2.14 Надземный газопровод, пересекаемый воздушной высоковольтной линией электропередачи, должен иметь защитное устройство, предотвращающее попадание на него электропроводов в случае их обрыва. Защитное устройство должно быть из негорючих материалов и конструкций, как правило, металлических, имеющих надежное заземление.

Сопротивление заземления газопровода и его защитного устройства должно быть не более 10 Ом.

13.2.15 Расстояния между газопроводом и электропроводами в местах пересечения и параллельной прокладки принимаются в соответствии с ПУЭ [11].

13.2.16 При проектировании и строительстве систем газоснабжения ТЭС в особых условиях (пучинистых, просадочных, набухающих и т.п. грунтах) следует предусматривать мероприятия по снижению негативного воздействия грунтов на газопровод и фундаменты опор и зданий.

13.2.17 Прокладка газопроводов в вечномерзлых грунтах должна предусматриваться надземной или в земляной насыпи.

13.2.18 При размещении ТЭС в районах с сейсмичностью, указанной в п. 13.2.1 следует:

- газопроводы прокладывать надземно;

- расчет газопроводов и опор вести с учетом воздействия на них сейсмической нагрузки;

- предусматривать устройство компенсационных участков или компенсаторов в местах присоединения газопроводов к оборудованию;

- предусматривать уменьшение величины пролетов между опорами или увеличение жесткости трубы для гашения колебаний газопроводов и другие мероприятия;

- вводы газопроводов в здания предусматривать через проемы, размеры которых не менее, чем на 30 см превышают диаметр футляра;

- при наличии на территории ТЭС несейсмостойких зданий размещение газопроводов должно предусматриваться с учетом возможного разрушения зданий.

13.2.19 Для надземных газопроводов, испытывающих вибрационные нагрузки или расположенных в сейсмических районах, следует предусматривать крепления, обеспечивающие их перемещение и не допускающие сброса газопровода с опор.

13.2.20 Вводы газопроводов следует предусматривать в помещения, где расположены технические устройства и газоиспользующие установки, и прокладываться в местах, удобных для их обслуживания, осмотра и ремонта.

13.2.21 Прокладку внутренних газопроводов следует предусматривать открытой. Места установки запорной и регулирующей арматуры должны иметь искусственное освещение.

13.2.22 Расчеты конструкций газопроводов давлением до 1,2 МПа включительно на прочность и устойчивость должны производиться в соответствии со
СП 33.13330.2010 [16], давлением свыше 1,2 МПа – в соответствии со
СП 36.13330.2010 [17] с учетом проведения гидравлических испытаний.

13.2.23 Расчет газопроводов должен производиться на сочетание нагрузок, действующих на газопровод, по времени действия, направлению, а также на нагрузки, вызванные грунтовыми и природными условиями (пучение, просадка, сейсмические воздействия и др.).

При расчете нагрузок, действующих на газопровод, следует учитывать собственную массу трубы и арматуры, температурные перепады, возможное воздействие дополнительных нагрузок.

13.2.24 Для газопроводов должны применяться стальные бесшовные и электросварные трубы из спокойных углеродистых и низколегированных сталей в соответствии с приложением А. Трубы должны иметь сварное соединение равнопрочное основному металлу трубы. Заводские сварные соединения должны пройти 100% контроль физическими методами. Применение труб по ГОСТ 8731 допускается при условии 100% контроля металла труб физическими методами.

Трубы стальные бесшовные и электросварные следует применять по государственным стандартам или техническим условиям, утвержденным в установленном порядке.

13.2.25 Эквивалент углерода для углеродистых и низколегированных сталей следует принимать по формулам, приведенным в СП 42-102-2004 [18] для труб газопроводов давлением до 1,2 МПа включительно, и по формулам СП 36.13330.2010 [17] – свыше 1,2 МПа.

13.2.26 Значения ударной вязкости для газопроводов должны быть: при толщине стенки от 5 до 10 мм для основного металла труб не ниже 29,4 Дж/см², для сварного соединения труб - не ниже 24,5 Дж/см²; при толщине стенки свыше 10 до 15 мм включительно - соответственно не ниже 39,2 Дж/см² и не ниже 29,4 Дж/см².

Ударную вязкость на образцах Менаже следует определять при температуре минус 40 ⁰С.

13.2.27 При выборе марки стали за расчетную температуру воздуха следует принимать значение температуры наружного воздуха наиболее холодных суток обеспеченностью 0,98, определенную согласно СНиП 23-01-99* [19].

13.2.28 Детали, блоки, сборочные единицы трубопроводов, опоры и подвески для газопроводов следует применять в соответствии с документами в области стандартизации и технического регулирования для трубопроводов ТЭС, утвержденными в установленном порядке.

13.2.29 Надземные внутриплощадочные и внутренние газопроводы должны быть защищены лакокрасочным покрытием в соответствии со СП 28.13330.2011 [20].

Газопроводы должны быть окрашены в желтый цвет в соответствии с требованиями документов в области стандартизации. Температура эксплуатации лакокрасочных покрытий должна соответствовать температуре эксплуатации газопроводов.

13.2.30 На всех газопроводах должна применяться стальная арматура. Герметичность затвора запорной арматуры должна соответствовать классу «А» по
ГОСТ 9544. Рекомендуется применение бесфланцевой (под приварку) арматуры.

13.2.31 В целях автоматизации управления процессом запорная арматура (отключающие устройства) должна применяться с дистанционным управлением (электрическим или пневматическим приводом), а также иметь ручное управление.

13.2.32 Электроприводы к арматуре должны применяться в соответствии с
ПУЭ [11] в зависимости от класса взрывоопасной зоны в соответствии с ГОСТ Р 51330.9.

13.2.33 Запорная арматура с электроприводом, устанавливаемая на открытом воздухе, должна иметь соответствующее климатическое исполнение и быть защищена от атмосферных осадков.

13.2.34 Устанавливаемая запорная арматура должна быть доступна для обслуживания и ремонта.

13.2.35 Запорную арматуру следует располагать на участках с минимальными значениями изгибающих и крутящих напряжений.

Запорную арматуру массой более 500 кг следует располагать на горизонтальных участках. По обе стороны от запорной арматуры под газопровод следует предусматривать опоры для возможности демонтажа арматуры.

13.2.36 Запорная арматура должна оснащаться электроприводом во взрывозащищенном исполнении:

- на вводе в ГРП (на расстоянии от 5 до 10 м от здания);

- на вводе в помещение для размещения линий редуцирования и на выходе из него (при наличии двух и более помещений);

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

13.2.37 Управление электроприводом запорной и регулирующей арматуры должно осуществляться:

- для общестанционного ГРП с МЩУ;

- для ГРП энергоблоков с одного из БЩУ;

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

- для энергоблоков мощностью менее 800 МВт - с одного из БЩУ;

- для энергоблоков мощностью 800 МВт и выше - с БЩУ.

13.2.38 Здание ГРП должно быть I или II степени огнестойкости и класса конструктивной пожарной опасности С0.

13.2.39 На общестанционном или блочном ГРП энергообъектов следует предусматривать последовательно по ходу газа установку: изолирующих фланцев, штуцера продувочного газопровода, запорного устройства с электроприводом, листовой или поворотной заглушки, штуцера продувочного агента, узла очистки газа (группы фильтров), узла измерения расхода газа с обеспечением измерения как номинального (не менее двух ниток для измерения 100% расхода каждая), так и малого (до 30%) расходов газа.

На входе и выходе на каждой линии узла очистки и узла измерения расхода газа должны предусматриваться отключающие устройства, листовые или поворотные заглушки и продувочные газопроводы.

13.2.40 Технологическая схема редуцирования давления газа в общестанционном ГРП должна выполняться с поперечными связями и содержать дополнительные защитные устройства (ПСК, ПЗК), обеспечивающие надежную работу оборудования. Количество редуцирующих ниток определяется пропускной способностью выбранных технических устройств, но не менее двух. Помимо расчетного количества рабочих линий редуцирования рекомендуется предусматривать одну резервную линию и одну линию малого расхода.

Для ТЭС, где природный газ является основным видом топлива, при общем количестве линий редуцирования четыре и более эти линии редуцирования рекомендуется размещать в двух помещениях, разделенных между собой вспомогательным помещением.

13.2.41 При разработке проектной документации на вновь проектируемые или реконструируемые системы газоснабжения энергоблоков 800 МВт и более следует предусматривать ГРП на каждый энергоблок для одноступенчатого регулирования давления газа на котел. В ГРП следует предусматривать три параллельные линии редуцирования: две основные (рабочая и резервная) пропускной способностью, обеспечивающей номинальную нагрузку энергоблока, и одну линию малого расхода пропускной способностью до 30% номинальной нагрузки.

13.2.42 Примерные схемы ГРП представлены в справочном приложении Б.

13.2.43 Линии редуцирования и газопроводы на длине не менее 20 м после РК следует проектировать с виброшумопоглощающей изоляцией и виброизолирующими основаниями.

13.2.44 Дополнительно должно определяться шумовое воздействие на окружающую среду от редукционных и предохранительных клапанов и других источников шума.

13.2.45 ПСК должны быть настроены на параметры, обеспечивающие начало их открывания при превышении величины максимального рабочего давления на выходе из ГРП не более чем на 15%, а ПЗК, в том числе встроенные в РК, при превышении рабочего давления не более, чем на 25%.

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

13.2.46 Газопроводы следует оборудовать продувочными газопроводами. Продувка газового оборудования и газопроводов должна производиться по методикам, утвержденным в установленном порядке.

13.2.47 Оголовки продувочных газопроводов и сбросных газопроводов от предохранительных клапанов, установленных на газопроводах, должны располагаться:

- с давлением более 1,2 МПа - не менее чем на 5 м выше самой высокой точки здания в радиусе 20 м от сбросного газопровода, но не менее 6 м от уровня планировочной отметки площадки (земли);

- с давлением менее 1,2 МПа - не менее чем на 1 м выше верха дефлектора здания или на 2 м выше светоаэрационного фонаря соседнего (ближе 20 м) здания, но не менее 5 м от земли.

13.2.47 Сбросной газопровод должен располагаться со стороны здания, противоположной воздухозабору. Расстояние от оголовка до мест забора воздуха приточной вентиляции должно быть не менее 10 м по горизонтали и 6 м по вертикали.

Устройство оголовка сбросного газопровода должно исключать рассеивание газа ниже плоскости его размещения и попадание в него атмосферных осадков.

13.2.49 Для подачи продувочного агента проектной организацией должны быть предусмотрены штуцера с запорной арматурой и резьбовыми пробками-заглушками.

13.2.50 На входах газопроводов в ГРП и выходах из них следует предусматривать установку запорной арматуры и поворотных или листовых заглушек с разжимными устройствами и токопроводящими перемычками.

13.2.51 Взрывоопасные зоны помещения ГРП категории «А» по взрывопожароопасности следует относить к зоне класса 1. К взрывоопасным зонам класса 2 следует относить пространство в пределах 3 м по горизонтали и вертикали от запорной арматуры и фланцевых соединений трубопроводов, в пределах 5 м от сбросных и продувочных газопроводов и на расстоянии 0,5 м по горизонтали и вертикали от проемов за наружными ограждающими конструкциями помещений категории «А». Класс зоны должен определяться в соответствии с ПУЭ [11] и ГОСТ Р 51330.9.

13.2.52 Во взрывоопасных зонах должны устанавливаться взрывозащищенные электрические машины, аппараты и приборы в исполнении «повышенной надежности против взрыва» со степенью защиты оболочки не ниже IР54.

13.2.53 Стационарные светильники, устанавливаемые во взрывоопасных зонах класса 1 и 2, должны иметь исполнение «повышенной надежности против взрыва», переносные светильники в зоне класса 1 должны быть взрывобезопасными, в зоне класса 2 – «повышенной надежности против взрыва».

13.2.54 Во взрывоопасных зонах класса 1, 2 должны применяться провода и кабели с медными жилами. Во взрывоопасных зонах класса 2 допускается применение проводов и кабелей с алюминиевыми жилами.

Применение шинопроводов во взрывоопасных зонах класса 1, 2 допускается при выполнении следующих условий:

- шины должны быть изолированы;

- во взрывоопасных зонах класса 1 шины должны быть медными;

- шинопроводы должны быть защищены металлическими кожухами, обеспечивающими степень защиты не менее IР31.

13.2.55 Зануление или заземление электрооборудования установок переменного и постоянного тока должно выполняться в соответствии с ПУЭ [11].

13.2.56 Защита от статического электричества и устройство молниезащиты должны выполняться в соответствии с требованиями документов в области стандартизации и технического регулирования по устройству молниезащиты зданий и сооружений, утвержденных в установленном порядке.

13.2.57 В помещениях ГРП, относящихся по взрывопожарной опасности к категории «А» следует предусматривать естественную постоянно действующую вентиляцию, обеспечивающую не менее трехкратного воздухообмена в 1 час.

Для помещений объемом более 200 м³ воздухообмен должен предусматриваться по расчету, но не менее однократного воздухообмена в 1 час.

Необходимость устройства аварийной вентиляции в помещениях ГРП категории «А» следует определять в соответствии с положениями СП 7.13130.2009 [21].

13.2.58 Оснащение данных помещений ГРП пожарной сигнализацией следует предусматривать в соответствии с положениями СП 5.13130.2009 [22]. Внутреннее пожаротушение следует предусматривать в соответствии с требованиями
СП 30.13330.201 [23].

13.2.59 Мероприятия по взрывоустойчивости помещений ГРП должны соответствовать требованиям СП 62.13330.2011 [4] и СП 56.13330.2011 [24].

13.2.60 В помещениях отдельно стоящих зданий на ТЭС с системами газоснабжения и техническими устройствами (помещение ГРП для размещения линий редуцирования, места размещения узлов учета газа и очистки газа, МЩУ ГРП) должны устанавливаться сигнализаторы загазованности с выводом светозвукового сигнала на щит управления котлов ГрЩУ, БЩУ, МЩУ ГРП и на входе в помещения.

13.2.61 Оснащение автоматическими сигнализаторами загазованности воздуха помещения котельного отделения (котельной) не требуется.

13.2.62 В ГРП станций должно обеспечиваться измерение:

- давления газа на входе и выходе ГРП, а также после каждого РК;

- перепада давления на фильтрах очистки газа;

- температуры и расхода газа;

- температуры воздуха и загазованности в помещениях для размещения линий редуцирования и МЩУ ГРП.

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

- ключ управления и указатели положения запорной и регулирующей арматуры;

- ключ-переключатель выбора места управления запорной и регулирующей арматурой;

- светозвуковая сигнализация о работе оборудования и загазованности помещений;

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

- приборы, показывающие температуру газа на входе и выходе ГРП;

- приборы, показывающие расход газа в каждой точке измерения.

13.2.64 Класс точности манометров для измерения давления газа должен быть не более 0,4 для газопроводов давлением не более 1,2 МПа и не более 1 для газопроводов давлением более 1,2 МПа.

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

13.2.66 На газопроводе-отводе к котлу после отключающих устройств должны предусматриваться:

- фланцевое соединение для установки поворотной или листовой заглушки с приспособлением для разжима фланцев и токопроводящей перемычкой;

- штуцер для подключения продувочного агента с запорной арматурой и резьбовыми пробками-заглушками;

- общекотловой ПЗК;

- врезка газопровода к ЗЗУ горелок (только для газовых котлов);

- РК (основной, растопочный).

При устройстве индивидуального РК перед каждой горелкой растопочный клапан допускается не устанавливать.

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

При использовании в качестве запорной арматуры двух быстродействующих запорных клапанов и индивидуального РК перед каждой горелкой установка общекотлового ПЗК не требуется.

Допускается установка одного ПЗК и отключающего устройства с электроприводом (очередность определяется проектом) или двух отключающих устройств с электроприводом и трубопровода безопасности между ними, при условии установки общекотлового ПЗК.

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

13.2.68 Питание электромагнита ПЗК на постоянном или переменном токе выбирается при разработке проектной документации, исходя из технико-экономического обоснования.

Питание на постоянном токе должно осуществляться от шин аккумуляторной батареи или от батареи предварительно заряженных конденсаторов, при условии оснащения схемы управления устройством непрерывного конт