|
Страница 4
Стр. 1 |
Стр. 2 |
Стр. 3 |
Стр. 4 |
Стр. 5 |
Стр. 6
запобіжні клапани на спрацювання при тиску налагодження;
справність і правильність показання манометрів шляхом
короткочасного їх відключення і повернення вказівної стрілки на
нуль.
4.9.16. Поточний ремонт установок повинен проводитись не
рідше 1 разу на рік. Обсяг робіт визначається технічним станом
обладнання.
При ремонті установок повинні виконуватися роботи, які
входять в технічне обслуговування, а також:
перенабиття сальників на вентилях і змазування пробкових
кранів, перевірка ходу запірних пристроїв і герметичність
фланцевих, різьбових і зварних з'єднань;
розбирання регулятора, запобіжних пристроїв і запірної
арматури, огляд, збирання і налагодження регулятора і запобіжних
пристроїв на встановлені режими їх роботи.
4.9.17. Плановий ремонт установок повинен проводитися за
затвердженими графіками.
В графіках слід враховувати строки проведення планового
ремонту, передбаченого паспортами заводів-виготовлювачів на
окремі види обладнання.
4.9.18. Резервуари установок і балони для ЗВГ підлягають
технічному огляду в строки згідно з вимогами п. 4.8.73 цих Правил
і Правил будови та безпечної експлуатації посудин, що працюють
під тиском.
ГТУ підлягають технічному огляду 1 раз на 5 років. У зв'язку
з неможливістю (з конструктивних особливостей ГТУ) проведення
внутрішніх оглядів останні замінюються гідравлічним
випробуванням.
4.9.19. Про всі роботи з ремонту і технічного огляду
резервуарів занотовується в експлуатаційному паспорті резервуара.
4.9.20. В житлових і громадських будинках в одному приміщенні
дозволяється встановлювати один балон місткістю 50 л.
При місткості балона до 27 л дозволяється встановлювати в
одному приміщенні два балони (один з них запасний).
У житлових будинках балони належить розміщати в кухнях у
місцях, доступних для огляду.
4.9.21. Відстань від балона до газової плити має становити
не менше 0,5 м і від радіатора опалення або печі не менше 1 м.
При влаштуванні екрана, який захищає балон від нагрівання,
відстань від балона до радіатора опалення або печі можна
зменшувати до 0,5 м. Відстань між балоном і екраном повинна бути
не менше 0,1 м. При розміщенні балона проти топкових дверцят
печей відстань між балоном і топковими дверцятами повинна бути не
менше 2 м.
4.9.22. Приєднання балона до газових приладів виконується
гумотканинним рукавом. Рукав повинен бути суцільний, мати довжину
не більше 5 м і кріпитися до стіни.
Рукав не повинен проходити через стіни, двері і вікна. В
місцях приєднання до приладу і регулятора рукав повинен
надягатися на гофровані наконечники і кріпиться металевими
хомутами, які забезпечують надійність і герметичність приєднання.
Застосування дротяних скруток не допускається.
4.9.23. Поза будинками індивідуальні ГБУ повинні
розташовуватися в шафах, які замикаються, зроблених з негорючих
матеріалів, або під замикальними кожухами, що закривають верхню
частину балона і регулятор. Шафи повинні мати у верхній і нижній
частинах прорізи або решітки-жалюзі для вентиляції.
4.9.24. Індивідуальні ГБУ біля стін повинні встановлюватися
на відстані не менше 0,5 м від дверей і вікон першого поверху і
3 м - від вікон і дверей цокольних і підвальних поверхів, а також
від колодязів підземних комунікацій і вигрібних ям.
Не допускається розташування балонів біля запасних
(пожежних) виходів, з боку фасадів будівель, у місцях проїзду
транспорту.
Шафи для балонів і балони під замикальними кожухами повинні
бути встановлені на вогнетривкій основі висотою не менше 0,1 м.
4.9.25. Балон може приєднуватись до газопроводу за допомогою
мідних трубок або гумотканинних рукавів довжиною не більше 0,5 м.
З'єднання балона з регулятором повинно бути шорстким.
Гумотканинні рукави повинні відповідати вимогам державних
стандартів і не повинні мати пошкоджень зовнішнього шару гуми.
4.9.26. Під час заміни балонів забороняється користуватися
відкритим полум'ям, вмикати і вимикати електроосвітлення.
4.9.27. Застосування групових ГБУ допускається для житлових
будинків, які мають сумарну кількість не більше 24 квартир.
4.9.28. На огорожах майданчиків резервуарних, випарних,
змішувальних установок і ГТУ, шафових групових ГБУ повинні бути
попереджувальні написи "Вогненебезпечно. Газ".
4.9.29. Установки ЗВГ повинні бути забезпечені первинними
засобами пожежогасіння - скринькою з піском місткістю 0,5 куб.м,
лопатами, вогнегасником типу ОУ-2 або ОП-5.
4.9.30. При потребі проведення поблизу установок робіт з
будівництва або ремонту підземних інженерних мереж, а також в
інших випадках, при яких можливе пошкодження установки і
газопроводів, організація, що веде роботи, повинна одержати
письмовий дозвіл від організації, яка експлуатує установку і веде
облік виданих дозволів. В письмовому дозволі повинні бути
зазначені умови і порядок проведення робіт.
Про початок робіт організація, яка їх веде, повинна
сповістити експлуатаційну організацію не пізніше ніж за 5 днів.
У період проведення робіт експлуатаційна організація повинна
здійснювати щоденний контроль.
4.10. Захист сталевих підземних споруд систем газопостачання
від електрохімічної корозії
4.10.1. Всі види захисту від електрохімічної корозії (надалі
- ЕХЗ), передбачені проектом, повинні бути введені в дію до
здавання побудованих підземних споруд в експлуатацію.
4.10.2. Відповідальними за стан ЕХЗ споруд систем
газопостачання є їх власники.
4.10.3. Експлуатація установок ЕХЗ споруд систем
газопостачання повинна виконуватись за вимогами ГОСТ 9.602-89, РДИ
204 УССР 067-89.
4.10.4. Налагоджувальні і експлуатаційні роботи на установках
ЕХЗ, а також проведення електричних вимірювань повинні
здійснюватися персоналом, який пройшов спеціальну підготовку і має
посвідчення на право роботи з електроустановками напругою до 1 000
В, з додержанням вимог Правил устройства электроустановок (надалі
- ПУЕ), затверджених Міненерго СРСР 04.07.84; Правил технической
эксплуатации электроустановок потребителей (надалі - ПТЕ),
затверджених Міненерго СРСР 20.02.1989 р. і Правил безпечної
експлуатації електроустановок (далі - ПБЕ), затверджених наказом
Держнаглядохоронпраці 06.10.97 N 257 ( z0011-98 ), зареєстрованих
в Мін'юсті України 13.01.98 N 11/2451.
4.10.5. Експлуатація засобів ЕХЗ споруд систем газопостачання
населених пунктів, як правило, повинна здійснюватися
спеціалізованими службами СПГГ.
На вказані служби покладається відповідальність за своєчасне
виявлення небезпечних корозійних зон і вжиття заходів щодо їх
ліквідації. Ці служби повинні мати у своєму складі навчених і
допущених до цих видів робіт спеціалістів і бути оснащені
необхідним обладнанням і приладами.
4.10.6. Власники, які експлуатують установки ЕХЗ, повинні
здійснювати періодичний технічний огляд і обслуговування
установок, перевірку ефективності їх роботи, а також контрольні
вимірювання потенціалів на спорудах, які захищаються.
4.10.7. Технічний огляд установок ЕХЗ, не обладнаних засобами
телемеханічного контролю, повинен проводитися (не рідше):
дренажних - 4 рази на місяць;
катодних - 2 рази на місяць;
перетворювачів малої потужності - 1 раз на 6 місяців;
контрольованих протекторних - 1 раз на 6 місяців.
4.10.8. При технічному огляді провадяться:
зовнішній огляд всіх елементів установок;
очищення шаф від пилу, води, бруду та ін.;
перевірка цілісності монтажу і відсутності механічних
пошкоджень окремих елементів, справності запобіжника, стану
контактів, справності захисного заземлення і занулення;
перевірка робочих параметрів установок, включаючи
вимірювання:
на установках дренажного і катодного захисту - випрямлений
струм і напруга перетворювача, потенціал відносно землі в точці
приєднання;
на установках посиленого дренажного захисту - випрямлена
напруга, струм в ланцюгу дренажу і потенціал газопроводу в точці
дренування;
на контрольованих протекторних установках - потенціал
відносно землі при відключеному протекторі і потенціал відносно
землі та струм у протекторній установці при включеному
протекторі.
4.10.9. При технічному обслуговуванні установок ЕХЗ
виконуються, окрім робіт, вказаних в п. 4.10.8 цих Правил, також:
перевірка опору анодів і захисного заземлення 1 раз на рік,
а також під час проведення ремонтних робіт;
випробування кабельних ліній електроживлення - 1 раз на рік;
перевірка ізоляції апаратури і кабельних ліній
електроживлення, а також опору розтікання струму захисного
заземлення - не рідше 1 разу на рік;
перевірка справності електроізолювальних фланцевих з'єднань
- 1 раз на 2 роки;
контроль за станом захисного покриття - 1 раз на 5 років.
Порушення в роботі установок ЕХЗ повинні усуватися в строк
не більше 1 місяця.
4.10.10. Терміни технічного обслуговування установок ЕХЗ
здійснюються за вимогами паспортів заводів-виготовлювачів.
4.10.11. Вимірювання потенціалів на газопроводах з побудовою
діаграми потенціалів повинні проводитися в зонах дії блукаючих
струмів не рідше 1 разу на 3 місяці, а також після кожної зміни
корозійних умов у зв'язку із зміною режиму роботи установок
електропостачання електрифікованого транспорту, розвитку мережі
джерел блукаючих струмів, газопроводів і інших підземних
металевих інженерних мереж.
В інших випадках - не рідше 2 разів на рік.
4.10.12. Робота приладів ЕХЗ вважається ефективною, якщо
радіус їх дії і величина захисного потенціалу газопроводів
(резервуарів) відносно землі відповідають проекту.
4.10.13. Організація, яка виконує роботи з захисту сталевих
підземних споруд, повинна мати карти-схеми газопроводів з
позначенням місць розміщення установок ЕХЗ і
контрольно-вимірювальних пунктів, дані про джерела блукаючих
струмів, а також щорічний аналіз корозійного стану сталевих
підземних споруд і ефективності роботи захисту.
4.10.14. При виявленні корозійно небезпечних зон власником
газопроводів повинні вживатися заходи щодо їх ліквідації. Строки
виконання робіт визначаються організацією, яка виконує роботи з
захисту газопроводів, але не більше 3 місяців.
До усунення анодних і знакозмінних зон власником повинні
бути розроблені і вжиті заходи, які б забезпечили безпечну
експлуатацію газопроводів.
4.10.15. Підприємства-власники повинні забезпечити виявлення
причин корозійних пошкоджень газопроводів. Кожний випадок
наскрізного корозійного пошкодження газопроводів підлягає
розслідуванню комісією, до складу якої повинен входити
представник організації, яка виконує роботи з експлуатації ЕХЗ.
4.10.16. Роботи і вимірювання в контрольно-вимірювальних
пунктах в межах проїзної частини вулиць і доріг, на рейкових
коліях трамвая і залізничних шляхах, джерелах електроживлення
установок електрозахисту повинні виконуватися бригадою в складі
не менше двох чоловік, один з яких стежить за безпечністю робіт і
за рухом транспорту.
Проведення робіт і вимірювань у колодязях, тунелях і
траншеях глибиною понад 1 м повинно виконуватися бригадою в
складі не менше трьох чоловік.
4.10.17. Всі роботи на тягових підстанціях і відсмоктувальних
пунктах електротранспорту проводяться персоналом підстанції.
4.10.18. Металеві корпуси електроустановок, які не
знаходяться під напругою, повинні мати занулення і захисне
заземлення.
4.10.19. При виконанні сумісного ЕХЗ інженерних підземних
мереж приєднання газопроводів до захисних установок сумісного ЕХЗ
повинно здійснюватися на підставі проектів, які погоджені з СПГГ.
4.10.20. Поточний ремонт захисних установок здійснюється в
процесі експлуатації на підставі висновків технічного огляду або
технічного обслуговування.
Плановий ремонт захисних установок здійснюється щорічно.
4.11. Електрообладнання
4.11.1. Електрообладнання повинно експлуатуватися відповідно
до вимог ПУЕ, ПТЕ, ПБЕ, цих Правил та інструкцій
заводів-виготовлювачів.
4.11.2. Вибухозахищене електрообладнання повинно періодично
обстежуватися, випробовуватися, технічно обслуговуватися і
ремонтуватися згідно з вимогами ПБЕ.
4.11.3. Огляд електрообладнання і електропроводки ГРП, ГНС,
ГНП, АГЗС і АГЗП повинен проводитися:
на початку кожної робочої зміни - обслуговуючим персоналом;
щотижня - особою, відповідальною за електрогосподарство
підприємства-власника;
огляд електрообладнання ГРП - при технічному обслуговуванні.
4.11.4. Випробування вибухозахищеного електрообладнання
проводиться відповідно до вимог і норм, не нижче встановлених
інструкціями заводів-виготовлювачів, ПТЕ і ПБЕ.
4.11.5. Прилади, за допомогою яких проводяться електричні
вимірювання в вибухонебезпечних зонах, повинні бути
вибухозахищеними.
Рівень і вид захисту повинен відповідати категоріям і групам
вибухонебезпечних сумішей.
Допускається проводити вимірювання за допомогою приладів у
нормальному виконанні за умови унеможливлення утворення
вибухонебезпечних сумішей під час проведення вимірювань,
забезпечення максимального обміну повітря, а також за наявності
наряду-допуску на газонебезпечні роботи.
4.11.6. Технічне обслуговування вибухозахищеного обладнання
повинно проводитися не рідше одного разу на 6 місяців, при цьому
відкриваються кришки оболонок, розбираються вводи (при потребі),
проводиться огляд електричних частин електрообладнання і
усуваються виявлені несправності, роботи повинні виконуватися
персоналом, який пройшов перевірку знань відповідно до вимог ПТЕ
і ПБЕ електроустановок споживачів, з додержанням технічних і
організаційних заходів.
4.11.7. Після кожного розкривання вибухонепроникних оболонок
повинна бути проконтрольована ширина щілини (зазору) в плоских
з'єднаннях між зовнішніми частинами оболонки при нормальній
затяжці кріпильних болтів. Товщина щупа повинна бути на 0,05 мм
більше від ширини щілини, вказаної в інструкції з експлуатації
електрообладнання. Перевірка проводиться не менше як у чотирьох
точках, розміщених рівномірно по периметру з'єднання.
4.11.8. Експлуатація вибухозахищеного електрообладнання
забороняється:
при несправних засобах вибухозахисту, блокування,
заземлення, апаратів захисту, порушенні схем управління захистом,
пошкоджених проводах і кабелях;
при відкритих кришках оболонок, наявності на вибухозахищених
поверхнях удавлювань, подряпин і відколів;
при зміні заводської конструкції захисту;
при відсутності пломб, знаків і написів вибухозахисту.
4.11.9. Забороняється проводити ущільнення кабелю вводного
пристрою ізоляційною стрічкою, сирою гумою, обрізками оболонки
гнучких гумових трубок.
4.11.10. Порядок організації ремонту вибухозахищеного
електрообладнання, обсяг і періодичність виконуваних при цьому
робіт повинні відповідати вимогам РД 16.407-89.
4.11.11. Забороняється використання електрообладнання,
виготовленого власними силами.
Замінене вибухозахищене обладнання повинно бути не нижче від
класу вибухонебезпечної зони, категорії і групи вибухонебезпечної
суміші.
4.11.12. Перевірка максимального струмового захисту, пускачів
і автоматів повинна проводитися не рідше одного разу на 6 місяців.
4.11.13. Електропроводка в сталевих трубах і встановлені
роздільні ущільнювачі повинні випробовуватися робочим тиском
повітря 0,25 МПа (2,5 кгс/кв. см) протягом 3 хвилин, при цьому
допускається падіння тиску не більше ніж до 0,2 МПа (2 кгс/кв.
см).
Випробування повинні проводитися 1 раз на рік (під час
поточного ремонту).
4.11.14. Заземлення будівель і обладнання ГРП, ГНС, ГНП,
АГЗС, АГЗП належить перевіряти не рідше одного разу на рік.
Вимірювання рекомендується провадити в періоди найменшої
провідності грунту:
один рік - влітку при найбільшому просиханні грунту;
другий - взимку при найбільшому його промерзанні.
Окрім періодичних перевірок і оглядів заземлень, їх стан
повинен перевірятися після кожного ремонту обладнання.
4.11.15. Для визначення технічного стану заземлювальних
пристроїв проводяться:
зовнішній огляд їх видимої частини;
огляд з перевіркою ланцюга між заземленням і елементами, які
заземлюються (відсутність обривів і незадовільних контактів у
проводці, яка з'єднує обладнання з заземлювальним пристроєм), та
інші роботи згідно з ПТЕ;
вимірювання опору заземлювального пристрою.
4.11.16. Перевірка стану пристроїв захисту від блискавки
повинна проводитися для будівель і споруд I і II категорій 1 раз
на рік перед початком грозового сезону, для будівель і споруд III
категорії - не рідше 1 разу на 3 роки.
Перевірці підлягають цілісність і захищеність від корозії
доступних огляду частин блискавковідводів і струмовідводів та
контактів між ними, а також значення опору струму примислової
частоти заземлювачів, який повинен бути не більшим ніж при
прийманні заземлювального пристрою.
Заземленню підлягають як окремо стоячі блискавковідводи, так
і встановлені на будівлях і спорудах, а також блискавкоприймальні
сітки.
4.11.17. Для аварійного освітлення на ГРП, ГНС, ГНП, АГЗС,
АГЗП застосовуються переносні вибухозахищені світильники напругою
12 В.
4.12. Контрольно-вимірювальні прилади, засоби автоматизації,
сигналізації і захисту
4.12.1. Підприємство - власник систем газопостачання повинно
забезпечити постійний технічний огляд і технічне обслуговування,
поточний і капітальний ремонти контрольно-вимірювальних приладів,
засобів контролю, автоматизації і сигналізації.
4.12.2. Обслуговування і перевірка побутових газових
лічильників здійснюється за інструкцією заводу-виготовлювача.
Установка побутових газових лічильників здійснюється за
проектами відповідно до вимог СНиП 2.04.08-87.
4.12.3. Перевірка герметичності імпульсних трубопроводів і
запірної арматури проводиться при технічних оглядах і
обслуговуванні газового обладнання.
4.12.4. Справність і правильність показань манометрів повинні
перевірятися:
не рідше 1 разу на тиждень за графіком огляду технічного
стану шляхом короткочасного відключення приладів і повернення
вказівної стрілки на нульову поділку;
не рідше 1 разу на 6 місяців за допомогою контрольного
приладу або перевіреним робочим приладом, який має з
перевірюваним приладом однакову шкалу і клас точності;
в строки проведення метрологічного нагляду, здійснюваного
відповідно до вимог ГОСТ 8.002-86; ГОСТ 8.533-85.
4.12.5. Обсяг і періодичність робіт з технічного огляду,
обслуговування і ремонту засобів вимірювання, контролю,
автоматизації і сигналізації встановлюються стандартами,
інструкціями заводів-виготовлювачів і виробничими інструкціями.
4.12.6. Державній періодичній повірці підлягають робочі
засоби вимірювань:
манометри вказівні, самописні, дистанційні - не рідше 1 разу
на рік;
ваговимірювальні прилади, які використовуються для
контрольного зважування балонів ЗВГ, - не рідше 2 разів на рік;
стаціонарні і переносні газоаналізатори, сигналізатори
довибухових концентрацій газу та інші засоби вимірювань, які
застосовуються для забезпечення безпеки, перевіряються в строки,
установлені органами Держстандарту;
гирі-еталони - не рідше 1 разу на рік.
4.12.7. Не допускаються до застосування засоби вимірювань, у
яких відсутні пломби або тавро, прострочений строк перевірки, є
пошкодження, стрілка при відключенні не повертається до нульової
поділки шкали.
4.12.8. Манометр повинен вибиратися з такою шкалою, щоб межа
вимірювання робочого тиску знаходилася в другій треті шкали, а
діаметр корпусу дорівнював залежно від висоти його
установлювання:
до 2 м - не менше 100 мм;
від 2 до 5 м - не менше 160 мм;
5 м і понад - не менше 250 мм.
На шкалі манометра повинна бути нанесена червона риска або
прикріплена до корпусу плата, на якій вказаний робочий тиск.
4.12.9. Значення величин спрацьовування автоматики безпеки і
засобів сигналізації повинно відповідати параметрам, указаним у
технічному звіті налагоджувальної організації.
Виписки параметрів налагодження вивішують на робочих місцях.
При цьому сигналізатори, які контролюють стан повітряного
середовища, повинні спрацювати при концентрації газу в повітрі не
вище 1/5 НМВ.
4.12.10. Перевірка спрацювання пристроїв захисту, блокування
і сигналізації повинна проводитися в терміни, передбачені
інструкціями заводів-виготовлювачів, але не рідше 1 разу на
місяць.
4.12.11. Перевірка сигналізаторів загазованості на
відповідність встановленим параметрам повинна виконуватися за
допомогою контрольної газової суміші.
4.12.12. Експлуатація газового обладнання з відключеними
контрольно-вимірювальними приладами, автоматикою безпеки і
передбаченими проектом приладами блокування і сигналізації
забороняється.
4.12.13. Прилади, зняті в ремонт або на перевірку, повинні
замінюватися на ідентичні.
4.12.14. Допускається за письмовим дозволом керівника
короткочасна робота окремих установок і агрегатів з відключенням
захисту за умови вжиття заходів, які забезпечують безаварійне і
безпечне ведення робіт. Перелік осіб, які мають право видачі
дозволу, визначається наказом по підприємству.
4.12.15. До заміни сигналізаторів загазованості безперервної
дії контролювати концентрацію газу в повітрі виробничих приміщень
необхідно переносними приладами.
Періодичність контролю визначається наказом по підприємству
для кожного конкретного об'єкта.
4.12.16. Манометри резервуарних і групових балонних
установок перевіряються щоразу до і після наповнення резервуарів
(заміни балонів), а також під час проведення технічного
обслуговування. Перевірка проводиться шляхом короткочасного
виключення манометра. При цьому стрілка манометра повинна
встановлюватися на нуль.
4.12.17. Перевірка справності рівнемірів повинна проводитися
відповідно до вимог, зазначених в паспортах
заводів-виготовлювачів.
4.12.18. Ваги, які застосовуються для зважування балонів (в
тому числі вагові пристрої карусельних установок і наповнювальних
рамп) при наповненні, перед початком кожної робочої зміни повинні
перевірятися майстром наповнювального цеху за допомогою
гирі-еталона, про що робиться запис у журналі.
4.12.19. Результати перевірки контрольно-вимірювальних
приладів повинні заноситися до Журналу, в якому зазначаються дата
перевірки, найменування приладу, заводський номер та результати
перевірки. Несправні прилади слід негайно замінювати справними.
4.12.20. Технічне обслуговування і ремонт засобів контролю,
автоматизації і сигналізації повинно здійснюватися
спеціалізованими службами підприємств, які експлуатують дані
засоби, або спеціалізованими підприємствами за договором.
4.12.21. Роботи з регулювання і ремонту КВП систем
автоматизації захистів і сигналізації в загазованих зонах
забороняються.
4.13. Експлуатація пристроїв автоматики, телемеханіки і
автоматизованих систем управління технологічними процесами систем
газопостачання
4.13.1. Експлуатація пристроїв автоматики, телемеханіки
(надалі - ТМ) і автоматизованих систем управління технологічними
процесами (надалі - АСУТП) повинна забезпечити контроль
параметрів, безперебійну подачу газу в систему газопостачання.
4.13.2. Робота газового обладнання при здійсненні контролю з
диспетчерського пульту дозволяється при виконанні умов:
обладнання повинно розташовуватися в приміщеннях, які
замикаються, вхідні двері повинні бути обладнані сигналізацією,
що контролює їх положення, а приміщення - вибухозахисним
освітленням;
обладнання повинно бути оснащене засобами автоматики,
контролю і регулювання;
в оперативному підпорядкуванні у диспетчера повинен бути
черговий персонал, у чиї обов'язки входить виконання всіх робіт,
пов'язаних з аварійною зупинкою і технічним обслуговуванням
обладнання.
4.13.3. Закінчені монтажем системи і пристрої автоматики і
телемеханіки повинні бути прийняті в експлуатацію комісією
відповідно до вимог СНиП 3.05.07-85.
4.13.4. Налагодження пристроїв автоматики, ТМ, обчислювальної
техніки і зв'язку повинно здійснюватися відповідною службою СПГГ
або спеціалізованою пуско-налагоджувальною організацією.
Пуско-налагоджувальна організація надає технічний звіт про
налагоджувальні роботи з параметрами настроювання і регулювання
приладів і пристроїв, кресленнями і описом всіх змін (схемних і
конструктивних), які були внесені в схеми.
4.13.5. Після закінчення налагоджувальних робіт повинно бути
проведено комплексне випробування пристроїв.
4.13.6. Експлуатація систем і пристроїв автоматики,
телемеханіки, обчислювальної техніки і зв'язку повинна
здійснюватися спеціальними службами СПГГ або відповідними службами
підприємств.
Експлуатаційні організації повинні мати інструкції з
технічного обслуговування і ремонту відповідних пристроїв і вести
на них експлуатаційну документацію.
4.13.7. Автоматичні пристрої і засоби протиаварійних
захистів, які експлуатуються, повинні постійно діяти. Введення їх
у роботу і виведення з неї провадиться тільки з дозволу
відповідальної особи згідно з вимогами п.4.12.14 цих Правил.
4.13.8. Обслуговування ТМ на диспетчерському пункті повинно
проводитися персоналом, який пройшов навчання і має відповідне
посвідчення.
Обслуговування ТМ і АСУТП повинно здійснюватися відповідно
до інструкції підприємства, яке обслуговує АСУТП.
4.13.9. Усі випадки відмови автоматичних і телемеханічних
пристроїв повинні фіксуватися в експлуатаційному журналі, в якому
зазначаються характер, причини та заходи, яких було вжито щодо
усунення недоліків.
4.13.10. Періодичність і обсяг робіт з обслуговування і
ремонту встановлюються відповідно до інструкції
заводів-виготовлювачів і проектної документації на влаштування
автоматики і телемеханіки.
Графік проведення робіт повинен бути затверджений керівником
підприємства, яке експлуатує ТМ, АСУТП.
5. Додаткові вимоги при проектуванні, спорудженні і
експлуатації систем газопостачання за особливих природних умов
5.1. При проектуванні, будівництві та експлуатації систем
газопостачання на розроблюваних територіях повинні виконуватися
вимоги СНиП 2.01.09-90, "Положения о порядке выдачи разрешений на
застройку площадей залегания полезных ископаемых", "Инструкции о
порядке утверждения мер охраны зданий, сооружений и природных
объектов от вредного влияния горных выработок" та РДИ 204 УССР
025-91, затвердженої наказом Держжитлокомунгоспу України 20.02.91
N 168.
Гірничі підприємства при розробці планів гірничих робіт на
територіях, які мають системи газопостачання, зобов'язані
погоджувати їх з власником систем газопостачання до початку
робіт.
5.2. На перетинах підземних газопроводів з іншими
комунікаціями (водовід, каналізація, тепломережа, кабель та ін.)
повинні бути передбачені захисні заходи, які б унеможливили
проникнення і рух газу вздовж комунікацій згідно з РДИ 204 УССР
025-91.
5.3. Конструкція кріплення електровиводів для вимірювання
електропотенціалу газопроводу повинна бути гнучкою і допускати
його переміщення.
5.4. З'єднання сталевих труб повинно проводитися
електродуговими методами зварювання. Газове зварювання
допускається тільки для газопроводів надземної прокладки тиском до
0,3 МПа (3 кгс/кв.см) діаметром не більше 100 мм.
Зварні шви не повинні мати підрізів і непроварів.
5.5. Відстань від найближчого зварного стику до фундаменту
будинку на газопроводі-підводі повинна бути не менше відстані,
вказаної в п.6 додатка 1.
5.6. Газопровід повинен укладатися на основу з
малозащемлювального грунту товщиною не менше 200 мм і присипатися
цим же грунтом на висоту не менше 300 мм.
5.7. При великих очікуваних деформаціях земної поверхні,
визначених розрахунком, газопроводи необхідно прокладати
надземним або наземним способом.
5.8. Компенсатори на газопроводах, передбачені проектом,
повинні бути встановлені до початку гірничих робіт.
5.9. Для збільшення рухомості газопроводу в грунті в якості
конструктивних заходів захисту від діяння переміщень грунтів
місця приєднань врізань слід виконувати в непрохідних каналах.
5.10. СПГГ, які експлуатують газопроводи на територіях, де
ведуться гірничі роботи, повинні мати служби, завданням яких є:
контроль за виконанням технічних заходів як у період
будівництва, так і при проведенні поточних і капітальних ремонтів
споруд систем газопостачання;
вивчення і аналіз відомостей про проведені і заплановані
гірничі роботи, які шкідливо впливають на газопроводи;
організація і проведення спостережень за зміною
напружно-деформованого стану газопроводів в процесі гірничих
робіт, а також прогнозування цих змін згідно з даними
інструментальними спостереженнями за зсувом земної поверхні;
розв'язання організаційно-технічних питань із забезпечення
надійності і безпеки газопроводів перед початком чергових
гірничих робіт і в процесі інтенсивного зсуву земної поверхні;
розроблення разом з гірничими підприємствами і проектними
організаціями заходів захисту експлуатованих газопроводів від
впливу гірничих робіт, а також заходи щодо запобігання
проникненню газу в підземні комунікації, будівлі і споруди.
5.11. Розроблені ділянки газопроводів, споруди систем
газопостачання підлягають технічному обслуговуванню організаціями,
які експлуатують газопроводи, з періодичністю, вказаною в
додатку 7.
5.12. Обхід підземних газопроводів у період активної стадії
зсуву земної поверхні до зняття напружень у газопроводах шляхом
розрізування повинен проводитись щоденно.
5.13. При розбивці траси міжселищних і розподільних
газопроводів на розроблюваних територіях межі впливу гірничих
розроблень повинні бути закріплені постійними знаками, з
висотними відмітками і прив'язками до пікетажу траси.
5.14. Після закінчення процесу зсуву земної поверхні, якщо
не передбачається повторне розроблення, гумово-кордові
компенсатори можуть бути замінені прямими вставками, а колодязі і
ніші засипані грунтом.
Після цього технічне обслуговування газопроводів
виконується, як за звичайних умов експлуатації.
Закінчення деформацій земної поверхні повинно бути
підтверджене висновком маркшейдерської служби гірничого
підприємства, яке здійснює гірничі роботи.
5.15. В паспорт, який складається на кожний газопровід,
прийнятий в експлуатацію, повинні бути внесені дані про виконані і
які підлягають виконанню заходи із забезпечення його надійності і
безпечності, пов'язані з розробленням територій.
Надалі до паспорту вносяться всі відомості про зміни
характеристик газопроводу і вжиті заходи щодо захисту.
5.16. Роботи із здійснення захисту систем газопостачання від
впливу розроблень і із запобігання попаданню газу в підземні
комунікації, будівлі і споруди повинні проводитися під контролем
СПГГ.
5.17. При проектуванні і будівництві систем газопостачання в
районах з сейсмічністю 7 і більше балів повинні виконуватися
вимоги СНиП II.7-81, а в районах з випнутими, просідними і
набухлими грунтами - вимоги СНиП 2.02.01-83.
5.18. При спорудженні систем газопостачання в особливих
природних умовах додатково до вимог СНиП 2.04.08-87 повинні
вживатися такі заходи:
при спорудженні газових колодязів в районах з сейсмічністю 7
і більше балів плити основи залізобетонних колодязів і монолітна
залізобетонна основа колодязів з цегляними стінами повинні
укладатися на ущільнену піщану подушку товщиною 100 мм;
газові колодязі, які будуються у випнутих грунтах, повинні
бути збірними залізобетонними або монолітними, зовнішні поверхні
стін колодязів повинні бути гладкими, оштукатуреними із
залізненням. Для зменшення зчеплення між стінами і змерзлим
грунтом рекомендується влаштовувати покриття зі смолистих
матеріалів або зворотну засипку пазух гравієм або
піщано-гравійним грунтом. Перекриття колодязя в усіх випадках
повинно засипатись піщано-гравійним або іншим невипнутим грунтом;
при будівництві в просідних макропористих грунтах під
основою колодязів грунт повинен бути ущільнений.
5.19. Труби, матеріали і технічні вироби, при спорудженні
систем газопостачання в особливих природних умовах, повинні
застосовуватися з урахуванням додаткових вимог пп.11.53, 11.56
СНиП 2.04.08-87 і РДИ 204 УССР 025-91.
6. Системи газопостачання теплових електростанцій, котелень
6.1. Вимоги розділу поширюються на парові котельні установки
з паропродуктивністю 35 т/г і вище, водогрійні котельні установки
з тепловою продуктивністю 210 ГДж/г (50 Гкал/г) і вище,
парогазові і газотурбінні установки теплових електростанцій ТЕС і
ДРЕС (далі - ТЕС), а також на установки виробничих і опалювальних
котелень з потужністю одиничного котлоагрегату 420 ГДж/г (100
Гкал/г) і вище.
6.2. Проектування, будівництво і приймання в експлуатацію
систем газопостачання газовикористовувальних установок, в тому
числі парогазових і газотурбінних на електростанціях і котельнях,
повинно здійснюватися згідно з вимогами цих Правил, розділу 7
СНиП 2.04.08-87, СНиП II-58-75, СНиП II-35-76 та іншими діючими
нормативними актами.
6.3. Експлуатація систем газопостачання електростанцій і
котелень повинна здійснюватися згідно з вимогами чинного
законодавства та цих Правил.
6.4. Подача газу від позаплощадкових газопроводів у
розподільну мережу ТЕС і котелень повинна здійснюватися:
для енергетичних, парових і водогрійних котлів - через
газорегуляторні пункти або газорегуляторні установки; при цьому
для ТЕС потужністю понад 1 000 МВт, які використовують газ як
основне або резервне паливо, повинні передбачатись два вводи і
два ГРП з організацією взаємного резервування;
для газомазутних енергоблоків 800 МВт і вище - через блочний
газорегуляторний пункт.
6.5. На території ТЕС повинно передбачатися надземне
прокладення газопроводів. Виконання окремих ділянок газопроводів
підземними (газопроводи до ГРП на території ТЕС і вивід з ГРП)
допускається при відповідному обгрунтуванні.
6.6. В системах газопостачання ТЕС і котелень не допускається
прокладення газопроводів на території відкритих розподільних
пристроїв і трансформаторних підстанцій, складів палива.
6.7. На території ТЕС не допускається прокладення
газопроводів через будівлі і споруди, які не зв'язані з
використанням газу, а також в газоходах, галереях паливоподачі,
повітроводах, ліфтових і вентиляційних шахтах.
6.8. Прокладення внутрішніх газопроводів у межах котелень
ТЕС і газопроводів-вводів у котельню ТЕС повинно бути відкритим і
розташовуватися вище нульової відмітки будівлі.
На всій довжині газопроводу повинен бути забезпечений доступ
для регулярного ремонту, контролю і обслуговування, включаючи
вузли арматури.
Місця встановлення запірної і регулювальної арматури повинні
мати штучне освітлення.
6.9. Прокладення газопроводів повинно забезпечувати
виключення накопичення конденсату у випадках можливого його
утворення.
6.10. Прокладення газопроводів повинно забезпечувати
можливість їх продування для виконання ремонтних і профілактичних
робіт, в тому числі на відключуваних ділянках газопроводів.
6.11. При встановленні на газопроводах електрифікованої
арматури повинно бути забезпечено їх заземлення.
6.12. На кожному відгалуженні газопроводу до котельного
агрегату від розподільного газопроводу повинні бути передбачені:
установка запірних пристроїв з електричним і ручним
приводами, включаючи швидкозапірний клапан для перекриття подачі
газу;
фланцеве з'єднання або спеціальний пристрій для встановлення
заглушки з метою забезпечення безпечності при виконанні робіт на
газопроводі котлоагрегату;
витратомірний пристрій;
регулювальні клапани для регулювання витрат газу, включаючи
режим розтопки;
пристрої для продувки і підключення до запальних пристроїв
(надалі - ЗП) та запобіжно-запальних пристроїв (надалі - ЗЗП).
Всі фланцеві з'єднання повинні мати електропровідні
перемички.
6.13. На газопроводі перед кожним пальником котельного
агрегату повинні бути передбачені електропривідні і ручні запірні
органи і пристрої для проведення продувки.
Перед останнім за ходом газу запірним пристроєм повинен бути
передбачений трубопровід безпеки, оснащений запірним пристроєм.
Для нововведених в експлуатацію котельних установок перед
кожним пальником повинна передбачатися установка
запобіжно-запірного клапана.
На кожному котельному агрегаті повинна бути передбачена
група розпалювальних пальників. Ці пальники, а також пальники,
які обладнані ЗЗК, повинні бути споряджені ЗЗП, а решта - ЗП.
До освоєння промисловістю запобіжно-запірного клапана його
функція реалізується запірним пристроєм з електроприводом.
6.14. Живлення електромагніту ЗЗК повинно здійснюватися від
надійних систем постійного струму (акумуляторної батареї,
агрегатів безперебійного живлення або батареї попередньо
заряджених конденсаторів).
Схема управління ЗЗК повинна бути забезпечена пристроєм
безперервного контролю за її справністю.
Допускається живлення електромагнітів ЗЗК від систем
змінного струму за умови наявності спеціального пристрою, який
забезпечує надійність роботи ЗЗК.
6.15. Запірні пристрої на підводі газу до кожного пальника
повинні передбачати можливість їх закриття вручну з майданчика
обслуговування і дистанційного - з щита управління котельні.
6.16. Газопроводи котельні повинні мати систему продувальних
газопроводів з запірними пристроями і систему для відбору проб, а
нововведені - з електроприводними запірними пристроями.
Продувальні газопроводи котлоагрегату передбачаються в кінці
кожної тупикової ділянки газопроводу або перед запірним пристроєм
останнього за ходом газу пальника (при відсутності тупикових
ділянок на газопроводі - до першого запірного пристрою пальника
при його довжині понад 3 м).
Діаметр продувального газопроводу визначається умовою
забезпечення 15-кратного обміну продувальної ділянки газопроводу
за 1 год., при цьому він повинен бути діаметром не менше 20 мм.
6.17. Об'єднання продувальних газопроводів з трубопроводами
безпеки, а також продувальних газопроводів з різним тиском газу
не допускається.
Кожний котлоагрегат повинен мати самостійну систему
продувальних газопроводів і газопроводів безпеки.
6.18. Конструкція котлоагрегату, який спалює газове паливо,
компонування газопальникових пристроїв та організація системи
рециркуляції продуктів згорання в топці повинні забезпечувати
стійкий процес горіння і контроль за цим процесом, а також
унеможливлювати утворення невентильованих зон.
6.19. Газоходи для відводу продуктів згорання котельних
установок і газоходи системи рециркуляції, а також закриті об'єми,
в яких розміщуються колектори, не повинні мати невентильованих
ділянок.
6.20. Конструкція топки і газоходів повинна бути розрахована
на внутрішній тиск, який перевищує атмосферний. Величина
перевищення визначається заводом - виготовлювачем котла і повинна
бути записана в паспорті котла.
6.21. Кількість вибухозапобіжних клапанів визначається
розрахунком, а місця їх встановлення - проектом.
6.22. У топці котла повинні бути встановлені пристрої, які
забезпечують можливість нагляду за горінням і які унеможливлюють
викид полум'я. Дверці лазів, люків і пристроїв для нагляду за
горінням повинні бути щільними і мати запори, що унеможливлюють
самовільне відкриття.
6.23. Газові пальники, які застосовуються, повинні бути
атестовані і мати паспорти заводів-виготовлювачів.
6.24. Газові пальники повинні стійко працювати без відриву і
проскакування факела в діапазоні регулювання теплового
навантаження котла.
6.25. Котельні установки повинні бути обладнані системою
замірів параметрів, які забезпечують безпечне проведення
технологічного процесу спалювання газу і умови вибухобезпеки.
На газифікованих котельних установках повинен бути замір
таких параметрів:
тиск газу в газопроводі котла перед і після регулювального
клапана;
перепад тиску між повітрям в шатрі і димовими газами топки
для котлів, які працюють під наддуванням;
тиск повітря в загальному коробі або повітроводах по боках
котла (крім котлів, які працюють під наддуванням) і димових газів
у верхній частині топки для котлів, які працюють під наддуванням;
розрідження або тиск димових газів у верхній частині топки;
тиск повітря в шатрі.
6.26. Котельні установки повинні бути обладнані
технологічними захистами, які забезпечують безпеку всіх режимів
експлуатації.
6.27. Газифіковані котельні установки повинні мати такі
технологічні захисти:
6.27.1. Які діють на зупинку котла з відключенням подачі газу
на котел:
при погасанні полум'я в топці;
при відключенні всіх димососів (для котлів з урівноваженою
тягою);
при відключенні всіх дуттьових вентиляторів;
при зниженні тиску газу після регулювального клапана нижче
заданого значення.
6.27.2. Які діють на відключення подачі газу на пальник,
обладнаний ЗЗК і ЗЗП, при незапаленні або погасанні факела цього
пальника.
6.27.3. Які діють на відключення подачі газу на котел:
при незапаленні або погасанні факела розпалювального
пальника в процесі розпалювання котла;
при зниженні тиску газу після регулювального клапана нижче
заданого значення (при спалюванні газу як допоміжного палива
одночасно з іншими видами палива).
6.27.4. Які діють на зниження навантаження котла до 50% при
відключенні:
одного з двох димососів;
одного з двох дуттьових вентиляторів;
одного з двох регенеративних підігрівачів повітря.
6.27.5. Додаткові вимоги і умови технологічних захистів
встановлюються заводами - виготовлювачами котельних агрегатів.
6.28. Газифікована котельна установка повинна бути обладнана
блокуваннями, які забороняють:
відкриття запірного пристрою на газопроводі-вводі до
котельної установки при відкритому положенні хоча б одного
запірного пристрою на газопроводах перед кожним пальником;
включення ЗЗП і подачу газу до пальників без попередньої
вентиляції топки котла протягом не менше 10 хвилин;
розпалювання пальників, які не оснащені ЗЗК, поки всі
розпалювальні пальники не будуть включені в роботу;
подачу газу в пальник у разі перекриття повітряного шиберу
(клапана) перед пальником або виключення вентилятора, який працює
на цей пальник;
подачу газу в розпалювальний пальник і пальник, обладнаний
ЗЗК, при відсутності розпалювального факела на її ЗЗП;
подачу газу в пальник, не обладнаний ЗЗК, при відсутності
розпалювального факела на її запальному пристрої;
відкриття (перекриття) запірного пристрою трубопроводу
безпеки при відкритому (перекритому) положенні обох запірних
пристроїв перед пальником (для нововведених котлів);
подачу газу на запальні пристрої розпалювальних пальників і
на розпалювальні пальники при витоку газу в топку через
вимикальні пристрої будь-якого з пальників.
6.29. На котельних установках передбачається сигналізація,
яка сповіщає:
про зниження тиску газу після регулювального клапана котла
відносно заданого значення;
про підвищення тиску газу після регулювального клапана котла
відносно заданого значення;
про зниження тиску повітря в загальному коробі або в
повітропроводах відносно заданого значення (крім котлів, які
працюють під наддуванням);
про наявність факела на пальниках котла, обладнаних ЗЗП;
про наявність розпалювального факела ЗП;
про погасання факела в топці котла;
про спрацювання захистів, передбачених у п. 6.27 цих Правил.
6.30. Блокування і захист на зупинку котла і переведення його
на понижене навантаження слід здійснювати за технічними умовами,
погодженими з заводом - виготовлювачем котельної установки.
6.31. Введення і виведення захистів і блокувань, які
перешкоджають пускові та зупинці котла, повинні здійснюватись:
для захистів із погасанням загального факела і факела
розпалювального пальника - автоматично;
для інших захистів або автоматично, або існуючими в схемах
захистів засобами виводу-вводу;
для періодичної перевірки згідно з графіком, затвердженим
керівником енергопідприємства.
Вивід з роботи пристроїв технологічного захисту, блокувань і
сигналізації на діючому обладнанні дозволяється тільки в
випадках:
необхідності їх відключення, обумовленого виробничою
інструкцією.
Відключення повинно виконуватися з дозволу начальника зміни
і обов'язковим повідомленням головного інженера або начальника
котельні та з оформленням відповідних документів.
6.32. Проведення ремонтних і налагоджувальних робіт в
ланцюгах увімкнених захистів забороняється.
Ремонтні і налагоджувальні роботи в ланцюгах увімкнених
блокувань і сигналізації без одержання дозволу з відповідним
оформленням забороняються.
6.33. Приміщення, в яких встановлюються агрегати, які
використовують природний газ, а також ГРП (ГРУ) повинні бути
оснащені сигналізаторами на загазованість цих приміщень.
6.34. Система газопостачання агрегатів, які використовують
газове паливо, може знаходитися в таких режимах:
пуск - при виконанні робіт з первісного пуску газу (після
монтажу або капітального ремонту) або виводу з режиму
консервації;
робочий - при роботі на газі;
резерв - газопроводи заповнені газом і знаходяться без
тиску.
У режимі резерву газопроводи можуть знаходитися під тиском
газу при роботі котла на іншому виді палива. Консервація - при
проведенні аварійних, планово-попереджувальних або інших видів
ремонту установки або на системі газопостачання.
Стан газопроводів у режимах характеризується:
у робочому режимі - заповнені газом і знаходяться під
тиском;
у режимі резерву - заповнені газом і знаходяться без тиску;
у режимі консервації - звільнені від газу, продуті
продувальним агентом (стиснутим повітрям або інертним газом).
6.35. Зняття заглушок на газопроводах повинно виконуватися
за нарядом-допуском на виконання газонебезпечних робіт.
Після зняття заглушок повинні бути проведені такі роботи:
проведення контрольного опресовування газопроводів повітрям
при тиску 0,01 МПа (1000 мм вод. ст.);
забезпечення швидкості падіння тиску за 1 годину не більше
60 даПа (60 мм вод. ст.);
розробка технологічних карт із зняття заглушок або
спеціальної інструкції з проведення газонебезпечних робіт з
показанням порядку їх проведення.
6.36. Пуск газу в газопроводи агрегату, який виводиться з
режиму консервації, повинен проводитися після технічного
обслуговування.
6.37. При пуску після простою тривалістю понад 3 доби повинні
бути перевірені справність і готовність механізмів дуття і тяги
агрегату, допоміжного обладнання, засобів контролю і управління
механізмами і арматурою, а також перевірена працездатність
захистів, блокувань і засобів оперативного зв'язку.
При пуску після простою тривалістю до 3 діб перевірці
підлягають тільки обладнання, механізми, пристрої захисту,
блокування, засобів контролю і управління, на яких проводився
ремонт під час цього простою.
6.38. Перед розпалюванням агрегату, який був у стані резерву,
повинна проводитися передпускова перевірка герметичності затвору,
запірних пристроїв перед пальниками і перевірка настроювання і
спрацювання ЗЗК. Порядок, норми і методи проведення передпускової
перевірки встановлюються виробничою інструкцією з експлуатації
котельної установки.
Розпалювання котла при виявленні нещільності затворів
забороняється.
6.39. Заповнення газопроводів котла газом повинно проводитися
при ввімкнених тягодуттьових пристроях у послідовності, вказаній в
інструкції з експлуатації котельної установки.
6.40. Продувка газопроводів котла через трубопроводи безпеки
і пальникові пристрої забороняється.
6.41. Перед розпалюванням агрегату повинна бути виконана
вентиляція топки, газоходів (у тому числі і рециркуляційних),
"теплого ящика" (коли він є в конструкції), а також
повітропроводів протягом не менше 10 хвилин при відкритих шиберах
газоповітряного тракту і при витраті повітря не менше 25%
номінального.
6.42. Вентиляція котлів, які працюють під наддуванням, а
також водогрійних котлів при відсутності димососів повинна
здійснюватися дуттьовими вентиляторами і димососами рециркуляції
(коли вони є).
6.43. Розпалювання котлів з врівноваженою тягою повинно
вестися при увімкнених димососах і дуттьових вентиляторах, а
розпалювання котлів, які працюють під наддувом, - при ввімкнених
дуттьових вентиляторах.
6.44. Розпалювання котла, на якому відсутні ЗЗК у всіх
пальників і визначена група запальних пальників, повинно
розпочинатися з розпалювання цих пальників. При незагоранні або
погасанні будь-якого запального пальника повинна бути негайно
припинена подача газу до котла і до всіх запальних пальників,
відключені їх ЗЗП і провентильовані пальники, топки і газоходи
відповідно до п. 6.41. До повторного розпалювання котла можна
приступати тільки після усунення причин незагорання газу або
погасання факела.
Розпалювання інших пальників повинно проводитися тільки при
всіх працюючих запальних пальниках.
У разі незагорання або погасання при розпалюванні будь-якого
з пальників, що не входить в розпалювальну групу, повинна бути
припинена подача газу на цей пальник і вимкнений його запальний
пристрій.
Повторне розпалювання пальника можливе тільки після продувки
його повітрям, усунення причини незагорання або погасання.
6.45. Розпалювання котла, всі пальники якого обладнані ЗЗК і
ЗЗП, може починатися з розпалювання будь-якого пальника в
послідовності, вказаній в інструкції з експлуатації котельної
установки.
При погасанні пальника повинна бути негайно припинена подача
газу до нього, вимкнений його ЗЗП і проведена вентиляція
пальникового пристрою при повному відкритті запірного органу на
повітропроводі до нього.
Продовження розпалювання забезпечується розпалюванням
наступних пальників. Повторне розпалювання відключеного пальника
повинно бути проведене після усунення причин його погасання.
6.46. Відключення ЗП пальника дозволяється проводити після
встановлення стійкого горіння і стабілізації факела кожного
конкретного пальника.
6.47. При переведенні котла з твердого або рідкого палива на
газ при багатоярусному компонуванні пальників першими повинні
переводитися на газ пальники нижніх ярусів.
6.48. Перед переведенням агрегату на спалювання газу повинна
бути проведена перевірка спрацювання ЗЗК і працездатності
технологічних захистів і блокувань з газопостачання з дією на
виконавчі механізми або на сигнал в обсязі, який не перешкоджає
роботі агрегату.
6.49. У випадку повного відриву факела в топці (погасання
топки) повинна бути негайно припинена подача газу до агрегату і
відключені всі ЗП. Повторне розпалювання повинно проводитися
тільки після усунення причин погасання факела, вентиляції топки
котла, газоходів, включаючи рециркуляційні, "теплого ящика".
6.50. При зупинці агрегату слід:
припинити подачу газу у внутрішні газопроводи котла і до
пальників;
відкрити запірні пристрої на продувальних трубопроводах і
трубопроводах безпеки;
відключити ЗЗП і ЗП пальників;
виконати вентиляцію топки, газоходів і "теплого ящика" (коли
він є) протягом 10 хвилин;
відключити тягодуттьові механізми котла.
6.51. Подача газу в газопроводи котла повинна бути негайно
припинена персоналом у випадках:
неспрацювання технологічних захистів, передбачених п.6.27 цих
Правил;
розриву газопроводів котла;
вибуху в топці, вибуху або загорання горючих відкладень у
газоходах, неприпустимого розігріву несучих балок каркаса котла;
обвалення обмуровки, а також інших пошкоджень конструкцій,
які загрожують персоналу або обладнанню;
зникнення напруги на пристроях дистанційного або
автоматичного управління;
пожежі, яка загрожує персоналу або обладнанню, а також
системам управління агрегату.
6.52. Аварійна зупинка агрегату здійснюється дією захистів і
блокувань, а при потребі - дією персоналу.
При цьому повинно бути:
припинено подачу газу у внутрішні газопроводи і до пальників
котла закриттям відповідних запірних органів;
відкрито запірні пристрої на трубопроводах безпеки;
відключено ЗЗП і ЗП пальників.
6.53. При виведенні агрегату або системи газопроводів у
резерв на газопроводах повинні бути перекриті:
запірний пристрій (з електроприводом) на газопроводі до
агрегату;
запірні пристрої на газопроводі перед кожним пальником;
ЗЗК на загальному внутрішньому газопроводі до агрегату і
перед кожним пальником.
Після цього потрібно відкрити запірний пристрій на
продувальних газопроводах і трубопроводах безпеки. Після
закінчення операції заглушка за запірним пристроєм на
відгалуженні газопроводу до котла не встановлюється.
6.54. При виведенні газопроводів агрегату в режим
консервації, а також перед виконанням робіт, пов'язаних з
розбиранням газової арматури, приєднанням і ремонтом внутрішніх
газопроводів агрегату, роботою в середині котла, - перші за ходом
газу запірні пристрої повинні бути перекриті з встановленням за
ними заглушок.
Газопроводи повинні бути вивільнені від газу і продуті
інертним газом, парою або повітрям.
6.55. Внутрішній огляд, роботи в середині топки і ремонт
агрегатів виконуються тільки за нарядом-допуском.
Перед виконанням цих робіт повинні бути виконані вимоги
Стр. 1 |
Стр. 2 |
Стр. 3 |
Стр. 4 |
Стр. 5 |
Стр. 6
|
