Свод правил российской федерации сп

Скачать 0.83 Mb.

Название	Свод правил российской федерации сп
страница	3/5
Тип	Документы

rykovodstvo.ru > Руководство эксплуатация > Документы

1 2 3 4 5

11 Специальные требования к проектированию, строительству и эксплуатации сетей газораспределения и газопотребления тепловых электрических станций (ТЭС) и котельных
11.1 Требования раздела распространяются на газопроводы и технические устройства котельных агрегатов тепловых электрических станций с единичной тепловой мощностью более 420 ГДж/ч.

11.2 Техническое диагностирование газопроводов и технических устройств должно осуществляться в соответствии с требованиями настоящего Свода правил.

11.3 Капитальный ремонт газопровода и технических устройств может быть назначен по результатам технического диагностирования.

Для газопроводов, подлежащих капитальному ремонту (замене), должна быть составлена проектная документация в соответствии с требованиями, предъявляемыми к новому строительству.

Капитальный ремонт внутренних газопроводов и технических устройств следует совмещать.

11.4 В системах газоснабжения ТЭС не допускается прокладка газопроводов по территории трансформаторных подстанций и открытых электрораспределительных устройств, складов резервного топлива, галереям подачи резервного топлива, ниже нулевой отметки зданий, а также использование газопроводов в качестве опорных конструкций и заземлений.

Прокладка внутренних газопроводов должна быть открытой. Места установки запорной и регулирующей арматуры должны иметь искусственное освещение.

11.5 Отключающие устройства должны оснащаться электроприводом во взрывозащищенном исполнении:

- на вводе в ГРП;

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

- на входе и выходе линии редуцирования, при оснащении регулирующего клапана (РК) электроприводом;

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

11.6 Управление электроприводом запорной и регулирующей арматуры в ГРП должно осуществляться с местного щита управления (МЩУ), а также:

- 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 блочных щитов управления (БЩУ);

- для энергоблоков мощностью 800 МВт и выше - с блочных щитов управления (БЩУ).

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

11.8 В ГРП станций должно обеспечиваться измерение:

- давления газа на входе и выходе ГРП, а также после каждого регулирующего клапана (РК);

- перепада давления на устройствах очистки газа;

- температуры и расхода газа;

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

11.9 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.

11.10 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.

11.11 На газопроводе-отводе к котлу после отключающих устройств должны предусматриваться: фланцевое соединение для установки поворотной или листовой заглушки с приспособлением для разжима фланцев и токопроводящей перемычкой; штуцер для подключения продувочного агента; общекотловой ПЗК; врезка газопровода к ЗЗУ горелок (только для газовых котлов); регулирующие клапаны (основной, растопочный).

При устройстве индивидуального регулирующего клапана перед каждой горелкой растопочный клапан необязателен.

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

При использовании в качестве запорной арматуры двух быстродействующих запорных клапанов и индивидуального регулирующего клапана перед каждой горелкой установка общекотлового ПЗК необязательна.

Допускается установка одного ПЗК и отключающего устройства с электроприводом (очередность определяется проектом) 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.

11.13 Питание электромагнита ПЗК на постоянном или переменном токе выбирается в проекте исходя из технико-экономического обоснования.

Питание на постоянном токе должно осуществляться от шин аккумуляторной батареи или от батареи предварительно заряженных конденсаторов, при условии оснащения схемы управления устройством непрерывного контроля за исправностью цепей.

Питание на переменном токе должно осуществляться от двух независимых источников, при условии установки блока непрерывного питания.

11.14 Каждая горелка котла должна быть оснащена защитно-запальным устройством (ЗЗУ), обеспечивающим факел у горелки в режиме розжига и селективный контроль факела горелки во всех режимах работы котла, включая режим розжига.

Управление ЗЗУ должно быть дистанционным со щита управления котлом, а также с площадки обслуживания управления горелок.

Розжиг факела каждой горелки котла, работающей на газе, должен осуществляться от стационарно установленного индивидуального ЗЗУ.

11.15 На газопроводе перед последним отключающим устройством каждой горелки должен предусматриваться трубопровод безопасности диаметром не менее 20 мм, оснащенный отключающим устройством с электроприводом.

11.16 Газопроводы котла должны иметь систему продувочных газопроводов с отключающими устройствами и штуцерами для отбора проб, а также растопочный сбросной газопровод (при необходимости).

Продувочные газопроводы должны быть предусмотрены:

- в конце каждого тупикового участка газопровода, включая запальный газопровод;

- перед вторым отключающим устройством на отводе к котлу;

- перед местом установки заглушек на газопроводе котла;

- перед ПЗК котла;

- перед первым отключающим устройством у горелки (если длина газопровода превышает 2 м);

- с обеих сторон секционного отключающего устройства при кольцевой схеме подвода газа к котельной.

Диаметр продувочного газопровода должен определяться расчетом с учетом обеспечения 15-кратного обмена объема продуваемого участка газопровода в течение 1 ч, но быть не менее 20 мм.

11.17 Объединение продувочных газопроводов с трубопроводами безопасности, а также продувочных газопроводов от участков, разделенных заглушками или регулирующими клапанами, не допускается.

11.18 На котле должно предусматриваться измерение:

- давления газа в газопроводе котла до и после регулирующего клапана;

- давления газа перед каждой горелкой за последним по ходу газа отключающим устройством;

- перепада давления воздуха перед горелками и дымовых газов на уровне горелок или в верхней части топки (для котлов, работающих под наддувом);

- перепада давления между воздухом в "теплом ящике" и дымовыми газами топки (для котлов, работающих под наддувом);

- давления воздуха в общем коробе или воздуховодах по сторонам котла (кроме котлов, работающих под наддувом);

- разрежения или давления дымовых газов вверху топки;

- давления воздуха перед горелкой за последним отключающим устройством.

11.19 Газифицированный котел должен оснащаться системами (устройствами) технологической защиты:

11.19.1 На отключение подачи газа в случаях:

- 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;

- понижения давления газа после РК ниже заданного значения (при использовании газа в качестве основного вида топлива).

11.19.2 На снижение нагрузки котла до 50% при отключении:

- одного из двух дымососов;

- одного из двух дутьевых вентиляторов;

- одного из двух регенеративных воздухоподогревателей.

11.19.3 На отключение подачи газа на горелку при ее невоспламенении или погасании ее факела.

11.20 Газифицированный котел должен быть оснащен блокировками, не допускающими:

- открытие отключающего устройства на газопроводе-отводе к котлу при открытом положении хотя бы одного отключающего устройства перед горелками;

- включение ЗЗУ и подачу газа к горелкам без предварительной вентиляции топки, газоходов (в том числе рециркуляционных), "теплого ящика" и воздуховодов в течение не менее 10 мин.;

- открытие общего запорного устройства на запальном газопроводе к ЗЗУ при открытом положении хотя бы одного первого по ходу газа запорного устройства с электроприводом перед любым ЗЗУ;

- подачу газа в горелку в случае закрытия воздушного шибера (клапана) перед горелкой (группой горелок) или при отключении индивидуального дутьевого вентилятора;

- подачу газа в горелку при отсутствии факела на ЗЗУ;

- открытие (закрытие) запорного устройства на трубопроводе безопасности при открытом (закрытом) положении обоих запорных устройств перед горелкой.

11.21 В системе газоснабжения котла должна быть предусмотрена сигнализация на:

- понижение или повышение заданного давления газа перед ГРП;

- понижение или повышение заданного давления газа после ГРП;

- понижение или повышение заданного давления газа после РК котла;

- понижение заданного давления воздуха в общем коробе или в воздуховодах перед горелками (кроме котлов, работающих под наддувом);

- понижение перепада давления между воздухом перед горелками и дымовыми газами в верхней части топки или на уровне горелок (для котлов, работающих под наддувом);

- понижение перепада давления между воздухом в "теплом ящике" и дымовыми газами топки (для котлов, работающих под наддувом);

- наличие факела на горелке котла;

- наличие факела ЗЗУ горелки;

- наличие общего факела в топке котла;

- срабатывание защит, предусмотренных настоящим Сводом Правил;

- загазованность помещений для размещения линий редуцирования и МЩУ ГРП.

11.22 Выполнение блокировок и защит, действующих на останов котла или перевод его на пониженную нагрузку, должно осуществляться по техническим условиям, согласованным с предприятием-изготовителем, или по документам в области стандартизации и технического регулирования, утвержденных для ТЭС.

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

11.24 Вывод из работы технологических защит, блокировок и сигнализации на работающем оборудовании допускается в случаях:

- необходимости отключения, обусловленной производственной инструкцией;

- неисправности или отказе;

- периодической проверки по графику.

Отключение должно выполняться по письменному распоряжению начальника смены в оперативном журнале с уведомлением технического руководителя станции или лица, его заменяющего.

11.25 Проведение ремонтных и наладочных работ в цепях защит, блокировок и сигнализации на действующем оборудовании без оформления наряд-допуска не допускается.

11.26 Перед пуском котла (ремонт, резерв более 3 суток) проверяются исправность тягодутьевых машин, вспомогательного оборудования, средств измерений и дистанционного управления, регуляторов, а также работоспособность защит, блокировок, сигнализации, средств оповещения и оперативной связи, проведена проверка срабатывания ПЗК котла и горелок с возведением на исполнительные механизмы.

При простое котла менее 3 суток проверке подлежат только средства измерения, оборудование, механизмы, устройства защиты, блокировок и сигнализации, на которых производился ремонт.

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

11.27 Пуск газа в газопровод котла после консервации или ремонта должен производиться при включенных в работу дымососах, дутьевых вентиляторах, дымососах рециркуляции в последовательности, указанной в производственной инструкции по эксплуатации котла для отдельно возводимого объекта сетей газораспределения, газопотребления и объекта СУГ. Для сетей газораспределения, газопотребления и объекта СУГ, входящих в состав здания или сооружения, он включается в состав приемосдаточной документации по этому зданию (сооружению).

11.6.5 Приемка законченной строительством ГНС, ГНП, АГЗС осуществляется в общем порядке в соответствии с вышеуказанными требованиями, СНиП 3.01.04 [8] и другими документами.

12 Специальные требования к проектированию, строительству и эксплуатации газотурбинных (ГТУ) и парогазовых (ПГУ) установок
12.1 Проектирование
12.1.1При разработке блока отключающей арматуры газовой турбины следует учитывать, что управление арматурой должно осуществляться от системы управления ГТУ или ПГУ.

12.1.2 На подводящем газопроводе от ГРС должно быть предусмотрено отключающее устройство с электроприводом, управляемым из главного корпуса ТЭС, располагаемое как на территории электростанции, так и вне ее на расстоянии от 5 м до 20 м от ограды ТЭС.

12.1.3 Система газоснабжения ГТУ и ПГУ, как правило, включает:

- подводящий газопровод (ПГП) от ГРС до пункта подготовки газа (ППГ) на территории ТЭС;

- пункт подготовки газа (ППГ), включая блоки: редуцирования (компримирования) давления газа, в том числе ГРП, узел стабилизации давления (УСД), дожимную компрессорную станцию (ДКС), газотурбинную регулирующую станцию (ГТРС), очистки, осушки, подогрева, измерения расхода;

- наружные газопроводы от пункта подготовки газа (ППГ) до зданий и сооружений, в которых размещены ГТУ и ПГУ;

- блоки отключающей арматуры газовых турбин;

- внутренние газопроводы ГТУ и ПГУ.

Минимальные расстояния от объектов, расположенных на территории электростанции, до газопроводов систем газоснабжения ГТУ и ПГУ приведены в таблице 1.
Таблица 1

Объект	Минимальное расстояние (м) от объекта электростанции до газопровода, проложенного
Объект	надземно	подземно
1	2	3
1 Административные и бытовые здания	15	10
2 Внутренние автомобильные дороги	1,5	2
3 Внутренние подземные дороги	5	10
4 Воздушные линии электропередачи	Согласно ПУЭ
5 Газгольдеры горючих газов и резервуары ГЖ, ЛВЖ, СУГ	15	____
6 Инженерные коммуникации (подземные): водопровод, бесканальная тепловая тепловые каналы, в том числе тепловые сети канализация	3 1,5 1,5	2 4 5
7 Силовые кабели	Согласно ПУЭ
8 Колодцы инженерных коммуникаций	Вне габаритов опор, эстакады	10

Продолжение таблицы 1

1	2	3
9 Открытые трансформаторные подстанции и распределительные устройства	Согласно ПУЭ
10 Производственные здания независимо от их категории взрывопожароопасности и степени огнестойкости	10	10

Перечень специализированных блоков комплексной поставки для систем газоснабжения ГТУ и ПГУ ТЭС приведены в таблице 2.
Таблица 2

Блок отработка газа	Способ размещения	Взрывопожарная характеристика места размещения		Примечание
Блок отработка газа	Способ размещения	Категория помещения	Класс зоны	Примечание
1 Блок компримирования: компрессор привод компрессора	Закрытый Закрытый	А Г	В-1а -
2 Блок редуцирования	Закрытый	А	В-1а
3 Блок очистки	Открытый	-	В-1г
4 Блок осушки	Закрытый	А	В-1а	Осушка только газа для пневмоприводной арматуры предусматривается при необходимости. В северных зонах узел измерительных диафрагм и приборов размещается в помещении
5 Блок подогрева	Закрытый	А	В-1а
6 Блок измерения расхода	Открытый	-	В-1г

Минимальные расстояния от объектов ТЭС до здания ППГ приведены в таблице 3.
Таблица 3

Объект электростанции	Минимальное расстояние от объекта электростанции до здания (укрытия, контейнера) ППГ категории А, м
1 Производственные здания категории Г (установки ГТУ и ПГУ, котельная установка, ремонтно-механическая мастерская и др.), административно-бытовые здания	30
2 Производственные здания категории Д (операторская; воздушная компрессорная станция; насосная станция водоснабжения, в том числе противопожарного; помещение для хранения противопожарных средств и огнегасящих веществ и др.), пожарные резервуары (места забора воды)	10
3 Производственные здания категории В, открытые насосные станции: ЛВЖ ГЖ	15 20
4 Резервуары складов общей вместимостью, м³: ЛВЖ: Св. 1000 до 2000 вкл. Св. 600 до 1000 вкл. Св. 300 до 600 вкл. Менее 300 ГЖ: Св. 5000 до 10000 вкл. Св. 3000 до 5000 вкл. Менее 3000	30 24 18 12 30 24 18

Рекомендуемые системы вентиляции для установок и помещений систем газоснабжения ГТУ и ПГУ ТЭС с давлением природного газа свыше 1,2 МПа приведены в таблице 4.

Наименьшие расстояния от газопроводов и сооружений ГТУ и ПГУ до провода высоковольтных линий (ВЛ) приведены в таблице 5.

Таблица 4

Наименование установки, помещение которой оборудуется системой вентиляции	Аварийная вентиляция	Назначение системы вентиляции
		Общеобменная
		Вытяжная		Приточная
		Период года
		холодный	теплый	холодный	теплый
1 Блок компримирования: помещение поршневых газомоторных компрессоров помещение центробежных компрессоров помещение газотурбинных двигателей помещение электродвигателей	А А -	Е Е Е Е	М и Е Е Е Е	М М М М	М и Е Е М и Е М и Е
2 Блок редуцирования давления	-	Е	Е	Е	Е
3 Блок очистки	-	Е	Е	Е	Е
4 Блок Осушки	-	Е	Е	Е	Е
5 Блок подогрева	-	Е	Е	Е	Е
6 Блок измерения расхода	-	Е	Е	Е	Е
______________ Примечание А – аварийная; Е – естественная; М - механическая

Таблица 5

Пересечение или сближение	Наименьшее расстояние, м, при напряжении ВЛ, кВ
Пересечение или сближение	До 20	35 - 110	150	220	330	500
Расстояние по вертикали от про- вода ВЛ до газопровода	3	4	4,5	5	6	6,5
Расстояние по горизонтали от крайнего провода ВЛ до газопро- вода I категории при параллель- ной прокладке	Не менее высоты опоры
Расстояние по горизонтали от крайнего провода ВЛ до газопро- вода I-а категории при парал- лельной прокладке	Не менее удвоенной высоты опоры
Расстояние по горизонтали от крайнего провода ВЛ до продувоч- ного газопровода (свечей)	Не менее 300 м

12.1.4 Проектом должен быть предусмотрен автоматический пуск (останов) газовой турбины, работающей как автономно, так и с котлами-утилизаторами, входящими в состав ГТУ и ПГУ.

При проектировании в составе ГТУ и ПГУ должно предусматриваться оборудование, обеспечивающее эффективную вентиляцию газовоздушного тракта. Алгоритмами автоматического разворота газовой турбины двигателя до подсинхронных оборотов должна предусматриваться эффективная вентиляция всего газовоздушного тракта ГТУ и ПГУ.

Выбор пусковых устройств и продолжительность вентиляции до необходимой кратности должны определяться исходя из требований мобильности разворота газовой турбины.

12.1.5 Конструкция котлов-утилизаторов не должна иметь застойных зон.

12.1.6 Горелочные устройства, применяемые в системе газоснабжения ГТУ и ПГУ, должны быть сертифицированы и иметь разрешение Ростехнадзора на применение.

12.1.7 Объем оснащения средствами контроля горелочных устройств и камеры сгорания газовой турбины должен определяться техническими условиями на поставку ГТУ и настоящим Сводом Правил.

12.1.8 Подвод газа к горелочным устройствам котлов-утилизаторов, входящих в состав ГТУ и ПГУ, должен выполняться в соответствии с требованиями настоящего Свода Правил.

12.1.9 Вентиляция газовоздушного тракта газовых турбин и котлов-утилизаторов, входящих в состав ГТУ и ПГУ, при пуске должна обеспечиваться за счет расхода воздуха, проходящего через газовую турбину при вращении ее ротора пусковым устройством.

В газовых турбинах могут применяться: теристорные пусковые устройства, воздушные стартеры, электростартеры, турбокомпрессорные стартеры.

12.1.10 Вентиляция газовоздушного тракта котлов-утилизаторов, входящих в состав ГТУ и ПГУ, должна осуществляться тягодутьевыми механизмами.

12.1.11 Для проведения вентиляции газовоздушного тракта ГТУ и ПГУ после останова газовых турбин должен использоваться режим холодной прокрутки газовой турбины, осуществляемый при помощи пусковых устройств.

12.1.12 Котлы-утилизаторы и теплообменники, входящие в состав ГТУ или ПГУ с авиационными и судовыми газовыми турбинами, должны выполняться, как правило, вертикальными (башенной компоновки) с размещением дымовой трубы над котлом-утилизатором или теплообменником.

12.1.13 Пусковые устройства газовых турбин, входящих в состав ГТУ и ПГУ, с котлами-утилизаторами или теплообменниками должны обеспечивать при непрерывной вентиляции в течение 5 мин. не менее чем шестикратный воздухообмен вентилируемых объемов до дымовой трубы.

Установки, на которых пусковые устройства газовых турбин не обеспечивают выполнения этих условий, должны оснащаться дутьевыми механизмами.

12.1.14 Пусковые устройства газовых турбин должны обеспечивать при непрерывной вентиляции трехкратный воздухообмен вентилируемых объемов до дымовой трубы или топочного пространства котлов-утилизаторов с обеспечением скорости в самом широком сечении газовоздушного тракта не ниже 0,3 м/с.

12.1.15 В проектной документации должны быть представлены системы автоматического пуска (останова) газовой турбины. Программы автоматического пуска газовых турбин должны позволять осуществление нормальных и ускоренных пусков из каждого теплового состояния газовой турбины. Система автоматического пуска газовых турбин должна включать блокировки, препятствующие выполнению последующего этапа пуска до полного завершения предыдущего.

Программы системы автоматического останова газовых турбин должны включать:

- разгрузку турбины в заданных параметрах по времени;

- закрытие регулирующих, стопорных и предохранительных запорных клапанов по топливу, а также электрифицированной арматуры на подводе топлива к пламенным трубам камеры сгорания турбины и горелкам котла-утилизатора;

- вентиляцию газовоздушных трактов установки, включая котел-утилизатор;

- закрытие шиберов на стороне всасывания и (или) выхлопа ГТУ по окончании вентиляции газовоздушных трактов;

- открытие запорных устройств на продувочных газопроводах.

12.1.16 Здания и помещения (укрытия), в которых располагается оборудование ППГ, а также блоки арматуры газовой турбины следует относить по взрывопожарной опасности к категории А, помещения (машинные залы), в которых размещены газовые турбины, - к категории Г. Степень огнестойкости этих помещений должна быть не ниже III.

12.1.17 Устройства автоматики должны быть защищены от воздействия колебаний напряжения питания. Сигнальные цепи дополнительно должны быть защищены от воздействия индустриальных помех.

12.1.18 Системы газоснабжения ГТУ и ПГУ должны обеспечивать газовые турбины проектным давлением газа перед горелочными устройствами.

Схемы газоснабжения ГТУ и ПГУ от ГРС могут предусматриваться как совместные (с энергетическими котлами), так и раздельные в зависимости от места расположения ТЭС и давления газа в месте подключения к магистральному газопроводу.

12.1.19 При выборе схемы газоснабжения за расчетное давление газа в ПГП принимается минимальное давление на границе ТЭС с учетом сезонных и суточных колебаний, но не ниже 0,3 МПа.

В зависимости от значения расчетного давления газа в ПГП схемы подачи газа к газовым турбинам, работающим как автономно, так и в составе ГТУ и ПГУ, возможны с дожимающими компрессорами и без них.

12.1.20 Дожимающие компрессоры должны располагаться в отдельном здании.

При контейнерной поставке допускается их размещение в пристройках к зданию главного корпуса.

Размещение в машинном зале ГТУ дожимающих компрессоров не допускается.

12.1.21 Подводящие газопроводы от ГРС или от магистральных газопроводов до площадки ТЭС, независимо от давления транспортируемого газа, следует прокладывать, как правило, подземно.

12.1.22 Подачу газа от магистральных газопроводов (или ГРС) на ТЭС, как правило, следует предусматривать по одному трубопроводу без резерва. При эксплуатации газотурбинных и парогазовых установок в базовом режиме подача газа на ТЭС от магистральных газопроводов должна предусматриваться по двум трубопроводам от одной ГРС. В случае отсутствия хозяйства жидкого топлива в системе ГТУ и ПТУ и работы ГТУ или ПТУ в базовом режиме подачу газа на ТЭС следует предусматривать по двум трубопроводам от одной ГРС, подключенной к двум независимым магистральным газопроводам.

Прокладка газопроводов в селитебной зоне городских и сельских поселений с давлением свыше 1,2 МПа не допускается.

12.1.23 На территории ТЭС, как правило, следует предусматривать комплексный общестанционный пункт подготовки газа (ППГ).

12.1.24 Аппараты в каждой ступени очистки газа предусматриваются с 50%-ным резервом. На ПГП к блоку очистки газа следует предусматривать запорное устройство с электроприводом, управляемым с МЩУ ППГ.

12.1.25 Технологическая схема редуцирования давления газа в ГРП должна выполняться с поперечными связями и содержать дополнительные защитные устройства (ПСК, ПЗК), обеспечивающие надежную работу оборудования системы газоснабжения. Количество редуцирующих ниток определяется пропускной способностью выбранного оборудования и арматуры и рекомендуется предусматривать с 50%-ным резервом, но не менее двух.

12.1.26 Технологическая схема дожимной компрессорной станции (ДКС) может быть как общестанционной, так и блочной.

12.1.27 Производительность общестанционной ДКС должна рассчитываться на максимальный расход газа на ГТУ, а на электростанциях, сжигающих газ сезонно, - по расходу газа для летнего режима.

12.1.28 При суммарном расходе газа до 300 тыс. м3/ч может сооружаться одна общестанционная ДКС. При больших расходах газа должны сооружаться две ДКС и более.

При суммарном расходе газа до 50 тыс. м3/ч количество дожимающих компрессоров должно быть не менее двух, один из которых резервный. В зависимости от режима работы ГТУ в энергосистеме при соответствующем обосновании допускается установка третьего компрессора (на случай ремонта).

При суммарном расходе газа свыше 50 тыс. м3/ч до 100 тыс. м3/ч и свыше 100 тыс. м3/ч до 300 тыс. м3/ч количество дожимающих компрессоров должно быть соответственно не менее трех и не менее четырех.

В блочной компрессорной станции независимо от расхода газа дожимающие компрессоры устанавливаются без резерва.

12.1.29 Падение давления газа перед газовыми турбинами за время пуска резервного компрессора должно быть в пределах допустимого значения, установленного в технических условиях предприятия-изготовителя газовой турбины.

Схемой ДКС должна предусматриваться работа компрессоров при нулевом расходе газа на газовые турбины.

ДКС должна предусматривать автоматическое регулирование давления газа перед газовыми турбинами.

Дожимающие компрессоры должны выбираться с учетом возможности их повторного автоматического пуска и оснащаться системами самозапуска электродвигателей. Время срабатывания системы самозапуска должно быть меньше времени выхода параметров за предельно допустимые значения.

Дожимающие компрессоры должны оснащаться системами контроля состояния подшипников по температуре с сигнализацией ее предельных значений и блокировками, отключающими компрессоры при превышении этого параметра.

12.1.30 На отводе газопровода к газовой турбине, работающей автономно или в составе ГТУ или ПГУ, по ходу газа должны быть установлены: два запорных устройства, одно из которых (первое по ходу газа) - с ручным приводом, второе - с электрифицированным приводом; фланцы для установки заглушки с приспособлением для их разжима и токопроводящей перемычкой; штуцер для подвода продувочного агента; расходомерное устройство; ПЗК; механический фильтр, предотвращающий попадание в ГТУ продуктов внутренней коррозии газопроводов.

При блочной схеме запорное устройство с ручным приводом (первое по ходу газа) может не устанавливаться.

12.1.31Трасса газопровода должна проходить вдоль проездов и дорог, как правило, со стороны, противоположной тротуару (пешеходной дорожке), и по возможности максимально обеспечивать самокомпенсацию температурных деформаций газопровода, для чего его повороты должны делаться, как правило, под углом 90 град.

12.1.32 Транзитная прокладка газопроводов не допускается на территории открытых подстанций и складов ГЖ и ЛВЖ, по стенам зданий категорий А и Б любой степени огнестойкости, по стенам зданий категорий В, Г, Д со степенью огнестойкости ниже III.

12.1.33 Наружный 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.

12.1.34 Надземные газопроводы могут прокладываться на высоких и низких опорах, эстакадах с использованием несгораемых конструкций.

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

12.1.35 Полоса земли, отводимая под трубопровод, должна иметь ширину, равную поперечному габариту арматурного или иного узла на подземном газопроводе и наибольшей длине траверсы (ригеля), включая консоли, отдельно стоящих опор или эстакады на надземном газопроводе. При этом должна быть предусмотрена возможность беспрепятственного перемещения пожарной техники и подъемно-транспортных средств.

12.1.36 Газопровод должен прокладываться с уклоном, обеспечивающим сток конденсата к месту его выпуска. Уклон, как правило, должен составлять 0,002, если его направление по ходу газа, и 0,003, если против.

12.1.37 П-образные компенсаторы при специальном обосновании могут располагаться над автомобильными дорогами и проездами.

12.1.38 Высота свободного пространства от земли до низа труб, прокладываемых на низких опорах, должна быть не менее 0,35 м при ширине группы труб до 1,5 м и не менее 0,5 м при ширине 1,5 м и более.

12.1.39 Распределительный газопровод должен располагаться вне помещений ГТУ.

При размещении газовых турбин в общем машинном зале на распределительном газопроводе на расстоянии не более 50 м до первого отвода к газовой турбине устанавливается электрифицированное запорное устройство.

12.1.40 Дополнительные запорные устройства на газопроводах могут устанавливаться в местах, определяемых проектной организацией из условия возможности отключения установки от системы газоснабжения.

12.1.41 Расстояние в свету до газопровода по вертикали должно быть не менее:

- от покрытия пешеходной дороги 2,2 м;

- от покрытия автомобильной дороги 4,5 м;

- от плоскости головок рельсов железной дороги 5,5 м.

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

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

12.1.43 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 трубопровода, но не менее 6 м от уровня планировочной отметки площадки (земли);

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

12.1.44 Сбросной трубопровод 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 трубопровода должно исключать рассеивание газа ниже плоскости его размещения и попадание в него атмосферных осадков.

12.1.45 Продувка технических устройств и газопроводов должна предусматриваться воздухом или инертным газом.

Для подачи продувочного агента проектной организацией должны быть предусмотрены штуцера с запорными устройствами.

12.1.46 Газовые коллекторы, подводящие газ к ГТУ, должны прокладываться снаружи зданий по стенам или опорам, располагаться на высоте не менее 4,5 м от уровня земли и не пересекать оконных и дверных проемов.

12.1.47 Расстояния (в свету) между газопроводом и ограждающими конструкциями здания тепловой электростанции 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.

12.1.48 Газопроводы при прокладке через стены должны выполняться в стальных футлярах. Внутренний диаметр футляра должен быть на 100 мм больше диаметра газопровода. Зазоры между газопроводом и футляром должны уплотняться просмоленной паклей и заполняться битумом.

12.1.49 Вводы газопроводов должны предусматриваться в помещении, где находятся технические устройства, и прокладываться в местах, удобных для их обслуживания, осмотра и ремонта.

12.1.50 Расстояния между газопроводом и электропроводами в местах пересечения и параллельной прокладки принимаются в соответствии с Правилами устройства электроустановок [9].

12.1.51 Блоки запорной арматуры следует размещать в специальном здании или в пристройке к главному корпусу здания ТЭС в обогреваемых помещениях, укрытиях (шкафах).

12.1.52 Газопровод от фильтров, установленных на подводе газа, до горелочных устройств газовой турбины должен быть выполнен из коррозионно-стойкой стали.

12.1.53 Газопроводы должны быть окрашены в желтый цвет в соответствии с требованиями государственного стандарта.

12.1.54 Пункт подготовки газа должен обеспечивать очистку газа от взвешенных частиц, редуцирования и (или) компремирования газа, его подогрев, осушку и измерение расхода.

Технические средства для этих целей следует использовать в виде блоков комплектной заводской поставки.

12.1.55 Технические средства для подготовки газа могут размещаться в зданиях (укрытиях), в контейнерах (блочного исполнения) и на открытом воздухе. Площадка размещения ППГ должна ограждаться.

При блочном исполнении они, как правило, размещаются вблизи здания ГТУ или примыкают непосредственно к зданию ГТУ. В этом случае расстояния от ППГ до здания ГТУ не нормируются.

12.1.56 При разработке генерального плана ТЭС следует располагать ППГ как можно ближе к ограждению площадки электростанции и месту ввода ПГП.

Расстояние между зданиями (укрытиями) и сооружениями в пределах ППГ не нормируется.

12.1.57 Очистку газа от твердых частиц и капельной жидкости следует предусматривать, как правило, в циклонных пылеуловителях с автоматическим сливом жидкости в резервуар вместимостью, определяемой из условия ее заполнения в течение 10 суток, но не менее 10 м³.

12.1.58Линии редуцирования и газопроводы на длине не менее 20 м после регулирующих клапанов следует проектировать с виброшумопоглощающей изоляцией.

12.1.59 Производственные помещения и помещения управления ППГ с площадью более 60 м2 должны иметь запасный выход, расположенный с противоположной стороны основному. Запасный выход должен быть наружу здания.

1 2 3 4 5

	И жилищно-коммунального хозяйства российской федерации свод правил Фз «О стандартизации в Российской Федерации» и от 27 декабря 2002 г. №184-фз «О техническом регулировании». Порядок разработки сводов...		И жилищно-коммунального хозяйства российской федерации свод правил Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. N 184-фз «О техническом регулировании», а правила разработки...
	И жилищно-коммунального хозяйства российской федерации свод правил Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. N 184-фз "О техническом регулировании", а правила разработки постановлением...		Утвержден Приказом Министерства регионального развития Российской... Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. N 184-фз "О техническом регулировании", а правила разработки...
	Российской федерации свод правил Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. №184-фз «О техническом...		Министерство регионального развития российской федерации свод правил Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. №184-фз федеральный закон РФ «О техническом регулировании», а правила...
	Свод правил техника пожарная огнетушители требования к эксплуатации Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. N 184-фз "О техническом регулировании", а правила применения...		Чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий стихийных бедствий свод правил Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. №184-фз «О техническом регулировании», а правила применения...
	Чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий стихийных бедствий свод правил Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. №184-фз «О техническом регулировании», а правила применения...		Свод правил системы противопожарной защиты установки пожарной сигнализации Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. N 184-фз "О техническом регулировании", а правила применения...
	Утвержден Приказом Министерства регионального развития Российской... Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. N 184-фз "О техническом регулировании", а порядок и правила...		Утвержден Приказом Министерства регионального развития Российской... Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. N 184-фз "О техническом...
	Утвержден Приказом Министерства регионального развития Российской... Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. N 184-фз "О техническом...		Утвержден Приказом Министерства регионального развития Российской... Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. N 184-фз "О техническом...
	Плюс Утвержден Приказом Министерства регионального развития Российской... Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. N 184-фз "О техническом...		Утвержден Приказом Министерства регионального развития Российской... Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. N 184-фз "О техническом...

Свод правил российской федерации сп

Похожие: