2.1.3.20. Газопроводы при прокладке через стены должны выполняться в стальных футлярах. Внутренний диаметр футляра должен быть не менее чем на 100 мм больше диаметра газопровода. Зазоры между газопроводом и футляром должны уплотняться просмоленной паклей и заполняться битумом.
2.1.3.21. Вводы газопроводов должны предусматриваться в помещение, где находятся газоиспользующие установки, и прокладываться в местах, удобных для их обслуживания, осмотра и ремонта.
2.1.3.22. Расстояния между газопроводом и электропроводами в местах пересечения и параллельной прокладки принимаются по требованиям ПУЭ-98.
2.1.3.23. Блоки запорной и отсекающей арматуры, а также фильтры, установленные на подводе газа к ГТ, должны располагаться в обогреваемых помещениях, укрытиях (шкафах), примыкающих к зданию ГТУ.
2.1.3.24. Газопровод от фильтров, установленных на подводе газа, до горелочных устройств ГТ должен выполняться из коррозионно-стойкой стали.
2.1.3.25. Газопроводы должны быть окрашены в желтый цвет в соответствии с требованиями ГОСТ 14202-69.
2.1.3.26. Расстояния от газопроводов до зданий и сооружений ТЭС должны выбираться по приложению 3 настоящих Правил.
2.1.4. Пункт подготовки газа
2.1.4.1. Пункт подготовки газа должен обеспечивать очистку газа от жидких и твердых частиц, редуцирование и (или) компремирование газа, его подогрев, осушку и измерение расхода.
Технические средства для этих целей следует использовать в виде блоков комплектной заводской поставки по приложению 4 настоящих Правил.
2.1.4.2. Технические средства для подготовки газа могут размещаться в зданиях (укрытиях), контейнерах (блочное исполнение) и на открытом воздухе. Площадка размещения ППГ должна ограждаться.
При блочном исполнении допускается их размещение вблизи здания ГТУ или непосредственное примыкание. В этом случае расстояния от ДКС до здания ГТУ не нормируются.
2.1.4.3. При разработке генерального плана ТЭС необходимо располагать ППГ как можно ближе к ограждению площадки электростанции и месту ввода ПГП.
Расстояния между зданиями (укрытиями) и сооружениями в пределах ППГ не нормируется.
2.1.4.4. 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 заполнения ее жидкостью в течение 10 сут, но не менее 10 .
2.1.4.5. Линии редуцирования и газопроводы на длине не менее 20 м после РК следует проектировать с вибро-шумопоглощающей изоляцией или с установкой шумоглушителей, обеспечивающей соблюдение требования СНиП II-12-77.
2.1.4.6. Производственные помещения и помещения управления ППГ с площадью более 60 должны иметь запасной выход, расположенный с противоположной основному выходу стороны. Запасной выход должен быть наружу здания.
2.1.4.7. Расстояния от зданий (укрытий) и сооружений ППГ относительно других зданий и сооружений электростанции должно соответствовать значениям по приложению 5 настоящих Правил.
2.1.4.8. Каждое помещение ППГ, помещения машинного зала и котельного отделения главного корпуса должны оборудоваться стационарными сигнализаторами загазованности с выводом информации и светозвуковой сигнализации по достижении 10% НКПРП в воздухе помещений на БЩУ для включения аварийной вентиляции и по достижении 20% НКПРП на БЩУ (ЦЩУ), а также перед входом в помещения ППГ.
2.1.5. Требования к трубам, арматуре, приводам и другим устройствам систем газоснабжения
2.1.5.1. В системах газоснабжения ГТУ и ПГУ должны применяться стальные бесшовные и электросварные прямошовные трубы, изготовленные из спокойных углеродистых и низколегированных сталей.
Содержание углерода в марках стали и эквивалент углерода для углеродистых и низколегированных сталей не должны превышать соответственно 0,24 и 0,46%.
2.1.5.2. Марка стали для газопроводов должна выбираться в зависимости от рабочих параметров транспортируемого газа и расчетной температуры наружного воздуха в районе строительства.
За расчетную при выборе марки стали следует принимать среднюю температуру воздуха за наиболее холодную пятидневку по СНиП 2.01.01-82.
2.1.5.3. Трубы бесшовные следует применять по ГОСТ 8731-74*, ГОСТ 8732-78*, ГОСТ 8733-74*, ГОСТ 8734-75* и при соответствующем технико-экономическом обосновании по ГОСТ 9567-75*.
2.1.5.4. Трубы стальные электросварные следует применять в соответствии с ГОСТ 20295-85, ГОСТ 10705-80 и техническими условиями, утвержденными в установленном порядке.
2.1.5.5. Допускается применение импортных труб, поставляемых в комплекте с теплоэнергетическими агрегатами и технологическими линиями, имеющих сертификат соответствия и разрешение Госгортехнадзора России на их применение в газовом хозяйстве Российской Федерации.
Допустимость применения импортных труб (заключение о технической безопасности) должна быть подтверждена организацией, имеющей лицензию Госгортехнадзора России.
2.1.5.6. Трубы должны иметь сварное соединение, равнопрочное основному металлу трубы. Сварные швы должны быть плотными, непровары и трещины любой протяженности и глубины не допускаются.
2.1.5.7. Значения ударной вязкости для газопроводов должны быть: при толщине стенки от 6 до 10 мм для основного металла труб не ниже 29,4 (3 ), для сварного соединения труб - не ниже 24,5 (2,5 ), при толщине стенки свыше 10 до 15 мм вкл. - соответственно не ниже 39,2 (4 ) и 29,4 (3,0 ).
Ударную вязкость на образцах Менаже следует определять по ГОСТ 9454-78 при температуре минус 40°С.
Расчет на прочность газопроводов должен производиться по методике, изложенной в СНиП 2.04.12-86.
2.1.5.8. Детали, блоки, сборочные единицы трубопроводов, опоры и подвески для газопроводов на давление до 4,0 МПа следует применять в соответствии с НД Минэнерго России для трубопроводов ТЭС на давление до 4,0 МПа, а для газопроводов на давление более 4,0 МПа следует применять детали и сборочные единицы из углеродистых сталей на давление не менее 6,3 МПа.
Нормативная документация на фасонные детали газопроводов должна содержать требования не ниже указанных в разд. 13 СНиП 2.05.06-85.
2.1.5.9. Проекты газопроводов должны содержать требования контроля поперечных сварных соединений неразрушающими методами в объеме 100%.
2.1.5.10. Газопроводы должны иметь паспорта установленной формы и сертификаты на трубы.
2.1.5.11. Для компенсации температурных деформаций газопровода следует использовать самокомпенсацию за счет поворотов и изгибов его трассы или предусматривать установку специальных компенсирующих устройств (П-образных компенсаторов).
Применение сальниковых, линзовых и волнистых компенсаторов не допускается.
2.1.5.12. На всех газопроводах должна применяться только стальная арматура. Не допускается применение арматуры из ковкого и серого чугуна общего назначения и из цветных металлов.
Как правило, должна применяться бесфланцевая (приварная) арматура.
Запорная арматура для всех газопроводов должна соответствовать классу А герметичности затвора по ГОСТ 9544-93.
2.1.5.13. В целях автоматизации управления процессом запорная арматура в системе газоснабжения должна применяться с дистанционно управляемыми приводами (электрическими, пневматическими, механическими).
Питание электромагнита ПЗК на постоянном или переменном токе выбирается исходя из технико-экономического обоснования. Питание постоянным током должно осуществляться от шин аккумуляторной батареи или от батареи предварительно заряженных конденсаторов при условии оснащения схемы управления устройством непрерывного контроля исправности цепей. Питание переменным током должно осуществляться от двух независимых источников при условии установки блока непрерывного питания. Время закрытия ПЗК не должно превышать 1 с.
Запорная арматура должна оснащаться электроприводом и иметь ручное управление.
2.1.5.14. Электроприводы к арматуре должны применяться в соответствии с ПУЭ-98 на основе классификации категорий взрывоопасных зон, категорий и групп взрывоопасных смесей.
При установке на открытом воздухе арматуру с электроприводом разрешается применять в пределах расчетных температур наружного воздуха, указываемых в технических паспортах на электроприводы. При этом электроприводы арматуры, устанавливаемой на открытом воздухе, должны иметь соответствующее этим условиям исполнение и быть защищены от атмосферных осадков.
2.1.5.15. Устанавливаемая на газопроводах арматура должна быть легкодоступна для управления, обслуживания и ремонта.
2.1.5.16. Арматуру следует располагать на участках газопроводов с минимальными значениями изгибающих и крутящих напряжений.
Арматура массой более 500 кг должна располагаться на горизонтальных участках газопроводов, при этом необходимо предусматривать для нее специальные опоры или подвески.
2.1.5.17. Трубопроводы, как правило, должны иметь сварные неразъемные соединения.