Фланцевые соединения допускаются только в местах установки арматуры или подсоединения трубопроводов к аппаратам, а также на тех участках, где по условиям технологии требуется периодическая разборка для проведения чистки и ремонта трубопроводов.
Фланцевые соединения должны размещаться в местах, открытых и доступных для визуального наблюдения, обслуживания, разборки, ремонта и монтажа. Не допускается применение фланцевых соединений с гладкой уплотняющей поверхностью.
2.1.5.18. Для удобства установки заглушек на газопроводах в проекте должны предусматриваться фланцевые соединения для установки поворотной или листовой заглушки с приспособлением для разжима фланцев и токопроводящей перемычкой.
2.1.6. Дополнительные требования при размещении ТЭС в районах с сейсмичностью 8 баллов и более
2.1.6.1. Газопроводы должны прокладываться, как правило, на низких опорах, а в местах пересечения с автодорогами - в полупроходных каналах.
2.1.6.2. Крепление надземных газопроводов к опорам должно быть свободным, но с предохранением от возможного сброса труб.
2.1.6.3. Эстакады трубопроводов должны быть удалены от несейсмостойких зданий и сооружений на расстояние не менее 0,8 высоты этих зданий и сооружений.
2.1.6.4. Прокладка газопроводов по стенам несейсмостойких зданий не допускается.
2.1.6.5. Компенсирующая способность каждого участка газопровода между неподвижными опорами должна приниматься на 100 мм больше требуемого по расчету температурного перемещения.
2.1.6.6. Ввод газопровода в несейсмостойкое здание должен быть подземным или туннельным на участке протяженностью не менее 0,8 высоты здания.
2.1.6.7. Отключающая арматура газопровода должна быть удалена от несейсмостойкого здания на расстояние не менее 0,8 высоты этого здания.
2.1.7. Дополнительные требования при размещении ТЭС в районах вечномерзлых грунтов
2.1.7.1. Прокладка газопроводов должна предусматриваться надземной в термоизолированных галереях или в земляной насыпи.
2.1.7.2. Вводы в здания и выводы газопроводов из зданий должны предусматриваться только надземными, место перехода подземного газопровода в надземный должно быть удалено от здания не менее чем на 6 м.
2.1.7.3. Противокоррозионная защита газопровода, температура стенок и грунта вокруг которого в процессе эксплуатации ниже минус 5°С, не требуется.
В остальных случаях защита должна предусматриваться в соответствии со СНиП 2.05.06-85.
2.1.7.4. Значения ударной вязкости газопроводов на образцах Менаже следует определять в соответствии с ГОСТ 9454-78 при температуре минус 60°С.
2.1.7.5. Допускается применение труб из углеродистой стали марок 10 и 20 по ГОСТ 1050-88 во внутрицеховых отапливаемых помещениях при следующем условии: транспортировка, погрузочно-разгрузочные работы, хранение труб и монтаж трубопроводов производятся при температуре воздуха не ниже минус 20°С.
2.1.7.6. Применение труб из стали марок 10 и 20 по ГОСТ 1050-88 для наружной прокладки в районах строительства с расчетной температурой наружного воздуха до минус 40°С допускается при условии поставки труб с ударной вязкостью при минус 40°С не ниже 29,4 (3 ).
2.1.8. Защита подземных газопроводов от электрохимической коррозии
2.1.8.1. Наружные поверхности подземных газопроводов должны иметь защиту от коррозии (почвенной, от блуждающих токов и др.) в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85. Защита внутренних поверхностей газопроводов не требуется.
2.1.8.2. В техническое задание на проектирование подземного газопровода должен быть включен раздел по ЭХЗ его наружной поверхности от коррозии независимо от коррозионной активности грунта.
2.1.8.3. Объем и содержание проектно-сметной документации по ЭХЗ газопроводов от коррозии определяются стадией проектирования в зависимости от коррозионных условий в районе проектируемой ТЭС.
2.1.8.4. Разработка проекта ЭХЗ от коррозии производится на основании технического задания, содержащего необходимые исходные данные, и должна основываться на конструкции защищаемого сооружения с изоляционным покрытием, его электрических характеристиках и коррозионных условиях.
2.1.8.5. Проект ЭХЗ от коррозии должен быть выполнен с учетом наиболее рационального по технико-экономическим показателям метода защиты.
2.1.8.6. Проектная организация обязана осуществлять авторский надзор за реализацией проекта защиты в процессе строительства и по результатам надзора выполнять корректировку проектных решений (если это необходимо) до ввода объекта в эксплуатацию.
2.1.8.7. Для корректировки проекта ЭХЗ от коррозии на всех стадиях проектирования должен быть заложен резерв на оборудование, кабельные изделия и основные материалы в количестве 10%, который реализуется по результатам индивидуального комплексного испытания ЭХЗ.
2.1.8.8. Защита газопроводов должна быть комплексной - защитные покрытия и катодная поляризация наружной поверхности относительно окружающей среды (земли).
2.1.8.9. Для обеспечения возможности регулировки наложенных потенциалов на защищаемых сооружениях подключения отводящих трубопроводов к магистральным газопроводам и к ППГ (на наружных участках газопровода в местах его ввода и выхода из земли) должны выполняться через изолирующие фланцевые соединения.
2.1.8.10. Выбор конструкций контрольно-измерительных пунктов, изолирующих фланцев, шунтирующих перемычек и защитных покрытий производится по отраслевым стандартам и с учетом настоящих Правил.
2.1.8.11. Все стадии разработок и выбор схемы ЭХЗ включают в себя изыскательские работы и электрометрические исследования.
Объем работ электрометрического комплекса на каждой стадии устанавливается проектной организацией-разработчиком.
2.1.8.12. Все работы по комплексу ЭХЗ от коррозии следует выполнять в соответствии с ведомственными инструкциями на электрометрические исследования, изыскания и пусконаладочные работы.
2.1.9. Электроснабжение, электрооборудование, заземление и молниезащита
2.1.9.1. В соответствии с ПУЭ-98 помещения с газовым оборудованием относятся по взрывоопасности к зоне класса В-1а, пространство у наружных установок - к зоне класса В-1г.
Эстакады и опоры трубопроводов для горючих газов не относятся к взрывоопасным, за исключением зоны в пределах 3 м по горизонтали и вертикали от запорной арматуры и фланцевых соединений трубопроводов.
2.1.9.2. Во взрывоопасных зонах должны устанавливаться электрические машины, неискрящие аппараты и приборы в исполнении "повышенной надежности против взрыва". Степень защиты оболочки не ниже 1Р54.
Электрооборудование монтажных и ремонтных кранов и талей, находящихся во взрывоопасных зонах, должно иметь следующие степени защиты оболочек:
в зоне В-1а - не менее 1Р33;
в зоне В-1г - не менее 1Р44.
2.1.9.3. Стационарные светильники, устанавливаемые в зонах В-1а и В-1г, должны иметь исполнение "повышенной надежности против взрыва", переносные светильники в зоне В-1а должны быть взрывобезопасными, в зоне В-1г - "повышенной надежности против взрыва".
2.1.9.4. Во взрывоопасных зонах В-1а должны применяться провода и кабели с медными жилами, во взрывоопасных зонах В-1г допускается применение проводов и кабелей с алюминиевыми жилами.
Применение шинопроводов во взрывоопасных зонах В1г запрещается, во взрывоопасных зонах В-1а могут применяться шинопроводы с медными изолированными шинами.
2.1.9.5. Зануление или заземление электрооборудования установок переменного и постоянного тока должно выполняться в соответствии с ПУЭ-98.
2.1.9.6. Защита от статического электричества и устройство молниезащиты ППГ должны выполняться в соответствии с требованиями РД 34.21.122.
2.1.9.7. Площадка ППГ должна иметь наружное электроосвещение. Светильники должны быть размещены либо на специально предусмотренных опорах, либо на опорах молниеприемников. Управление освещением следует предусматривать ручным с распределительного щита, расположенного в здании или в одном из укрытий (контейнеров) ППГ.
2.1.9.8. Электрические контрольно-измерительные и автоматические приборы, устанавливаемые во взрывоопасных помещениях и наружных установках, должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.2.020-76 и ГОСТ 12.2.021-76.
2.1.10. Отопление и вентиляция зданий и сооружений систем газоснабжения
2.1.10.1. Системы отопления и вентиляции помещений с газовым оборудованием, а также главного корпуса ГТУ и ПГУ следует проектировать в соответствии с требованиями СНиП 2.04.05-91, ГОСТ 12.4.021-75, ПУЭ-98 и настоящих Правил.
2.1.10.2. Температура воздуха в производственных помещениях, где располагается газовое оборудование, с временным пребыванием обслуживающего персонала должна быть: