рефераты конспекты курсовые дипломные лекции шпоры

Реферат Курсовая Конспект

ЗАГАЛЬНА ХАРАКТЕРИСТИКА СИСТЕМ ГАЗОПОСТАЧАННЯ НАСЕЛЕНИХ ПУНКТІВ

ЗАГАЛЬНА ХАРАКТЕРИСТИКА СИСТЕМ ГАЗОПОСТАЧАННЯ НАСЕЛЕНИХ ПУНКТІВ - раздел Демография, Загальна Характеристика Систем Газ...

ЗАГАЛЬНА ХАРАКТЕРИСТИКА СИСТЕМ ГАЗОПОСТАЧАННЯ НАСЕЛЕНИХ ПУНКТІВ

Згідно з законом України "Про трубопровідний транспорт" система трубопровідного транспорту України включає магістральний трубопровідний… Діяльність, пов'язана з проектуванням, будівництвом, ремонтом та експлуатацією… У системах газопостачання населених пунктів можуть використовуватись такі енергоносії:

Рисунок 1.1 - Принципова схема транспортування та розподілу газу

 

Мережі газопостачання населених пунктів залежно від величини максимального робочого тиску підрозділяться на газопроводи високого, середнього і низького тиску. Газопроводи різного тиску пов'язуються між собою системою газорегуляторних пунктів (далі ГРП).

Фактичне споживання газу є різко нерівномірне протягом доби, місяця і року. Найскладнішою проблемою у масштабі країни є сезонна нерівномірність споживання газу. Найбільш ефективним та економічним способом регулювання цієї нерівномірності є включення в систему газопостачання підзе ного сховища газу (далі ПСГ). Найширшого використання в Україні набули пластові підземні сховища газу, які створені у виснажених газових і нафтових родовищах або водоносних горизонтах.

Пластове ПСГ складається із пласта-колектора, розміщеного на глибині кількох сотень метрів, парку нагнітально -експлуатаційних свердловин для закачування і відбору газу із пласта, установок для очищення, осушення, охолодження та компримування газу. Відбирання газу із сховища і подавання споживачам ведеться через ГРС.

Всі елементи загальної системи газопостачання гідравлічно пов'язані між собою. Зміна режиму роботи одного з них (наприклад, зміна обсягів видобутку газу, зміна продуктивності газопроводу, тиску газу у ньому тощо) викликає відповідні зміни режиму роботи всіх інших елементів, в тому числі системи газопостачання населених пунктів


 

Нормативні вимоги до структури систем газопостачання населених пунктів.

 

До складу систем газопостачання населених пунктів згідно з ДБН В 2.5-20-2001 входять:

- газопроводи і споруди систем газопостачання населених пунктів (включаючи міжселищні газопроводи, розподільні газопроводи, внутрішньоквартальні газопроводи і вводи), газопроводи до підприємств, теплових електростанцій (далі ТЕС), котельних, автомобільних газонаповнювальних компресорних станцій (далі АГНКС);

- газопроводи та газове обладнання промислових і сільськогосподарських підприємств, ТЕС, котельних, підприємств комунального та побутового обслуговування населення, житлових і громадських будівель;

- газорегуляторні пункти (далі ГРП), газорегуляторні пункти блочні (далі ГРПБ), шафові газорегуляторні пункти (далі ШРП), газорегуляторні установки (далі ГРУ), комбіновані будинкові регулятори тиску (далі КБРТ), установки для отримання газоповітряних сумішей тощо;

- газонаповнювальні станції (далі ГНС) і пункти (далі ГНП), проміжні склади балонів (далі ПСБ), стаціонарні автомобільні газозаправні станції

( далі АГЗС) і пункти (далі АГЗП), резервуарні установки, групові та індивідуальні газобалонні установки (далі ГБУ і ІГБУ), випарні та змішувальні установки зріджених вуглеводневих газів (далі СВГ).

Проектування систем газопостачання слід виконувати згідно із затвердженими схемами газопостачання областей, районів, міст, селищ і сіл, які повинні розроблятися на основі генеральних планів населених пунктів з урахуванням розвитку їх на перспективу та згідно з вимогами ДБН 360-92* та ДБНБ.2.4-1-99.

Системи газопостачання населених пунктів і окремих споживачів газу повинні забезпечувати надійне та безпечне газопостачання, а також можливість оперативного відключення відгалужень, підприємств, споживачів та ділянок закільцьованих газопроводів з тиском газу понад 5000 Па.

При проектуванні систем газопостачання належить передбачати технічні рішення, що забезпечують раціональне використання газового палива, матеріалів та обладнання.

При проектуванні систем газопостачання, окрім вимог ДБН В.2.5-20-2001, належить керуватися вимогами ДНАОП 0.00-1.20-98, „Правил подачі та використання природного газу в народному господарстві України", ДНАОП 0.00-1.07-94, ГОСТ 12.1.004-91, НАПБ А.01.001-95, „Правил пожежної безпеки в газовій промисловості України".

Газ, що використовується як паливо, повинен відповідати вимогам ГОСТ 5542-87 для природного газу і ДСТУ 4047-2001 для СВГ.


 

Газ, що подається споживачу, повинен одоруватися. Інтенсивність запаху газу визначається за ГОСТ 22387.5-77. Допускається подача неодорованого газу для виробничих установок промислових підприємств за умов проходження газопроводу, що веде до підприємства, поза територією населених пунктів та установки сигналізаторів загазованості в приміщеннях, де розташоване газове обладнання та газопроводи.

Температура газу, що виходить із газорозподільних станцій магістральних газопроводів (далі ГРС), при подачі в підземні газопроводи повинна бути не менша за мінус 10 °С, а при подачі в наземні та надземні газопроводи - не нижче розрахункової температури зовнішнього повітря для району будівництва.

За розрахункову температуру зовнішнього повітря належить приймати температуру найбільш холодної п'ятиденки забезпеченістю 0,92 за СНиП 2.01.01-82.

Використання як палива суміші СВГ з повітрям та інших газоповітряних сумішей допускається при вмісті горючих та негорючих компонентів у співвідношенні, що забезпечує перевищення верхньої концентраційної межі займистості суміші (далі ВКМЗ) не менше ніж у два рази.

Вміст шкідливих домішок у газоповітряних сумішах не повинен перевищувати значень, наведених у ГОСТ 5542-87 і ДСТУ 4047-2001 відповідно для природного газу і СВГ.

Системи та об'єкти газопостачання належить проектувати з урахуванням максимальної індустріалізації будівельно-монтажних робіт за рахунок застосування збірно-блочних, стандартних і типових елементів, виготовлених у заводських умовах.

У проектах систем та об'єктів газопостачання необхідно передбачати заходи щодо безпеки газопостачання згідно з розділом 13 ДБН В.2.5-20-2001, ДНАОП 0.00-1.20-98, пожежної безпеки згідно з НАПБ А.01.00195 СНиП 2.01.02-85*, ГОСТ 12.1.004-91, охорони праці згідно з Законом України „Про охорону праці", оцінки впливів на навколишнє середовище згідно з ДБН А.2.2-1-95 як на період будівництва, так і на період експлуатації.

 

СТРУКТУРА СИСТЕМ ГАЗОПОСТАЧАННЯ НАСЕЛЕНИХ ПУНКТІВ

Системи газопостачання населених пунктів можуть бути: - одноступеневі, з подачею газу тільки по газопроводах одного тиску (низького… - двоступеневі, з подачею газу споживачам по газопроводах двох тисків - середнього і низького, високого II категорії і…

Таблиця 1.1 - Класифікація газопроводів систем газопостачання

приймати у відповідності з паспортними даними приладів, але не більше зазначеного у таблиці 2.2 (згідно з ДБН В. 2.5-20-2001). Одноступенева система розподілу газу

Таблиця 2.2 - Характеристика споживачів за тиском газу

Рисунок 2.2 -Принципова схема одноступеневої системи газопостачання із мереж низького тиску

Недоліками такої системи є: велика металоємність, оскільки для подавання значних витрат газу при низькому тиску потрібні труби великого діаметра, значні перепади тиску, а отже нерівномірність умов газопостачання, в яких перебувають споживачі, що пояснюється живленням газорозподільної системи від однієї точки.

Тому така система використовується тільки для газифікації невеликих населених пунктів.

При другому варіанті одноступеневої системи розподілу газу газова мережа населеного пункту складається із газопроводів середнього тиску. Для одержання низького тиску, необхідного для побутових споживачів, установлюється значна кількість будинкових регуляторів тиску (див. рисунок 2.3)


 

Рисунок 2.3 - Принципова схема одноступеневої системи

Газопостачання з будинковими регуляторами тиску

  Двоступенева система розподілу газу Це така система газопостачання, за якої подача газу територією населеного пункту здійснюється газопроводами середнього…

Рисунок 2.5. Принципова схема триступеневої системи розподілу газу в населеному пунк

Газорегуляторні пункти, що входять в триступеневу систему газопостачання населеного пункту, служать для зниження тиску газу:

- з високого на середній;

- з середнього на низький;

- з високого на низький.

Триступенева система розподілу газу найбільш надійна, зручна в експлуатації, пристосована до потреб споживачів різних категорій. Тому вона знайшла широке застосування при газопостачанні міських населених пунктів.

Якщо в системі розподілу газу населеного пункту, крім газопроводів низького і середнього тиску, використовуються газопроводи високого тиску І і II категорій, то таку систему називають чотириступеневою або багатоступеневою. Це найбільш складна за структурою система газопостачання населеного пункту. Вона використовується для газифікації великих міст, на території яких розташовані потужні промислові підприємства, які потребують газ високого тиску І категорії.

 

Схеми мереж газопостачання

За геометричною структурою розрізняють дві схеми мереж газопостачання: кільцеві і тупикові (розгалужені).

Кільцеві мережі газопостачання - це система замкнутих газопроводів, які утворюють кільця (контури). Приклад елемента закільцьованої мережі газопостачання низького тиску наведений на рисунку 2.6.

 


Рисунок 2.6 - Принципова схема кільцевої мережі газопостачання низького тиску

Основна перевага таких газорозподільних мереж - підвищена надійність газопостачання. Аварія на будь-якій ділянці мережі не спричинює припинення газопостачання інших споживачів. Недоліком таких систем газопостачання є більша протяжність газопроводів і як наслідок більші капітальні вкладення в їх будівництво.


Тупикові (розгалужені) газорозподільні мережі складаються з основної магістралі, від якої відходять відводи і відгалуження для газопостачання споживачів (див. рисунок 2.7)

Рисунок 2.7 - Принципова схема тупикової (розгалуженої) мережі газопостачання середнього тиску

Надійність розгалуженої схеми газопостачання значно нижча. При аварії на будь-якій ділянці газопроводу припиняється подача газу до всіх споживачів, розміщених після аварійної ділянки (за рухом газу).

Питання про доцільність використання кільцевих і розгалужених газопроводів є одним із найбільш важливих при проектуванні мереж газопостачання населених пунктів. У більшості випадків система газопостачання міських і сільських населених пунктів складається з сукупності кільцевих газових магістралей і тупикових мереж, що відходять від магістралей. Така схема газопостачання населених пунктів достатньо гнучка в керуванні, достатньо надійна, дає можливість при виникненні нештатних ситуацій здійснювати частковий перерозподіл потоків газу на окремих ділянках газорозподільних мереж з урахуванням реальних потреб споживачів природного газу. Чим більша частка кільцевих мереж у загальній протяжності мереж, тим більша технологічна надійність системи газопостачання населеного пункту.


ВЛАСТИВОСТІ ПРИРОДНОГО ГАЗУ ТА СКРАПЛЕНИХ ВУГЛЕВОДНЕВИХ ГАЗІВ

Властивості природного газу Природний газ - це суміш вуглеводневих газів. Склад природного газу… Зазвичай природний газ містить такі горючі компоненти:

Таблиця 1.1- Фізико-хімічні властивості вуглеводневих та деяких інших газів

Продовження таблиці 1.1 Концентраційні межі спалахування газів у суміші з повітрям за 0 °С і 101,3 кПа, відсотки об'ємні: нижня … Продовження таблиці 1.1 Показник Азот Повітря …  

ФІЗИКО-ХІМІЧНІ ВЛАСТИВОСТІ ПРИРОДНИХ ГАЗІВ

Природні гази поділяються на три групи: гази, які добуваються з чисто газових родовищ і складаються в осношвому з метану (82—98 %), гази, які… До основних параметрів газу відносяться: Густина газу (кг/м3) - маса одиниці об'єму, що дорівнює відношенню молекулярної маси Мr газу до об'єму моля:

Рис. 1.01. Залежність в'язкості газів від молекулярної маси при атмосферному тискові



Відносна густина, ∆

 

Молекулярна маса, кг/моль

Рис. 1.02. Номограма для визначення вологовмісту природного газу

 

 

Температура, оК

233 253 273 293 313 333 353 373 413 453

р·105, Па

 

Графік пружності вуглеводневих газів.

8 – ізо-Пентан, 9 – пентан, 10 – гексан. води з кислими газами сприяє інтенсивній корозії обладнання. Крім того, при… Наявність вологи в газі характеризується абсолютною і відносною вологістю. Абсолютна вологість (U) характеризує вміст…

Таблиця 1.01 Розрахунок теплоти згоряння природного газу

Наявність інертних газів у газовій суміші зменшує її теплоту згоряння (рис. 1.06). Дроселювання газу — це технологічний процес при добуванні і транспортуванні… Зміну температури газу при його дроселюванні можна визначити по номограмі (рис. 1.07).

Рис. 1.06 Інжекційні пальники низького тиску

а - пальник побутової газової плити; б – пальник, який встановлюється в котлах; 1 – форсунка; 2 – регулятор первинного повітря; 3 – змішувальна трубка; 4 – пальникова насадка.

Друга група – інжекційні пальники – має саме широке застосування.

Працюють вони за принципом інжекції, тобто на підсмоктуванні повітря, яке необхідне для спалювання газу, в пальнику за рахунок кінетичної енергії (енергії руху) потоку газу, який витікає із сопла форсунки.

Пальники з примусовою подачею повітря – змішувальні – застосовуються переважно на великих промілових установках та в опалювальних котельнях.

Інжекційні пальники можуть працювати як при низькому тискові (побутові плити, колонки, кип'ятильники і т. д.), так і на середньому тискові газу (опалювальні котельні, промислові установки).

Інжекційний пальник низького тиску (рис. 1.06) складається із чотирьох основних частин: форсунки, регулятора первинного повітря, змішувальної трубки та пальникової насадки

Форсунка (сопло) служить для подачі певної кількості газу. Завдяки малому отвору, який виходить із форсунки газ набуває великої швидкості (кінетичну енергію).

Регулятор первинного повітря призначений для регулювання кількості повітря, який всмоктується газовим потоком, який виходить із форсунки. Це повітря, кількість якого змінюється поворотом регулятора, називається первинним, так як він першим зустрічається з газовим середовищем.

Змішувальна трубка призначена для змішування газу з первинним повітрям і подачі газоповітряної суміші в пальникову насадку на горіння.

Пальникова насадка (в побутових пальниках ковпачок-розсіювач) служить для правильного розподілу полум'я. Повітря, яке оточує полум'я пальника і підтримує горіння, називається вторинним. В побутових та комунально-побутових газових приладах, а також у дрібних опалювальних котлах інжекційні пальники забезпечують підсмоктування первинного повітря у межах 30-60% загальної кількості повітря, яке потрібне для повного згорання газу.

Тільки інжекційні пальники "безполум'яного" типу і, зокрема, інфрачервоного випромінення низького тиску забезпечують 100%-не підсмоктування повітря, необхідного для сплаювання газу.

Інжекційні пальники середнього тиску працюють по тому ж принципу, що і інжекційні пальники низького тиску.

Для стікості горіння газоповітняої сумшіші в інжекційних пальниках середнього тиску в якості пальникової насадки встановлюються різного роду тунелі абол стабілізатори. В останній час велике практине застосування отримали інжекційні пальники середнього тиску конструкції інженера Казанцеві (рис. 1.07). Такі пальники обладнані глушниками шуму та мають на кінці пластинчасті стабілізатори, які забезпечують дуже стійке горіння при різноманітних навантаженнях.

Наявність пластинчатого стабілізатора виключає можливість виникнення такого небезпечного явища, як проскок полум'я.

Для спалювання газу в котлах великої продуктивності часто застосовують пальники з примусовою подачею повітря або, як їх часто називаються, змішувальні (рис. 1.08).

Тут все повітря, яке необхідне для спалювання газу,подається вентилятором. Пальник складається з двох циліндричних камер: меншої – газової і більшої – повітряної, які з'єднані між собою болтами. Газ на горіння поступає із газової камери по газовим трубам і виходить через отвори насаджених на трубки наконечників. До кожного наконечника із повітряної камери поступає струмінь повітря. На виході повітряного потоку встановлені лопатки, які створюють вихровий рух повітря.

Конструкція пальників забезпечує добре перемішування газу з повітрям завдяки похилому розташуванню отворів в наконечниках і повітряних лопатів.

У центрів пальника є повздовжня труба, яка використовується для спостереження за горінням і для запалювання пальника.

 


 

Рис. 1.07 Інжекційний пальник середнього тиску з пластинчастим стабілізатором конструкції інж. Казанцеві

1 – пластинчатий стабілізатор; 2 – форсунка; 3 – регулятор повітря (він же глушник шуму)

 

 

 

Рис. 1.08 Змішувальний пальник

а – газова камера; б – повітряна камера; 1 – газова трубка; 2 – наконечник газової трубки; 3 – повздовжня трубк


НОРМУВАННЯ ВИТРАТ ПРИРОДНОГО ГАЗУ

Річні витрати газу необхідно знати для проектування газотранспортної системи, що живить населений пункт. За максимальними годинними витратами газу… Розрахунок річних і максимальних годинних витрат газу необхідно виконувати… Основним нормативним документом, що регламентує розрахункові витрати газу для різних категорій споживачів, є Державні…

Таблиця 3.1 — Річні норми витрати теплоти на господарсько-побутові потреби згідно з ДБН В.2.5-20-2001

Примітки: а) норми витрат теплоти на житлові будинки враховують витрату тепла на прання… б) при застосуванні газу для лабораторних потреб вузів, технікумів та інших спеціальних навчальних закладів норму…

Таблиця 2.2- Норми витрати тепла на утримання тварин згідно з ДБН В.2.5-20-2001

Qг mах =kmах Qріч (2.2) де kmах - коефіцієнт годинного максимуму, Qріч - річна витрата газу.

Таблиця 2.3 - Значення коефіцієнта годинного максимуму на господарсько-побутові потреби населення згідно з

ДБН В.2.5-20-2001

 

Кількість жителів, що забезпечуються газом, тисяч Значення коефіцієнта годинного максимуму витрат газу
2000 і більше 1/1800 1/2000 1/2050 1/2100 1/2200 1/2300 1/2400 1/2500 1/2600 1/2800 1/3000 1/3300 1/3500 1/3700 1/4700

Таблиця 2.4 - Значення коефіцієнта годинного максимуму для підприємств побутового обслуговування згідно з

ДБН В.2.5-20-2001

Таблиця 2.5 - Значення коефіцієнта одночасності для житлових будинків (згідно з ДБН В.2.5-20-2001)     Коефіцієнт одночасності залежно від…  

РОЗРАХУНОК ВИТРАТ ГАЗУ НА ОПАЛЕННЯ ЖИТЛОВИХ І ГРОМАДСЬКИХ БУДІВЕЛЬ

(2.9) де k1- коефіцієнт, що враховує тепловий потік на опалення громадських… k1= 0,25;

РОЗРАХУНОК ВИТРАТ ГАЗУ НА ВЕНТИЛЯЦІЮ ГРОМАДСЬКИХ БУДІВЕЛЬ

(2.14) де k2- коефіцієнт, що враховує втрати максимального теплового потоку на… Визначається максимальна годинна витрата теплоти (Дж/год) на вентиляцію громадських будівель:

РОЗРАХУНОК ВИТРАТ ГАЗУ НА ЦЕНТРАЛІЗОВАНЕ ГАРЯЧЕ ВОДОПОСТАЧАННЯ

Середній тепловий потік (Вт) на централізоване гаряче водопостачання знаходиться за формулою:

(2.19)

де qh - укрупнений показник середнього теплового потоку на гаряче водопостачання для однієї людини, приймається згідно з таблицею 2.7 залежно від норми витрати гарячої води за добу,

Nh - кількість жителів, що користуються централізованим гарячим водопостачанням.

 

 

Таблиця 2.7 - Укрупнені показники середнього теплового потоку (Вт) на централізоване гаряче водопостачання

    Обчислюється середня годинна витрата тепла (Дж/год) на централізоване гаряче водопостачання:

Таблиця 2.8 - Вихідні дані для розрахунку витрат газу споживачами індивідуального житлового сектора

За формулою (2.11) обчислюємо максимальну годинну витрату газу на опалення житлових і громадських будівель. Для опалювальних печей приймаємо ηо…  

Таблиця 2.9 - Результати проектного розрахунку витрат газу споживачами населеного пункту

 

Категорії споживачів газу Максимальна годинна витрата газу, м3/год Річна витрата газу, тис.м3/рік
Господарсько-побутові потреби населення
Витрати газу на опалення житлових і громадських будівель    
Витрати газу на вентиляцію громадських будівель    
Витрати газу на централізоване гаряче водопостачання   -   -
Разом


МЕТОДИ ПРОЕКТНИХ ТА ЕКСПЛУАТАЦІЙНИХ РОЗРАХУНКІВ МЕРЕЖ ГАЗОПОСТАЧАННЯ ВИСОКОГО

ТА СЕРЕДНЬОГО ТИСКУ

При проведенні інженерних розрахунків газопроводів населених пунктів рух газу прийнято вважати усталеним (стаціонарним) та ізотермічним. При русі газу в газопроводах високого і середнього тиску має місце помітне… Зміна тиску газу по довжині трубопроводу спричинює зміну густини газу, а відповідно і зміну швидкості руху газу. Зміна…

Розрахункова схема розгалудженої мережі

Газопостачання середнього тиску

- конфігурація мережі газопостачання; - довжини всіх ділянок між вузлами; - розрахункові витрати газу споживачів, приймаються рівними максимальним годинним витратам газу;

МЕТОДИ ПРОЕКТНИХ ТА ЕКСПЛУАТАЦІЙНИХ

РОЗРАХУНКІВ МЕРЕЖ ГАЗОПОСТАЧАННЯ

НИЗЬКОГО ТИСКУ

До мереж газопостачання низького тиску відносять газопроводи, в яких надлишковий тиск не перевищує 5000 Па. Для елементів систем газопостачання… Ртах = 101325+3000=104325 Па Це значення тиску газу дуже мало відрізняється від атмосферного тиску, що визначає особливості розрахунку та…

Рисунок 5.1 - Розрахункова схема газопроводу низького тиску

Газопровід має довжину L і постійний внутрішній діаметр D. Позначимо абсолютний тиск на початку газопроводу Рп, у кінці газопроводу Рк . По довжині газопроводу відбувається рівномірний і безперервний відбір газу споживачами, яких надалі будемо називати шляховими споживачами газу.

Вводимо поняття шляхової витрати газу Qш - це витрата

газу, яка відбирається розміщеними по довжині газопроводу шляховими споживачами газу. Питома шляхова витрата газу d - це витрата газу, яка відбирається шляховими споживачами на одиниці довжини газопрововоду,

(5.1)


Транзитна витрата газу QТ - це витрата газу, яка не використовується на даному газопроводі, а проходить по ньому транзитом для використання на дальше розміщених (за рухом газу) ділянках мережі газопостачання.

З врахуванням введених позначень об'ємну витрату газу в довільному перерізі газопроводу, розташованому на відстані х від його початку, можна визначити за формулою

(5.2)

Як вихідне рівняння використовуємо рівняння Бернуллі, записане для горизонтального газопроводу без врахування втрат енергії на зміну швидкості руху газу

(5.3)

Всі позначення параметрів наведені у розділі .

Виражаємо швидкість руху газу у довільному перерізі газопроводу

через об'ємну витрату газу з урахуванням формули (5.2)

(5.4)

Для коефіцієнта гідравлічного опору використаємо узагальнену математичну модель Лейбензона

(5.5)

де А, т - коефіцієнти математичної моделі, значення яких залежать від гідравлічного режиму руху газу в газопроводі.

Спільно розв'язуємо систему рівнянь (5.3)-(5.5). У результаті одержуємо розрахункову формулу для визначення втрат тиску від тертя в газопроводі низького тиску

(5.6)

Формулу (5.6) далі будемо називати узагальненою формулою для гідравлічного розрахунку мереж газопостачання низького тиску.

Формула (5.6) має такі часткові випадки:

для тупикової ділянки QT=0

(5.7)

за відсутності шляхового відбору газу Qш=0

(5.8)

Формулу (5.6), як і її часткові випадки (5.7) і (5.8), називають узагальненою, оскільки їх можна використовувати при різних режимах руху газу у трубопроводі. Щоб скористатись зазначеними формулами, необхідно попередньо визначити режим руху газу, вибрати відповідні значення коефіцієнтів режиму і підставити у розрахункові формули. Для ілюстрації розглянемо вісь чисел Рейнольдса (рисунок 5.2), під якою зобразимо нішу можливих режимів роботи газопроводів різного тиску та відповідні значення коефіцієнтів режиму руху газу А і т.

Рисунок 4.2. Схема для вибору коефіцієнтів А і m

В узагальненій формулі для розрахунку

Мереж газопостачання низького тиску

Розрахункові витрати газу в мережі газопостачання низького тиску

Рисунок 5.3 - Схема для пояснення поняття розрахункової витрати газу для ділянки мережі низького тиску

 

 


Втрати тиску від тертя при розрахунковій постійній по довжині газопроводу витраті газу згідно з формулою

(5.9)


 


Втрати тиску від тертя при фактичній, змінній по довжині

газопроводу, витраті газу згідно з формулою (5.6)

(5.10)



Критерій переходу від фактичної до розрахункової витрати газу на

ділянці мережі газопостачання низького тиску

 

(5.11)


Спільне розв'язування рівнянь (5.9) - (5.11) дає таку формулу для розрахункової витрати газу на ділянці мережі низького тиску

(5.12)

Із формули (5.12) видно, що розрахункова витрата газу залежить від режиму руху газу (коефіцієнта режиму т і співвідношення транзитних і шляхових витрат газу на ділянці газопроводу.

Для ламінарного режиму руху газу маємо т = 1, з урахуванням цього формула (5.12) після математичних перетворень набуває вигляд

(5.13)

Результати досліджень свідчать, що при різних режимах руху газу та різних співвідношеннях транзитних і шляхових витрат газу на ділянці газопроводу коефіцієнт біля шляхової витрати у формулі (5.13) змінюється у вузьких межах від 0,5 до 0,58. Тому широко застосовуються такі наближені формули для визначення розрахункових витрат газу:

для турбулентного режиму руху газу

(5.14)

незалежно від режиму руху газу, на ділянці згідно з рекомендаціями

ДБН В. 2.5-20-2001

(5.15)

Математичні моделі (5.14) і (5.15) можуть бути використані в методиках гідравлічного розрахунку мереж газопостачання низького тиску.

 


Графоаналітичний метод розрахунку мереж

газопостачання низького тиску

У розподільних мереж газопостачання низького тиску, що обслуговують житловий і громадський сектори населених пунктів, надлишковий тиск не перевищує 3000 Па. За функціональним призначенням зовнішні мережі газопостачання низького тиску підрозділяються на вуличні, внутрішньокварта-льні і дворові газопроводи. За структурою мережі газопостачання низького тиску діляться на кільцеві та розгалужені (тупикові). Кільцеві мережі забезпечують високу надійність газопостачання, однак їх будівництво вимагає більших капітальних витрат. Існуючі системи газопостачання населених пунктів мають здебільшого комбіновану структуру: основні споживачі живляться від кільцевої мережі, а периферійні - від тупикових мереж газопостачання.

Проектування мережі газопостачання низького тиску можна виконувати за двома методами. Перший метод включає два етапи. На першому етапі виконується графоаналітичний розрахунок за допомогою спеціальних графіків - номограм. Використання номограм дає змогу вибрати необхідні діаметри ділянок мережі газопостачання та обчислити приблизні значення втрат тиску від тертя на окремих ділянках. На другому етапі виконується уточнений аналітичний розрахунок мереж газопостачання низького тиску, який дає можливість уточнити втрати тиску від тертя, а для кільцевих структур -виконати з необхідною точністю гідравлічну ув'язку кілець з врахуванням дії законів Кірхгофа.

Другий метод розрахунку, що реалізується за один етап, є виключно аналітичним, він не передбачає використання графіків, всі гідравлічні розрахунки газових мереж виконуються за математичними моделями, які закладаються в обчислювальні алгоритми і комп'ютерні програми.

Розглянемо методику графоаналітичного розрахунку мережі газопостачання низького тиску на прикладі розрахунку мережі газопостачання низького тиску комбінованої структури, схема якої наведена на рисунку 5.5.

Вихідні дані для графоаналітичного розрахунку:

конфігурація мережі газопостачання; довжини ділянок lі;

питомі шляхові витрати газу для кілець і зон qі;

допустимі втрати тиску в мережі ΔРдоп = 1200 Па.

Мета розрахунку - необхідно так підібрати діаметри кожної ділянки мережі, щоб максимально використати допустимий перепад тиску. Для закільцьованої частини мережі газопостачання при гідравлічному розрахунку необхідно врахувати дію законів Кірхгофа.


Рисунок 5.5. Розрахункова схема мережі газопостачання низького тиску комбінованої структури

 

 

Складання розрахункової схеми та визначення

розрахункових витрат газу

Мережі газопостачання, схема яких зображена на рисунку 5.5, це частина складної системи вуличних газопроводів міста. Мережі газопостачання мають комбіновану структуру, вони складаються з двох кілець (контурів) і двох тупикових газопроводів.

Складаємо розрахункову схему мережі газопостачання низького тиску. Кільця позначаємо римськими цифрами, зони газопостачання, які не замкнені газопроводами, позначаємо великими латинськими буквами. Для конкретного випадку, що розглядається, кільця позначаємо цифрами І і II, а зону позначаємо буквою А. Ділянки, що мають велику протяжність, ділимо на кілька приблизно однакових частин. Це дає змогу вибрати різні діаметри для кожної частини довгої ділянки і тим самим зменшити металоємність і вартість мережі газопостачання. Нумеруємо цифрами у довільній послідовності початки і кінці кожної розрахункової ділянки мережі газопостачання. Вибираємо напрямки руху газу в газовій мережі за таким принципом: газ повинен рухатись від джерела живлення до віддалених точок найкоротшим шляхом, не повертаючись назад. Позначаємо стрілками кінці тупикових ділянок. Для спрощення розрахункової схеми вводимо умовні тупики. Місце розташування умовних тупиків у кожному кільці знаходимо з врахуванням об'єктивної дії другого закону Кірхгофа: для кожного кільця по приблизно половині ділянок газ повинен рухатися за стрілкою годинника, по другій половині - проти стрілки годинника. Для знаходження місця введення в схему умовних тупиків зручно в більшості випадків використовувати так зване правило діагоналі: у кільці умовні тупики доцільно розміщати по діагоналі від вузла, в якому розміщене джерело живлення (ГРП). Так, наприклад, для кільця І вводимо тупик 2-6, кінець якого знаходиться по діагоналі від точки 8, в якій знаходиться ГРП. Умовні тупики також позначаємо на розрахунковій схемі стрілками (див. рисунок 5.5).

Знаходимо основні напрямки руху газу - напрямки від джерела живлення до найбільш віддалених точок мережі газопостачання. Здебільшого приймають, що кількість основних напрямів руху газу відповідає кількості ділянок, які виходять від джерела живлення. У випадку, що розглядається, приймаємо три основні напрямки руху газу:

перший 8-4-3-2-1 довжиною Lо1=650 м;

другий 8-7-6-2 довжиною Lо2 = 500 м;

третій 8-11-10-9 довжиною Lо3 = 450 м.

Для всіх ділянок мережі газопостачання обчислюємо шляхові, транзитні та розрахункові витрати газу. Шляхову витрату газу знаходимо за формулою

Qш=ql (5.33)


де q - питома шляхова витрата газу для ділянки мережі, яка визначається таким чином:

якщо ділянка належить тільки одному кільцю, то питома шляхова витрата ділянки дорівнює питомій шляховій витраті цього кільця;

якщо ділянка належить двом кільцям, то питома шляхова витрата ділянки дорівнює сумі питомих шляхових витрат цих двох кілець;

якщо ділянка належить кільцю і зоні, то питома шляхова витрата ділянки дорівнює сумі питомих витрат кільця і відповідної зони;

l - геометрична довжина ділянки газопроводу.

Транзитну витрату газу для кожної ділянки мережі газопостачання знаходимо за формулою

(5.34)

де п - кількість ділянок по даному напрямку руху газу, початок яких збігається з кінцем ділянки, для якої обчислюється транзитна витрата газу.

Розрахункову витрату газу для кожної ділянки мережі газопостачання низького тиску знаходимо за формулою

(5.35)

Результати обчислень витрат газу доцільно звести у таблицю (див. таблицю 5.1. Для полегшення розрахунків транзитних витрат газу ділянки газопроводів у зазначену таблицю слід заносити за таким принципом: починати з кінця, йти проти руху газу, збираючи його. Це дає змогу полегшити застосування формули (5.34) при визначенні транзитних витрат газу для ділянок газопроводів.


Таблиця 5.1 - Результати розрахунку витрат газу для ділянок газової мережі низького тиску комбінованої структури

 

Ділянка Довжина, м Питома шляхова витрата газу, м3/ (год м) Шляхова витрата газу, м3/ год Транзитна витрата газу, м3/год Розрахункова витрата газу, м3 /год
1-2 2-3 3-4 4-8 2-6 5-6 9-6 6-7 7-8 10-11 11-8 Разом 0,05 0,1 0,1 0,1 0,15 0,05 0,2 0,3 0,3 0,2 0,2 0,2 7,5 Σ=302,5 7,5 22,5 37,5 3,8 47,5 2.5 87,5 132,5

Виконуємо перевірку правильності визначення транзитних витрат газу для ділянок мережі газопостачання. Спочатку знаходимо суму шляхових витрат газу для всієї мережі газопостачання і результат записуємо унизу таблиці (див. таблицю 5.1)

Далі знаходимо суму шляхових і транзитних витрат газу для ділянок, що безпосередньо виходять від джерела живлення. Для мережі газопостачання, що розраховується маємо

QОН =(20+37,5)+(45+110)+(30+60)=302,5 м3/год.

В обох випадках повинні бути одержані однакові результати. Розрахункові витрати газу на ділянках необхідні для подальшого гідравлічного розрахунку мережі газопостачання.

Гідравлічний розрахунок ділянок кілець

за допомогою номограм

Для кожного основного напрямку руху газу обчислюємо середній гідравлічний нахил за формулою

(5.36)

де Lро - розрахункова довжина основного напрямку руху газу,

Lро =1,1· Lо (5.37)

У випадку, що розглядається, для трьох основних напрямків руху газу в газовій мережі одержуємо

Результати гідравлічного розрахунку кілець доцільно оформляти у вигляді таблиці (див. таблицю 5.2).

Для подальшого врахування впливу законів Кірхгофа на гідравлічний режим руху газу розрахунковій витраті газу і втратам тиску на кожній ділянці в кожному кільці присвоюємо знак "плюс" чи "мінус" за таким принципом:

знак "плюс" - при русі газу на ділянці газопроводу за стрілкою годинника;

знак "мінус" - при русі газу на ділянці газопроводу проти стрілки годинника.

Гідравлічний розрахунок розпочинаємо з ділянок кільця І. Виписуємо у таблицю 5.2 ділянки першого кільця у такій послідовності: спочатку ділянки з плюсовим напрямом руху газу, далі - з мінусовим. Для ділянок, які одночасно належать до двох кілець, у спеціальній графі таблиці 5.2 вказуємо номер сусіднього кільця. Виписуємо геометричні довжини ділянок і визначаємо розрахункові довжини ділянок за формулою

lр=1,1·l (5.38)

Із таблиці 5.1 виписуємо у таблицю 5.2 розрахункові витрати газу для ділянок першого кільця. Вказуємо, на якому основному напрямку руху газу знаходиться кожна ділянка кільця і яке значення середнього гідравлічного нахилу відповідає цьому напрямку.

Для кожної ділянки, що входить у кільця, за розрахунковою витратою газу та відповідним значенням середнього гідравлічного нахилу, використовуючи спеціальну номограму для розрахунку сталевих газопроводів низького тиску (рисунок 5.6), знаходимо необхідний діаметр газопроводу. Одержане значення заокруглюємо здебільшого до найближчого більшого стандартного значення діаметра газопроводу. За допомогою цієї ж номограми визначаємо фактичне значення гідравлічного нахилу l при вибраному діаметрі газопроводу. Далі обчислюємо втрати тиску від тертя на ділянці за формулою

ΔРТ=І·lр (5.39)

Після завершення гідравлічного розрахунку кільця І аналогічно виконується розрахунок кільця II і т.д. При розрахунку багатокільцевих мереж газопостачання слід пам'ятати, що ділянки, спільні для двох кілець, слід рахувати за номограмою тільки один раз. При другому розрахунку спільної для двох кілець ділянки записуються готові результати з протилежним знаком біля витрати газу і втрат тиску від тертя.

Для кожного кільція знаходимо суму втрат тиску на його ділянках із врахуванням знаку Σ ΔРТ , суму абсолютних величин втрат тиску та суму відношень втрат тиску до розрахункової витрати газу.


Для визначення ступеня виконання другого закону Кірхгофа обчислюємо похибку Кірхгофа для кожного кільця за формулою

(5.40)


Для випадку, що розглядається, похибка Кірхгофа для першого і другого кільця дорівнює відповідно

 


Якщо хоча б для одного кільця похибка Кірхгофа перевищує задану точність розрахунку, то це свідчить про необхідність виконання гідравлічної ув'язки кілець. При графоаналітичних методах розрахунку мереж газопостачання кільцевої структури необхідна точність виконання другого закону Кірхгофа становить 5-10 %, при аналітичних методах 1 %.

Якщо поправочні витрати для кілець мають значну величину, то необхідно внести зміни у проектні рішення щодо розрахункової схеми або діаметрів окремих ділянок кільцевої частини мережі газопостачання.

 

 

МЕТОДИ ГІДРАВЛІЧНОГО РОЗРАХУНКУ МЕРЕЖ ГАЗОПОСТАЧАННЯ ЖИТЛОВИХ БУДИНКІВ

- при розрахунку вертикальних та нахилених ділянок необхідно додатково враховувати зміну надлишкового тиску газу, спричинену різницею геодезичних… - необхідно більш диференційовано враховувати втрати тиску у місцевих опорах,… - методика визначення розрахункових витрат газу для внутрішньобудинкових мереж газопостачання помітно відрізняється…

Рисунок 6.1- Розрахункова схема внутрішньобудинкової мережі газопостачання

Для кожної ділянки основного напрямку руху газу визначаємо розрахункову витрату газу за формулою

(6.1)

де kо - коефіцієнт одночасності, значення якого залежать від асортименту газових приладів та кількості квартир, приймається згідно з додатком

Д ДБН В.2.5-20-2001 (див. таблицю 6.1); п - кількість квартир, що живить дана ділянка; qкв - номінальна витрата газу газовими приладами в квартирі.

При виборі значення коефіцієнта одночасності враховуємо таке правило: якщо ділянка постачає дві групи квартир з різним асортиментом газових приладів, то коефіцієнт одночасності визначається для кожного асортименту газових приладів окремо за сумарною кількістю квартир. Для прикладу визначимо розрахункову витрату газу для ділянки 7-8.

Із таблиці 6.1 маємо, що для шести квартир з асортиментом ВНП+ПГ2 коефіцієнт одночасності становить kо =0,36, а для шести квартир з асортиментом ВНП+ПГ4 kо = 0,392.

Розрахункова витрата газу для ділянки 7-8 складається з двох складових:

Q7-81= 3·0,36(0,8 + 2,3,) = 3,35 м3/год;

Q7-82= 3 • 0,392(1,3 + 2,3) = 4,23 м3/год;

Q7-8= Q7-81+ Q7-82 ;

Q7-8= 3,35 + 4,23 = 7,58 м3/год.

Результати розрахунку витрат газу на ділянках мережі газопостачання зводимо в таблицю 6.2. Аналогічно обчислюємо витрати газу для ділянок газового стояка 2, який є відгалуженням від основного напрямку руху газу. Одержані результати також вносимо в таблицю 6.2.



Таблиця 6.1 - Значення коефіцієнта одночасності для житлових будинків (згідно з ДБН В.2.5-20-2001)

 

Кількість квартир     Коефіцієнт одночасності залежно від асортименту встановлених у квартирі газових приладів
       
плита чоти- риконфорочна плита двокон- форочна плита чоти- риконфороч- на та газовий проточний водонагрівач плита двоко- нфорочна та газовий про- точний водонагрівач
1,000 0,650 0,450 0,350 0,290 0,280 0,280 0,265 0,258 0,254 0,240 0,235 0,231 0,227 0,223 0.220 0,217 0,214 0,212 0,210 0,180 1,000 0,840 0,730 0,590 0,480 0,410 0,360 0,320 0,289 0,263 0,242 0,230 0,218 0,213 0,210 0,207 0,205 0,204 0,203 0,202 0,170 0,700 0,560 0,480 0,430 0,400 0,392 0,370 0,360 0,345 0,340 0,300 0,280 0,250 0,230 0,215 0,203 0,195 0,192 0,187 0,185 0,150 0,750 0,640 0,520 0,390 0,375 0,360 0,345 0,335 0,320 0,315 0,275 0,260 0,235 0,205 0,193 0,186 0,180 0,175 0,171 0,163 0,135

Примітка 1. Для квартир, в яких установлюється декілька однотипних газових приладів, коефіцієнт одночасності слід приймати як для такої ж кількості квартир з цими газовими приладами.

Примітка 2. Значення коефіцієнта одночасності для ємнісних водонагрівачів, опалювшіьних котлів або опалювальних печей рекомендується приймати рівним 0,85 незалежно від кількості квартир.


Таблиця 6.2 - Результати розрахунку витрат газу для

Внутрішньобудинкових мереж газопостачання

Виписуємо ділянки мережі газопостачання, їх довжини, розрахункові витрати газу. Згідно з рекомендаціями ДБН В.2.5-20-2001 (див. таблицю 6.3)… (6.2)

Таблиця 6.3 - Коефіцієнти місцевого опору для розрахунку внутрішньобудинкових мереж газопостачання

  Визначаємо середній гідравлічний нахил для основного напрямку руху газу за… (6.3)

Таблиця 6.4- Результати графоаналітичного розрахунку внутрішньобудинкових мереж газопостачання

ГАЗОРЕГУЛЯТОРНІ ПУНКТИ

Нижче наведені вимоги до компонування технологічних схем газорегуляторних пунктів та вибору їх технологічного обладнання, що наведені у ДБН… Класифікація газорегуляторних пунктів

Таблиця 10.1- Мінімальні відстані від ГРП до будинків і споруд

  ГРП із вхідним тиском газу не більше 0,6 МПа можуть прибудовуватися до… ГРП з вхідним тиском понад 0,6 МПа допускається прибудовувати до виробничих будинків, у тому числі до котелень не…

Рисунок 10.1- Принципова технологічна схема ГРП

Газ проходить запірний пристрій 1 і надходить на очищення від механічних домішок у волосяний фільтр або кутовий сітчастий фільтр (у шафовому ГРП) 2 . Далі газ проходить запобіжний запірний клапан (ЗЗК) 3 , який контролює верхню і нижню межу тиску газу на виході регулятора. Газ проходить регулятор тиску 4 , де відбувається зниження тиску та автоматичне підтримування його на заданому рівні. Через запірний пристрій газ надходить у газопровід споживача.

Байпас 6 зазвичай оснащений двома запірними пристроями і манометром. На виході ГРП передбачається запобіжний скидний клапан (ЗСК) 5 , який контролює тільки верхню межу тиску газу на виході ГРП.

У вісімдесяті роки минулого століття широкого застосування набули газорегуляторні пункти в блочно-комплектному виконанні (БК-ГРС). Приміщення БК-ГРС проектувалось із цегляними або залізобетонними панельними стінами.

Розглянемо особливості таких ГРП на прикладі типового проекту 905-1-24.87 (розробник МосгазНИИпроект, Росія).

Основні технічні параметри БК-ГРП:
тиск газу на вході Рвх =1,2 МПа;

тиск газу на виході Рвих =1-100 кПа;

межі спрацьовування ЗЗК:

при підвищенні тиску 2-600 кПа;

при зниженні тиску 0,3-30 кПа;

межі спрацьовування ЗСК 2-600 кПа;
допустимий перепад тиску
на касеті фільтра 10 кПа.

налаштування запобіжних клапанів відносно номінального тиску газу на виході ГРП: д

для ЗЗК -1,25 · Рвих.ном, для ЗСК- 1,15 · Рвих.ном.

Основне обладнання БК-ГРП:

- регулятор тиску РДБК 1-50;

- лічильник газу РГ-600;

- фільтр сталевий зварний ФГ9-50-І2;

- запобіжний скидний клапан ЗСК-50.

Компонування обладнання виконана у вигляді таких блоків заводського виготовлення:

- блок обліку витрати газу;

- блок фільтрів;

- блок редукування - 2 штуки, один із них резервний;

- блок запобіжного скидного клапана;

- блок редукування допоміжний (для забезпечення опалення приміщення ГРП).

Починаючи з дев'яностих років минулого століття при газопостачанні населених пунктів почали частіше застосовувати газорегуляторні пункти, змонтовані у металевих контейнерах, а також різноманітні шафові ГРП. При реалізації одно-ступеневих систем розподілу газу в населених пунктах почали застосовувати комбіновані будинкові регулятори тиску. Особливості компонування технологічного обладнання зазначених типів ГРП наведені нижче.

 

ОЧИЩЕННЯ ГАЗУ ВІД МЕХАНІЧНИХ

ДОМІШОК НА ГРП

Сітчасті фільтри типу ФС (кутові сітчасті фільтри) застосовують у шафових ГРП (рисунок 10.2). Зазначений фільтр має чавунний корпус, всередині якого знаходиться стакан,… Фільтри касетні волосяні типу ФВ призначені для використання в стаціонарних і шафових ГРП із витратою газу до 9000…

Рисунок 10.3 - Фільтр касетний волосяний литий ФВ


1 - корпус, 2 -верхня кришка, 3- касета, 4- люк, 5- відбійний лист

Рисунок 10.4 - Фільтр касетний зварний ФГ

Характеристики фільтрів, що використовуються на ГРП, наведені в таблиці 10.2. Габаритні розміри газових фільтрів типу ФГ наведені в таб. 10.3.

Фільтри газові ФГ згідно з ТУ У 25068140.002-98 виготовляє ВАТ Івано-Франківський завод "Промприлад". Інформація наведена за даними заводу-виробника продукції. При цьому збережені надані заводом перелік технічних параметрів і одиниці їх вимірювання.

Залежно від ступеня очищення газу фільтри мають такі варіанти виконання:

ФГ1 - фільтр із ступенем очищення 150-400 мкм;

ФГ2 - фільтр із ступенем очищення 30 мкм;

ФГЗ - фільтр із ступенем очищення 30 мкм та індикатором для визначення ступеня забруднення фільтрувального елемента.

Таблиця 10.2 - Характеристики газових фільтрів

Таблиця 10.3- Розміри фільтрів типу ФГ

Величина втрати тиску на фільтрі вказує на ступінь забруднення фільтрувального елемента. Втрати тиску на фільтрі контролюються перетворювачем…

Таблиця 10.4 - Основні технічні дані газових фільтрів типу ФГ

  Номіна-льний діаметр, мм     Максимальний робочий тиск, МПа     Довжина фільтра L,… Закінчення таблиці 10.4 Номіна-льний діаметр, мм   …  

КОНТРОЛЬ ТИСКУ ГАЗУ НА ВИХОДІ ГРП

Якщо ЗСК спрацював, але це не помогло, і тиск газу на виході ГРП продовжує зростати, то це свідчить про серйозні неполадки в роботі ГРП. Тоді за… На відміну від ЗСК ЗЗК самостійно не може повернутись у робоче положення.… Крім того ЗЗК спрацьовує при зниженні тиску газу на виході ГРП нижче допустимого значення.

РЕГУЛЯТОРИ ТИСКІВ РДУК 2, РД32М і РД-50М

На стаціонарних ГРП найбільшого поширення набули універсальні регулятори тиску типу РДУК2. Основні технічні характеристики цих регуляторів такі: максимальний тиск газу на вході Рвх мах = 1,2 МПа;

Рисунок 10.6 - Принципова схема регулятора тиску типу РДУК 2

Регулятори типу РДУК2 відносяться до регуляторів тиску непрямої дії пілотного типу. Зрівноваження зусилля від тиску газу на мембрану здійснюється тиском, який встановлюється допоміжним пристроєм, що називається керуючим приладом або пілотом.

Газ високого або середнього тиску із надклапанної камери надходить у регулятор керування 2. Далі газ проходить через клапан 6, рухається по трубці 9, проходить через дросель 10 і надходить у газопровід споживача після регулятора.

Клапан 6, дросель 10, трубки 5, 9 і 11 -це підсилювальний пристрій дросельного типу.

Газ надходить у пілот із вхідним тиском газу Рвх, після клапана 6 одержує тиск завдання Рх, а після дроселя постійного перерізу 10 тиск газу дорівнює вихідному тиску Рвих . Тиском газу Рх регулюється робота виконавчого механізму.

Залежно від положення клапана 6 керуючий тиск Рх буде змінюватись від значення Рвих (клапан 6 закритий) до максимального значення Рх тах (клапан 6 повністю відкритий).

Таким чином, імпульс зміни вихідного тиску газу сприймається керуючим приладом регулятора, підсилюється дросельним пристроєм, трансформується в керуючий тиск газу Рх і передається по трубці 12 під мембрану виконавчого механізму, яка переміщає регулювальний клапан.

Приклад спрацювання регулятора тиску: вихідний тиск газу Рвих збільшився, клапан 5 пілота прикривається, керуючий тиск Рх зменшується, мембранний привод 4 опускається, регулювальний клапан 3 прикривається. Внаслідок цього вихідний тиск Рвих зменшується, повертаючись до заданого

значення. Над мембраною регулювального клапана за допомогою трубки 13 завжди підтримується вихідний тиск.

Виконавчий механізм регулятора тиску типу РДУК2 складається із чавунного литого корпусу, розділеного на дві камери. У верхню камеру газ входить, із нижньої виходить. У перегородці передбачений отвір - сідло. Сідло перекривається клапаном. Продуктивність регулятора залежить від розміру отвору (сідла) і перепаду тиску на ньому. Мінімально необхідний перепад тиску для роботи регуляторів РДУК2 становить 30 кПа.

У шафових ГРП старого покоління широко використовуються регулятори тиску РД-32М і РД-50М, корпуси яких розраховані на вхідний тиск 1,6 МПа. Вони забезпечують із достатнім ступенем точності постійний тиск "після себе" при зміні витрати і вхідного тиску. У центр мембрани регулятора РД-32М і у корпус регулятора РД-50М вмонтований запобіжний клапан, який після закриття основного клапана забезпечує скидання надлишку газу в атмосферу. Скидний клапан за відсутності витрати газу захищає мережу споживачів від неприпустимого підвищення тиску через можливі витоки газу.

Регулятори виконані у вигляді з'єднаних накидними гайками мембранної камери і чавунної хрестовини з сідлом і плунжером. Мембранна камера складається із чавунного корпусу і кришки 4 з колонкою, між якими поміщена робоча мембрана 5. На диск мембрани опирається регулювальна пружина 1, ступінь стиснення якої змінюється за допомогою регулювальної гайки 2 при обертанні гвинта. На кінці штока знаходиться клапан 8, який перекриває сідло. Газ до сідла підводиться прямо або збоку по одному з каналів хрестовини, яка за допомогою накидної гайки (при заглушеному пробкою другому каналі) приєднана до корпусу. Імпульс вихідного тиску за регулятором по трубопроводу передається у підмембранну порожнину мембранної камери.

При будь-якому усталеному режимі роботи регулятора його рухомі елементи знаходяться у рівновазі. Зусилля від вхідного тиску на клапан, зменшене важільною передачею 9, і зусилля пружини 1 зрівноважуються у кожному положенні певним тиском газу під мембраною. Якщо витрата газу або вхідний тиск змінюються, рівновага рухової системи порушується. Під дією більшого за величиною зусилля мембрана 5 через важільну передачу 9 пересуває клапан в інше рівноважне положення, що відповідає новим значенням витрати або вхідного тиску. У випадку припинення витрати газу тиск газу після регулятора зростає, піднімає мембрану догори до повного закриття регулювального клапана.

При можливих пропусках газу зі сторони високого тиску за відсутності витрати газу вихідний тиск буде зростати і мембрана регулятора РД-32М підніметься ще вище, долаючи зусилля малої пружини. У регуляторах

РД-50М зусилля від тиску газу на малу мембрану скидного клапана долає зусилля малої пружини і у результаті скидання частини газу через отвір в атмосферу подальше зростання тиску за регулятором припиняється. Будова регуляторів тиску газу типів РД-50М і РДУК2 зображена на рисунку 10.7.

 

 

б)

1 — пружина; 2 —регулювальна гайка; 3 - пробка; 4 - кришка;

5 — мембрана; 6 - клапан; 7 - заглушка; 8 — шток; 9 — важіль;

10 - пілотний пристрій; 11 - імпульсна трубка

Рисунок 10.7 - Регулятори тиску газу (а - РД-50М; б - РДУК 2)

 

Регулятор тиску типу РДБК1

Регулятор тиску газу РДБК1, розроблений в інституті МосгазНИИпроект (Росія) за пропозицією інженера Ф.Ф. Казанцева, є блоковою модернізацією регуляторів тиску типу РДУК2. Регулятор тиску автоматично підтримує заданий вихідний тиск при зміні вхідного тиску і витрати газу в широкому діапазоні.

Комплектування різних модифікацій регулятора РДБК1 складовими елементами характеризує таблиця 10.5.

Таблиця 10.5 - Комплектування регуляторів тиску типу РДБК1

Таблиця 10.6 - Розміри регуляторів тиску типу РДБК1, мм

  Призначення і характеристика складових регулятора тиску РДБК1 такі: регулювальний клапан (виконавчий вузол) із регулювальними дроселями призначений для налагодження регулятора на стійку…

ОБЛІК ВИТРАТ ГАЗУ В СИСТЕМАХ ГАЗОПОСТАЧАННЯ

обсягу природного газу в Україні Дана Концепція схвалена постановою Кабінету Міністрів України від 21 серпня… Україна за обсягами транспортування та споживання природного газу (далі - газ) займає одне з перших місць в Європі.…

ТЕХНІЧНЕ ОБСЛУГОВУВАННЯ ГАЗОРЕГУЛЯТОРНИХ

ПУНКТІВ

На кожні ГРП (ГРУ), ШРП підприємство газового господарства (експлуатаційна організація) повинно мати експлуатаційний паспорт. У кожному ГРП (ГРУ) на видному місці повинні вивішуватись схеми обладнання,… Вихідний робочий тиск газу з ГРП (ГРУ) і комбінованих будинкових регуляторів тиску (КБРТ) повинен регулюватися згідно…

НОРМАТИВНІ ВИМОГИ ДО

ПРОКЛАДАННЯ ГАЗОПРОВОДІВ

  Нормативні вимоги до проектування газопроводів систем газопостачання населених… Проекти на будівництво зовнішніх газопроводів, що прокладаються на території населених пунктів та між ними, слід…

РОЗМІЩЕННЯ ЗАПІРНИХ ПРИСТРОЇВ НА ГАЗОПРОВОДАХ

на вводах у житлові, громадські та виробничі будинки або в групу суміжних будинків, перед зовнішніми установками, які споживають газ; на вводах у ГРП, на виводах із ГРП при закільцьованих газопроводах у системах… на відгалуженнях міжселищних газопроводів до населених пунктів або до підприємств;

Таблиця 9.12- Характеристика гумотканинних рукавів

  Трубопровідна арматура систем газопостачання У поняття трубопровідної арматури входять різноманітні пристрої, призначені для керування потоками середовища…

НОРМАТИВНІ ВИМОГИ ДО БУДІВНИЦТВА ГАЗОПРОВОДІВ СИСТЕМ ГАЗОПОСТАЧАННЯ НАСЕЛЕНИХ ПУНКТІВ

Монтаж та випробування тимчасових газопроводів та газового устаткування слід виконувати згідно з проектом та вимогами ДБН В.2.5-20-2001, викладеними… Труби, з'єднувальні деталі, зварювальні та ізоляційні матеріали, які… Устаткування, арматура діаметром понад 100 мм, вузли, з'єднувальні деталі та ізолювальні фланці повинні мати технічні…

Таблиця 7.2 - Норми випробування газопроводів на міцність і

Герметичність

Закінчення таблиці 7.2 Об'єкти випробування   Норми випробування на міцність на герметичність …

СЕМІНАРСЬКЕ ЗАНЯТТЯ

8. 1

ДЕРЖАВНИЙ КОМІТЕТ УКРАЇНИ З ПРОМИСЛОВОЇ
БЕЗПЕКИ, ОХОРОНИ ПРАЦІ ТА ГІРНИЧОГО НАГЛЯДУ

Н А К А З

27.03.2007 N 61

Зареєстровано в Міністерстві
юстиції України
28 квітня 2007 р.
за N 441/13708
Про затвердження Правил безпеки
в газовому господарстві коксохімічних
підприємств і виробництв Відповідно до Закону України "Про охорону праці" ( 2694-12 )
Н А К А З У Ю: 1. Затвердити Правила безпеки в газовому господарстві
коксохімічних підприємств і виробництв (далі - Правила), що
додаються. 2. З уведенням у дію цих Правил уважати такими, що не
поширюються на коксохімічні підприємства та виробництва на
території України Правила безпеки в газовому господарстві
підприємств чорної металургії (ПБГЧМ-86), затверджені постановою
Держгіртехнагляду СРСР від 18.03.86 N 5 і наказом Міністерства
чорної металургії СРСР від 08.05.86 N 611 (НПАОП 27.1-1.10-86). 3. Наказ увести в дію з 1 червня 2007 року. 4. Начальнику управління організації державного нагляду в
металургії, машинобудуванні, енергетиці, будівництві та
котлонагляду Іванченку В.І. в установленому порядку забезпечити
подання цього наказу на державну реєстрацію до Міністерства
юстиції України. 5. Начальнику управління правового та юридичного забезпечення
Прохорову В.В. у встановленому порядку внести наказ до Державного
реєстру нормативно-правових актів з охорони праці. 6. Головному редактору журналу "Охорона праці" Яковенку М.Г.
опублікувати наказ у черговому номері журналу. 7. Контроль за виконанням цього наказу покласти на заступника
голови Держгірпромнагляду Дєньгіна А.П.

Голова Держгірпромнагляду С.Сторчак

ЗАТВЕРДЖЕНО
Наказ Держгірпромнагляду
27.03.2007 N 61

Зареєстровано в Міністерстві
юстиції України
28 квітня 2007 р.
за N 441/13708

ПРАВИЛА
безпеки в газовому господарстві
коксохімічних підприємств і виробництв
1. Загальні положення 1.1. Ці Правила безпеки в газовому господарстві коксохімічних
підприємств і виробництв (далі - Правила) поширюються на
проектування, будівництво, реконструкцію, технічне переоснащення,
ремонт, експлуатацію об'єктів газового господарства коксохімічних
підприємств і виробництв, пов'язаних із виробництвом,
транспортуванням, підготовкою, очищенням власного коксового та
пекококсового газу, прийняттям очищеного доменного газу з доменних
цехів металургійного виробництва, природного газу, зріджених
вуглеводневих газів (далі - ЗВГ), що використовуються як паливо на
коксохімічних підприємствах і виробництвах із робочим тиском:
коксового (пекококсового) та доменного газу до 0,1 МПа (1 кгс/кв.
см); природного газу до 1,2 МПа (12 кгс/кв.см); ЗВГ до 1,6 МПа (16
кгс/кв.см). До коксового газу, що використовується як технологічний газ у
технології виробництва хімічних продуктів, установлюються вимоги
за цими Правилами. Вимоги та положення цих Правил є обов'язковими для юридичних
і фізичних осіб, які здійснюють проектування, будівництво та
експлуатацію об'єктів газового господарства незалежно від форм
власності та видів діяльності. 1.2. До об'єктів газового господарства належать: міжцехові,
цехові газопроводи та газопроводи, що знаходяться всередині
приміщень з розташованими на них пристроями та арматурою;
газообладнання печей, котлів і інших агрегатів, що споживають газ
як паливо; машинні зали з установленими в них нагнітачами
коксового газу; газопідвищувальні станції; газозмішувальні
установки; газорегулювальні пункти; цехи та об'єкти з охолодження,
очищення коксового газу, уловлювання та виділення з коксового газу
хімічних продуктів коксування; опалювальні системи коксових
батарей, пекококсових печей, установок сухого гасіння коксу (далі
- УСГК), гаражів розморожування вугілля, трубчастих печей,
сушильних установок; установки для підігріву вугільної шихти;
газопостачання лабораторій; газоскидні пристрої; газопроводи
пекококсового газу та установки з його очищення на Авдіївському та
Запорізькому коксохімічних підприємствах. 1.3. Дія цих Правил не поширюється на: газові установки та газопроводи, що переробляють і
транспортують газ, що не використовується як паливо; газові установки та газопроводи з надлишковим тиском
природних горючих газів більше 1,2 МПа (12 кгс/кв. см), а також із
надлишковим тиском ЗВГ більше 1,6 МПа (16 кгс/кв.см); газонаповнювальні пункти та станції; газифіковані комунально-побутові об'єкти, розташовані на
території підприємства (виробництва). 1.4. На зазначені у пункті 1.3 об'єкти газового господарства
поширюються Правила безпеки в газовому господарстві підприємств
чорної металургії (ПБГЧМ - 86), затверджені постановою
Держгіртехнагляду СРСР 18.03.86 N 5 і наказом Міністерства чорної
металургії СРСР від 08.05.86 N 611 (далі - НПАОП 27.1-1.10-86). 1.5. Порядок і строки приведення діючих коксохімічних
підприємств і виробництв у відповідність з вимогами цих Правил
визначаються в кожному конкретному випадку роботодавцями по
узгодженню з територіальними органами Державного нагляду за
охороною праці. Якщо в умовах діючого виробництва окремі вимоги Правил не
можуть бути виконані без значної їх перебудови, то доцільність,
порядок і строки приведення діючих об'єктів газового господарства
у відповідність з вимогами цих Правил визначаються в кожному
конкретному випадку суб'єктами господарської діяльності
(роботодавцями) та генеральною проектною організацією з узгодження
з територіальними органами Державного нагляду за охороною праці. 1.6. Складання та затвердження інструкцій, умови їх
перегляду, організація навчання персоналу з експлуатації об'єктів
газового господарства підприємства, перевірка знань і підвищення
кваліфікації працюючих повинні здійснюватися відповідно до вимог
Типового положення про порядок проведення навчання і перевірки
знань з питань охорони праці, затвердженого наказом
Держнаглядохоронпраці України 26.01.2005 N 15 ( z0231-05 ),
зареєстрованого в Міністерстві юстиції України 15.02.2005 за
N 231/10511 (далі - НПАОП 0.00-4.12-05). 1.7. У цехах, що переробляють або використовують горючі гази,
розпорядженням по цеху повинна бути призначена особа з числа
інженерно-технічних працівників, відповідальна за безпечну
експлуатацію газового господарства цеху. Особи, відповідальні за безпечну експлуатацію газового
господарства окремих цехів, повинні мати стаж роботи в газовому
господарстві не менше ніж три роки. 1.8. На кожному коксохімічному підприємстві (виробництві) в
цехах повинні бути складені та затверджені роботодавцем такі
документи: перелік об'єктів, газопроводів, трубопроводів, що відносяться
до газового господарства, з зазначенням номерів об'єктів, ділянок
з датами уведення в експлуатацію; перелік газонебезпечних місць і робіт по об'єктах газового
господарства з розбивкою на групи; схеми газопроводів з зазначенням споживачів, запірної
арматури, що вимикає, конденсатовідвідників, газових апаратів; паспорти об'єктів газового господарства; інструкції з питань охорони праці. 1.9. Газонебезпечні роботи на об'єктах газового господарства
повинні виконуватися відповідно до вимог розділу 12.11 цих Правил. 1.10. До зварювальних робіт на об'єктах газового господарства
допускаються зварники, газорізальники, атестовані відповідно до
вимог Правил атестації зварників, затверджених наказом
Держнаглядохоронпраці України 19.04.96 N 61 ( z0262-96 ),
зареєстрованих у Міністерстві юстиції України 31.05.96 за
N 262/1287 (далі - НПАОП 0.00-1.16-96), і вимогами статті 17
Закону України "Про охорону праці" ( 2694-12 ). 1.11. Працівники, які приймаються на роботу з експлуатації та
обслуговування об'єктів газового господарства, повинні проходити
попередній медичний огляд, а працюючі - періодичний огляд згідно з
порядком, установленим статтею 17 Закону України "Про охорону
праці" ( 2694-12 ). 1.12. При проектуванні, будівництві та експлуатації газового
господарства коксохімічних підприємств і виробництв необхідно
враховувати вимоги постанови Кабінету Міністрів України від
16.11.2002 N 1788 ( 1788-2002-п ). 1.13. Для проведення газонебезпечних робіт не дозволяється
залучення осіб, які не досягли 18 років, та вагітних жінок. 1.14. У роботі з цими Правилами використовуються дані щодо
граничнодопустимих концентрацій шкідливих речовин (далі - ГДК) у
повітрі робочої зони та у повітрі населених місць, найбільш
характерних для коксохімічного виробництва, з указівкою класів
небезпеки, визначених відповідно до Правил технічної експлуатації
коксохімічних підприємств, затверджених наказом Мінпромполітики
України 05.07.2002 N 305.
2. Терміни та визначення понять, що застосовуються в цих
Правилах
----------------------------------------------------------------|Аварійна ситуація |- стан будівлі, споруди чи їх || | частин, що характеризує || | порушення меж і умов безпеки || | експлуатації, але ще не || | перейшло в аварію; ||-------------------------------+--------------------------------||Аварія |-порушення експлуатації об'єкта,|| | де має місце перевищення || | нормованих меж впливу на || | персонал об'єкта, його основні|| | фонди та навколишнє || | середовище; ||-------------------------------+--------------------------------||Агрегат |- ряд конструктивно об'єднаних || | між собою машин: генераторів, || | двигунів, насосів тощо; ||-------------------------------+--------------------------------||Арматура трубопровідна |- клапани, засувки, крани тощо; ||-------------------------------+--------------------------------||Важкий газ |- газ, що має густину більше 0,8|| | відносно до густини повітря; ||-------------------------------+--------------------------------||Вибухонебезпечний об'єкт |- об'єкт, де в результаті аварії|| | може статися вибух; ||-------------------------------+--------------------------------||Вибухопожежонебезпечний об'єкт |- об'єкт, де в результаті аварії|| | може статися вибух або пожежа,|| | або вибух і пожежа одночасно; ||-------------------------------+--------------------------------||Виробниче середовище |- простір, де перебуває персонал|| | при здійсненні виробничої || | діяльності; ||-------------------------------+--------------------------------||Виробничий підрозділ |- структурна одиниця || | підприємства, що здійснює || | конкретну функцію виробництва;||-------------------------------+--------------------------------||Відділення |- структурний підрозділ цеху, що|| | включає кілька виробничих || | ділянок; ||-------------------------------+--------------------------------||Вогневі роботи |- роботи чи ремонтно- || | технологічні операції, || | пов'язані з необхідністю || | застосування відкритих джерел || | вогню, інструментів або || | операцій з можливим || | іскроутворенням або можливим || | нагріванням до температур, що || | можуть викликати (створити) || | умови загоряння матеріалів, || | продуктів, горючих газів, || | парів органічних речовин або || | інших горючих матеріалів; ||-------------------------------+--------------------------------||Газ доменний |- газ, що отримується в || | доменному виробництві; ||-------------------------------+--------------------------------||Газ природний |- газ, що видобувається з надр; ||-------------------------------+--------------------------------||Гази коксовий |- коксовий газ - газ, || | що отримується у процесі || | термічного нагрівання || | вугільної шихти та || | характеризується || | підвищеною вибухопожежною || | небезпекою; ||-------------------------------+--------------------------------||Газ пековий |- пекококсовий газ - газ, || | що отримується при || | коксуванні кам'яновугільного || | пеку та на нього поширюються || | ідентичні вимоги, як і на || | коксовий газ, при || | забезпеченні вибухопожежної || | небезпеки. || | || | Середні показники || | щодо складу газів, об'ємна || | частка в %: || |--------------------------------|| |Хімічні |Коксовий|пекокок- || |інгріді- | газ |совий газ || |єнти | | || |------------+--------+----------|| |CO | 2,4 | 1,73 || | 2 | | || |------------+--------+----------|| |C H | 2,2 | 0,37 || | n m | | || |------------+--------+----------|| |O | 0,4 | 1,04 || | 2 | | || |------------+--------+----------|| |CO | 6,0 | 3,04 || |------------+--------+----------|| |H | 59,5 | 78,17 || | 2 | | || |------------+--------+----------|| |CH | 25,5 | 10,67 || | 4 | | || |------------+--------+----------|| |N | 4,0 | 4,98 || | 2 | | || |------------+--------+----------|| |об'єм газу, | 300 | 0,3 || |що | | || |приходиться | | || |на 1 т | | || |вугільної | | || |шихти, що | | || |коксується | | || |куб. м. | | || |--------------------------------|| | У виробничих умовах || | пекококсовий газ || | змішується з коксовим || | газом, не змінюючи його || | властивостей; ||-------------------------------+--------------------------------||Газова установка |- установка, де циркулює чи || | спалюється горючий газ (горючі|| | гази); ||-------------------------------+--------------------------------||Газове господарство |- система керування та утримання|| | газових установок, || | газопроводів і допоміжних || | засобів, що відносяться до || | них, яка забезпечує їх || | працездатність і безпеку || | відповідно до вимог чинних || | Правил і в них циркулюють || | гази, що використовуються як || | паливо; ||-------------------------------+--------------------------------||Газове обладнання |- обладнання, що в процесі || | експлуатації заповнено горючим|| | газом; ||-------------------------------+--------------------------------||Установки, що |- виробничі печі, котли, ||використовують газ | технологічні установки, що || | використовують газ як паливо; ||-------------------------------+--------------------------------||Газонаповнювальна станція |- установка для постачання газом|| | транспортних машин, що || | працюють на газі; ||-------------------------------+--------------------------------||Газонебезпечні роботи на |- роботи, що виконуються ||об'єктах газового | ремонтним та обслуговуючим ||господарства | персоналом в умовах можливого || | впливу горючих газів, що || | використовуються як паливо на || | підприємстві (доменного, || | коксового, природного, ЗВГ), || | а також їх продуктів горіння. || | Ці роботи виконуються || | відповідно до підрозділу 12.9 || | цих Правил; ||-------------------------------+--------------------------------||Газопровід |- сталевий трубопровід, || | призначений для || | транспортування газоподібних || | речовин, їх парів і || | конденсату; ||-------------------------------+--------------------------------||Газопровід високого тиску |- робочий тиск газу в || | газопроводі більше || | 0,3 МПа (3 кгс/кв. см) до 1,6 || | МПа (16 кгс/кв. см); ||-------------------------------+--------------------------------||Газопровід низького тиску |- робочий тиск газу в || | газопроводі до 0,1 МПа || | (1 кгс/кв. см); ||-------------------------------+--------------------------------||Газопровід середнього тиску |- робочий тиск газу в || | газопроводі більше || | 0,1 МПа ( 1кгс/кв. см) до 0,3 || | МПа (3 кгс/кв. см); ||-------------------------------+--------------------------------||Граничнодопустима концентрація |- концентрація, де за умови ||(ГДК) у повітрі робочої зони | щоденної роботи в межах 8 || | годин протягом всього робочого|| | стажу в працюючих не може || | виникнути захворювання або || | відхилення в стані здоров'я; ||-------------------------------+--------------------------------||Експлуатаційні показники |- показники продуктивності, || | швидкості, витрати || | електроенергії, палива, || | ремонтопридатності, || | зносостійкості чи погіршення || | в процесі експлуатації || | регламентованих показників, || | установлених у технічному || | паспорті заводу-виготовлювача;||-------------------------------+--------------------------------||Газопровід зворотного |- газопровід коксового газу, що ||коксового газу | проходить від нагнітального || | колектора коксового газу || | машинного залу через хімічні || | цехи уловлювання хімічних || | продуктів і очищення газу до || | газоскидного пристрою, а також|| | на опалення коксових батарей || | та іншим споживачам коксового || | газу до межі проектування; ||-------------------------------+--------------------------------||Капітальний ремонт |- ремонт, що виконується для || | відновлення справності і || | повного чи близького до || | повного відновлення ресурсу || | виробу з заміною чи || | відновленням будь-яких його || | частин, уключаючи базові; ||-------------------------------+--------------------------------||Коксохімічне підприємство |- самостійне коксохімічне ||(виробництво) | підприємство (завод) або || | виробництво, що входить до || | складу металургійного || | комбінату (заводу); ||-------------------------------+--------------------------------||Легкий газ |- газ, що при температурі || | навколишнього середовища 20 || | град. С і тиску 100 кПа має || | густину 0,8 або менше відносно|| | до густини повітря; ||-------------------------------+--------------------------------||Міжцеховий газопровід |- газопровід, що проходить за || | межами цеху і його межа || | встановлюється при || | проектуванні; ||-------------------------------+--------------------------------||Надземний газопровід |- газопровід, що прокладається || | на нарізних опорах на висоті, || | що дає можливість проїзду || | автомобільного та залізничного|| | транспорту; ||-------------------------------+--------------------------------||Наземний газопровід |- газопровід, що прокладається || | на низьких опорах, що не || | забезпечують проїзд || | транспортних засобів; ||-------------------------------+--------------------------------||Небезпечна концентрація газу на|- об'ємна частка газу в повітрі,||вибух | що складає 20% і більше || | нижньої концентраційної межі || | поширення полум'я (НКМП); ||-------------------------------+--------------------------------||Небезпечна концентрація газу в |- масова частка газу в повітрі ||повітрі робочої зони | робочої зони більша || | граничнодопустимої || | концентрації; ||-------------------------------+--------------------------------||Небезпечний виробничий |- вид небезпечного впливу на ||фактор | людину (обладнання, машини || | тощо) у разі виникнення || | аварійної ситуації; ||-------------------------------+--------------------------------||Об'єкт |- будівля, споруда, цех, || | установка, агрегат тощо; ||-------------------------------+--------------------------------||Об'єкти газового господарства |- обладнання та апаратура, де || | знаходиться газ, що || | використовується як паливо, || | газопроводи коксового, || | доменного та природного газу, || | а також будівлі, споруди, || | приміщення з обладнанням, що || | знаходиться в них і || | призначене для обслуговування || | об'єктів газового || | господарства; ||-------------------------------+--------------------------------||Обстеження |- комплекс робіт із збирання, || | оброблювання, систематизації || | та аналізу даних про технічний|| | стан конструкцій та || | обладнання, наявних в них || | дефектів і ушкоджень, оцінки || | ступеня зношеності; ||-------------------------------+--------------------------------||Пожежонебезпечний об'єкт |- об'єкт, де в результаті аварії|| | може виникнути пожежа; ||-------------------------------+--------------------------------||Поточний ремонт |- ремонт, що виконується для || | забезпечення чи відновлення || | працездатності виробу шляхом || | заміни та (або) відновлення || | окремих частин; ||-------------------------------+--------------------------------||Пристрій, що вимикає |- трубопровідна арматура, що || | дозволяє надійно перекривати || | газопровід; ||-------------------------------+--------------------------------||Промислове підприємство |- статутний суб'єкт, що має || | право юридичної особи і || | здійснює виробництво та || | реалізацію продукції певних || | видів з метою одержання || | прибутку; ||-------------------------------+--------------------------------|| Газопровід прямого коксового |- газопровід коксового газу, що ||газу | проходить від газозбірника || | коксової батареї до || | усмоктувального колектора || | коксового газу машинного залу;||-------------------------------+--------------------------------||Робоче місце |- елементарна одиниця структури || | підприємства, де розміщені || | виконавці роботи, технологічне|| | обладнання, що обслуговується,|| | та оснащення; ||-------------------------------+--------------------------------||Служба |- Сукупність ланок керування || | структурних підрозділів, || | об'єднаних за призначенням у || | систему керування; ||-------------------------------+--------------------------------||Стандартні умови визначення |- об'єм газу при температурі +20||об'єму | град. С, тиску 101,325 кПа, || | відносної вологості 0%; ||-------------------------------+--------------------------------||Теплотехнічний газовий |- агрегат, що використовує газ ||агрегат | як паливо; ||-------------------------------+--------------------------------||Технічна експертиза |- дослідження фахівцями з питань|| | технічного стану, що вимагає || | спеціальних пізнань в галузі || | технології, техніки, || | виробництва або науки; ||-------------------------------+--------------------------------||Технічне обслуговування |- комплекс заходів щодо контролю|| | забезпечення працездатного || | стану обладнання, що || | забезпечується оглядом, || | доглядом, періодичністю || | ремонтів або усуненням || | незначних причин дефектів, що || | виникають у процесі його || | експлуатації; ||-------------------------------+--------------------------------||Технологічна дисципліна |- дотримання точної || | відповідності технологічного || | процесу виготовлення продукції|| | вимогам технологічної та || | конструкторської документації;||-------------------------------+--------------------------------||Технологічні |- елементи вузлів виробу, опорні||металоконструкції | елементи тощо, що виконують || | опорні, допоміжні чи сполучні || | функції в роботі механізмів, || | машин або агрегатів; ||-------------------------------+--------------------------------||Цех |- організаційно та технологічно || | відособлений структурний || | підрозділ, що прямо або || | побічно бере участь у || | переробці предмета праці в || | готову продукцію та || | складається з сукупності || | виробничих ділянок; ||-------------------------------+--------------------------------|| Цеховий газопровід |- Газопровід, що прокладається || | за проектною документацією в || | межах цеху і технологічно || | пов'язаний з обладнанням і || | апаратурою; ||-------------------------------+--------------------------------||Шкідливий виробничий |- вид шкідливого впливу на ||фактор | людину (хімічна речовина, газ,|| | шум, вібрація тощо) при || | перевищенні її || | граничнодопустимого рівня; |------------------------------------------------------------------ 3. Позначення та скорочення АУП - автоматичні установки пожежегасіння; АУПС - автоматичні установки пожежної сигналізації; ВСН - ведомственные строительные нормы; ГДК - граничнодопустима концентрація; ГКС - газокомпресорна станція; ГПС - газопідвищувальна станція; ГРП - газорегулювальний пункт; ГРС - газорятувальна служба; ГРУ - газорегулювальна установка; ГСП - газоскидний пристрій; ДБН - державні будівельні норми; ДГРД - добровільна газорятувальна дружина; ДПГГ - диспетчерський пункт газового господарства; ДСП - державні санітарні правила; ЗВГ - зріджений вуглеводневий газ; ЗВТ - засоби вимірювальної техніки; ЛЕП - лінія електропередачі; МЗ - машинний зал; НАПБ - нормативно-правовий акт з питань пожежної безпеки; НКМВ - нижня концентраційна межа вибуховості; НКМП - нижня концентраційна межа поширення полум'я; НПАОП - нормативно-правовий акт з охорони праці; ОНТП - общесоюзные нормы технологического проектирования; ОРД - отраслевая рабочая документация; СНиП - строительные нормы и правила; ССБТ - система стандартов безопасного труда; ТЕС - теплоелектростанція; ТЕЦ - теплоелектроцентраль; ТУ - технічні умови; УСГК - установка сухого гасіння коксу. 4. Загальні вимоги безпеки при роботі з горючими газами,
газопроводами і газовими установками 4.1. Циркулюючі гази, що використовуються як паливо на
коксохімічних підприємствах і виробництвах (коксовий, доменний,
природний, зріджений вуглеводневий газ (далі - ЗВГ), повинні
відповідати вимогам технічних умов, затверджених у встановленому
порядку. Вміст пилу в доменному газі після його очищення не повинен
перевищувати 4 мг/куб. м. Вимоги технічних умов установлюються тільки на очищений
коксовий газ. 4.2. Експлуатація газопроводів і газової апаратури повинна
здійснюватися під надлишковим тиском газу не менше, ніж 500 Па, за
винятком газозбірників коксових і пекококсових печей, що працюють
з мінімальним тиском газу відповідно до вимог технологічного
процесу, а також за винятком газопроводів і газової апаратури з
транспортування коксового газу та хімічних продуктів від
газозбірників до нагнітачів машинного залу, що працюють під
розрідженням.

4.3. Тиск (розрідження) газу для розрахунків треба приймати
за паспортною характеристикою машини (компресора, нагнітача), що
забезпечує транспортування газу. 4.4. Газопроводи та газові установки повинні розташовуватися
на відкритих майданчиках з забезпеченням вільного їх
провітрювання. Розташування газопроводів і установок у закритих
приміщеннях дозволяється лише в тих випадках, коли це обумовлено
умовами технологічного процесу. 4.5. Газопроводи на території підприємства (виробництва)
повинні бути надземними. У цехах на ділянках підведення газу до
окремих печей, установок і агрегатів дозволяється прокладання
газопроводів у каналах з дотриманням вимог підпункту 5.5.14 цих
Правил. 4.6. З'єднання деталей газопроводів між собою повинне
здійснюватися зварюванням. Фланцеві з'єднання дозволяються тільки
в місцях установлення заглушок, приєднання газопроводів до
фланцевого обладнання, арматури та апаратів, а на окремих ділянках
газопроводів - у випадках, коли це необхідно за умовами монтажу
або експлуатації. Монтажні стики труб для газопроводів з робочим тиском до 0,1
МПа (1 кгс/кв. см), діаметром 1000 мм і більше повинні
виконуватися зварюванням за допомогою бандажів. Роз'ємні з'єднання газопроводів повинні виконуватися за
допомогою фланців. Застосовування нарізних з'єднань дозволяється
для приєднання ЗВТ, а також арматури та обладнання, що
виготовляються тільки з нарізними з'єднаннями. 4.7. Віднесення газопроводів до міжцехових і цехових
вирішується при проектуванні шляхом встановлення межі проектування
(підпункт п. 13.1.1 щодо розмежування ділянок газопроводів при
експлуатації). 4.8. Газові апарати в місцях, де потрібно забезпечити доступ
усередину та в нижні їх частини для провітрювання, повинні бути
обладнані люками. Газопроводи доменного газу діаметром 300 мм і більше повинні
бути обладнані люками безпосередньо за засувками по ходу газу, а
на закільцьованих газопроводах люки треба влаштовувати по обидва
боки засувки. Замкнена ділянка газопроводу доменного газу діаметром 1200 мм
і більше та довжиною більше 25 м повинна мати не менше ніж два
люки (на початку та в кінці ділянки). Діаметр люка в просвіті повинен дорівнювати діаметру
газопроводу при його діаметрі до 600 мм і 600 мм - при діаметрі
газопроводу 600 мм і більше. Необхідність улаштування люків на газопроводах коксового газу
встановлюється проектною організацією з узгодженням з
роботодавцями. 4.9. Установлення вибухових клапанів на газових апаратах і
газопроводах не дозволяється. 4.10. Зовнішні поверхні корпусів газових апаратів і
газопроводів, у тому числі газопроводів, що підлягають
теплоізоляції, після закінчення монтажу та випробування повинні
бути двічі пофарбовані оливною фарбою, лаками або іншими
покриттями, що витримують температурні зміни та вплив атмосферних
опадів. Фарбування газопроводів повинно виконуватися відповідно до
стандарту "Трубопроводы промышленных предприятий. Опознавательная
окраска, предупреждающие знаки и маркировочные щитки",
затвердженого Держстандартом СРСР 12.12.68 протоколом N 156 (далі
- ГОСТ 14202-69), та Технічних умов на виготовлення, монтаж,
випробування, захист від корозії, фарбування газопроводів
коксового та доменного газів тиском 0,035 МПа (0,35 кгс/кв. см)
(далі - ТУ - 85811). Окремі елементи (опорні поверхні, підп'ятники, сідла, хомути
та інше), фарбування яких після монтажу не може бути виконане,
повинні бути пофарбовані до монтажу. Газопроводи та газові установки, включаючи опори та опорні
конструкції, майданчики та сходи, розташовані в місцях з можливим
забрудненням корозійноактивними газами або парами, повинні бути
захищені спеціальним антикорозійним покриттям або виготовлені з
корозійностійких матеріалів. 4.11. Будівлі та газові установки повинні бути обладнані
блискавкозахистом відповідно до вимог "Инструкции по устройству
молниезащиты зданий и сооружений", затвердженої Міненерго СРСР 12.10.87 (далі - РД 34.21.122-87). 4.12. Всі газові машини та апарати повинні бути заземлені
незалежно від місця їх розташування. Газопроводи повинні
заземлюватися при введенні в будівлі цехів і при виведенні з них,
як правило, на контури заземлення цехових електроустановок. Зовнішні газопроводи повинні заземлюватися через кожні 250 м. Опір розтіканню струму заземлювача повинен бути не більше ніж
10 Ом. У місцях установлення фланцевих з'єднань повинні бути
влаштовані постійні струмопровідні перемички. 4.13. Продувні свічки повинні встановлюватися в кінці
газопроводу поблизу заглушки та безпосередньо перед засувками по
ходу газу, за винятком засувок на відведеннях газу, якщо довжина
відведення до засувки менше 3 м, а також у верхніх точках
газопроводів і газових установок. При кільцевій системі
газопроводів свічки повинні встановлюватися по обидва боки
засувки. 4.14. Перетин продувної свічки повинен вибиратися з
розрахунку забезпечення п'ятикратного зміну об'єму, що
продувається, не більше ніж за 30 хвилин. Діаметр продувних свічок повинен бути не менше ніж 40 мм. Продувні свічки повинні бути виведені вище рівня покрівлі в
місці виходу свічки або вище обслуговувального майданчика
газопроводу не менше ніж на 2,5 м для природного газу та 4,0 м -
для коксового та доменного газів. При цьому, якщо відстань від
гребня даху або ліхтаря до свічки менше ніж 20 м, свічка
газопроводів коксового та доменного газів повинна бути виведена на
4 м вище гребня даху або ліхтаря. Вихідний отвір продувних свічок на газопроводах повинен бути
на висоті не менше ніж 10 м від рівня землі. 4.15. Не дозволяється поєднувати продувні свічки різних
газів, а також окремих ділянок газопроводів, роз'єднаних запірною
трубопровідною арматурою. Конструкція верхньої частини продувної свічки повинна
виключати можливість попадання в неї атмосферних опадів і
забезпечувати спрямування струменів газу вбік від найближчих
робочих місць. На свічці за засувкою (по ходу газу) повинен бути
встановлений штуцер з краном, призначений для відбору проб повітря
або газу при продуванні газопроводу, а також для перевірки
щільності засувки свічки. 4.16. Устя продувних свічок повинні розміщуватися не ближче
ніж 30 м по горизонталі від повітрязаборів систем вентиляції
будівель і споруд. При відстані менше ніж 30 м отвори свічок
повинні бути вище повітрозабору не менше ніж на 8 м. 4.17. На газопроводах і газових апаратах повинна
застосовуватися арматура, що вимикає, для газового середовища
класу герметичності не нижче ніж "В" відповідно до вимог стандарту
"Арматура трубопроводная запорная. Нормы герметичности затворов",
затвердженого Держстандартом СРСР 28.10.77 протоколом N 2720 (далі
- ГОСТ 9544-75). Установлення бронзових кранів або засувок із бронзовими
кільцями на газопроводах коксового газу не дозволяється. 4.18. На газопроводах і апаратах повинні встановлюватися
засувки з висувним шпинделем. Пробки кранів повинні мати риску, що визначає положення
пробки крана, а рукоятки кранів - мати обмежники повороту.
Самозмащувальні крани повинні мати стрілку, що показує відкривання
крана. 4.19. При виборі матеріалу запірної арматури треба
враховувати умови експлуатації її по тиску газу та температурі
згідно з даними, наведеними в табл. 1. Таблиця 1.
(температура в град. С)------------------------------------------------------------------|Найменування матеріалу |Тиск газу, МПа |Температура || | |застосування ||-----------------------+------------------+---------------------||Сірий чавун |До 0.6 |Не нижче ніж мінус 35||-----------------------+------------------+---------------------||Ковкий чавун |До 1,6 |Не нижче ніж мінус 35||-----------------------+------------------+---------------------||Вуглецева сталь |До 1,6 |Не нижче ніж мінус 40||-----------------------+------------------+---------------------||Легована сталь |До 1,6 |Не нижче ніж мінус 40|------------------------------------------------------------------ На газопроводах повинна бути встановлена сталева фланцева
трубопровідна арматура. При наявності в діючих каталогах заводів-виготовлювачів
сталевої арматури необхідних параметрів застосовування чавунної
арматури не дозволяється. Чавунну арматуру з умовним проходом більше ніж 200 мм,
незалежно від наявності паспорта, маркування та строку зберігання,
перед установленням треба піддати ревізії та гідравлічному
випробуванню на міцність і щільність. Дані випробувань з сталевої
арматури приймати за паспортами заводів-виготовлювачів, а при
відсутності паспортів випробування на міцність і щільність робити
на місці монтажу. Протікання арматури регламентується ГОСТ
9544-75. 4.20. Засувки з електроприводом повинні встановлюватися при
діаметрі газопроводу 400 мм і більше. Електропривод також повинен
установлюватися на засувках меншого діаметра при розташуванні їх
на висоті більше 10 м або в незручних для обслуговування місцях, а
також при наявності автоматизації. Усі засувки повинні мати ручне
керування, а засувки з електроприводом, крім того, місцеве
керування із землі або майданчика (незалежно від наявності
дистанційного керування). Дозволяється встановлення засувок тільки з ручним приводом у
місцях їх рідкого використання. Уся електрифікована трубопровідна арматура повинна бути
заземлена. 4.21. Установлення на газопроводах і апаратах гідравлічних
затворів як пристрою, що вимикає, не дозволяється. Зазначена заборона не поширюється на постійно діючі
гідрозатвори скруберів, електрофільтрів, конденсатовідвідників і
тому подібних апаратів, передбачених проектною документацією. 4.22. Для повного відключення окремих ділянок газопроводів,
агрегатів, що використовують газ, і газових апаратів від діючих
газопроводів після дискових засувок (по ходу газу) повинні
встановлюватися сталеві болтові заглушки. 4.23. Листи заглушок діаметром до 2,0 м, що перекривають
газопровід, повинні виготовлятися із цілого листа. Для заглушок з
діаметром більше 2,0 м дозволяється застосовувати листи, зварені з
двох частин, з відповідною їх обробкою та випробуванням на
щільність швів.

4.24. Листи заглушок, що перекривають газопровід, повинні
бути розраховані на відповідний тиск газу з урахуванням діаметра
газопроводу, при мінімальній товщині листів не менше ніж 4 мм. Заглушки повинні мати хвостовики, що виступають за межі
фланців. На хвостовиках повинне бути вибите клеймо з буквою "З", з
вказівкою величин тиску газу та діаметра газопроводу. 4.25. Трубопровідна арматура повинна бути легко доступна для
управління, огляду та ремонту. 4.26. До місць установлення регулювальної арматури та
арматури, що вимикає, на газопроводах повинне бути передбачене
підведення пари. Уводи пари в газопроводи повинні виконуватися
відповідно до вимог пункту 4.35 цих Правил. 4.27. Для обслуговування засувок, дросельних пристроїв,
вимірювальних діафрагм, хвильових і сальникових компенсаторів і
іншої арматури та обладнання, що розташовані на висоті 2,2 м і
більше, повинні бути влаштовані стаціонарні майданчики та сходи до
них. Зазначена висота обчислюється від рівня землі, настилів,
перекриттів тощо до верхнього положення деталі, що обслуговується.
Настили для майданчиків і сходів повинні виконуватися з рифленої
сталі. Застосовування настилів з просічної сталі не дозволяється. 4.28. Майданчики для обслуговування арматури, встановленої на
газопроводі діаметром 300 мм і більше, повинні влаштовуватися по
обидва боки газопроводу, а при діаметрі газопроводу менше 300 мм
дозволяється влаштовувати майданчики з одного боку. 4.29. Улаштування майданчиків і їх огороджень для
обслуговування газопроводів повинне відповідати вимогам стандарту
"Лестницы маршевые, площадки и ограждения стальные. Технические
условия", затвердженого наказом N 71 Держстандарту СРСР від
28.04.78 (далі - ГОСТ 23120-78). При цьому ширина майданчиків
повинна бути не менше ніж 1 м від частин обладнання, що
виступають, а висота огородження - 1,2 м. 4.30. Для об'єктів газового господарства, що споруджуються
заново, та тих, що реконструюються, сходи до майданчиків
постійного обслуговування обладнання повинні мати кут нахилу 45
град., а до майданчиків періодичного обслуговування обладнання -
60 град. Улаштування сходів до обслуговувальних майданчиків повинне
відповідати вимогам ГОСТ 23120-78. 4.31. Для доступу до майданчиків для постійного
обслуговування обладнання довжиною від 6 м до 12 м повинні
передбачатися двоє сходів, розташованих в протилежних кінцях
майданчика, з яких одні сходи повинні бути маршові. При довжині
майданчика більше 12 м всі сходи повинні бути маршовими. Для доступу до майданчиків для періодичного обслуговування
обладнання, що розташовані в будівлях цехів, дозволяється
улаштування вертикальних сходів висотою не більше ніж 3 м. На міжцехових газопроводах і відведеннях до цехів при
спорудженні багатоярусних майданчиків дозволяється влаштування
вертикальних сходів між майданчиками, при цьому висота сходів
повинна бути не більше ніж 3 м. 4.32. При неможливості компенсації температурних деформацій
газопроводів за рахунок їх самокомпенсації повинні встановлюватися
П-подібні або хвилясті компенсатори. Установлення сальникових компенсаторів дозволяється тільки на
міжцехових газопроводах коксового газу низького тиску - до 0,1 МПа
(1,0 кгс/кв. см). У лінзових і дискових компенсаторах, що встановлюються на
горизонтальних ділянках газопроводів осушеного газу, в кожну хвилю
повинен бути врізаний короткий штуцер з пробкою, а на газопроводах
вологого газу кожна хвиля повинна бути оснащена двома штуцерами,
призначеними для заливання та спускання антраценового масла. П-подібні компенсатори повинні виготовлятися гнутими з
безшовних труб діаметром до 500 мм або звареними із труб
заводського виготовлення з перевіркою зварених швів фізичними
методами контролю, або з застосовуванням відводів, що круто
загнуті. На газопроводах, що споруджують вперше, компенсатори
повинні встановлюватися без фланців (приварюватися). 4.33. На креслениках компенсатора повинні бути дані вказівки
щодо величини попереднього розтягання (або стискання)
компенсатора. Попереднє розтягання (або стискання) компенсаторів
повинне робитися безпосередньо перед їх установленням з
урахуванням температури навколишнього повітря, що повинно бути
зафіксоване в акті на їх установлення. 4.34. Міжцехові газопроводи доменного, коксового газів по
всій довжині через кожні 150 м - 200 м, а також у місцях
установлення конденсатовідвідників повинні бути обладнані
пристроями для введення пари. Розрахунковий тиск пари, що
подається в газопроводи, не повинен перевищувати 1,2 МПа
(12 кгс/кв. см). 4.35. Уводи пари в газопроводи періодичної дії повинні бути
виконані у вигляді коротких штуцерів із запірною арматурою на
паро- та газопроводі. Установлення клапана на штуцері газопроводу
не дозволяється. На час пропарювання штуцери повинні з'єднуватися
гнучким шлангом або металевою трубою. По закінченні пропарювання
шланг або труба повинні від'єднуватися, а на штуцері газопроводу після засувки або крана повинна встановлюватися заглушка. 4.36. Місця розташування арматури та приладів у темний час
доби повинні мати штучне освітлення.
4.37. Дозволяється розміщення приміщень і установок категорії
Д під газопроводами коксового та доменного газів, а також усіх
інших приміщень, що обслуговують ці газопроводи 4.38. У місцях, де за умовами монтажу або експлуатації може
виникнути необхідність розтиснення фланців газопроводу для
встановлення або заміни засувок, заглушок, вимірювальних діафрагм
тощо, на газопроводах повинні встановлюватися спеціальні упори для
домкратів. 4.39. При проектуванні газопроводів не дозволяється їх
прокладання з тупиковими ділянками, особливо на газопроводах, що
знаходяться під розрідженням. 4.40. Газопроводи коксового, доменного та природного газів
низького тиску в місцях близького взаємного розташування повинні
бути з'єднані короткими перемичками з засувками, що забезпечують
подачу газу з одного газопроводу в інший при аварійному падінні
тиску в одному з них. Засувки повинні мати електропривод з дистанційним керуванням. 5. Вимоги безпеки при прокладанні міжцехових і цехових
газопроводів 5.1. Загальні вимоги 5.1.1. Прокладання газопроводів територією коксохімічних
підприємств і виробництв повинне здійснюватися, як правило,
надземним способом (на колонах) і відповідати вимогам будівельних
норм "Генеральные планы промышленных предприятий", затверджених
постановою Держстандарту СРСР 30.12.80 N 213 (далі - СНиП
II-89-80). Дозволяється прокладання газопроводів по стінах і дахах
виробничих будівель I і II ступенів вогнестійкості категорії Д, а
також категорії Г, якщо в них горючі гази, рідини та тверді
речовини спалюються або утилізуються як паливо. Не дозволяється прокладання газопроводів по стінах і дахах
будівель категорії Г, якщо в них циркулюють негорючі речовини та
матеріали в гарячому, розпеченому або розплавленому стані та при
їх обробці має місце виділення променистого тепла, іскор і
полум'я. Під віконними прорізами будівель передбачати фланцеві або
нарізні з'єднання на газопроводах не дозволяється. 5.1.2. По стінах і дахах будівель категорії А дозволяється
прокладання тільки тих газопроводів, що мають відношення до
виробництв, розміщених у цих будівлях. 5.1.3. При прокладанні газопроводів, що споруджуються вперше
та реконструюються, по стінах будівель відстань у просвіті між
утворювальною газопроводу та стіною повинна відповідати розмірам,
наведеним у табл. 2. Таблиця 2.
(розміри в мм)------------------------------------------------------------------|Діаметр труб, мм |Відстань, мм, не менше ніж ||--------------------------------+-------------------------------||500 і більше |500 ||--------------------------------+-------------------------------||від 200 до 500 |300 ||--------------------------------+-------------------------------||менше 200 |150 |------------------------------------------------------------------ При встановленні на газопроводах хвилястих компенсаторів
відстань у просвіті між хвилею компенсатора та стіною повинна бути
не менше ніж 300 мм. 5.1.4. Газопроводи, прокладені по зовнішніх стінах будівель,
якщо є потреба, повинні бути захищені від стікаючої з покрівлі
води для запобігання їх зледеніння. 5.1.5. Газопроводи, що прокладають по стінах будівель, не
повинні перетинати віконні та дверні прорізи. 5.1.6. Опорні конструкції газопроводів (колони) повинні бути
виконані з металу або залізобетону. 5.1.7. Зварювання всіх елементів металевих опор, а також
деталей, що приварюють до стінок газопроводів (наприклад, ребер
жорсткості), повинне виконуватися суцільними звареними швами. 5.1.8. Газопроводи повинні щільно укладатися на сідла. При
цьому поперечні зварені стики газопроводів з урахуванням їх
температурних деформацій повинні знаходитися від краю опор на
відстані 500 мм і більше, а поздовжні шви повинні розташовуватися
вище опори та з видимої сторони. У місцях виконання складних
вузлів, обумовлених перепадами висот, наявністю арматури на
газопроводах, дозволяється скорочувати зазначену відстань до 200
мм. 5.1.9. Дозволяється приварювання кронштейнів до газопроводів
низького та середнього тиску для кріплення опор супутніх
трубопроводів і обслуговувальних майданчиків. При цьому
приварювання повинне здійснюватися або до кільцевих ребер
жорсткості, або до стінок газопроводів товщиною не менше ніж 6 мм.
Огородження майданчиків не повинне безпосередньо опиратися на
газопроводи. 5.1.10. Дозволяється спільне прокладання на одних опорах або
естакадах газопроводів горючих газів з трубопроводами інших газів,
води, пари, конденсату, смоли та масел, а також кисню при
дотриманні таких вимог: додаткові трубопроводи на діючих газопроводах дозволяється
прокладати лише з дозволу генеральної проектної організації та
роботодавця; у кожному окремому випадку при прокладанні супутнього
трубопроводу по існуючих газопроводах повинен бути зроблений
перевірочний розрахунок міцності та стійкості газопроводу та його
опорних конструкцій з урахуванням додаткового навантаження та
фактичного стану металоконструкцій газопроводу; при прокладанні газопроводів разом з трубопроводами
корозійноактивних рідин останні повинні розташовуватися нижче або
з боків газопроводів на відстані не менше ніж 500 мм від них. При наявності на трубопроводах корозійноактивних рідин
фланцевих з'єднань обов'язкове улаштування захисних козирків, що
запобігають попаданню корозійних рідин на газопроводи та їх опорні
конструкції. Не дозволяється розміщення фланцевих з'єднань і запірної
арматури трубопроводів корозійноактивних рідин у межах просторових
колон, а також над сходами та майданчиками; супутні трубопроводи повинні розміщуватися на відстані не
менше 300 мм від місця розташування на газопроводах люків, свічок,
засувок і інших елементів; дренажі супутніх трубопроводів повинні бути відведені на
відстань, що виключає попадання дренажного продукту на
газопроводи, опорні конструкції та їх елементи, на арматуру
газопроводів і конденсатовідвідників; кожен газопровід відносно супутніх трубопроводів повинен мати
для доступу один вільний бік; на газопроводах, де передбачений обгороджений прохід для
персоналу, супутні трубопроводи повинні прокладатися поза цим
проходом. 5.1.11. При прокладанні киснепроводів разом із газопроводами,
крім вимог пункту 5.1.10, повинні дотримуватися такі вимоги: не дозволяється прокладання на естакадах міжцехових
газопроводів (крім відводів до окремих цехів) більше двох
киснепроводів при тиску кисню більше від 0,01 МПа (0,1 кгс/кв. см)
до 1,6 МПа (16 кгс/кв. см) незалежно від їхніх діаметрів; при спільному прокладанні газопроводів і киснепроводів
трубопровідна арматура та фланцеві з'єднання газопроводів і
киснепроводів повинні бути зміщені в плані відносно один одного на
відстань не менше ніж 1 м. 5.1.12. Дозволяється прокладання по газопроводу електроліній
напругою до 380 В, призначених для обслуговування газового
господарства (кабелі диспетчеризації, сигналізації, освітлення та
живлення електроприводів засувок газопроводів), за умови, що
електропроводка буде виконана броньованим кабелем або в сталевих
трубах. 5.1.13. Дозволяється прокладання трубопроводів горючих газів
разом з кабельними галереями (естакадами) на загальних будівельних
конструкціях при дотриманні таких вимог: кабельна галерея (естакада) повинна розташовуватися нижче
газопроводів. Відстань у просвіті між утворювальними газопроводів,
конструкцією галереї або крайнім кабелем естакади повинна бути не
менше ніж 1 м. Повинні передбачатися самостійні сходи та
майданчики для обслуговування кабелів і засобів пожежогасіння; кабельні муфти повинні розміщуватися на відстані не менше ніж
3 м від місць установлення трубопровідної арматури, люків і
сальникових компенсаторів; основні несучі будівельні конструкції кабельної галереї та
газопроводів повинні бути з залізобетону з межею вогнестійкості не
менше REI 45 або у сталі з межею вогнестійкості не менше REI 15. 5.1.14. Кабельні галереї (естакади) можуть перетинати
естакади трубопроводів горючих газів як зверху, так і знизу
незалежно від відносної до повітря густини горючих газів, що
транспортуються, при дотриманні таких вимог: відстань між утворювальною газопроводів і конструкціями, що
обгороджують галереї (естакади), у просвіті повинна бути не менше
ніж 0,5 м при проходженні галереї (естакади) під газопроводами та
не менше ніж 2 м при проходженні галереї (естакади) над
газопроводами; на ділянці перетинання естакад газопроводів і кабельних
галерей (естакад) муфти на кабелях повинні розміщуватися не ближче
ніж 3 м від утворювальної газопроводу; спорудження спільної опори для кабельної галереї (естакади)
та газопроводів у місці їх перетинання не дозволяється. 5.1.15. При паралельному прокладанні кабельних галерей
(естакад) і газопроводів по самостійних трасах відстань від
зовнішніх конструкцій кабельних галерей (естакад), що обгороджують
галереї, до утворювальних газопроводів повинна прийматися не менше
ніж 8 м. 5.1.16. Газопроводи, що споруджують вперше, повинні
прокладатися з ухилом не менше: 0,005 для насичених вологою доменного, коксового газів; 0,003 для вологого природного газу; 0,001 для осушених газів. Ухил газопроводу прямого коксового газу від газозбірника
коксової батареї до газового сепаратора рекомендується виконувати
максимально можливим (до 0,05), виходячи з умов фактичного
планування території підприємства. 5.1.17. Для відведення конденсату з усіх низьких точок
газопроводів вологих газів і перед основними великими
цехами-споживачами повинні встановлюватися конденсатовідвідники. 5.2. Прокладання міжцехових газопроводів при будівництві та
ремонтах 5.2.1. Міжцехові газопроводи повинні прокладатися згідно з
вимогами СНиП II-89-80. 5.2.2. Прокладання газопроводів по пішохідних і конвеєрних
галереях не дозволяється. 5.2.3. Прокладання газопроводів по залізничних мостах і
естакадах не дозволяється. 5.2.4. Всі зварені шви газопроводів повинні перевірятися
фізичними методами контролю. Щільність монтажних стиків повинна
бути перевірена гасом. 5.2.5. Мінімальні відстані по горизонталі в просвіті від
надземних газопроводів, прокладених по окремих опорах, до будівель
або споруд на території підприємства повинні бути не менше ніж
величини, зазначені в табл. 3. Таблиця 3.
(розміри в м)------------------------------------------------------------------|Відстань |Величина ||--------------------------------------------------+-------------||До будівель категорій А, Б, В для газопроводів з |5 ||тиском до 0,6 МПа (6 кгс/ кв. см), рахуючи від | ||утворювальної газопроводу | ||--------------------------------------------------+-------------||Те ж для газопроводів з тиском вище 0,6 (6 кгс/кв.|10 ||см) до 1,2 МПа (12 кгс/ кв. см) | ||--------------------------------------------------+-------------||До будівель категорій Г і Д для газопроводів з |2 ||тиском до 0,6 МПа (6 кгс/ кв. см), рахуючи від | ||утворювальної газопроводу | ||--------------------------------------------------+-------------||Те ж для газопроводів з тиском вище 0,6 (6 кгс/ |5 ||кв. см) до 1,2 МПа (12 кгс/ кв. см) | ||--------------------------------------------------+-------------||До відкритих складів легкозаймистих і горючих |20 ||рідин і складів горючих матеріалів від | ||утворювальної газопроводів з тиском до 0,3 МПа (3 | ||кгс/ кв. см) | ||--------------------------------------------------+-------------||Те ж для газопроводів з тиском від вище 0,3 (3 |40 ||кгс/ кв. см) до 1,2 МПа (12 кгс/ кв. см) | ||--------------------------------------------------+-------------||До найближчої рейки залізничної або трамвайної |3 ||колії (при паралельному прокладанні), рахуючи від | ||зовнішнього краю конструкції опори або газопроводу| ||з тиском до 1,2 МПа (12 кгс/ кв. см) | ||--------------------------------------------------+-------------||Те ж у стиснених умовах, а також при місцевому |2 ||наближенні до залізничної колії | ||--------------------------------------------------+-------------||До автомобільної дороги (бордюрного каменю, |1,5* ||зовнішньої брівки кювету або підошви насипу | ||дороги) при паралельному прокладанні, рахуючи від | ||краю конструкції опори газопроводу | ||--------------------------------------------------+-------------||До підземних напірних водопроводів і труб |5* ||теплофікації, рахуючи від краю фундаменту опори | ||газопроводу | ||--------------------------------------------------+-------------||При розміщенні напірних трубопроводів у футлярі, |1* ||що виступає на 2,5 м в обидва боки від країв | ||фундаменту, або при закладенні фундаменту опори | ||газопроводу на 1,0 м нижче постелі трубопроводів, | ||або при пальовій основі фундаменту опор | ||газопроводу, або огороджуванні фундаменту шпунтом | ||--------------------------------------------------+-------------||До підземних каналізаційних труб, телефонної |1* ||каналізації, електричних кабельних блоків, рахуючи| ||від краю фундаменту опор газопроводу | ||--------------------------------------------------+-------------||До огорожі відкритої електропідстанції, рахуючи |10* ||від утворювальної газопроводу | ||--------------------------------------------------+-------------||До джерел відкритого вогню, рахуючи від |10* ||утворювальної газопроводу | ||--------------------------------------------------+-------------||Те ж при захисті газопроводу негорючими покриттями|5* ||до ділянки можливого нагрівання | ||--------------------------------------------------+-------------||До проводів повітряних ліній електропередачі |Відстань || |визначається || |відповідно до|| |Правил || |улаштування || |електроустано|| |вок |------------------------------------------------------------------ Примітки: 1. Якщо висота опори газопроводу перевищує висоту опори лінії
електропередачі, відстань між газопроводом і лінією
електропередачі треба приймати не менше ніж висота опори
газопроводу. 2. Відстань від проводів повітряних ліній електропередачі до
газопроводу та його виступаючих конструкцій повинна прийматися по
горизонталі при найбільшому відхиленні проводів._______________
* Зазначені відстані дійсні для газопроводів з тиском газу до
1,2 МПа (12 кгс/ кв. см) включно. 5.2.6. У стислих умовах дозволяється сполучення в плані трас
надземних газопроводів з трасами підземних комунікацій з
пропусканням їх у тілі фундаментів опор газопроводів, причому
труби водопроводів, каналізації та теплофікації необхідно поміщати
в футляри, що виступають на 2,5 м по обидва боки від обріза
фундаменту, а низ фундаменту повинен бути нижче утворювальної
зазначених труб не менше ніж на 1 м. Дозволяється також установлення опор газопроводів на тунелі
різного призначення за умови розміщення вентиляційних шахт тунелів
на відстані 10 м у просвіті по горизонталі від утворювальної
крайнього газопроводу, а припливних вентиляційних шахт до
встановлення конденсатовідвідників - не менше ніж 20 м по
горизонталі. 5.2.7. При перетинанні надземних газопроводів із зовнішніми
лініями електропередачі (ЛЕП) газопроводи повинні проходити нижче
цих ліній. Мінімальні відстані L у метрах по вертикалі у просвіті від
надземних газопроводів (з теплоізоляцією) до проводів зовнішніх
ЛЕП при найбільшій стрілі прогину при їх перетинанні треба
приймати залежно від напруги U у відповідності з табл. 4. Таблиця 4. ------------------------------------------------------------------|U, кВ |<1 |20 |35-110 |150 |220 ||----------+----------+----------+----------+----------+---------||L , м |1 |3 |4 |4,5 |5 |------------------------------------------------------------------ При визначенні відстаней між проводами зовнішніх ліній
електропередачі та газопроводами огородження, що влаштовують над
ними (у вигляді ґрат, майданчиків тощо), повинні розглядатися як
частини газопроводу, від якого обчислюються ці відстані. 5.2.8. Над зовнішнім газопроводом у місцях перетинання з
зовнішніми ЛЕП повинне влаштовуватися суцільне або сітчасте
огородження для захисту від падіння на нього електропроводів.
Огородження повинне виступати з обох боків перетинання за крайні
проводи повітряних ЛЕП на відстань, зазначену у підпункті 5.2.7. Огородження над газопроводами, що мають обгороджений прохід,
повинні влаштовуватися на висоті не менше ніж 2,2 м від рівня
проходу. Огородження не повинні безпосередньо спиратися на газопровід,
повинні бути ізольовані від газопроводу та заземлені. Величина
перехідного опору заземлення не повинна перевищувати 10 Ом. Пристрої на газопроводах, що вимикають, а також
конденсатовідвідники газопроводів повинні встановлюватися не
ближче ніж 10 м у просвіті від крайніх проводів повітряних ЛЕП. 5.2.9. При перетинанні газопроводів мінімальні відстані по
вертикалі від міжцехових газопроводів повинні бути: до нижньої частини вагонетки підвісної дороги (з урахуванням
провисання троса) не менше ніж 3 м; до верхнього проводу живильної мережі електрифікованої
залізниці, трамвайного або тролейбусного шляху не менше ніж 1,5 м. При проходженні газопроводу під естакадою повинні бути
зроблені спеціальні пристрої, що виключають можливість падіння
вантажів з естакади на газопровід. У місцях перетинання трубопроводів з газопроводами, що мають
проходи, повинні влаштовуватися перехідні мости з поручнями, а
ізоляція трубопроводів у цих місцях повинна захищатися металевими
кожухами. 5.2.10. У місцях перетинання заново споруджуваних міжцехових
газопроводів із залізничними коліями та автомобільними шляхами, де
можливий систематичний рух залізничних і автомобільних кранів, на
відстані 20 м по обидва боки від місця перетинання залізниці та
автошляхів повинні встановлюватися габаритні ворота з
попереджувальною сигналізацією. Конструкція габаритних воріт повинна бути розрахована на
можливість руйнування їх минаючими кранами при випадковому
негабаритному положенні стріли крана. Якщо спорудження габаритних
воріт не може бути здійснене в місцевих умовах, висота прокладання
газопроводу повинна бути збільшена до 10 м від нижньої
утворювальної до головки рейки або полотна автошляху. На існуючих перетинаннях міжцехових газопроводів з залізницею
та автошляхами, де габаритні ворота з якихось причин не можуть
бути споруджені, повинна бути влаштована світлова сигналізація,
вивішені попереджувальні плакати та обмежена швидкість руху
кранів. 5.2.11. На заново споруджуваних газопроводах діаметром 1,2 м
і більше, що використовуються як несучі конструкції для
прокладання інших трубопроводів, кабелів і імпульсних проводок, що
вимагають постійного обслуговування, повинні влаштовуватися
проходи по всій довжині, обгороджені поручнями висотою 1,2 м із
суцільною відбортовкою їх у нижній частині висотою 140 мм. Зазор
між газопроводом і нижньою крайкою відбортування повинен бути в
межах 20 мм. При паралельному прокладанні декількох газопроводів прохід
улаштовується на одному з них. 5.2.12. Прокладання газопроводів природного газу на території
коксохімічних підприємств повинне здійснюватися відповідно до
вимог будівельних норм Газопостачання, затверджених наказом
Держбуду України від 23.04.2001 N 101 (далі - ДБН В.2.5-20-2001),
і тільки надземним способом. 5.2.13. Висоту прокладання надземних газопроводів треба
приймати відповідно до вимог СНиП II-89-80. Якщо висота прокладання газопроводів у окремих місцях
обумовлена технологічними вимогами та не забезпечує габарит
проїзду транспортних засобів, у проектній документації по
прокладанню таких газопроводів повинні передбачатися технічні
рішення, що виключають ушкодження газопроводів. 5.2.14. Газопроводи, що проходять під конвеєрними галереями,
повинні бути захищені конструкціями, що обгороджують їх, на
випадок пожежі та обвалення галерей. 5.2.15. Газопроводи повинні бути заземлені та ізольовані від
металевих і інших струмопровідних конструкцій будівель і споруд. 5.2.16. Відстані між опорами надземних газопроводів треба
визначати відповідно до вимог будівельних норм "Расчет на
прочность стальных трубопроводов", затверджених постановою
Держбуду СРСР 07.04.86 N 41 (далі - СНиП 2.04.12-86), а також норм
технологічного проектування та індивідуальних розрахунків. 5.2.17. Проходи газопроводів крізь стіни повинні виконуватися
у футлярах. Внутрішні діаметри футлярів треба приймати більше
зовнішніх діаметрів газопроводів коксового та доменного газів не
менше ніж на 200 мм. Величина зазору для газопроводів природного
газу не регламентується та установлюється в проектній
документації. Закладення футляра в стіні повинно враховувати осідання
будівлі в процесі експлуатації. Зазори футлярів повинні ущільнюватися мінеральною ватою. Улаштування зварених швів на газопроводах у межах
установлення футлярів не дозволяється. Не дозволяється прокладання експлуатаційних кабелів у
міжтрубному просторі футляра та газопроводу. Проходження газопроводів крізь стіни повинне бути під прямим
кутом. Кінці футляра повинні виступати за стіну не менше ніж на
30 мм. 5.2.18. При проектуванні систем газопостачання на
підроблюваних територіях та просідаючих ґрунтах необхідно
керуватися вимогами будівельних норм Будинки та споруди на
підроблюваних територіях і просідаючих ґрунтах, затверджених
наказом Держбуду України 30.12.99 N 314 (далі - ДБН В.1.1-5-2000). Проектування прокладання газопроводів повинне здійснюватися з
урахуванням гірничо-геологічного обґрунтування на ділянках
залягання кам'яного вугілля 5.2.19. Для міжцехових газопроводів, що споруджують заново, з
тиском газу до 1,2 МПа мінімальні відстані в просвіті між
газопроводами та іншими трубопроводами (уключаючи ізоляцію) при їх
спільному прокладанні повинні бути не менше ніж величини,
зазначені в табл. 5. Таблиця 5.
(розміри в мм)------------------------------------------------------------------------| Характеристика | Мінімальна || супутнього трубопроводу | відстань від || | газопроводу ||----------------------------------------------------------------------||Газопроводи горючих газів: ||----------------------------------------------------------------------||діаметром до 500 мм включно | 300 | 600 ||------------------------------------------------------+------+--------||діаметром більше 500 мм | 600 | 600 ||------------------------------------------------------+------+--------||Киснепроводи: | | ||------------------------------------------------------+------+--------||тиск 0,01 МПа (0,1 кгс/кв. см) і менше, діаметром 500 | 300 | ||мм і менше | | ||------------------------------------------------------+------+--------||те саме діаметром більше 500 мм | 600 | 800 ||------------------------------------------------------+------+--------||тиск більше від 0,01 (0,1 кгс/кв. см) до 1,6 МПа (16 | 600 | 600 ||кгс/ кв. см), діаметром 200 мм і менше | | ||------------------------------------------------------+------+--------||те саме діаметром більше 200 мм | 800 | 800 ||------------------------------------------------------+------+--------||тиск більше від 1,6 (16 кгс/ кв. см) до 4,0 МПа (40 | 1000 | 1000 ||кгс/ кв. см) діаметром | | ||200 мм і менше | | ||------------------------------------------------------+------+--------||Інші трубопроводи: | | ||------------------------------------------------------+---------------||діаметром 50 мм і менше |Чотири || |зовнішніх || |діаметри інших || |трубопроводів ||------------------------------------------------------+---------------||діаметром більше від 50 мм до 300 мм | 200| 300 ||------------------------------------------------------+------+--------||діаметром більше 300 мм | 300| 500 |------------------------------------------------------------------------ Примітка. При перетинанні газопроводів із іншими
трубопроводами відстань між ними дозволяється скорочувати не
більше ніж у 2 рази (крім - з киснепроводами). 5.3. Відведення конденсату з газопроводів 5.3.1. Конденсатовідвідники для зовнішніх газопроводів, що
споруджуються заново, повинні встановлюватися на відкритих
майданчиках з відповідним утепленням. Дозволяється встановлення конденсатовідвідників у
відособлених приміщеннях. 5.3.2. Відстань між найближчими конденсатовідвідниками
газопроводів коксового та доменного газу повинна бути не більше
ніж 300 м. Діаметр водоспускальних труб повинен бути не менше 80 мм. Зовнішні ділянки водоспускальних труб конденсатовідвідників
по всій довжині повинні утеплюватися в загальній тепловій ізоляції
із трубопроводами пари або гарячої води. 5.3.3. На водоспускальній трубі на відстані не більше ніж
200 мм від нижньої утворювальної газопроводу повинні
встановлюватися фланцевий пробковий кран або фланцева засувка.
Такі самі пристрої, що вимикають, повинні встановлюватися на
водоспускальній трубі вище зливальної лінії конденсатовідвідників
на відстані не більше ніж 0,5 м від неї. Для можливості
пропарювання водоспускальної труби на ній між двома пристроями, що
відключають, повинен установлюватися штуцер з краном і заглушкою. 5.3.4. Відведення конденсату з міжцехових газопроводів
повинно здійснюватися тільки в окремі конденсатовідвідники,
передбачені для даного газопроводу. У машинних залах нагнітачів коксового газу, як виняток,
дозволяється відведення конденсату з газопроводів усмоктування та
нагнітання в один конденсатовідвідник. 5.3.5. Конструкція конденсатовідвідника повинна
внеможливлювати попадання газів у приміщення та каналізаційні
комунікації. Дозволяється введення водоспускальних труб усередину
конденсатовідвідників через кришку за умови виконання цих труб з
нержавіючої сталі. 5.3.6. Мінімальна висота водяного затвора
конденсатовідвідників газопроводів, що працюють під надлишковим
тиском, повинна бути на 500 мм більше розрахункового тиску газу,
але не менше ніж 2000 мм. У разі потреби для збільшення висоти
водяного затвора дозволяється встановлювати конденсатовідвідник,
що складається з послідовно встановлених посудин у кількості не
більше трьох. Для газопроводів, що працюють під розрідженням, мінімальна
висота водяного затвора повинна бути на 500 мм більше
розрахункового розрідження, при цьому місткість посудини
конденсатовідвідника повинна бути не менше, ніж розрахункова
місткість зливальної лінії водяного затвора. 5.3.7. Конденсатовідвідник повинен бути забезпечений витяжною
трубою, виведеною вище обслуговувальних майданчиків газопроводу
або супутніх трубопроводів на 5 м. Установлювати на витяжній трубі
арматуру, що вимикає, не дозволяється. Дозволяється підключати витяжні труби конденсатовідвідників
до комунікації системи герметизації або встановлювати клапани, що
герметизують. Не дозволяється здійснювати обігрів конденсатовідвідників
узимку шляхом уведення гострої пари або конденсату пари всередину
посудини, за винятком аварійних ситуацій. 5.3.8. Скидання стічних вод з конденсатовідвідників повинно
здійснюватися з розривом струменя між зливальною трубою від
конденсатовідвідника та приймальною лійкою на відведенні в
каналізацію, за винятком конденсатовідвідників у тунелях і в
приміщеннях під кінцевими та проміжними майданчиками коксових
печей. На відведенні в каналізацію після приймальної лійки повинен
улаштовуватися водяний засув висотою не менше ніж 200 мм. На
ділянках, де каналізаційна мережа відсутня та її виконання
недоцільне, дозволяється влаштування перекачувальних насосних
станцій зі збірниками конденсату газу. 5.3.9. Стічні води повинні скидатися від
конденсатовідвідників газопроводів: доменного газу - в оборотні цикли відповідних газоочисток або
в виробничу каналізацію; коксового газу та його сумішей - у виробничу каналізацію. Не дозволяється скидання стічних вод від
конденсатовідвідників в інші види каналізації (зливову, шламову,
господарсько-фекальну). 5.3.10. Існуючі конденсатовідвідники, установлені в
відособлених приміщеннях і заново запроектовані, повинні
відповідати таким вимогам: двері приміщень конденсатовідвідників повинні відкриватися
назовні; опалення приміщень повинне здійснюватися парою або гарячою
водою з підведенням теплоносія зовні; у приміщеннях конденсатовідвідників газопроводів доменного та
коксового газів повинна бути природна вентиляція, що забезпечує
трикратний повітрообмін за 1 годину; при розташуванні зливальних труб конденсатовідвідників у
приміщенні вони повинні бути виконані у вигляді U-подібного
затвора висотою не менше ніж 1500 мм. 5.3.11. За наявності стислих умов, зазначених у підпункті
5.5.4, допускаються різні конструктивні рішення
конденсатовідвідників за умови дотримання вимог цих Правил. 5.4. Розміщення на міжцехових газопроводах пристроїв, що
вимикають 5.4.1. На міжцехових газопроводах повинні встановлюватися
пристрої, що вимикають: на вводі газопроводу на територію підприємства; на вводах до цехів і їх відділень; для відключення окремих ділянок закільцьованих міжцехових
газопроводів; на відгалуженнях від основних міжцехових газопроводів до груп
цехів. 5.4.2. У місцях міжцехових газопроводів, де передбачені
відгалуження до об'єктів, повинні бути встановлені засувки з
заглушками та патрубки, що приєднують. У торцях газопроводів
повинні встановлюватися фланці з заглушками та патрубками, що
приєднують. 5.5. Прокладання цехових газопроводів 5.5.1. Газопостачання споживачів, що знаходяться в одній
будівлі, повинне здійснюватися через цеховий колектор. Приєднання окремих агрегатів цеху, що споживають газ (печей,
котлів тощо), до міжцехових газопроводів самостійними вводами не
дозволяється. 5.5.2. Цехові газові колектори повинні прокладатися зовні
будівель по дахах і стінах або на нарізних опорах. 5.5.3. Уздовж колектора в разі потреби повинні бути
влаштовані містки з негорючих матеріалів для проходу людей, а в
місцях обслуговування арматури - майданчики та сходи. 5.5.4. При прокладанні цехових колекторів по стінах будівель
відстань від нижньої утворювальної газопроводу до рівня землі
(підлоги) повинна бути не менше ніж 3 м. Дозволяється в разі потреби прокладання цехового колектора
нижче 3 м, якщо це вимагається технологічними вимогами. 5.5.5. При проходженні газопроводів крізь стіни будівлі вони
повинні виконуватися у футлярах. Зазор між газопроводом і футляром
у торцях повинен ущільнюватися мінеральною ватою. 5.5.6. Прокладання газопроводів через приміщення, де ці гази
не використовуються, не дозволяється. Для кожної коксової батареї повинне передбачатися самостійне
зовнішнє підведення опалювального газу з установленням зовні
засувки та після неї кільця для можливості встановлення заглушки. Прокладання газопроводів у приміщеннях дозволяється тільки за
технологічними вимогами. При цьому в приміщеннях повинен
забезпечуватися повітрообмін не менше ніж трикратний на годину. 5.5.7. Газопроводи в приміщеннях повинні прокладатися в
місцях, зручних для обслуговування, огляду та ремонту. Перетинання газопроводами вентиляційних шахт, повітроводів і
димоходів, а також розташування газопроводів у замкнутих, погано
вентильованих просторах і в підвальних приміщеннях не
дозволяється. 5.5.8. Прокладання цехових колекторів усіх горючих газів під
основними робочими майданчиками цехів, крім колекторів коксового
та доменного газів для обігрівання коксових батарей, не
дозволяється. До окремих агрегатів дозволяється підведення газу під
основними робочими майданчиками, до яких за технологічними умовами
неможливо здійснити підведення газу іншим способом, при цьому
повинні виконуватися такі вимоги: на газопроводі не повинно бути фланцевих з'єднань, арматури
та інших можливих джерел просочування газу, крім необхідних за
умовами технології конструктивних рішень, пов'язаних з
улаштуванням бічних відводів газу від колекторів, установленням
регуляторів, витратомірів та інших засобів вимірювальної техніки; усі зварені шви газопроводу повинні бути перевірені фізичними
методами контролю. До основних робочих майданчиків належать майданчики, на яких
постійно перебуває експлуатаційний персонал. 5.5.9. Дозволяється кріплення газопроводів до каркасів печей,
котлів та інших агрегатів за умови перевірки міцності каркасів
розрахунком. Газопроводи не повинні прокладатися в місцях, де вони
можуть бути під впливом гарячих продуктів згоряння або
корозійноактивних рідин. Для заново споруджуваних цехових газопроводів мінімальні
відстані в просвіті між газопроводами та іншими трубопроводами при
їх спільному прокладанні та перетинанні повинні бути не менше ніж
величини, зазначені в табл. 6: Таблиця 6.
(розміри в мм)------------------------------------------------------------------| Характеристика | Мінімальна відстань від || супутнього трубопроводу | цехових газопроводів ||----------------------------------------------------------------|| Киснепроводи ||----------------------------------------------------------------||При тиску до 1,6 МПа (16 кгс/кв.|Чотири зовнішніх діаметри ||см) і діаметрі 50 мм і менше |киснепроводу ||--------------------------------+-------------------------------||Те саме при діаметрі більше від | 250 ||50 мм до 250 мм включно | ||--------------------------------+-------------------------------||Те саме при діаметрі більше 250 | 300 ||мм | ||--------------------------------+-------------------------------||При тиску кисню вище від 1,6 (16| 350 ||кгс/ кв. см) до 4,0 МПа (40 кгс/| ||кв. см) (незалежно від діаметра)| ||----------------------------------------------------------------|| Інші трубопроводи (у тому числі газопроводи горючих газів) ||----------------------------------------------------------------||При діаметрі 300 мм і менше |Діаметр меншого трубопроводу, || |але не менше ніж 100 ||--------------------------------+-------------------------------||При діаметрі більше 300 мм | 300 |------------------------------------------------------------------ Відстань від імпульсних газових проводок до газопроводів не
регламентується. 5.5.10. При перетинанні або місцевому зближенні цехових
газопроводів з киснепроводами та іншими трубопроводами
дозволяється скорочувати розрив до 100 мм у просвіті. 5.5.11. Відстань від місць обслуговування газопроводів до
неізольованих електропроводів повинна бути не менше ніж 3,0 м. 5.5.12. При прокладанні газопроводів у зоні прямого теплового
впливу повинен бути передбачений тепловий захист, що внеможливлює
небезпечний перегрів газопроводів. 5.5.13. Повороти газопроводів діаметром до 100 мм повинні
бути гнутими або штампованими. Повороти газопроводів діаметром
більше 100 мм можуть бути звареними або крутозагнутими. 5.5.14. На ділянках підводу газу до печей та інших агрегатів
газопроводи коксового та природного газу, а також їх сумішей з
доменним газом дозволяється прокладати в каналах при дотриманні
вимог: канали повинні бути непрохідними, мінімальної довжини та
перекриті міцним знімним негорючим настилом; проміжок у просвіті до стінок і дна каналу для газопроводів
діаметром більше 300 мм повинен бути не менше ніж 400 мм, а для
газопроводів діаметром 300 мм і менше - не менше діаметра
газопроводу; газопроводи, прокладені в каналах, не повинні мати запірної
арматури (за винятком арматури для відведення конденсату з
газопроводу), а також фланцевих і нарізних сполучень. Кількість
зварених швів на таких газопроводах повинна бути мінімальною; у каналах разом із газопроводами дозволяється прокладання
повітропроводів до агрегатів, що споживають газ, і трубопроводів
інертних газів за умови монтажу цих трубопроводів на зварюванні та
без арматури; канали з прокладеними в них газопроводами не повинні
перетинати інші канали. У разі потреби перетинання каналів повинні
бути зроблені герметизовані перемички, а газопровід укладений в
футляр. Кінці футляра повинні бути виведені за межі перемички на
300 мм в обидва боки; канали повинні мати душник для природної вентиляції; повинне бути внеможливлене попадання в канали води та
агресивних рідин. 5.6. Відведення конденсату з цехових газопроводів 5.6.1. Відведення конденсату з цехових газопроводів треба
робити через конденсатовідвідники. Відведення іншим способом не
дозволяється. 5.6.2. Конструкція конденсатовідвідників, установлених у
будівлях цехів, повинна відповідати вимогам розділу 5.3 цих
Правил. 5.7. Розміщення арматури, що вимикає, на цехових газопроводах 5.7.1. Арматура на цехових газопроводах повинна
встановлюватися: на всіх уводах газу в цехи (відділення); на газопроводі безпосередньо біля газоспоживаючого агрегату; на газопроводі перед кожним пальником. 5.7.2. На підводі газу до агрегатів, де через недостатню
герметичність запірної арматури можливе утворення
вибухопожежонебезпечної суміші, повинні встановлюватися дві
дискові засувки зі свічкою між ними. 6. Вимоги безпеки до газового обладнання печей, котлів та
інших агрегатів 6.1. При проектуванні газового обладнання котелень або при
переведенні на газове паливо існуючих котелень, крім вимог цих
норм, треба керуватися вимогами Правил будови і безпечної
експлуатації парових і водогрійних котлів, затверджених наказом
Держнаглядохоронпраці України 26.05.94 N 51 (далі - НПАОП
0.00-1.08-94), та Правил будови і безпечної експлуатації парових
котлів з тиском пари не більше 0,07 МПа (0,7 кгс/кв. см),
водогрійних котлів і водопідігрівачів з температурою нагріву води
не вище 115 град. С, затверджених наказом Держнаглядохоронпраці
України 23.07.96 N 125 ( z0655-96 ) (далі - НПАОП 0.00-1.26-96). 6.2. Усі агрегати, що використовують газ, повинні бути
надземними, крім випадків, що обумовлюються технологічними
вимогами. 6.3. Усе обладнання та агрегати повинні бути обладнані
автоматикою безпеки, що забезпечує припинення надходження газу
при: вимиканні електроенергії; неприпустимому зменшенні розрідження у вихідному патрубку
зонта (для печей з відведенням продуктів згоряння під зонт); неприпустимому зниженні тиску повітря (для агрегатів,
обладнаних пальниками з примусовою подачею повітря); неприпустимому зменшенні розрідження в топці (для агрегатів,
обладнаних димосмоками або інжекційними пальниками); загасанні полум'я робочих пальників або групи пальників,
об'єднаних у блок; неприпустимому відхиленні тиску газу від заданого тиску в
пальниках. 6.4. У котельнях, що споруджуються заново, що працюють на
газовому паливі, треба передбачати контроль довибухових
концентрацій газу (20% НКМВ) з виведенням сигналу на колективну
попереджувальну сигналізацію та вмиканням аварійно-витяжної
вентиляції. 6.5. Не дозволяється встановлювати пальники інфрачервоного
випромінювання у виробничих приміщеннях категорій А, Б, В по
вибухопожежній та пожежній небезпеці, а також у складських і
підвальних приміщеннях. 6.6. У котелень ТЕС, що переводяться на газове паливо,
повинні передбачатися первинні засоби пожежогасіння згідно з
вимогами Правил експлуатації вогнегасників, затверджених наказом
Міністерства України з питань надзвичайних ситуацій та у справах
захисту населення від наслідків Чорнобильської катастрофи від
02.04.2004 N 152 ( z0555-04 ) і зареєстрованих в Мін'юсті України
29.04.2004 за N 555/9154 (далі - НАПБ Б.01.008-2004). 6.7. На котлоагрегатах, що працюють на газовому паливі, та на
їх димоходах необхідно передбачати вибухові клапани: для парових котлів з тиском пари не більше ніж 0,07 МПа
(0,7 кгс/кв. см) і водогрійних котлів з температурою води не
більше 115 град. С вибухові клапани треба передбачати відповідно
до вимог НПАОП 0.00-1.26-96 ( z0655-96 ); для парових котлів з тиском пари більше 0,07 МПа
(0,7 кгс/кв. см) і водогрійних котлів із температурою води більше
ніж 115 град. С вибухові клапани треба передбачати відповідно до
вимог НПАОП 0.00-1.08-94. 6.8. Необхідність установлення вибухових клапанів на
промислових установках, що використовують газ, та їх димоходах, а
також місця встановлення вибухових клапанів і їх кількість
необхідно визначати відповідно до норм технологічного
проектування, а при відсутності зазначених норм - визначати
проектною організацією. 6.9. Вибухові та запобіжні клапани необхідно передбачати у
верхній частині топки та димоходу, а також в інших місцях, де
можливе скупчення газу. При неможливості встановлення вибухових клапанів у місцях,
безпечних для обслуговувального персоналу, повинні бути
передбачені захисні пристрої на випадок спрацювання клапана. 6.10. Автоматика та ЗВТ котлів, що переводяться на газ,
повинні відповідати вимогам будівельних норм "Котельные
установки", затверджених наказом Держбуду СРСР 31.12.76 N 229
(далі - СНиП II-35-76), та забезпечувати такі виміри: тиск газу біля пальників після останнього (по ходу газу)
пристрою, що вимикає; тиск повітря перед пальниками (для пальників із примусовою
подачею повітря); тиск повітря в повітроводі біля пальників після останнього
шибера або дросельної заслінки та в разі потреби біля
вентиляторів; розрідження в топці та в разі потреби в димоході до шибера; розрідження або протитиск у топці. 6.11. Робочі та чергові пальники повинні бути обладнані
сигналізаторами загасання полум'я. На газопроводах, що підводять газ до пальників, повинні бути
встановлені запобіжно-запірні клапани, що спрацьовують при
зниженні тиску газу нижче рівня, що дозволяється. 6.12. На всіх агрегатах повинні встановлюватися газові
пальники, виготовлені за проектом проектної організації, що
відповідають чинним стандартам. Пальники при введенні в експлуатацію повинні бути випробувані
для перевірки їх основних показників (продуктивності, оптимальних
тисків газу та повітря, коефіцієнта інжекції, меж регулювання,
повноти згоряння газу тощо). 6.13. Пальники повинні стабільно працювати без відриву
полум'я та проскакування його всередину пальника в межах
необхідного регулювання теплового навантаження агрегата. 6.14. Для розпалювання газових пальників і спостереження за
їх роботою в топкових дверцях, у фронтальних плитах або інших
ділянках печі, доступних для обслуговування, повинні
влаштовуватися отвори з кришками. Повинне бути внеможливлене
мимовільне відкривання кришок. 6.15. Відстань від частин газових пальників, що виступають,
або їх арматури у відкритому положенні до стін або інших частин
будівлі, а також до споруд і обладнання повинна бути не менше ніж
1 м. 6.16. Для контролю за тиском газу у споживачів і в цеховому
колекторі після пристрою, що вимикає та регулює, повинен бути
встановлений прилад для виміру тиску, а також сигналізатор падіння
тиску. Крім того, прилади для виміру тиску з сигналізацією падіння
тиску повинні встановлюватися в окремих великих споживачів
або груп споживачів (при тепловій потужності більше
642 х 10 кДж/год) (10043 ккал/год). 6.17. При розміщенні агрегатів (печей) поза будівлями запірні
органи на опалювальних газопроводах повинні бути розташовані не
ближче ніж 10 м від агрегата (печі). 6.18. Агрегати з температурою в робочому просторі нижче ніж
800 град. С повинні бути оснащені засобами контролю факела кожного
пальника з винесенням світлозвукового сигналу при згасанні
пальників на щит теплотехнічного контролю. 6.19. На підводі газу до кожного агрегата з дуттьовими
пальниками повинні встановлюватися автоматичні швидкодійні
клапани, що відключають агрегат при падінні тиску газу або повітря
нижче встановлених меж. Дозволяється встановлювати один клапан на загальному підводі
газу до групи агрегатів, що споживають газ (не більше трьох), при
6їх сумарній тепловій потужності до 12,6 х 10 кДж/год (3000
ккал/год). Вибір типу швидкодійного клапана здійснює організація, що
проектує систему автоматики печі. Застосовування засувок з електропроводом, дроселів і інших
пристроїв як швидкодійний клапан, що відсікає, не дозволяється. Швидкодійні клапани, що відсікають, повинні бути зблоковані
із сигналізаторами падіння тиску газу та повітря, що встановлені
на підводі газу і повітря до агрегата, та мати ручне керування їх
відкриття. Газове обладнання котлів повинне бути оснащене спеціальними
засобами автоматики безпеки. Для агрегатів, обладнаних
інжекційними пальниками, установлення швидкодійних клапанів, що
відсікають, не вимагається, на них повинні бути встановлені
сигналізатори падіння тиску. На багатозонних агрегатах, що споживають газ, сигналізатори
встановлюються в кожній зоні. Для агрегатів тепловою потужністю до
612,6 х 10 кДж/год (3000 ккал/год) дозволяється встановлення
одного сигналізатора. Сигналізатори падіння тиску повинні бути звукові та світлові.
Місце відбору імпульсу для сигналізатора падіння тиску
визначається проектом. 6.20. Повітряний колектор агрегата, що споживає газ, повинен
бути обладнаний: сигналізатором падіння тиску повітря; приладом для виміру тиску; тупиковою продувальною свічкою; пристроями, що відключають, встановлюються перед кожним
пальником або групою пальників. Сигналізатор падіння тиску повітря не установлюється на
6агрегати тепловою потужністю до 12,6 х 10 кДж/год
(3000 ккал/год), що споживають як паливо тільки природний газ, і
за умови, що подача до них доменного, коксового та інших газів
виключена.

6.21. При проектуванні та реконструкції електропостачання
дуттьових вентиляторів і димосмоків печей, що мають більше шести
пальників або кілька зон опалення загальною тепловою потужністю не
6менше ніж 63 х 10 кДж/год (15000 ккал/год), повинне здійснюватися
від двох незалежних один від одного джерел живлення з автоматичним
вмиканням дуттьових вентиляторів і димосмоків при зникненні
напруги на одному з уводів і перемиканням на другий увід. 6.22. Відведення продуктів згоряння газу від агрегатів, що
споживають газ (печей, котлів), необхідно робити за спеціально
спорудженою системою (димохід - димар). Дозволяється для невеликих агрегатів тепловою потужністю до
60,42 х 10 кДж/год (10043 ккал/год), що працюють на природному
газі, спалювати ці гази без організованого відведення продуктів
згоряння за умови, що вони не будуть створювати в повітрі робочої
зони приміщення концентрацію шкідливих речовин вище
граничнодопустимих концентрацій, установлених стандартом "ССБТ.
Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны",
затвердженим Держстандартом СРСР 29.09.88 (далі - ГОСТ
12.1.005-88). 6.23. На димопроводах повинні бути передбачені люки для їх
чищення з кришками, що щільно закриваються. 6.24. Для регулювання тиску (розрідження) у топках або
робочому просторі агрегатів, що споживають газ, на димоходах від
кожного агрегата до загального димопроводу повинні бути
встановлені регулювальні клапани. Керування регулювальними
клапанами повинне бути винесене на робоче місце оператора, який
обслуговує агрегат. Положення регулювального клапана повинне
фіксуватися покажчиками. 6.25. Для агрегатів, обладнаних штучною тягою (ежекторами або
димосмоками), залежно від конкретних умов необхідно передбачати
один з нижче наведених заходів на випадок аварійного відключення
ежекторів або димосмоків: установлення швидкодійного клапана, що відсікає, та
сигналізатора падіння тиску повітря, що ежектується. Швидкодійний
клапан, що відсікає, установлюється на підводі газу до агрегата
або до колектора групи агрегатів, що обслуговуються одним
вентилятором, і повинен автоматично закриватися при зупинці
димосмока або ежектора. Для агрегатів з дуттьовими пальниками повинні
використовуватися швидкодійні клапани, що відсікають: за наявності обвідного лежака до димаря - автоматичне
відкриття димового клапана обводу при зупинці димосмока; за наявності резервного димосмока - автоматичне вмикання
резерву. При цьому необхідно передбачати влаштування сигналізатора
відсутності тяги димаря, зблокованого з пристроєм для
автоматичного припинення подачі газу до агрегатів, що споживають
газ. 6.26. Для постійного контролю тиску (розрідження) у топці або
робочому просторі агрегата, що споживає газ, повинні
встановлюватися відповідні прилади. 6.27. Відведення продуктів згоряння газу від агрегатів, що
споживають газ і працюють на різних видах палива, у загальний
димопровід дозволяється тоді, коли пуск агрегатів на газовому
паливі здійснюється при непрацюючих агрегатах, що використовують
інші види палива. 6.28. Топки та димопроводи агрегатів, що споживають газ і
мають температуру в робочому просторі нижче 800 град. С, повинні
бути обладнані вибуховими клапанами. Оснащення вибуховими клапанами топок і димопроводів парових і
водогрійних котлів також повинне відповідати вимогам НПАОП
0.00-1.08-94. Установлювати вибухові клапани на високотемпературних (800
град. С і вище) термічних і нагрівальних печах і коксових батареях
непотрібно. 6.29. Переобладнання агрегатів для роботи їх на газовому
паливі повинне виконуватися відповідно до проектної документації. 6.30. Вентиляція та освітлення будівель, у яких розташовані
агрегати, що споживають газ, повинні відповідати вимогам
будівельних норм і правил, що висуваються до виробництва, для
якого ці будівлі призначені. 7. Вимоги безпеки до вибухопожежонебезпечних об'єктів
газового господарства 7.1. Визначення категорій приміщень та будівель щодо
вибухопожежної та пожежної небезпеки необхідно робити відповідно
до норм технологічного проектування "Визначення категорій
приміщень та будівель щодо вибухопожежної і пожежної небезпеки",
затверджених Міністерством внутрішніх справ України 27.02.86,
узгоджених з Держбудом (далі - НАПБ Б.07.005-86). 7.2. Класифікація вибухонебезпечних зон у газових установках,
розташованих усередині та поза приміщеннями, відносно
електрообладнання, що установлено в цих зонах, повинна
здійснюватися відповідно до вимог Правил будови електроустановок.
Електрообладнання спеціальних установок (ПУЕ), затверджених
наказом Міністерства праці та соціальної політики України
21.06.2001 N 272 ( v0272203-01 ) (далі - НПАОП 40.1-1.32-01). 7.3. Установлюються такі вимоги до будівель і приміщень
газового господарства, що належать до вибухопожежонебезпечної
категорії А: 7.3.1. Будівлі та приміщення категорії А можуть бути
нарізними або прибудованими до будівель цехів інших категорій
відповідно до вимог будівельних норм "Производственные здания",
затверджених постановою Держбуду СРСР 30.12.85 N 287 (далі - СНиП
2.09.02-85*), будівельних норм "Сооружения промышленных
предприятий", затверджених постановою Держбуду СРСР 29.12.85 N 263
(далі - СНиП 2.09.03-85), та вимог нормативу "Определение
категорий помещений и зданий по взрывопожарной и пожарной
опасности", затвердженого Міністерством внутрішніх справ СРСР
27.02.86, узгодженого з Держбудом СРСР 20.12.85 N ДП 6141-1 (ОНТП
24-86) (далі - НАПБ Б.07.005-86). 7.3.2. Відстані від нарізних будівель і прибудов категорії А
до інших будівель і споруд, що обчислюються безпосередньо від
зовнішніх граней стін будівель категорії А, повинні бути незалежно
від тиску циркулювальних газів не менше величин, зазначених у
табл. 7: Таблиця 7.
(розміри в м)------------------------------------------------------------------|Найменування |Значення ||-----------------------------------------------+----------------||Будівель і споруд I і II ступеня вогнестійкості|9 ||категорій А, Б, В і III ступеня вогнестійкості | ||категорій Г і Д | ||-----------------------------------------------+----------------||Будівель і споруд IV і V ступеня вогнестійкості|12 ||категорій Г і Д | ||-----------------------------------------------+----------------||Найближчої рейки залізничних колій |10 ||-----------------------------------------------+----------------||Найближчої рейки залізничних колій гарячих |15 ||перевезень | ||-----------------------------------------------+----------------||Краю проїзної частини автомобільних шляхів |5 ||-----------------------------------------------+----------------||Закритих і відкритих електропідстанцій, |Відповідно до ||розподільних пристроїв і трансформаторних |вимог ПУЕ ||підстанцій | ||-----------------------------------------------+----------------||Місць з відкритим вогнем, а також розпеченого |25 ||коксу | ||-----------------------------------------------+----------------||Осі траси повітряної ЛЕП |Не менше ніж 1,5|| |висоти опор ||-----------------------------------------------+----------------||Утворювальної надземних газопроводів тиском 0,6|5 ||МПа (6 кгс/кв. см) і менше, що не належать до | ||даного об'єкта | ||-----------------------------------------------+----------------||Те саме при тиску газу більше від 0,6 (6 кгс/ |10 ||кв. см) до 1,2 МПа (12 кгс/ кв. см) | ||-----------------------------------------------+----------------||Інших надземних трубопроводів, що не належать |5 ||до даного об'єкта | ||-----------------------------------------------+----------------||Від обрізу фундаментів будівель категорії А і | ||зовнішніх установок до, м: | ||-----------------------------------------------+----------------||підземних водопроводів і напірної каналізації |5 ||-----------------------------------------------+----------------||самопливної каналізації |3 ||-----------------------------------------------+----------------||зовнішньої стінки каналу теплопроводів |2 |------------------------------------------------------------------ 7.3.3. Прибудування приміщень категорії А дозволяється до
будівель I і II ступеня вогнестійкості категорій Г і Д, де не
використовуються горючі гази, а також категорії А тільки при
використанні в них горючих газів. Прибудування приміщень категорії А до суспільних та побутових
приміщень не дозволяється. 7.3.4. При прибудуванні приміщень категорії А до будівель
інших категорій необхідно дотримуватися таких вимог: прибудування повинне виконуватися до будівель I і II ступеня
вогнестійкості з боку глухих газонепроникних стін, що мають межу
вогнестійкості не менше ніж REI 45; приміщення, що прибудовують, повинні мати покриття, що не
скидається, при цьому площа вікон повинна бути не менше ніж 0,05
кв. м/куб. м об'єму приміщення, що прибудовується; у стіні, що відокремлює прибудоване приміщення від інших
приміщень, дозволяється улаштування дверних прорізів, обладнаних
тамбур-шлюзами; відстань по горизонталі від бічних стін приміщень, що
прибудовують, до дверних і віконних прорізів основної будівлі
повинна бути не менше ніж 3 м. 7.3.5. До будівель категорії А дозволяється прибудовувати
електропідстанції, що належать до них, відповідно до вимог НПАОП
40.1-1.32-01 ( v0272203-01 ). 7.3.6. Будівлі газового господарства категорії А повинні бути
без горища I і II ступеня вогнестійкості. У будівлях, де циркулюють гази з відносною густиною більше
ніж 0,8 відносно до густини повітря, улаштування підвалів не
дозволяється. Не дозволяється розміщати приміщення категорії А в цокольних
поверхах та підвалах. 7.3.7. У перекриттях двоповерхових будівель категорії А
повинні передбачатися прорізи (відкриті або перекриті ґратчастим
настилом). Площа зазначених прорізів у приміщеннях, де циркулюють
гази з відносною густиною 0,8 і менше відносно до густини повітря,
повинна становити не менше ніж 15%, а в приміщеннях з газами з
відносною густиною більше 0,8 - не менше ніж 10% загальної площі
приміщення кожного поверху, уключаючи площу, займану прорізами. У виробництвах, де необхідно запобігти поширенню високо
небезпечних речовин, улаштування прорізів у міжповерхових
перекриттях не дозволяється, за винятком, коли їх улаштування
визначається технологічними вимогами. 7.3.8. Об'ємно-планувальні рішення будівель категорії А
повинні внеможливлювати утворення непровітрюваних, застійних зон
(мішків). 7.3.9. У приміщеннях категорії А, де циркулюють горючі гази з
відносною густиною більше 0,8 відносно до густини повітря, не
дозволяється влаштування незасипаних траншей, приямків, підпільних
каналів і тунелів. Улаштування відкритих приямків і незасипаних каналів
усередині приміщень категорії А дозволяється при циркуляції в них
газів з відносною густиною 0,8 і менше відносно до густини
повітря, коли канали та приямки неминучі за умовами технологічного
процесу. У цьому випадку приямки та канали глибиною більше 0,5 м
повинні бути забезпечені безперервно діючою припливною або
припливно-витяжною вентиляцією. 7.3.10. Для скління вікон і світлових ліхтарів у приміщеннях
категорії А повинне застосовуватися віконне скло. Застосовувати
армоване скло, склоблоки та склопрофіліт не дозволяється. 7.3.11. У перекритті другого поверху машинного залу повинен
бути виконаний монтажний проріз з огородженням по периметру
висотою 1,2 м. Проріз повинен бути в зоні дії крана машинного
залу. 7.3.12. Територія розміщення нарізних будівель і прибудованих
приміщень категорії А повинна мати легке огородження висотою не
менше ніж 1,25 м. 7.3.13. Об'єкти газового господарства, що споруджують заново
в приміщеннях категорії А, та зовнішні установки повинні
проектуватися з повною автоматизацією, дистанційним керуванням і
контролем з диспетчерського пункту або з суміжного приміщення, що
не має вибухонебезпечних зон для умов нормальної експлуатації без
постійного обслуговувального персоналу. 7.3.14. Обладнання в приміщеннях категорії А повинне
розміщуватися так, щоб забезпечувалися вільні проходи завширшки не
менше ніж 1,0 м як між виступаючими частинами окремих апаратів,
машин, комунікацій, так і між обладнанням і конструкціями будівлі
(стінами, колонами). 7.3.15. Розміщувати в приміщеннях категорії А та на зовнішніх
газових установках обладнання, що їх не стосується, не
дозволяється. 7.3.16. Газові колектори з надлишковим тиском в обладнанні,
що розташоване в приміщеннях категорії А, повинні прокладатися
зовні будівель. Дозволяється розміщувати їх на негорючих дахах,
дахах, що не скидаються, будівель I і II ступенів вогнестійкості
категорій Г і Д. 7.3.17. Контроль вмісту горючих газів у повітрі приміщень
категорії А повинен здійснюватися автоматичними газоаналізаторами
відповідно до газового циркулюючого середовища. Крім світлового та
звукового сигналу, автоматичний газоаналізатор повинен давати
імпульс для автоматичного вмикання аварійної вентиляції при
досягненні концентрації нетоксичних газів 20% від нижньої
концентраційної межі поширення полум'я або при досягненні
граничнодопустимої за санітарними нормами концентрації токсичних
газів у повітрі приміщення. Сигнальні лампи та звукові оповіщувачі повинні розміщуватися
в щитових приміщеннях або на вході в приміщення категорії А та
диспетчерському пункті газового господарства, а звукові, крім
цього, у машинному залі. Згідно з НАПБ А.01.001-2004 ( z1410-04 )
за відсутності газоаналізаторів необхідно здійснювати періодичний
лабораторний аналіз повітряного середовища. Відповідно до вимог будівельних норм "Отопление, вентиляция и
кондиционирование", затверджених постановою Держбуду СРСР 28.11.91
N 21 (далі - СНиП 2.04.05-91), у приміщеннях категорії А, Б
системи вентиляції повинні забезпечувати витрати повітря,
необхідні для підтримання у повітрі концентрації горючих газів,
парів або пилу такою, що не перевищує 10% від нижньої
концентраційної межі займання (або поширення полум'я) щодо газо-,
паро-, пилоповітрянних сумішей. Давачі газоаналізаторів і газоіндикаторів повинні
розміщуватися в місцях найбільш ймовірного виділення або скупчення
газів. При відсутності автоматичних газоаналізаторів контроль
загазованості приміщень повинен здійснюватися газорятівниками. 7.3.18. Вибухопожежонебезпечні об'єкти повинні бути обладнані
автоматичними установками пожежогасіння відповідно до вимог
Переліку однотипних за призначенням об'єктів, які підлягають
обладнанню автоматичними установками пожежогасіння та пожежної
сигналізації, затвердженого Міністерством України з питань
надзвичайних ситуацій та у справах захисту населення від наслідків
Чорнобильської катастрофи 22.08.2005 N 161 ( z0990-05 ),
зареєстрованого в Мін'юсті України 05.09.2005 за N 990/11270 (далі
- НАПБ Б.06.004-2005), та інших документів, в тому числі відомчих
(галузевих) переліків, узгоджених з центральним органом державного
пожежного нагляду. Проектування та монтаж автоматичних установок
пожежогасіння (АУП) та автоматичних установок пожежної
сигналізації (АУПС) проводять згідно з вимогами будівельних норм
Пожежна автоматика будинків і споруд, затверджених наказом
Держбуду України від 28.10.98 N 247 (далі - ДБН В.2.5-13-98), та
інших нормативних актів. Обов'язковою є наявність оповіщувачів пожежної сигналізації,
розташованих на вході зовні приміщення. 7.3.19. Опалення та вентиляція приміщень об'єктів газового
господарства повинні відповідати вимогам будівельних норм СНиП
2.04.05-91 та цим Правилам. 7.3.20. Системи загальнообмінної вентиляції приміщень
категорії А, прибудованих до будівель категорій Г і Д, повинні
бути відокремлені від загальнообмінних систем витяжної вентиляції
цих будівель. 7.3.21. Умикання аварійних вентиляторів повинне
забезпечуватися автоматично від газоаналізаторів при досягненні в
приміщенні граничнодопустимої концентрації шкідливих хімічних
речовин або 20% від нижньої концентраційної межі вибуховості
горючих газів з вмиканням звукового та світлового сигналу. Одночасно з уключенням аварійної витяжної вентиляції повинно
забезпечуватися відключення електроприводів насосів і компресорів
та припинятися подача газу. Крім того, згідно з СНиП 2.04.05-91
вентиляційні системи, включаючи аварійну, у вибухонебезпечних
приміщеннях повинні забезпечувати витрати повітря, необхідні для
підтримання у повітрі концентрації горючих газів, парів або пилу
такою, що не перевищує 10% від нижньої концентраційної межі
займання (або поширення полум'я) щодо газо-, паро- та
пилоповітряних сумішей. 7.3.22. Вибір та установка електрообладнання для
вибухонебезпечних зон повинні виконуватися згідно з вимогами НПАОП
40.1-1.32-01 ( v0272203-01 ) відповідно до класів
вибухонебезпечних зон, категорій та груп вибухонебезпечних сумішей
газів. Електрообладнання вибухонебезпечних зон повинне відповідати
вимогам державних стандартів на вибухозахищене електрообладнання. 7.3.23. Електропроводка силових та освітлювальних ліній в
приміщеннях категорії А повинна виконуватися з дотриманням вимог
будівельних норм "Системы автоматизации", затверджених постановою
Держбуду СРСР 18.10.85 N 175 (далі - СНиП 3.05.07-85). 7.3.24. Засоби вимірювальної техніки, засоби сигналізації та
зв'язку загального призначення, що застосовуються для контролю та
керування обладнанням у приміщеннях категорії A, повинні
розміщуватися в сусідньому відокремленому приміщенні, що не має
імпульсних трубних проводок і вибухонебезпечних зон, при цьому
розділювальна стіна повинна бути глухою, газонепроникною з межею
вогнестійкості не менше ніж REI 45. У стіні дозволяється
обладнувати отвори для введення кабелів і проводів у захисних
трубах. Увідні отвори повинні бути газонепроникними, щільно
забитими негорючими матеріалами. У приміщеннях категорії А дозволяється встановлювання
приладів та засобів автоматики загального призначення за умови
розміщення їх у герметичних шафах, що продуваються повітрям під
надлишковим тиском відповідно до вимоги НПАОП 40.1-1.32-01
( v0272203-01 ), що викидається в атмосферу. 7.3.25. У приміщеннях категорії А все технологічне,
електричне, вентиляційне, опалювальне обладнання та металеві
трубопроводи повинні бути заземлені шляхом з'єднання
струмопровідними перемичками по всій довжині даної системи в
безперервний електричний ланцюг і приєднання кожної системи не
менше ніж у двох місцях до контурів заземлення електрообладнання
та блискавкозахисту з дотриманням вимог НПАОП 40.1-1.32-01
( v0272203-01 ) і РД 34.21.122-87. Уведення в приміщення щитів і пультів керування імпульсних
трубних проводок всіх видів горючих газів незалежно від тиску не
дозволяється. 7.3.26. На всіх об'єктах газового господарства категорії А з
вибухопожежної небезпеки повинні виконуватися вимоги Правил
пожежної безпеки для коксохімічних виробництв, затверджених
наказом Мінпромполітики України 13.11.2001 N 166 (далі - НАПБ
01.039-2001). 7.3.27. На всіх ділянках газового господарства, де при
аваріях можливе виділення горючих газів, наказом по підприємству
повинні бути передбачені заходи, що внеможливлюють появу джерел
іскроутворення. На коксових батареях, що споруджуються та реконструюються,
газопідігрівники до опалювальних газопроводів з фланцевими
з'єднаннями повинні бути винесені назовні або на відкриті
майданчики, що провітрюються (проміжні майданчики на рівні поду
печей). При цьому кожна батарея повинна бути забезпечена
індивідуальним газопідігрівачем і окремою запірною арматурою на
газопроводах, що підводять та розподіляють газ. Ділянки підкантувальних приміщень діючих коксових батарей, де
розташовані підігрівачі з запірною арматурою, повинні бути
відгороджені від тунелів цегляною стіною з дверними отворами. Для постійного провітрювання приміщень на відгороджених
ділянках із машинного та коксового боків повинні бути встановлені
металеві сітки. Отвори в місцях проходження корпусів засувок з шпинделями в
кантувальне приміщення повинні бути герметизовані. На газопроводах коксового газу клинові дводискові засувки
повинні встановлюватися на горизонтальних ділянках у положенні
засувки приводом нагору. Прорізи в перекриттях, у місцях проходження корпусів засувок
та штоків у кантувальних приміщеннях повинні бути щільно
герметизовані. 7.3.28. Зниження тиску газу та підтримання його на заданому
рівні в системах газопостачання повинне здійснюватися: у газорегулювальних пунктах (ГРП), що споруджують на
території підприємств; у газорегулювальних установках (ГРУ), що споруджують у
приміщеннях, де розташовані агрегати, що споживають газ. 7.3.29. ГРП і ГРУ залежно від величини тиску газу на вході в
них поділяються на: ГРП і ГРУ середнього тиску з тиском газу від 0,1 МПа до 0,3
МПа (1 кгс/кв. см до 3 кгс/кв. см); ГРП і ГРУ високого тиску з тиском газу від 0,3 МПа до 1,2 МПа
(3 кгс/кв. см до 12 кгс/кв. см). 7.3.30. Вимоги до розміщення, улаштування та випробування ГРП
та ГРУ наведені в підпунктах 7.3.30.1.-7.3.30.21. 7.3.30.1. ГРП залежно від призначення та технологічної
потреби треба розміщувати: у нарізних приміщеннях або в прибудовах до будівель, що
відповідають вимогам підпунктів 7.3.1-7.3.13, при цьому частину
обладнання ГРП (засувки, фільтри, скидні запобіжні клапани тощо)
дозволяється розміщувати на обгороджених майданчиках поза
приміщенням ГРП; на дахах виробничих будівель I, II, III ступенів
вогнестійкості, де розміщуються споживачі газу, при цьому межа
вогнестійкості конструкції дахів повинна бути не менше ніж REI 45,
утеплювач дахів виконаний з негорючих та важкогорючих матеріалів; у шафах, установлених на стінах зовні будівель, де
споживається газ, що мають ступінь вогнестійкості не нижче III,
при цьому відстань від бічних стінок шаф до вікон, дверей та інших
прорізів по горизонталі повинна бути не менше 1 м, а до проїзної
частини шляхів - не менше ніж 3 м. Розміщення шафових ГРП під
вікнами будівель не дозволяється. Шафи ГРП повинні бути з
негорючих матеріалів і мати в верхній та нижній частинах отвори
для вентиляції. Шафи повинні обігріватися гарячою водою або парою.
Стінки шаф повинні бути теплоізольовані, а дверцята їх закриватися
на замок; у шафах, що установлюються поза будівлями на нарізних опорах
з негорючих матеріалів, на опорах та майданчиках газопроводів; на відкритих обгороджених майданчиках під піддашками, якщо в
даних кліматичних умовах забезпечується нормальна робота
обладнання. 7.3.30.2. Прибудування приміщень ГРП до адміністративних та
санітарно-побутових приміщень, а також розміщення на стінах цих
приміщень шафових ГРП не дозволяється. 7.3.30.3. Ширина основних проходів у приміщенні ГРП повинна
бути не менше ніж 0,8 м. Другий вихід з приміщення регуляторів ГРП
повинен передбачатися при довжині приміщення більше ніж 6 м. 7.3.30.4. Приміщення ГРП повинне мати природну, постійно
діючу вентиляцію, що забезпечує не менше трикратного повітрообміну
за 1 годину. 7.3.30.5. При ГРП повинне бути передбачене приміщення ЗВТ з
окремим входом (виходом), відділене від приміщення регуляторів
газонепроникною, глухою стіною з межею вогнестійкості не менше ніж
REI 45. У цьому приміщенні повинен установлюватися телефон прямого
зв'язку з диспетчерським пунктом газового господарства
підприємства. 7.3.30.6. ГРУ у відкритому або шафовому виконанні необхідно
розміщувати безпосередньо в приміщеннях цехів і котелень, де
розташовані агрегати, що споживають газ, незалежно від тиску газу
на вході в ГРУ. Приміщення, де розміщуються ГРУ, повинні належати до
категорій Г і Д і бути не нижче ніж III ступінь вогнестійкості. Не дозволяється розміщувати ГРУ у вбудованих приміщеннях,
ізольованих від інших будівель цеху (наприклад, у пунктах
керування, щитових приміщеннях тощо), а також під основними
робочими майданчиками, у замкнутих заглиблених місцях та під
сходовими маршами. 7.3.30.7. Дозволяється влаштування як однієї ГРУ для всіх
цехових споживачів, так і декількох у кожної окремо розміщеної
групи агрегатів, що споживають газ. Подача газу від однієї ГРУ до агрегатів, що споживають газ,
розташованих в інших приміщеннях будівлі, дозволяється за умови
забезпечення в будь-який час доби вільного доступу
обслуговувального персоналу в приміщення, де встановлені ГРУ та
агрегати, що споживають газ. 7.3.30.8. ГРУ повинні розміщуватися в легко доступних для їх
обслуговування місцях, де внеможливлюється їх механічне
ушкодження, відсутні вібрація та теплові впливи. Ці місця повинні
провітрюватися та освітлюватися. ГРУ повинні знаходитися на
відстані не менше ніж 5 м від місця вивантаження, зберігання та
транспортування гарячого продукту або бути відгороджені від нього
негорючою перегородкою. Відкриті ГРУ повинні мати огородження з
негорючих матеріалів. 7.3.30.9. Кожна лінія ГРП та ГРУ повинна мати фільтр,
запобіжно-запірний клапан, регулятор тиску газу, свічки, пристрої,
що вимикають, з високої та низької сторін, манометри для виміру
тиску після регулятора та перепаду тиску на фільтрі. Кожен вузол ГРП та ГРУ, що складається з паралельно включених
ліній, повинен мати обвідний газопровід (байпас) з двома
пристроями, що вимикають, та свічкою між ними, скидний запобіжний
клапан на низькій стороні (кількість їх визначається проектом), а
також манометри, що реєструють тиск на газових колекторах ГРП з
високої та низької сторін. Перед скидними запобіжними клапанами
пружинного типу дозволяється встановлювати арматуру, що вимикає,
яка повинна бути опломбована у відкритому положенні. У ГРП, що проектуються заново, байпас треба розміщувати зовні
приміщення. У шафових ГРП та ГРУ за наявності резервної лінії регулювання
влаштування байпасу необов'язкове. 7.3.30.10. На кожній лінії регулювання повинні бути
струмопровідні перемички в обхід усіх фланцевих з'єднань та
арматури; імпульсний опір заземлювача розтіканню струму повинен
бути не більше ніж 10 Ом. 7.3.30.11. Для цехів, що не допускають за умовами виробництва
перерв у подачі газу, установлення запобіжно-запірних клапанів на
ГРП та ГРУ не дозволяється. 7.3.30.12. Замість установлення фільтрів на кожній лінії ГРП
дозволяється централізоване установлення фільтрів поза приміщенням
ГРП при обов'язковій наявності резервного фільтра. У ГРП та ГРУ,
видалених від попереднього ГРП цієї системи, що має фільтри, або
від пункту очищення газу менше ніж на 1000 м, установлення
фільтрів необов'язкове. Вісцинові фільтри та сепаратори, що встановлюються перед ГРП
або на пунктах очищення газу на вводах газопроводів на
підприємства та працюють під тиском більше ніж 0,07 МПа (0,7
кгс/кв. см), повинні відповідати вимогам Правил будови і безпечної
експлуатації посудин, що працюють під тиском, затверджених наказом
Держнаглядохоронпраці України 18.10.94 N 104 (далі - НПАОП
0.00-1.07-94). 7.3.30.13. ГРП та ГРУ повинні мати сигналізацію про
підвищення та зниження тиску газу понад установлені межі на
низькій стороні з виведенням сигналів у диспетчерський пункт або
приміщення чергового персоналу. 7.3.30.14. Скидні запобіжні клапани на ГРУ та ГРП, у тому
числі вбудовані в регулятори тиску, повинні забезпечувати повне
відкриття клапана та скидання надлишкової кількості газу через
свічки при перевищенні розрахункового тиску більше ніж на 15%. Діаметр свічки після запобіжного клапана повинен бути не
менше діаметра вихідного патрубка клапана. 7.3.30.15. Фланцеві з'єднання відмикальних пристроїв кожної
лінії ГРП до та після регулятора повинні мати з боку регулятора
оброблені прокладні кільця, замість яких при вимиканні лінії на
ремонт повинні встановлюватися листові заглушки. 7.3.30.16. Після регулятора тиску перед засувкою повинна
встановлюватися продувна свіча для настроювання регулятора, яка
розрахована на пропускання не менше ніж 15% газу від
продуктивності регулятора. 7.3.30.17. На газопроводах, що підводять газ до ГРП, у тому
числі до шафових, зовні приміщень (шаф) треба передбачати штуцери
для періодичного спускання конденсату в спеціальні ємності. 7.3.30.18. На газопроводах, що підводять та відводять газ, до
та після ГРП на відстані не ближче ніж 5 м та не далі ніж 100 м
від приміщення регулятора повинні встановлюватися пристрої, що
вимикають. Зазначені пристрої, що вимикають, можна не
встановлювати, якщо вони передбачені на відводі від міжцехового
газопроводу та на вводі в цех не далі ніж 100 м від приміщення
регуляторів ГРП. Засувка не встановлюється також після ГРП, що
постачає газ тільки одному цеху (об'єкту). Перед ГРП повинна
встановлюватися засувка з електроприводом. 7.3.30.19. На газопроводі до ГРУ повинен установлюватися
пристрій, що вимикає. Установлення пристрою, що вимикає, на
газопроводі за ГРУ не потрібне. 7.3.30.20. Скидні свічки від запобіжних скидних клапанів
повинні виводитися на висоту відповідно до вимог пункту 3.14 цих
Правил. 7.3.30.21. Рівні звуку при експлуатації ГРП та ГРУ на
постійних робочих місцях та на території підприємства не повинні
перевищувати значень, передбачених вимогами Державних санітарних
норм шуму, ультразвуку та інфразвуку, затверджених постановою
Головного санітарного лікаря України 01.12.99 N 37 ( va037282-99 )
(далі - ДСН 3.3.6.037-99). 7.3.31. Згідно з підпунктом 5.1.37 НАПБ А.01.001-2004 у
приміщеннях категорії А, Б, В за вибухопожежною та пожежною
небезпекою повинне бути забезпечено дотримання вимог електричної
іскробезпеки згідно з вимогами стандарту "Пожаровзрывобезопасность
статического электричества. Общие требования", затвердженого
Міждержавною Радою по стандартизації 21.10.93 (далі - ГОСТ
12.1.018-93), та вимог Правил захисту від статичної електрики,
затверджених наказом Держнаглядохоронпраці України від 22.04.97
N 103 (далі - НПАОП 0.00-1.29-97). 7.3.32. Згідно з підпунктом 7.7.15 Правил пожежної безпеки в
Україні, затверджених наказом Міністерства України з питань
надзвичайних ситуацій та у справах захисту населення від наслідків
Чорнобильської катастрофи 19.10.2004 N 126 ( z1410-04 ),
зареєстрованих у Міністерстві юстиції України 04.11.2004 за
N 1410/10009 (далі - НАПБ А.01.001-2004), покриття підлог у
приміщеннях категорії А, Б і покриття території у межах
вибухонебезпечних зон класу 1 та 2 згідно з НПАОП 40.1-1.32-01
( v0272203-01 ) має виконуватися з негорючих і таких матеріалів,
що при ударах не дають іскор. 7.3.33. Конструкція вікон, фрамуг, дверей, металевих
майданчиків, містків і сходів у таких вибухопожежонебезпечних
приміщеннях і вибухонебезпечних зонах згідно з НПАОП 40.1-1.32-01
( v0272203-01 ) мають унеможливлювати іскроутворення. 7.3.34. Над вибухонебезпечними зонами будь-якого класу (як у
приміщеннях, так і в зовнішніх вибухонебезпечних установках) не
допускається розміщувати електрообладнання (світильники,
прожектори, з'єднувальні коробки тощо) без засобів вибухозахисту
та прокладати електропроводи і кабелі над цими зонами способами,
що не допускаються у вибухонебезпечних зонах відповідно до НПАОП
40.1-1.32-01 ( v0272203-01 ). 7.3.35. На електродвигуни, світильники, інші електричні
машини, апарати та обладнання, установлені у вибухонебезпечних або
пожежонебезпечних зонах, повинні бути нанесені знаки, що вказують
на їх ступінь захисту згідно з чинними стандартами. 7.3.36. У приміщеннях категорії А, Б, В за вибухопожежною та
пожежною небезпекою повинні застосовуватись інструменти з
кольорових металів або сплавів, що не утворюють іскор під час
роботи. 7.3.37. У вибухонебезпечних виробничих і складських
приміщеннях відповідно до вимог стандарту "Взрывобезопасность.
Общие требования", затвердженому Держстандартом СРСР 28.06.76
N 1581 (далі - ГОСТ 12.1.010-76*) і НАПБ А.01.001-2004
( z1410-04 ) забороняється застосування відкритого вогню. 7.3.38. Виробничі та складські приміщення необхідно
обладнувати первинними засобами пожежогасіння, керуючись вимогами
НАПБ Б.01.008-2004 ( z0555-04 ) і Правилами пожежної безпеки для
коксохімічних виробництв, затверджених наказом Мінпромполітики
України від 13.11.2003 N 166 (далі - НАПБ 01.039-2001). 7.3.39. На обладнанні, що становить небезпеку займання,
відповідно до вимог підпункту 7.7.5 НАПБ А.01.001-2004
( z1410-04 ) необхідно вивішувати знаки, що забороняють
застосування відкритого вогню, а також знаки, що попереджують про
наявність пожежонебезпечних речовин і відповідають вимогам
стандарту "Цвета сигнальные. Знаки безопасности", затвердженого
Держстандартом СРСР 24.05.76 N 1267 (далі - ГОСТ 12.4.026-76). 7.3.40. Електрообладнання повинне мати захист від струмів
короткого замикання та перевантаження відповідно до вимог НПАОП
40.1-1.32-01 ( v0272203-01 ) та ПУЕ. 7.3.41. Шляхи евакуації з виробничих будівель і споруд
повинні відповідати вимогам стандарту "Пожарная безопасность.
Общие требования", затвердженого Держстандартом СРСР 14.06.91
N 875 (далі - ГОСТ 12.1.004-91), та СНиП 2.09.02-85*; а шляхи
евакуації з галерей та естакад - вимогам СНиП 2.09.03-85. 8. Вимоги безпеки до машинних залів (МЗ), обладнаних
відцентровими нагнітачами коксового газу, газопідвищувальних (ГПС)
і газокомпресорних станцій (ГКС), що проектуються заново та
побудовані 8.1. Планування території навколо машинного залу (далі - МЗ)
та будівельні конструкції, що їх обгороджують, повинні
внеможливлювати попадання води в заглиблені приміщення МЗ при
аваріях на насосних оборотного водопостачання та первинних газових
холодильниках, а також при підвищенні рівня ґрунтових вод. Проекти
нових МЗ повинні внеможливлювати влаштування заглиблених
приміщень. 8.2. Приміщення для розміщення нагнітачів коксового газу
повинне мати двоє маршових сходів з виходом назовні, розташованих
у протилежних кінцях приміщення. 8.3. З метою зменшення вібрації фундаментні опори під
нагнітачі не повинні з'єднуватися з конструкціями будівель, а
газопроводи та трубопроводи не повинні жорстко кріпитися до опор. 8.4. Пропарювання та продування нагнітачів повинно
виконуватися парою низького тиску. 8.5. На газопроводах, що підводять і відводять газ до кожного
нагнітача, повинні встановлюватися дискові засувки та при них
пристрої для установлення заглушок з боку нагнітача. 8.6. У разі виникнення аварійних ситуацій поза машинним залом
повинні передбачатися пости для відключення та зупинки нагнітачів
коксового газу. 8.7. Для машинних залів, що проектуються заново, необхідно
передбачати влаштування обгороджених прорізів у перекритті між
першим і другим поверхами загальною площею не менше ніж 15% від
загальної площі приміщень поверху. 8.8. Кількість резервних нагнітачів установлюється нормами
технологічного проектування. 8.9. МЗ повинен забезпечуватися такими видами зв'язку: загальнозаводським; прямим телефонним зв'язком із коксовим цехом,
газопідвищувальною та газорятувальною станціями та диспетчером
підприємства. 8.10. ГПС та ГКС станції горючих газів повинні
експлуатуватися з надлишковим тиском на лінії усмоктування. Газопідвищувальні станції повинні обладнуватися відцентровими
нагнітачами, а газокомпресорні - поршневими або відцентровими
компресорами. 8.11. При спорудженні двоповерхових ГПС і ГКС із
розташуванням на другому поверсі машин із електродвигунами, а на
першому поверсі газопроводів і іншого обладнання, обидва поверхи
повинні бути з'єднані не менше ніж двома маршовими сходами,
розташованими в протилежних кінцях будівлі з безпосереднім виходом
назовні. 8.12. ГПС і ГКС повинні розміщуватися в окремих будівлях.
Дозволяється їх розміщення в прибудовах до будівель, якщо їх
розміщення в нарізних будівлях є неможливим. 8.13. Будівельні рішення по ГПС і ГКС повинні бути
аналогічними МЗ відповідно до пунктів 8.2, 8.3. 8.14. Ширина основного проходу вздовж приміщень і поміж
машинами повинна бути не менше ніж 1,5 м і забезпечувати
встановлення кришок кожухів, роторів і іншого обладнання. 8.15. ГПС і ГКС, що працюють без постійного обслуговуючого
персоналу, повинні бути обладнані автоматичною пожежною
сигналізацією. 8.16. МЗ, ГПС і ГКС повинні бути обладнані аварійною витяжною
вентиляцією, а електродвигуни, що встановлюються в них, повинні
відноситися до 1 категорії надійності електропостачання. Керування основним обладнанням ГПС і ГКС повинне бути
дистанційним. Крім того, на місцевому щиті повинні бути
встановлені аварійні кнопки "Стоп" для ручної аварійної зупинки
кожного електродвигуна. 8.17. Продування нагнітачів і компресорів, що працюють на
коксовому газі, повинне виконуватися парою. 8.18. Місця можливих витоків газу повинні бути ущільнені. 8.19. На газопроводах ГПС і ГКС, що підводять і відводять
газ, повинні бути встановлені засувки з електроприводом, що
дозволяють при необхідності відключити всю станцію. На газопроводах кожного газонагнітача або газокомпресора, що
підводять і відводять газ, для їх відключення від колекторів
повинні встановлюватися дискові засувки. При тиску газу вище
0,04 МПа (0,4 кгс/кв. см) повинні передбачатися пристрої для
установлення заглушок. Заглушки повинні встановлюватися з боку
газонагнітача або газокомпресора. 8.20. Для монтажу, демонтажу та ремонту газонагнітачів і
газокомпресорів і їх електродвигунів у приміщеннях станцій повинні
встановлюватися вантажопідйомні механізми. У заново споруджуваних
ГПС і ГКС при кількості агрегатів більше двох повинні
встановлюватися крани з електроприводом, що відповідають вимогам
Правил будови і безпечної експлуатації вантажопідіймальних кранів,
затверджених Міністерством праці та соціальної політики України
20.08.2002 N 409 ( v0409203-02 ) (далі - НПАОП 0.00-1.03-02). 8.21. Для відведення конденсату з нижньої частини корпусів
газодувок і нагнітачів і з найбільш низьких місць газопроводів
повинні бути встановлені конденсатовідвідники. Висота водяного
затвора конденсатовідвідника повинна відповідати розрахунковому
тиску газу плюс 5,0 кПа (500 мм.вод.ст.), але не менше ніж
20,0 кПа (2000 мм.вод.ст.). 8.22. Для запобігання зниженню тиску газу в колекторах, що
підводять газ, нижче припустимої межі 0,5 кПа (50 мм.вод.ст.) на
ГПС, що заново споруджуються або реконструюються, повинні
здійснюватися такі рішення: З'єднання колекторів ГПС, що підводять і відводять газ,
обвідним газопроводом (байпасом) із установленим на ньому
дросельним клапаном, що спрацьовує від автоматичного регулятора
при зниженні тиску газу в газопроводі, що підводить газ, нижче
1,0 кПа (100 мм.вод.ст.) та перепускає частину газу з
нагнітального колектора в усмоктувальний; Улаштування світлозвукової сигналізації, що автоматично подає
сигнали на робочі місця машиністів або на диспетчерський пункт
газового господарства при зниженні тиску газу на лінії
усмоктування менше 0,5 кПа (50 мм.вод.ст.); При зниженні тиску газу нижче 0,5 кПа (50 мм.вод.ст.) повинне
спрацьовувати автоблокування почергової зупинки нагнітачів із
метою скорочення продуктивності станції при зменшенні надходження
до неї газу. Крім того, для зупинки всіх нагнітачів одночасно на
щиті ЗВТ ГПС і у диспетчерському пункті газового господарства
повинен бути встановлений аварійний ключ. 8.23. При наявності централізованого змащення підшипників
повинне бути передбачене блокування, що забезпечує зупинку
електродвигунів машин при зниженні тиску масла в системі нижче
встановленої паспортом припустимої межі. У схемі блокування повинне передбачатися теплове реле
контролю нагрівання підшипників, а також реле осьового зсуву. 8.24. На ГПС, що споруджуються заново, повинні
застосовуватися газодувки та нагнітачі з фланцями з
ущільнювальними канавками по поверхні рознімання. 8.25. При проектуванні, виготовленні, реконструкції та
експлуатації поршневих компресорних установок необхідно
дотримуватися вимог Правил будови і безпечної експлуатації
стаціонарних компресорних установок, повітропроводів і
газопроводів, затверджених Держгіртехнаглядом СРСР 07.12.71 (далі
- НПАОП 0.00-1-13-71). Газопроводи всіх ступенів компресії кожного компресора
повинні бути послідовно з'єднані байпасами з установленими на них
засувками. Крім того, газопроводи останнього ступеня нагнітання
повинні бути з'єднані з колектором, що підводить газ, для скидання
газу в аварійних випадках. 8.26. Для зменшення вібрації газопроводів, що викликана
пульсацією тиску газу, газопроводи повинні прокладатися з
мінімальною кількістю поворотів максимально можливого радіуса. Для
поршневих компресорів, що працюють паралельно на загальний
колектор, обов'язковою є установлення буферної ємності після
кожного компресора. 8.27. Аварійне скидання газу в атмосферу, а також скидання
середовища при обкатуванні компресорів після ремонтів повинне
виконуватися з нагнітальної лінії останнього ступеня через
глушник. Глушник аварійних продувань повинен завжди бути з'єднаний
з атмосферою. Засувка, що вимикає, повинна розташовуватися до
глушника. 8.28. Арматура газопроводів усередині компресорної станції
повинна бути сталевою незалежно від тиску. 8.29. Посудини та апарати компресорної установки, що
відносяться до посудин, що працюють під тиском, повинні бути
обладнані засобами вимірювальної техніки та запобіжними пристроями
відповідно до вимог НПАОП 0.00-1.07-94. 8.30. Вода з газового холодильника повинна відводитися в
виробничу каналізацію. Дозволяється скидання води після газових холодильників у
загальну каналізацію або в інші оборотні цикли за умови
установлення на відвідному водопроводі за холодильником (за ходом
води) пристрою, що забезпечує скидання газу в атмосферу. Цей
пристрій повинен виключати попадання газу в загальну каналізацію
при ушкодженні водяних трубок у холодильнику. Зливання відпрацьованої води повинне здійснюватися з розривом
струменя в загальну зливальну лійку, встановлену в зручному для
спостереження місці. На окремо діючих каналізаційних системах компресорних станцій
повинні бути улаштовані свічки для відведення газу з каналізації в
атмосферу. 8.31. На газопроводі компресорної станції до та після
сепаратора повинні бути встановлені засувки. На сепараторах повинні бути встановлені скидний запобіжний
клапан і автоматичний регулятор рівня конденсату. При незначній кількості виділення конденсату з газу замість
установлення регулятора рівня дозволяється улаштування
світлозвукової сигналізації оповіщення машиністів або диспетчера
про нагромадження конденсату в сепараторі до встановленого рівня. На корпусі сепаратора повинні бути люки для періодичного
чищення внутрішньої порожнини сепаратора. 8.32. На газопроводах останнього ступеня нагнітання кожного
компресора повинен бути встановлений зворотний клапан із
розміщенням його ближче до вихідного колектора. У випадку відсутності сепараторів на газопроводі останнього
ступеня нагнітання повинен бути встановлений скидний запобіжний
клапан. 8.33. Електродвигуни компресорів повинні мати автоматичне
вимкнення при зниженні тиску газу в газопроводі усмоктування,
тиску охолоджувальної води та мастильної оливи нижче встановленої
межі та підвищенні температури охолоджувальної води та мастильної
оливи вище встановленої межі. При цьому повинен подаватися сигнал на робоче місце машиніста
або в диспетчерський пункт (при роботі станції без персоналу). 8.34. Підготування монтажних робіт, ревізія компресорів, їх
монтаж, випробування та прийняття повинні відповідати вимогам
будівельних норм "Технологическое оборудование и технологические
трубопроводы", затверджених постановою Держбуду СРСР від 07.05.84
N 72 (далі - СНиП 3.05.05-84). 9. Вимоги безпеки до газоскидних пристроїв (ГСП) 9.1. Газоскидні пристрої (ГСП) призначені для періодичного
спалювання надлишків коксового газу та скидання продуктів
спалювання в атмосферу при підвищенні тиску коксового газу в
системі газопроводів понад припустимий рівень експлуатації.
Скидання сірководневого газу через ГСП не дозволяється. 9.2. Пуск і експлуатація коксових батарей без діючого ГСП не
дозволяється. 9.3. Робота ГСП повинна бути автоматизована. ГСП повинні
автоматично включатися при підвищенні тиску газу в газопроводах
понад заданий та бути обладнані пальниками з постійно діючим
запальником або запальним пристроєм, що вмикається автоматично. Незалежно від наявності постійно діючого або автоматичного
запальника, як резерв, повинне передбачатися ручне дистанційне
підпалювання газу. ГСП повинні автоматично відключатися при падінні тиску газу
до заданої величини. 9.4. ГСП повинні перебувати на відстані не менше ніж 30 м по
горизонталі від сусідніх споруд і їх обслуговуючих майданчиків.
Якщо ця вимога нездійснима, то устя газозбірного пристрою повинне
бути виведене на висоту, що перевищує сусідні будівлі, споруди та
обслуговуючі майданчики не менше ніж на 15 м. Відстань від ГСП до
складів вибухопожежонебезпечних продуктів повинна бути не менше
ніж 75 м. 9.5. Устя ГСП, що споруджуються заново, повинне бути на
висоті, обумовленій розрахунком проектної організації, але не
нижче ніж 50 м від рівня землі (при скиданні газів у кількості не
більше ніж 15000 куб. м/годину висота скидання повинна бути не
менше ніж 30 м). 9.6. Газові пальники, розташовані в усті ГСП, повинні
забезпечувати повноту згоряння газу та продуктів спалювання, що
скидаються в атмосферу, і відповідати вимогам Державних санітарних
правил охорони атмосферного повітря населених місць, затверджених
наказом Міністерства охорони здоров'я України від 09.07.97 N 201
( v0201282-97 ) (далі - ДСП 201-97). 9.7. ГСП повинні бути обладнані засобами сигналізації,
контролю з диспетчерського пункту газового господарства або іншого
чергового приміщення, у якому розміщуються щити керування та є
черговий персонал. 9.8. Газоскидні клапани та майданчики для обслуговування
повинні розташовуватися нижче устя ГСП не менше ніж на 10 м. Над
майданчиком обслуговування повинен бути встановлений теплозахисний
екран. Усі конструкції вище екрана, в тому числі стояки, пальники,
драбини, повинні бути виготовлені з жароміцних сталей. 9.9. На ГСП повинні бути передбачені засоби механізації
ремонтних робіт. Підіймання вантажів на майданчик обслуговування
газоскидних клапанів повинне здійснюватися шляхом установлення
стаціонарного вантажопідіймального механізму.
9.10. ГСП повинні бути обладнані блискавкозахистом відповідно
до РД 34.21.122-87, а також при висоті свічки більше ніж 50 м -
денним маркуванням і світловим огородженням відповідно до
нормативних вимог. 9.11. Приміщення ГСП повинні мати прямий телефонний зв'язок
із диспетчерським пунктом газового господарства, а майданчики біля
газоскидних клапанів - із приміщенням ГСП. 9.12. Електроприймачі ГСП повинні відноситися до першої
категорії надійності електропостачання. 10. Вимоги безпеки до засобів вимірювальної техніки 10.1. Засоби вимірювальної техніки (ЗВТ), що застосовуються в
газовому господарстві, дозволяється використовувати тільки за
умови їх повірки. Періодичній метрологічній повірці підлягають такі засоби
вимірювальної техніки: 10.1.1. Тягонапороміри, манометри показувальні, самописні,
дистанційні - не рідше ніж 1 раз на 12 місяців. 10.1.12. Переносні та стаціонарні стандартизовані
газоаналізатори, сигналізатори довибухових концентрацій газу - не
рідше ніж 1 раз на 6 місяців, якщо інший термін не встановлений
заводом-виготовлювачем. 10.2. Експлуатація газового обладнання з відімкненими
засобами вимірювальної техніки, блокування та сигналізації,
передбаченими проектом, не дозволяється. 10.3. Прилади, що вилучені для ремонту або повірки, повинні
негайно замінюватися на ідентичні, в тому числі за умовами
експлуатації. 10.4. Засоби вимірювальної техніки повинні бути розташовані в
місцях, зручних для спостереження, обслуговування та захисту їх
від можливих ушкоджень. Для зміни приладів повинні бути
передбачені пристрої, що вимикають. 10.5. У приміщеннях категорії А, як первинні прилади, повинні
застосовуватися вибухобезпечні давачі витрати та тиску горючих
газів. Для приміщень категорії А при відсутності вибухобезпечних
давачів горючих газів дозволяється застосування зазначених давачів
загального призначення за умови розміщення їх зовні будівлі цеху в
закритих шафах, що обігріваються. Шафи в верхній частині повинні
мати свічку, а в нижній частині - отвори для вентиляції. Давачі
можна розташовувати відкрито поблизу місць відбирання імпульсів, у
шафах і в спеціальних приміщеннях давачів, що відповідають вимогам
п. п. 10.4 і 10.6 цих Правил. У приміщеннях категорій Г (у яких не циркулюють горючі гази)
та Д дозволяється застосування електричних давачів загального
призначення. 10.6. У постах керування та щитових приміщеннях повинні
встановлюватися тільки вторинні вимірювальні прилади витрати та
тиску горючих газів. Уведення імпульсних трубних проводок горючих
газів у ці приміщення незалежно від тиску газу не дозволяється. 10.7. Введення імпульсних трубних проводок горючих газів у
вбудовані приміщення цехів категорій Г і Д із установленням у них
давачів загального призначення або газоаналізаторів дозволяється
за умови, якщо вбудоване приміщення сполучене з цехом відкритими
прорізами, розташованими у верхній та нижній частинах убудованого
приміщення. При цьому площа прорізів у верхній частині повинна
бути не менше ніж 15%, а в нижній частині, не менше 10% площі
убудованого приміщення. 10.8. Закриті вбудовані приміщення в існуючих будівлях цехів
категорії Г і Д повинні бути обладнані вентиляцією, що забезпечує
шестиразовий обмін повітря за 1 годину при застосуванні коксового
та доменного газів і триразовий при застосуванні природного газу з
виведенням вентиляційних викидів осторонь від найближчих робочих
місць. Такі вимоги повинні виконуватися тоді, коли в ці приміщення
введені імпульсні трубні проводки горючих газів, а влаштування
прорізів у них для сполучення з цехом згідно з вимогами п. 10.4
цих Правил неможливе. 10.9. Категорії приміщень прибудов до будівель цехів (наглухо
відділені від них) для розміщення давачів горючих газів (або
газоаналізаторів) повинні визначатися розрахунком згідно з НАПБ
Б.07.005-86. Якщо прибудоване приміщення сполучається з будівлею цеху
відкритими прорізами відповідно до вимог п. 10.4 цих Правил, воно
повинне бути віднесене до категорії будівлі цеху. При розміщенні давачів у шафах останні повинні мати в верхній
та нижній частинах отвори для вентиляції, а також пристрій для
обігрівання, якщо цех не опалюється. Приміщення давачів дозволяється розміщувати безпосередньо під
міжцеховими трубопроводами, до яких вони відносяться. При цьому
відстань від покрівлі приміщення до нижньої утворюючої
трубопроводу в просвіті повинна бути не менше ніж 2 м. 10.10. Прокладання імпульсних трубних проводок повинне
виконуватися відповідно до вимог СНиП 3.05-07-85. 10.11. При розташуванні імпульсних трубних проводок вологого
газу, вимірювальних діафрагм, давачів і регулювальної арматури
(дросельні клапани тощо) поза приміщеннями або в неопалюваних
приміщеннях повинне бути передбачене їх утеплення. 10.12. Приєднання засобів вимірювальної техніки до газових
апаратів та газопроводів повинне здійснюватися металевими
трубками. При тиску газу до 0,1 МПа (1 кгс/кв. см) дозволяється
приєднувати прилади за допомогою гумовотканинних рукавів, що
відповідають стандарту "Рукава резиновые для газовой сварки и
резки металлов" класу I на робочий тиск до 0,6 МПа (6 кгс/ кв. см)
(далі - ГОСТ 9356-75*) або іншим державним стандартам, якщо
технічні вимоги до рукавів будуть відповідати вимогам згаданого
стандарту. Гумовотканинні рукави повинні закріплюватися на штуцерах
газопроводів та приладів хомутами. 10.13. Ширина проходів між щитами ЗВТ і обладнанням або
стіною будівлі повинна бути не менше ніж 0,8 м. 10.14. Метрологічні характеристики засобів вимірювальної
техніки та автоматичних систем керування, що застосовуються при
проектуванні та експлуатації об'єктів газового господарства,
повинні відповідати вимогам: технологічних регламентів для виробництва продукції на
коксохімічних підприємствах, затверджених у встановленому порядку; нормативних документів на методики виконання вимірювань, що
використовуються при контролі викидів шкідливих речовин у повітрі
робочої зони. ЗВТ повинні забезпечувати проведення необхідних вимірювань і
обліку енергоресурсів у регламентованих діапазонах і з
встановленими похибками. 11. Вимоги безпеки при спорудженні газопроводів і газових
установок 11.1. Труби та матеріали 11.1.1. Для спорудження газопроводів повинні застосовуватися
сталеві безшовні, прямошовні та спіральношовні труби, виготовлені
з сталей, що добре зварюються та містять не більше ніж 0,27%
вуглецю, 0,05% сірки та 0,04% фосфору, або сталевий лист, що
відповідає зазначеним вимогам. 11.1.2. При проектуванні нових міжцехових і цехових
газопроводів всіх горючих газів і тих, що реконструюються, крім
рідкої фази зріджених вуглеводневих газів, у районах із
розрахунковою зимовою температурою зовнішнього повітря до мінус
40 град. С треба застосовувати сталеві труби, зазначені в табл. 8. 11.1.3. Труби, зазначені в табл. 8, треба також застосовувати
для спорудження газопроводів парової фази зріджених вуглеводневих
газів тиском до 1,6 МПа (16 кгс/ кв. см) включно. 11.1.4. За розрахункову зимову температуру повітря при виборі
сталевих труб, призначених для будівництва газопроводів, повинна
прийматися температура найбільш холодної п'ятиденки. 11.1.5. Для газопроводів рідкої фази зріджених вуглеводневих
газів тиском до 1,6 МПа (16 кгс/ кв. см) включно та розрахунковою
температурою зовнішнього повітря до мінус 40 град. С необхідно
застосовувати безшовні труби. При цьому труби, що повинні
відповідати вимогам стандарту "Трубы стальные бесшовные
горячедеформированные. Технические требования", затвердженого
Держстандартом СРСР 30.06.87 N 2987 (далі - ГОСТ 8731-87),
рекомендується застосовувати тільки для трубопроводів рідкої фази
при тиску вище ніж 0,6 МПа (6 кгс/ кв. см). Дозволяється
застосовувати для цих трубопроводів: електрозварні труби діаметром менше ніж 50 мм; електрозварні труби діаметром 50 мм і більше за умови, що
100% зварених швів цих труб піддані контролю неруйнівними методами
та випробуванню на розтягування. Перелік електрозварних труб наведений в табл. 8.
Таблиця 8.
(розміри в мм)------------------------------------------------------------------|N |Стандарт або |Марка сталі, |Зовнішній діаметр || |технічні умови на |стандарт |труби || |труби |або технічні умови | || | |на сталь | ||----+-----------------------------------------------------------||1 |Електрозварні прямошовні труби ||----+-----------------------------------------------------------||1.1 |ГОСТ 10704-91 |ВСт2сп2, ВСт3сп2-6,|10-530 || | |ВСт4сп2 | || | |ДСТУ 2561:2004(ГОСТ| || | |380-2005) | || | |-------------------+-------------------|| | |Ст0,8, сталь 10, |630-1220 || | |сталь 15, сталь 20 | || | |ГОСТ 1050, ВСт2сп2,| || | |ВСт3сп2-ВСт4сп2 | || | |ДСТУ 2561:2004 | || | |(ГОСТ 380-2005) | ||----+-------------------+-------------------+-------------------||1.2 |ГОСТ 10706-76 |ВСт2сп2, ВСт3сп2- |630-1220 || |(група В) |ВСт4сп2 | || | |ГОСТ 370 | ||----+-------------------+-------------------+-------------------||1.3 |ГОСТ 20295-85 |ВСт3сп2 (К38) ДСТУ |159-219 || | |2561:2005, сталь 10| || | |(К34), сталь 15 | || | |(К38), сталь 20 | || | |(К42) ГОСТ 1050 | ||----+-----------------------------------------------------------||2 |Електрозварні спіральношовні труби ||----+-----------------------------------------------------------||2.1 |ГОСТ 20295-85 |ВСт3сп2 ДСТУ |159-273 || | |2561:2005, сталь 10| || | |(К34), сталь 15 | || | |(К38), сталь 20 | || | |(К42) ГОСТ 1050 | ||----+-------------------+-------------------+-------------------||2.2 |ГОСТ 8696-74* |Труби | || |(група В) |спіральношовні | || | |(застосовувати | || | |тільки для прямих | || | |ділянок | || | |газопроводів) | |------------------------------------------------------------------ Примітка. Всі труби застосовуються на розрахунковий тиск до
1,2 МПа (12 кгс/ кв. см). 11.1.6. Для ділянок газопроводів всіх тисків, що зазнають
вібронавантаження, повинні застосовуватися труби з спокійної сталі
з вмістом вуглецю не більше ніж 0,22% відповідно до ДСТУ 2561:2004
(ГОСТ 380-2005) групи В, марок Ст2 і Ст3, категорій 2-6 відповідно
до ГОСТ 1050, марок Ст08, Сталь 10, Сталь 15, Сталь 20. 11.1.7. Вимоги до ударної в'язкості металу труб для
газопроводів, що споруджують у районах із розрахунковою
температурою зовнішнього повітря до мінус 40 град. С включно, не
пред'являються, за винятком ділянок газопроводів із тиском вище
0,6 МПа (6 кгс/ кв. см), а також ділянок газопроводів з товщиною
стінки труб більше 5 мм при прокладанні в умовах вібронавантажень,
у важкодоступних і інших відповідальних місцях. При цьому величина
ударної в'язкості металу труб повинна бути не нижче ніж 30 Дж/ кв.
см (3 кгс/ кв. см) при мінімальній температурі експлуатації. 11.1.8. Дозволяється застосування труб, виготовлених із
напівспокійної сталі, для зовнішніх газопроводів за таких умов: температура стінки труб у процесі експлуатації газопроводів
не повинна бути нижче мінус 20 град. С; діаметр газопроводів не повинен перевищувати 720 мм, а
товщина стінки труб повинна бути не більше ніж 8 мм; вміст вуглецю в сталі не повинен перевищувати 0,24%. Застосування труб із напівспокійної сталі для виготовлення
фасонних частин і пристроїв, що компенсують, методом холодного
гнуття не дозволяється. 11.1.9. Для будівництва газопроводів усіх горючих газів у
районах із розрахунковою зимовою температурою зовнішнього повітря
нижче мінус 40 град. С повинні застосовуватися сталеві труби,
зазначені в табл. 9. 11.1.10. Труби, зазначені в табл. 9, треба також
застосовувати для спорудження газопроводів парової фази зріджених
вуглеводневих газів тиском до 1,6 МПа (16 кгс/ кв. см) включно. 11.1.11. При будівництві газопроводів на труби, електроди,
зварювальний дріт, флюси та інші матеріали повинні бути
сертифікати заводів-виготовлювачів або їх копії, завірені
власником сертифіката, що підтверджують відповідність труб,
електродів і інших матеріалів вимогам цих Правил. Труби, що не
мають сертифікатів або їх копій, дозволяється застосовувати тільки
після хімічного аналізу та механічних випробувань зразків, узятих
від кожної партії труб однієї плавки або від кожної труби, якщо
встановити приналежність їх до однієї плавки немає можливості (за
умови відповідності їх вимогам цих Правил). 11.1.12. При виготовленні фасонних ділянок газопроводів
повинні застосовуватися гнуті, зварені або штамповані коліна,
косинці та переходи. Фітинги повинні бути сталевими. Перелік труб наведений у табл. 9. Таблиця 9
(розміри в мм)------------------------------------------------------------------| N | Стандарт або | Марка сталі, | Зовнішній діаметр || | технічні умови на | стандарт або | труби || | труби | технічні умови на | || | | сталь | ||----+-----------------------------------------------------------||1 |Безшовні холодно- та теплодеформовані труби ||----+-----------------------------------------------------------||1.1 |ГОСТ 8733-74 |Сталь 10, сталь 20 | 10-108 || |(група В і Г) |ГОСТ 1050 | ||----+-------------------+-------------------+-------------------||1.2 |ГОСТ 8734-75 |Сталь 10, сталь 20 | 10-108 || | |ГОСТ 1050 | ||----+-----------------------------------------------------------||2 |Безшовні гарячедеформовані труби ||----+-----------------------------------------------------------||2.1 |ГОСТ 8731-74 |Сталь 10, сталь 20 | 45-108 || |(група В і Г) |ГОСТ 1050 | || | |-------------------+-------------------|| | |Ст09Г2С (К6) ГОСТ | 127-325 || | |19281-89 | ||----+-------------------+-------------------+-------------------||2.2 |ГОСТ 8732*-78 |Сталь 10Г2С ГОСТ | 127-325 || | |4543 | ||----+-----------------------------------------------------------||3 |Електрозварні прямошовні труби ||----+-----------------------------------------------------------||3.1 |ГОСТ 20295-85 |Сталь 17Г1С (К52), | 530-820 || | |сталь 17ГС (К52), | || | |6-8 | || | | | ||----+-------------------+-------------------+-------------------||3.2 |ГОСТ 10704-91 |ВСт3сп2-ВСт6сп2 | 10-108 || | |ДСТУ 2651-2005 | || | |(ГОСТ 380-2005), | || | |Ст08, сталь 10, | || | |сталь 15, сталь 20 | || | |ГОСТ 1050 | ||----+-----------------------------------------------------------||4 |Електрозварні спіральношовні труби ||----+-----------------------------------------------------------||4.1 |ГОСТ 20295-85 |Сталь 17Г1С (К52), | 530-820 || | |сталь 17ГС (К52), | || | |6-8 | || | | | |------------------------------------------------------------------ Примітка. Труби по поз.1.1 і 2.1 рекомендується застосовувати
при розрахунковому тиску від 0,6 МПа (6 кгс/ кв. см) до 1,2 МПа
(12 кгс/ кв. см); по всіх інших позиціях - 1,2 МПа (12 кгс/ кв.
см). 11.1.13. Фланці, заглушки, прокладні кільця, бобишки для
підключення ЗВТ і інші елементи газопроводів повинні бути
сталевими та відповідати матеріалу труб, а кріпильні вироби
(болти, шпильки, гайки, шайби) повинні бути чистими та відповідати
державним стандартам. 11.1.14. При застосуванні для газопроводів вітчизняних труб,
виготовлених по технічних умовах, і імпортних труб і матеріалів
вони повинні відповідати вимогам цих Правил. 11.1.15. Виготовлення апаратів газових установок і труб із
сталевого листа повинно відповідати вимогам будівельних норм
"Стальные конструкции", затверджених постановою Держбуду СРСР
14.08.81 N 144 (далі - СНиП II-23-81*). 11.1.16. Ущільнення фланцевих з'єднань повинне здійснюватися: на газопроводах доменного газу діаметром до 500 мм - листовою
гумою, а при діаметрі більше 500 мм - плетеним азбестовим шнуром,
прографіченим або просоченим залізним суриком на натуральній
оліфі; на газопроводах коксового та природного газів низького тиску
при будь-якому діаметрі фланців - плетеним азбестовим шнуром,
просоченим залізним суриком на натуральній оліфі; на газопроводах коксового та природного газів середнього та
високого тиску незалежно від діаметра фланців - паронітом. 11.1.17. Для ущільнення нарізних сполучень повинне
застосовуватися лляне пасмо, просочене залізним суриком або
білилом на натуральній оліфі. Застосування пеньки або замінників натуральної оліфи не
дозволяється. 11.2. Зварювальні роботи 11.2.1. Збирання та зварювання газопроводів повинні
здійснюватися відповідно до ДБН В.2.5-20-2001 і цих Правил. 11.2.2. При спорудженні газопроводів із зварених труб
поздовжні зварені шви при стикуванні труб повинні зміщатися
відносно один одного не менше ніж на 50 мм. При спорудженні газопроводів як із зварених труб, так і з
суцільнотягнених труб патрубки відводів, що приварюють до труб,
штуцери, патрубки люків, свічок тощо повинні відстояти від
зварених стиків на відстань не менше ніж 100 мм, рахуючи від
утворюючої патрубка, та не повинні розташовуватися на зварених
швах трубопроводів. 11.2.3. Роботи з приєднання нових ділянок газопроводів і
газових установок до діючих газопроводів відносяться до
газонебезпечних і повинні виконуватися експлуатаційним персоналом
або під його керівництвом іншою організацією з дотриманням вимог
підрозділу 13.11 цих Правил. 11.2.4. При монтажі та зварюванні ланок газопроводів
представник замовника по технічному нагляду за будівництвом
повинен постійно стежити за чистотою та відсутністю сторонніх
предметів усередині газопроводів з складанням відповідних актів з
відповідальним представником будівельно-монтажної організації. 11.3. Випробування газопроводів і газових установок. Загальні
вимоги 11.3.1. Усі газопроводи, що споруджуються заново, капітально
відремонтовані газопроводи та газові установки повинні бути
випробувані на міцність і щільність. 11.3.2. Після закінчення будівельно-монтажних робіт до
проведення випробувань будівельно-монтажна організація повинна
пред'явити для зовнішнього огляду представникам підприємства
газопроводи та газові установки. При зовнішньому огляді повинна бути перевірена відповідність
спорудженого об'єкта проектній документації в усіх частинах, а
також готовність виробничої каналізації до прийому стічних вод
після конденсатовідвідників. Результати огляду повинні оформлятися актом між
представниками підприємства та будівельно-монтажною організацією. 11.3.3. Випробування газопроводів і газових установок повинні
проводитися будівельно-монтажною організацією за участю
представників підприємства. Випробування повинні проводитися
відповідно до програми, складеної будівельно-монтажною
організацією з урахуванням вимог цих Правил, погодженої з
роботодавцем та затвердженої керівником будівельно-монтажної
організації. Про проведення випробувань повинні складатися акти з
вказівкою результатів випробувань. 11.3.4. Спосіб випробування (гідравлічний, пневматичний) та
величина випробувального тиску вказуються в проектній документації
для кожного газопроводу та газового апарата. 11.3.5. Випробування повинні проводитися при закритій
арматурі, що вимикає, без установлення заглушок. Якщо арматура, обладнання, запобіжні та регулювальні пристрої
або прилади не розраховані на випробувальний тиск, вони повинні
бути на час випробування відключені за допомогою заглушок.
Відключення випробовуваного газопроводу від обладнання та інших
газопроводів, що перебувають під тиском газу, повинне
здійснюватися тільки заглушками. Використання для цієї мети
запірної арматури не дозволяється. Заглушки, встановлювані на випробовуваному об'єкті, повинні
бути розраховані на максимальний іспитовий тиск. 11.3.6. Фланцеві та безфланцеві сальникові компенсатори
повинні випробовуватися в зібраному вигляді разом з газопроводами,
зі стягуванням їх обичайок на період випробування болтами, щоб
уникнути зсуву обичайок під дією іспитового тиску. 11.3.7. Перед випробуванням внутрішні порожнини випробуваних
ділянок газопроводів повинні бути очищені від сторонніх предметів
і сміття з оформленням актів на ці роботи. 11.3.8. При проведенні випробувань газопроводів і газових
установок тиск повинен вимірятися двома манометрами, що пройшли
повірку та опломбовані. Клас точності манометрів повинен бути не
нижче ніж 1,5 із діаметром корпуса не менше 100 мм і шкалою на
номінальний тиск не менше 4/3 і не більше 5/3 від величини
вимірюваного тиску. При випробувальному тиску до 0,1 МПа (1 кгс/
кв. см) можуть застосовуватися U-подібні манометри з ртутним
заповненням. 11.3.9. Газопроводи низького та середнього тиску до 0,3 МПа
(3 кгс/ кв. см) з внутрішнім діаметром більше 300 мм треба
випробовувати повітрям. Крім того пневматичний спосіб дозволяється: якщо несучі будівельні конструкції або газопровід не
розраховані на заповнення водою; при температурі навколишнього повітря нижче 0 град.С та
ймовірності промерзання окремих ділянок газопроводу. 11.3.10. Міжцехові та внутрішньоцехові газопроводи високого
тиску від 0,3 МПа (3 кгс/ кв. см) і більше з внутрішнім діаметром
до 300 мм треба випробовувати гідравлічним способом. Дозволяється їх випробування повітрям при дотриманні
спеціальних заходів безпеки згідно з вимогами цих Правил і проекту
проведення робіт. Випробування підвідних і розподільних газопроводів коксового
та доменного газів, арматури та пристроїв опалення печей коксових
батарей, газозбірників і перекидних газопроводів повинні
проводитися відповідно до вимог норм "Монтаж технологического
оборудования и металлоконструкций коксовых батарей", узгодженого з
Мінчорметом СРСР 01.06.89 та Мінважмашем СРСР 12.06.89 (далі - ВСН
517-89). 11.4. Випробування газопроводів 11.4.1. Міжцехові та цехові газопроводи повинні випробуватися
роздільно. Зовнішні цехові газопроводи, прокладені на нарізних опорах,
по стінах зовні будівель і по дахах, також повинні випробовуватися
роздільно від газопроводів, прокладених у будівлях і спорудах. Випробування газопроводів повинне проводитися до виконання
хімзахисних і теплоізоляційних робіт. 11.4.2. Перед пневматичним випробуванням газопроводів повинні
бути встановлені небезпечні зони, з яких повинні бути виведені
люди, не пов'язані із проведенням випробування. Межа зони на час
випробувань повинна бути визначена червоними прапорцями та
охоронятися. Розміри небезпечної зони повинні бути: для газопроводів, розташованих поза приміщеннями, - не менше
ніж 25 м; для газопроводів, що знаходяться в приміщеннях, - не менше
ніж 10 м (але в межах огороджувальних конструкцій будівель і
споруд). 11.4.3. До проведення випробувань газопроводів повинні бути
перевірені представниками будівельно-монтажної організації та
замовника: акти приймання ВТК заводів-виготовлювачів ланок газопроводів; акти про відповідність застосованих марок металу маркам,
зазначеним у проектній документації; документи технічних випробувань зварених з'єднань; робота всієї газопровідної арматури та допоміжного
обладнання, стан зварених і фланцевих монтажних стиків; закріплення газопроводів на опорах, особливо на нерухомих. 11.4.4. Газопроводи до випробувань не приймаються у випадку
виявлення неузгоджених відхилень від проекту, дефектів
виготовлення або монтажу, а також у випадках, зазначених в п.
11.4.3 цих Правил. 11.4.5. Перед випробуванням газопроводи та арматура повинні
бути заново оглянуті з метою видалення сторонніх предметів і
забруднень, якщо такі виявлені. 11.4.6. Для перевірки роботи компенсатора проводиться
розігрівання газопроводу парою до температури стінок від 80 град.
С до 85 град. С. Робота компенсаторів перевіряється виміром їх
повної довжини до розігрівання, а потім у гарячому стані та після
охолодження газопроводу. 11.4.7. Випробування газопроводів коксового та доменного
газів на щільність проводиться пневматичним способом тиском
стисненого повітря з коефіцієнтом 1,25, тобто: 1,25х0,035 МПа
(0,44 кгс/ кв. см). Міжцехові та цехові газопроводи при випробуванні на щільність
повинні витримуватися під випробувальним тиском не менше ніж 2
години, після чого, не знижуючи тиску, треба зробити огляд траси
газопроводу та перевірку щільності фланцевих і нарізних сполучень
і сальникових ущільнень мильним розчином або пінним індикатором. Газопровід вважається таким, що пройшов випробування, якщо
падіння тиску в ньому за час випробування його на щільність
підраховане за формулою

| Р Т | | к п | Р = 100 { 1- -- * -- },
| Р Т | | п к |

де Р - фактична величина падіння тиску, % від початкового іспитового тиску;
Р - сума манометричного та барометричного тиску на початку пвипробувань, МПа;
Р - те ж наприкінці випробування, МПа;
к
Т - абсолютна температура повітря в газопроводі на початку пвипробування, К;
Т - абсолютна температура повітря в газопроводі наприкінці квипробування, К.
для внутрішньоцехових газопроводів буде не більше ніж 1%;
для зовнішніх газопроводів буде не більше таких значень:
- при діаметрі газопроводу:
до 300 мм і менше 2,0%
більше ніж 300 мм до 1000 мм 1,5%
більше ніж 1000 мм 1,05% Крім того, при перевірці фланцевих та нарізних сполучень і
сальникових ущільнень мильним розчином повинні бути відсутні
витоки повітря або інертного газу. 11.4.8. Усі виявлені нещільності зварених швів повинні бути
усунуті повним вирубанням дефектних ділянок і заваренням їх
заново. 11.4.9. Газопровід прямого коксового газу випробовується на
щільність тиском повітря 500 Па з перевіркою щільності з'єднань
мильним розчином. Пневматичне випробування газопроводів повинне проводитися
повітрям або азотом у світлий час доби, що передбачає необхідні
заходи безпеки та наряд-допуск (додаток 2) на ведення вогневих
робіт на вибухонебезпечних та пожежонебезпечних об'єктах
відповідно до вимог Інструкції з організації безпечного ведення
вогневих робіт на вибухопожежонебезпечних та вибухонебезпечних
об'єктах, затвердженої наказом Міністерство праці та соціальної
політики України від 05.06.2001 N 255 ( z0541-01 ) (далі - НПАОП
0.00-5.12-01), Положення про застосування нарядів-допусків при
виконанні робіт підвищеної небезпеки на підприємствах та
організаціях Міністерства металургії СРСР, затвердженого Мінметом
СРСР 20.06.90 (далі - НПАОП 27.0-4.02-90). 11.5. Прийняття в експлуатацію 11.5.1. Об'єкти газового господарства після закінчення
будівництва (реконструкції) або капітального ремонту повинні бути
прийняті робочою комісією у відповідності з постановою Кабінету
Міністрів України від 22 вересня 2004 року N 1243 ( 1243-2004-п )
"Про Порядок прийняття в експлуатацію закінчених будівництвом
об'єктів". 11.5.2. Акт робочої комісії про прийняття в експлуатацію
закінченого будівництвом або капітально відремонтованого об'єкта є
підставою для введення об'єкта в експлуатацію. 11.5.3. Якщо об'єкт газового господарства, прийнятий робочою
комісією, не був уведений в експлуатацію протягом 6 місяців, перед
уведенням його в експлуатацію повинне бути зроблене повторне
випробування газопроводів і газових установок на щільність і
перевірений стан вентиляційних систем і систем, що відводять дим,
комплектність і справність обладнання, арматури,
захисно-запобіжних пристроїв і систем автоматики. Всі виявлені
дефекти повинні бути усунуті до введення об'єкта в експлуатацію. 11.5.4. При введенні в експлуатацію газових скруберів,
промивників і інших апаратів, що працюють на різних поглиначах, не
дозволяється застосування поглинальних розчинів, що були у
вживанні. 11.5.5. Акти робочих комісій повинні складатися в 3-х
екземплярах і зберігатися в технічному відділі та відповідному
цеху підприємства, а також передаватися голові державної
приймальної комісії. 11.5.6. Передавання підрядній будівельно-монтажної
організації газопроводу в ремонт повинне здійснюватися за
актом-допуском у відповідності до вимог будівельних норм "Техника
безопасности в строительстве", затверджених постановою Держбуду
СРСР 09.06.80 N 82 (далі - СНиП III-4-80), при цьому всю повноту
відповідальності за газопровід у період ремонту несе Підрядник у
відповідності із укладеним договором підряду. 12. Вимоги безпеки до диспетчерського керування, зв'язку і
сигналізації (рекомендований розділ) 12.1. Для забезпечення раціонального газорозподілу по
об'єктах - споживачах газу, підтримки нормального технологічного
режиму експлуатації об'єктів газового господарства на великих
самостійних коксохімічних підприємствах може бути організована
диспетчерська служба газового господарства, що розташовується в
спеціальному диспетчерському пункті. 12.2. Диспетчерські пункти газового господарства на
підприємствах повинні бути обладнані засобами телемеханізації. Обсяг телевимірювань, телесигналізації та телекерування, що
передається на диспетчерський пункт газового господарства (далі
ДПГГ), повинен визначатися проектом і забезпечувати можливість
оперативного втручання диспетчера в керування системою
газопостачання в частині розподілу очищеного газу між споживачами. Повинна бути передбачена можливість установлення
автоматизованої системи управління (далі - АСУ) для оптимального
автоматичного перерозподілу газів при зміні умов газоспоживання. 12.3. На ДПГГ повинні виноситися сигнальні лампи та прилади,
що контролюють тиск і температуру газу в найбільш характерних
точках газопроводів, тиск, температуру та витрати газу, що
надходить у газопроводи підприємства, тиск і витрати газу в усіх
великих і найбільш виддалених споживачів, у працюючих у
автоматичному режимі об'єктів, а також у газопроводах до сторонніх
підприємств. 12.4. На мнемосхемі в ДПГГ повинні вказуватися крайні
положення засувок дистанційного керування. ДПГГ може бути оснащений засобами керування давачами
регуляторів тиску, дросельними клапанами та засувками на
газопроводах, зокрема засувками на перемичках між газопроводами
доменного, коксового та природного газів. 12.5. Установки оперативного контролю, регулювання, зв'язку
та сигналізації об'єктів газового господарства на ДПГГ повинні
забезпечуватися електроенергією по першій категорії. 12.6. ДПГГ повинен бути зв'язаний телефонним зв'язком із
усіма цехами, що виробляють і споживають гази. Прямий телефонний зв'язок обов'язковий з машинними залами
цехів уловлювання та кантувальними кабінами коксових батарей,
диспетчерськими пунктами коксохімічного виробництва та великих
газоспоживаючих цехів, а також ТЕЦ, газопідвищувальними та
газокомпресорними станціями, районною ГРС, газорятувальною
службою, пожежною охороною підприємства, медпунктом, основними
службами газового цеху, диспетчером підприємства та головним
енергетиком. ДПГГ великих підприємств повинні бути обладнані оперативним
радіозв'язком і забезпечені оперативною автомашиною, мати ремонтну
групу та обхідників із диктофонами для запису команд диспетчера. 12.7. На ДПГГ може бути виведена охоронна сигналізація від
об'єктів газового господарства, що працюють без постійного
обслуговуючого персоналу. 12.8. ДПГГ дозволяється розміщувати окремо або разом із
диспетчерськими пунктами інших видів енергогосподарства
підприємства. Будинок ДПГГ повинен бути першого та другого ступеня
вогнестійкості. Введення горючих газів у ДПГГ не дозволяється. Розміщення
диспетчерських пунктів газового господарства в приміщеннях
категорії А не дозволяється. 12.9. Дії служби газового господарства повинні
регламентуватися спеціальною інструкцією, затвердженою
роботодавцем. 13. Вимоги безпеки при експлуатації газового господарства 13.1. Загальні вимоги 13.1.1. Розмежування ділянок газопроводів із об'єктами
газового господарства по їх обслуговуванню та контролю із
закріпленням ділянок за відповідними цехами приймається
роботодавцем підприємства та затверджується наказом по
підприємству з додатком розмежувальних схем. 13.1.2. Межею обслуговування газопроводів, що надходять на
підприємство або виходять з нього, повинна прийматися межа
підприємства, яка проходить, як правило, по огородженню його
території. 13.1.3. На межі на кожному газопроводі повинен
встановлюватися пристрій, що вимикає, з ручним керуванням, що
належить тій організації, яка постачає газ. Установлення на пристрої, що вимикає (засувці з висувним
шпинделем), електрифікованого привода не дозволяється. Порядок використання на діючому газопроводі пристрою, що
вимикає, повинен установлюватися договором між постачальником і
споживачем газу. 13.1.4. Всі операції з пуску, зупинки та перемикання
газопроводів і об'єктів газового господарства в процесі
експлуатації повинні проводитися тільки з дозволу начальника
відповідного цеху (відділення). Про пуск, зупинку та перемикання газопроводів повинен бути
завчасно попереджений диспетчер підприємства та черговий персонал
суміжних цехів, пов'язаних із переробкою або використанням газу. Перелік цехів і агрегатів, на які поширюється це положення,
установлюється розпорядженням роботодавця. 13.1.5. Роботодавцями коксохімічних підприємств періодично
повинна робитися оцінка технічного стану та паспортизація
газопроводів і газового обладнання відповідно до вимог Правил
обстеження, оцінки технічного стану та паспортизації виробничих
будівель і споруд, затверджених спільним наказом Держбуду України
та Держнаглядохоронпраці України від 27.11. 97 N 32/288
( z0423-98 ), зареєстрованих в Мін'юсті України 06.07.98 за
N 423/2863. 13.1.6. На кожному об'єкті газового господарства всі апарати,
вузли та деталі повинні бути зашифровані та пронумеровані, в тому
числі засувки, конденсатовідвідники, свічки, повітровики,
компенсатори, фланцеві з'єднання, колони. При цьому позначення колон під газопроводи повинні
відповідати зазначеним у робочих креслениках. Номери та шифри повинні бути нанесені незмивною фарбою на
видних місцях обладнання та конструкцій. У будівлях і приміщеннях з обслуговування газового
господарства повинні вивішуватися чіткі схеми газових пристроїв із
вказівкою їх шифрів і номерів. 13.1.7. На кожен об'єкт газового господарства повинен бути
складений паспорт (додаток 1). Паспорти, що складені по формах, що встановлені раніше, є
діючими з урахуванням унесення у них змін за формою додатка 1. Ведення паспортів покладається на керівників цехів, за якими
закріплені відповідні об'єкти газового господарства. У процесі експлуатації в паспорт повинні вноситися всі зміни
з додатком креслеників або схем змін, а також дані про проведені
ремонти (поточні, капітальні). 13.1.8. У виробничих і посадових інструкціях повинен
установлюватися порядок, що забезпечує по кожному закріпленому за
цехом газовому об'єкту та ділянці газопроводу постійний контроль і
повне обслуговування з боку експлуатаційного персоналу. 13.1.9. Газова арматура, регулятори різного призначення,
запобіжні пристрої, автоматичні сигналізатори тощо повинні мати
паспорти заводів-виготовлювачів. 13.1.10. За кожним газовим об'єктом або групою газових
об'єктів повинні вестися агрегатний та експлуатаційний журнали
(додаток 4).В агрегатному журналі ведеться облік виконаних ремонтів,
ревізій та настроювання приладів газових агрегатів (додаток 4). В експлуатаційному журналі відмічаються несправності,
виявлені протягом кожної зміни, допущені порушення з охорони
праці, охорони навколишнього природного середовища, а також
даються пропозиції щодо усунення порушень у встановлений строк. Журнали повинні бути прошнуровані та знаходитися у віданні
персоналу, призначеного керівниками цехів. 13.1.11. Контроль і керівництво за правильною експлуатацією
газового господарства визначаються роботодавцем та оформлюються
наказом по підприємству. 13.1.12. Запірна арматура перед установленням на газопроводах
повинна бути піддана ревізії та випробуванню відповідно до
технічних умов проектної організації - генпроектувальника. 13.1.13. Газове обладнання та газопроводи повинні піддаватися
профілактичним оглядам, ревізії та ремонтам згідно з планом
організації та проведення газонебезпечних робіт (додаток 3) у
терміни, затверджені роботодавцем. При визначенні термінів
проведення ремонтів повинні враховуватися відповідні рекомендації
заводів-виготовлювачів по експлуатації обладнання, наведені в
паспортах і технічних умовах. 13.1.14. Ревізія систем автоблокування та сигналізації
агрегатів, що споживають газ, повинна здійснюватися в терміни,
зазначені в паспортах або технічних умовах заводів-виготовлювачів. 13.1.15. Щільність приєднання імпульсних труб і
гумовотканинних рукавів до штуцерів газопроводів і засобів
вимірювальної техніки, розташованих у приміщеннях, повинна
перевірятися не рідше одного разу на тиждень, а поза приміщеннями
- не рідше одного разу на місяць. Перевірка щільності повинна проводитися візуально. 13.1.16. Огляд газопроводів, газових апаратів і обладнання
повинен здійснюватися не менше двох разів на рік комісією,
призначеною начальником цеху, в віданні якого перебувають об'єкти
газового господарства. Огляд повинен включати перевірку: стану та справності дії затворів, свічок,
конденсатовідвідників, компенсаторів, регуляторів, запірної
арматури, газопальникових пристроїв і пристроїв сигналізації; щільності люків і свічок, перевірку водяних затворів; щільності зварених швів і фланцевих з'єднань газопроводів і
апаратів, що перебувають усередині будівель; стану трубопроводів, положення трубопровідної арматури,
колон, їх опорних сідел і башмаків, анкерних болтів і надземної
частини фундаментів; виконання цих Правил, а також ведення агрегатного та
експлуатаційного журналів. Результати огляду повинні оформлятися актами із вказівкою
необхідних заходів щодо усунення виявлених дефектів і робіт із
планово-попереджувальних ремонтів. Акти цехової комісії повинні затверджуватися начальником цеху
та зберігатися в справах цеху. Копії затверджених актів цехової
комісії повинні направлятися відділу головного енергетика
підприємства. Про всі роботи, проведені на виконання заходів, зазначених в
актах, необхідно робити записи в агрегатному журналі та позначку в
паспортах газопроводів і газових апаратів. 13.1.17. Зовнішні поверхні міжцехових і цехових газопроводів,
а також газових апаратів необхідно покривати лаком або емаллю, що
витримує температурні зміни та вплив атмосферних опадів, через
кожні 5 років, а фланці та болти - через кожні 2 роки, згідно з
Технічними умовами на виготовлення, монтаж, випробування, захист
від корозії, фарбування газопроводів коксового та доменного газів
з робочим тиском 0,035 МПа (0,35 кг/ кв. см), затвердженими
головним інженером Гипрококсу 03.07.2000 (ТУ-85811). На газопроводи та апарати, їхні опорні конструкції,
майданчики та сходи, розташовані в місцях, забруднених
корозійноактивними газами або парами, один раз у 3 роки повинне
наноситися спеціальне антикорозійне покриття. 13.1.18. Вогневі роботи (зварювання, газове різання тощо) на
вибухопожежонебезпечних об'єктах газового господарства повинні
виконуватися відповідно до вимог НПАОП 0.00-5.12-01 ( z0541-01 ),
а також із урахуванням вимог НАПБ 01.039-2001 і технічних умов
проектної організації генпроектувальника ТУ-85811-2000 р. При цьому в обов'язковому порядку повинні дотримуватися таких
вимог: при проведенні ремонту об'єкта частина обладнання, що
ремонтується, до заглушок повинна бути заземлена. Заземлювальний
провідник повинен приварюватися до апарата газовим зварюванням
після проведення підготовчих заходів, що забезпечують безпечне
проведення вогневих робіт; довибухова концентрація горючих газів і парів у устаткуванні
та небезпечній зоні, де проводяться вогневі роботи, повинна
становити не більше ніж 20% нижньої концентраційної межі поширення
полум'я (далі - НКМП); вміст шкідливих речовин у повітрі робочої зони не повинен
перевищувати граничнодопустимих концентрацій (далі - ГДК),
установлених санітарними нормами; газонебезпечні роботи повинні проводитися з дотриманням вимог
розділу 13.11 цих Правил; наряд-допуски повинні оформлятися по кожному місцю (точці)
проведення вогневих робіт. При проведенні вогневих робіт на відстані менше ніж 25 м від
газопроводів, газової апаратури та вибухопожежонебезпечних місць
суміжного цеху наряд-допуск і план проведення вогневих робіт
повинні бути погодженими з начальником суміжного цеху або його
заступником. 13.1.19. Газове різання та зварювання на діючих зовнішніх
газопроводах і апаратах дозволяється робити при надлишковому тиску
газу в них не менше ніж 0,5 кПа (50 мм.вод.ст.) і не більше ніж
для: доменного газу 5,0 кПа (500 мм.вод.ст.); коксового газу 3,0 кПа (300 мм.вод.ст.); природного газу 1,0 кПа (100 мм.вод.ст.). Для газопроводів змішаного газу верхня припустима межа тиску
повинна прийматися по газу, що переважає в суміші по обсягу.
Врізання нових газопроводів у діючі, що перебувають під зазначеним
вище тиском, дозволяється робити тільки на зовнішніх газопроводах
і апаратах. Для зниження можливості загоряння коксового газу до початку
роботи треба обробити поверхні газопроводів, фланців і заглушок
вапняним молоком. Електрозварювальні роботи на газопроводах при ремонтах
дозволяється робити при надлишковому тиску газу в них не більше
ніж 0,3 МПа (3 кгс/ кв. см). Для контролю тиску газу в місці провадження робіт повинен
бути встановлений манометр з постійним спостереженням за його
показниками протягом усього часу роботи. 13.1.20. Газове різання та зварювання на діючих газопроводах
і апаратах, що перебувають під розрідженням, не дозволяється. 13.1.21. Для уникнення утворення великого полум'я при
проведенні газового різання або зварювання на діючих газопроводах
місця виходу газу необхідно чеканити азбестовим шнуром, металевими
клинками та обмазувати м'якою шамотною глиною, змішаною з
азбестовим дрібняком. На місці проведення робіт необхідно мати первинні засоби
пожежогасіння. 13.1.22. Після врізання в діючий газопровід, що працює під
тиском, виконаний зварений шов після зачищення повинен
перевірятися на щільність мильним розчином. 13.1.23. При виконанні зварювання або газового різання в
приміщеннях (місцях), де прокладені газопроводи та є агрегати, що
споживають газ, повинна проводитися перевірка повітря на
загазованість, при цьому вміст горючого газу в повітрі повинен
бути не більше ніж 20% від нижньої концентраційної межі поширення
полум'я (НКМП). Відбирання проб повітря треба робити: для газу, що легше
повітря (коксовий, природний тощо), - з верхньої зони; для
доменного - з верхньої та нижньої зон. Протягом усього часу проведення зварювання або газового
різання зазначені приміщення (місця) повинні добре провітрюватися. 13.1.24. При необхідності відключення ділянки газопроводу або
газового апарата з наступним виконанням робіт усередині вони
повинні бути відділені від діючих газопроводів за допомогою
наявних запірних пристроїв, при цьому за запірним пристроєм, що
вимикає, повинна бути встановлена заглушка. Розбирання фланцевих з'єднань на внутрішніх газопроводах
опалювального газу коксових батарей (заміна діафрагм, засувок,
ділянок газопроводів, установлення заглушок, ремонт
газопідігрівачів) робити на відключеній та відглушеній ділянці
газопроводу після встановлення відсікувальних пристроїв на
зовнішній ділянці газопроводу, за винятком робіт із нормальним
веденням технології обігрівання коксових печей (чищення та
змащення кантувальних і стопорних кранів "на газ", заміна
регулювальних циліндрів і шайб, гнучких і гумових шлангів,
знеграфічувальних пристроїв і їх деталей, кантувальних кранів,
газоповітряних клапанів, вхідних патрубків корнюрів). При виявленні нещільності розподільних газопроводів або
арматури та пропускання газу необхідно негайно відключити
автоматику кантування, припинити обігрівання, знизити тиск газу до
500 Па (50 мм вод.ст.) і вжити заходів до швидкого усунення
виявлених нещільностей силами чергового персоналу під
відповідальним спостереженням і вживанням необхідних заходів
відповідно до правил проведення газонебезпечних робіт. При значних ушкодженнях газопроводів останні заповнюються
парою, подача газу на обігрівання припиняється до повної
ліквідації ушкодження. При спрацьовуванні сигналізатора довибухових концентрацій
персонал, що працює, повинен негайно залишити загазоване
приміщення до повного його провітрювання. 13.1.25. Для звільнення від коксового газу відключених
апаратів і ділянок газопроводу треба здійснювати їх пропарювання
та продування водяною парою. Закінчення продування треба визначати шляхом аналізів, при
яких залишковий вміст газу в апаратах і газопроводі не перевищує: по показнику вибуховості - 20% НКМВ; по показнику наявності шкідливих хімічних речовин у повітрі
робочої зони - не вище ГДК відповідно до ГОСТ 12.1.005-88. Продування газопроводів доменного газу повинно здійснюватися
інертним газом (азотом) або повітрям з закінченням продування при
вмісті оксиду вуглецю, що не перевищує 20 мг/куб. м у 2-х
послідовно взятих пробах з внутрішньої порожнини газопроводу. Закінчення продування газопроводів природного газу треба
визначати аналогічно шляхом аналізу на вміст метану, якого в
пробах не повинно бути більше ніж 1% від обсягу. 13.1.26. Газопроводи та апарати при заповненні горючим газом
повинні продуватися до повного витиснення всього повітря.
Продування повинне робитися тільки через свічки. Продування з
випусканням газоповітряної суміші в топки печей, котлів і інших
агрегатів не дозволяється. Перед продуванням газопроводу засувки
повинні бути встановлені в потрібне положення, водяні затвори
залиті водою, а всі люки, лази та свічки щільно закриті, за
винятком тієї свічки, через яку буде робитися продування. Продування газопроводів треба робити безупинно та послідовно
по ділянках із поступовим наближенням до споживачів. Підпалювання
газу, що випускається при продуванні, не дозволяється. Закінчення
продування повинне визначатися тільки шляхом аналізу проб газу, що
відбирають з кінцевої свічки, на яку ведеться продування. При
цьому вміст кисню в газі не повинен перевищувати 1% у двох
послідовно відібраних пробах. Продування газопроводів коксового та доменного газів повинне
проводитися з урахуванням вимог підпунктів 7.291, 7.292 Правил
технічної експлуатації коксохімічних підприємств, затверджених
наказом Мінпромполітики України 05.07.2002 N 305. 13.1.27. У період продування газопроводу в місцях викиду
газоповітряної суміші в атмосферу в радіусі 40 м повинен бути
припинений рух усіх видів транспорту. Не дозволяється
застосовування відкритого вогню та проведення зварювальних робіт,
а також перебування людей, не пов'язаних з продуванням
газопроводу. На час продування газопроводів і окремих апаратів у
місцях викидів газу повинні виставлятися пости. 13.1.28. Установлення та виймання заглушок, а також заміна
вимірювальних діафрагм на діючих газопроводах, що розміщені поза
приміщеннями, повинне проводитися при надлишковому тиску газу в
них не менше ніж 0,5 кПа (50 мм.вод.ст.) і не більше ніж кПа для: доменного газу 4,0 (400 мм.вод.ст.); коксового або змішаного з ним газу 3,0 (300 мм.вод.ст.); природного газу 2,0 (200 мм.вод.ст.). 13.1.29. Проведення ремонтних і інших робіт, пов'язаних з
перебуванням людей всередині газопроводів і апаратів з шкідливими
хімічними речовинами, дозволяється тільки після відключення та
звільнення їх від газу відповідно до вимог підпунктів 13.1.24,
13.1.25 цих Правил. 13.1.30. Повітряне середовище в газопроводах і газовій
апаратурі в процесі ведення робіт повинне перевірятися на вміст
оксиду вуглецю шляхом узяття проб повітря в слабо вентильованих
місцях не рідше ніж через кожну годину. 13.1.31. Застосовувати відкритий вогонь не дозволяється: для обігрівання газопроводів і конденсатовідвідників; для виявлення витоків газу, за винятком перевірки факелом
герметичності арматури коксових батарей. 13.1.32. Перевірка щільності з'єднань і арматури
газопроводів, нарізних і фланцевих з'єднань, швів тощо повинна
проводитися мильним або іншим піноутворювальним розчином. При
негативних температурах у розчин слід додавати хлористий кальцій
або хлористий натрій. 13.1.33. Мінімально припустимий тиск газу безпосередньо перед
споживачем (після регулювальних пристроїв) не повинен бути нижче
ніж 0,5 кПа (50 мм.вод.ст.). При падінні тиску газу нижче мінімально допустимого споживачі
газу повинні бути негайно відключені. Відключення повинне бути
зроблене вручну навіть при наявності автоматичного пристрою, що
вимикає. 13.1.34. Плани локалізації та ліквідації аварійних ситуацій
та аварій, що розроблюються на підприємстві, повинні відповідати
вимогам Положення щодо розробки планів локалізації та ліквідації
аварійних ситуацій і аварій, затвердженого наказом
Держнаглядохоронпраці України від 17.06.99 N 112 ( z0424-99 )
(далі - НПАОП 0.00-4.33-99), і повинні охоплювати всі цехи, де є
об'єкти газового господарства. 13.1.35. Протипожежний захист об'єктів газового господарства
повинен вирішуватися відповідно до НАПБ 01.39-2001,
НАПБ Б.06.004-2005 ( z0990-05 ), ДБН В.2.5-13-98, НАПБ
Б.03.001-2004 ( z0554-04 ), НАПБ Б.01.008-2004 ( z0555-04 ). 13.1.36. Гарячі поверхні обладнання, газопроводів,
трубопроводів, де можливий їх контакт з обслуговуючим персоналом,
повинні бути теплоізольовані з забезпеченням температури на
поверхні ізоляції не вище ніж 45 град. С, а також відповідати
вимогам ГОСТ 12.1.005-88. Для теплоізоляції газопроводів,
трубопроводів слід використовувати негорючі або важкогорючі
матеріали. 13.2. Експлуатація газопроводів 13.2.1. За станом газопроводів повинен бути встановлений
систематичний контроль. Не рідше одного разу за добу слід робити
огляд газопроводів, опорних конструкцій та запірної арматури по
всій трасі, при цьому повинна бути перевірена справність дії
конденсатовідвідників, дросельних клапанів і інших пристроїв.
Перевірка справності дії запірної арматури повинна здійснюватися
не рідше одного разу в квартал. Огляд компенсаторів і їх запірної арматури повинен робитися
не рідше одного разу на місяць. У зимовий час особливу увагу треба
звертати на обігрівання або утеплення місць, де можливе
обмерзання. Перевірка опору в газопроводах, апаратурі та устаткуванні
повинна здійснюватися щодекади. Щільність цехових газопроводів повинна перевірятися при
робочому тиску газу один раз у півріччя шляхом візуального огляду.
Щільність фланцевих з'єднань і арматури повинна перевірятися
шляхом нанесення мильного розчину. Усі виявлені несправності повинні негайно усуватися.
Результати оглядів і перевірки справності дії пристроїв на
газопроводах повинні бути записані в експлуатаційному журналі з
указівкою вжитих заходів з усунення несправностей. Строки систематичних оглядів і перевірок справності дії
окремих пристроїв газопроводів при їх експлуатації повинні бути
уточнені відповідними наказами по цехах у залежності від місцевих
умов. 13.2.2. При різкому зниженні тиску газу в газопроводах, що
працюють під надлишковим тиском, повинні бути вжиті заходи для
термінового відключення споживачів газу. При цьому надлишковий
тиск газу в одному з міжцехових газопроводів повинен
підтримуватися за рахунок перепускання газу з іншого газопровода. Для короткочасної підтримки надлишкового тиску в цехових
газопроводах дозволяється подавання в них пари. 13.2.3. Подавання пари в газопроводи для пропарювання,
продування та відігрівання треба робити поступово у відповідності
з виробничою інструкцією. Підвищення температури газу в
газопроводах не повинне перевищувати 15 град. С протягом однієї
години. Підвищення температури в газопроводах прямого та
зворотного коксового газу вище ніж 85 град. С не дозволяється. 13.2.4. Якщо тиск газу на якій-небудь ділянці газопроводу
падає до нуля, перед пуском повинні бути продуті газом, крім цієї
ділянки, усі наступні за ходом газу газопроводи, уключаючи цехові
газопроводи та відводи до споживачів. Продування газопроводів
повинне робитися з дотриманням вимог підпункту 13.1.25 цих Правил. 13.2.5. За відкладенням нафталіну та утворенням льоду в
газопроводах повинен бути встановлений ретельний контроль шляхом
періодичних вимірів перепадів тиску. Видалення з газопроводів
крижаних пробок і нафталінових відкладень повинне робитися
обігріванням пари з дотриманням вимог підпункту 13.2.3 цих Правил. 13.2.6. Нівелювання діючих газопроводів має робитися один раз
в 5 років, а новоспоруджених - щорічно протягом двох років після
закінчення будівництва. Результати нівелювання повинні
зіставлятися з проектними даними та результатами попереднього
нівелювання. Відхилення від проектних відміток, що можуть призвести до
небезпечного перерозподілу навантажень на опори та порушити схему
конденсатовідводу, повинні бути негайно усунуті. Якщо поблизу фундаментів опор діючих газопроводів виконуються
роботи з риттям котлованів або траншів, нівелювання газопроводів
на цих ділянках повинне робитися так само, як і для
новоспоруджених. Дані нівелювання повинні записуватися в паспорт газопроводу. 13.3. Експлуатація газового обладнання агрегатів, що
споживають газ 13.3.1. Перед пуском у роботу агрегатів, що споживають газ,
слід провітрити топки та димоходи, використовуючи для цього
вентилятор для подачі повітря до пальників або димосмок, а за їх
відсутності - тягу димаря. Час провітрювання повинен бути
зазначений в технологічній інструкції. 13.3.2. До розпалювання газоспоживального агрегата повинні
бути продуті газом газопровід перед колектором агрегата через
свічку, а потім колектор агрегата через кінцеву свічку. Продування
газопровода та колектора агрегата повинне робитися при закритих
засувках на пальниках. 13.3.3. Безпосередньо перед запалюванням пальників необхідно
перевірити наявність достатнього тиску газу в газопроводі перед
газоспоживаючим агрегатом, а при подачі повітря від дуттьових
пристроїв і тиск повітря. Крім того, повинна бути перевірена
наявність розрідження в топці або димопроводі (до регулювального
клапана) та за потреби повинна бути відрегульована тяга. 13.3.4. Вимикальний пристрій на газопроводі перед пальником
дозволяється відкривати тільки після піднесення до пальника
запальника, факела або іншого засобу, що запалює газ. 13.3.5. При запалюванні пальників у топку слід подавати
мінімальну кількість повітря, що забезпечує повне згоряння газу та
виключає відривання полум'я від пальника. Тяга повинна бути
обмежена. Пальники слід запалювати в такому порядку: прикрити регулювальні дросельні клапани повітроводів
дуттьових пальників, а регулювальні шайби інжекційних пальників
закрити; відкрити швидкодійний відсічний клапан на газопроводі
дуттьових пальників і зафіксувати його у відкритому положенні.
Відкрити засувку або крани на останньому за ходом газу пальнику та
плавно подати газ на відкрите полум'я запальника (факела). Потім
послідовно відкрити засувки на інших пальниках. Відсічний швидкодійний клапан на газопроводі включити в дію
після досягнення сталої роботи пальників. Якщо газ при подачі через перший пальник не займеться або,
зайнявшись, у процесі регулювання згасне, необхідно припинити
подачу газу, провітрити топку та димоходи, перевірити тиск газу та
повітря та після усунення неполадок приступити до повторного
запалювання. Газ і повітря при запалюванні та регулюванні пальників
необхідно подавати поступово та тільки при сталому тиску. При збільшенні навантаження на пальник слід спочатку
збільшити подачу газу, потім повітря; при зменшенні навантаження
спочатку необхідно скоротити подачу повітря, а потім газу.
Установлення режимних витрат палива треба робити в міру
прогрівання топки або робочого простору. 13.3.6. При ремонті або тривалій зупинці (тривалість якої в
кожному конкретному випадку визначається заводською інструкцією)
агрегатів, що споживають газ, їх газопроводи повинні відключатися
від діючих газопроводів запірними пристроями, пропарюватися та при
потребі відключатися заглушками. Продувні свічки після відключення газопроводу повинні
залишатися у відкритому положенні, а в газопровід коксового газу
через побоювання щодо спалахування пірофорного заліза треба
подавати інертний газ або пару. 13.3.7. Не дозволяється залишати без нагляду включені в
роботу агрегати, що споживають газ. 13.3.8. Перевірка стану димопроводів агрегатів, що споживають
газ, повинна робитися при кожному черговому
планово-попереджувальному ремонті агрегатів або при порушенні
режиму тяги. Не дозволяється експлуатувати агрегати, що споживають газ, у
випадку їх несправності або несправності приладів для контролю
регульованих параметрів і при відсутності тяги. 13.3.9. Огляд і ремонт топок агрегатів при перебуванні в них
людей дозволяється тільки після відключення агрегатів від діючих
газопроводів (відповідно до вимог підпункту 13.1.24 цих Правил) і
загального димопроводу, провітрювання та перевірки повітря на
вміст шкідливих речовин шляхом аналізу. Усі наявні в топці
дверцята та люки повинні бути відкриті. У необхідних випадках у
топку повинне примусово подаватися чисте повітря. Крім того, при
виконанні зазначених робіт повинні дотримуватися вимоги пункту
13.11.

13.4. Експлуатація обладнання для газополум'яної обробки
металів 13.4.1. Роботи з газового різання, зварювання та інших видів
газополум'яної обробки металів, а також застосовування відкритого
вогню від інших джерел дозволяються на таких мінімальних відстанях
(по горизонталі): до групових газобалонних установок - 10 м; до окремих балонів з киснем і горючими газами - 5 м; до трубопроводів горючих газів, а також до газорозбірних
постів: при ручних роботах - 3 м, при механізованих роботах - 1,5
м. 13.4.2. При роботі пересувних газорозбірних постів, що
живляться від окремих балонів, дозволяється встановлення на одному
візку спеціальної конструкції балона з горючим газом і балона з
киснем. Балони повинні бути закріплені для виключення їх удару
один об одний або падіння. Під час роботи балони із зрідженим газом повинні
розміщуватисяу вертикальному положенні, балони з стисненими газами дозволяється
встановлювати в похилому положенні з вентилем, спрямованим нагору. 13.4.3. Максимально допустима температура балона з зрідженим
газом повинна бути не більше ніж 45 град. С. Балони, що встановлюються в приміщеннях, повинні знаходитися
від радіаторів опалення та інших опалювальних приладів на відстані
не менше 1 м, а від джерел тепла з відкритим вогнем - не менше ніж
5 м. Не дозволяється нагрівання балонів із зрідженим газом прямими
сонячними променями або іншими джерелами тепла. 13.4.4. Переносні пальники та пересувні агрегати дозволяється
приєднувати до газопроводів (у тому числі зрідженого газу) за
допомогою гумовотканинних рукавів за ГОСТ 9356-75 класу I на тиск
0,63 МПа (6,3 кгс/ кв. см). Довжина рукава не повинна перевищувати 30 м. Він повинен
складатися не більш ніж з трьох окремих шматків, з'єднаних між
собою спеціальними двосторонніми ніпелями відповідно до вимог
стандарту "Соединительные части из ковкого чугуна с цилиндрической
резьбой для трубопроводов. Ниппели двойные. Основные размеры",
затвердженого Держстандартом СРСР 14.11.75 N 2901 (далі -
ГОСТ 8958-75). Кінці рукавів повинні надійно закріплюватися на газопроводі
та на пальнику хомутами. Кран, що вимикає (крім крана, що є на
пальнику або пересувному агрегаті), повинен бути розташований до
рукава. 13.4.5. Не дозволяється проводити газове зварювання, різання
та інші види газополум'яної обробки металів із застосуванням
зріджених газів у цокольних і підвальних приміщеннях, а також у
колодязях, шахтах і інших підземних спорудах. 13.4.6. При живленні пересувного робочого поста зрідженим
газом від балона відбирати газ із балона при зниженні в ньому
робочого тиску нижче необхідного не дозволяється. 13.4.7. Коксовий газ, що використовується для газополум'яної
обробки металів у закритих приміщеннях, повинен піддаватися
додатковому очищенню від сірководню та нафталіну, при цьому вміст
сірководню в очищеному газі не повинен перевищувати 0,02 г/куб. м,
а нафталіну - не більше ніж 0,01 г/куб. м узимку та 0,05 г/куб. м
улітку. 13.4.8. Підходи до всіх газорозбірних постів повинні бути
вільними. Установлення балонів у проходах і проїздах не
дозволяється. 13.4.9. Проводити ремонт пальників, різаків і іншої апаратури
на робочому місці газозварниками та різьбярами не дозволяється. 13.4.10. При запалюванні ручного пальника або різака в першу
чергу повинен бути трохи відкритий клапан кисню, потім відкритий
клапан горючого газу та після короткочасного продування рукава для
видалення повітря запалена горюча суміш газів. 13.4.11. При роботі полум'я пальника (різака) повинне бути
спрямоване в бік, протилежний джерелу газопостачання. При
неможливості виконати зазначену вимогу джерело газопостачання
повинне бути обгороджено металевими щитами або ширмами з негорючих
матеріалів. 13.4.12. Не дозволяється продувати рукав для горючих газів
киснем і кисневий рукав горючим газом, а також взаємозамінювати
рукава при роботі. 13.5. Експлуатація вибухопожежонебезпечних об'єктів 13.5.1. У виробничих приміщеннях газових об'єктів, де при
виникненні аварійних ситуацій можливе надходження в повітря
токсичних або вибухопожежонебезпечних газів, крім загальнообмінної
вентиляції, повинна передбачатися аварійно-витяжна вентиляція,
зблокована з автоматичними газоаналізаторами, що подають імпульс
на вмикання вентиляції при виникненні в приміщеннях концентрації
газів, що досягла 20% НКМВ або залежно від настроювання
газоаналізатора граничнодопустимих концентрацій за санітарними
нормами. Автоматичні газоаналізатори повинні бути також зблоковані з
світловою та звуковою сигналізацією. 13.5.2. Автоматичні газоаналізатори повинні подавати імпульс
на вмикання аварійно-витяжної вентиляції та сигналізації за
наявності в приміщенні: природного газу в кількості 0,76% (НКМП 3,8%) за фактором
вибухопожежної небезпеки; коксового газу в кількості 1,2% (НКМП 6,0%) за фактором
вибухопожежної небезпеки; доменного газу в кількості, що сягає вмісту в робочій зоні
граничнодопустимої концентрації оксиду вуглецю за санітарними
нормами (20 мг/куб. м). 13.5.3. У приміщеннях категорії А перевірка щільності
фланцевих і нарізних сполучень газопроводів, арматури та приладів
повинна робитися в строки, передбачені заводською інструкцією, але
не рідше одного разу на місяць. 13.5.4. На кожних дверях приміщення категорії А повинні бути
вказані категорія приміщення та клас вибухонебезпечної зони. В цих
приміщеннях на видних місцях повинні бути вивішені плани
ліквідації аварій, схеми евакуації та списки телефонів першої
необхідності. 13.5.5. У приміщеннях категорії А зберігання обтиральних і
мастильних матеріалів не дозволяється. Ці матеріали після використання повинні прибиратися в
безпечне від займання місце. 13.5.6. Паління дозволяється тільки в спеціально обладнаних
для цього приміщеннях. 13.6. Експлуатація нагнітачів коксового газу, установлених у
машинних залах 13.6.1. Експлуатація нагнітачів повинна здійснюватися в
повній відповідності з виробничою інструкцією, затвердженою
роботодавцем підприємства, та інструкцією заводу-виготовлювача. 13.6.2. Експлуатаційний персонал повинен досконало знати
конструкцію нагнітачів і їх приводів, автоматичне регулювання та
правила надійної безаварійної експлуатації. 13.6.3. У кожному машинному залі повинні бути вивішені
технологічні схеми газопроводів з указівкою на них напрямків руху
газу та розміщення газової арматури. 13.6.4. На ділянках розташування нагнітачів, що не працюють
(або резервних), треба систематично проводити контроль можливого
виділення газу через нещільності та робити аналіз повітряного
середовища на наявність газу в приміщенні машинного залу. 13.6.5. Усі системи регулювання та безпеки роботи нагнітача
та його приводу повинні бути в справному стані. За наявності несправності нагнітач підлягає зупинці на
ремонт. 13.6.6. Про пуск і зупинку нагнітача коксового газу
обслуговувальний персонал машинного залу зобов'язаний попередити
диспетчера підприємства (виробництва), начальника зміни коксового
цеху, ТЕЦ (парокотельні та газопідвищувальної станції) і головного
енергетика. 13.6.7. Пуск нагнітача коксового газу після повної зупинки
машинного залу може робитися тільки після підтвердження
начальником зміни коксового цеху про готовність останнього до
пуску нагнітача та готовність цеху вловлювання до приймання газу. 13.6.8. Пуск нагнітача повинен здійснюватися після його
прогрівання парою та продування газом відповідно до виробничої
інструкції, затвердженої роботодавцем підприємства (виробництва),
та з урахуванням вимог цих Правил. 13.6.9. Вібрація нагнітачів повинна перевірятися систематично
та не перевищувати встановленої норми для кожного нагнітача. При
виявленні підвищеної вібрації повинні бути вжиті заходи, що
забезпечують негайне її усунення. 13.6.10. Стікання конденсату (смоли, надсмольної води) через
конденсатовідвідники нагнітачів і прилеглих до них ділянок
газопроводів повинне бути безперервним і систематично
контролюватися, з записом в експлуатаційному журналі. 13.6.11. При раптовому вимиканні подачі електроенергії на
двигун нагнітача або пари на турбіну повинне робитися змащення
всіх підшипників до повної зупинки агрегата нагнітача та протягом
часу, необхідного для охолодження підшипників після його зупинки.
Змащення підшипників повинне робитися за допомогою пускового або
ручного масляного насоса. Вода для охолодження масла, що подається на підшипники
нагнітачів і парових турбін, повинна бути підведена від двох
незалежних джерел водопостачання. 13.6.12. Нагнітач повинен бути негайно зупинений в таких
випадках: ушкодження головного паропроводу або газопроводу; поява диму або вогню на якій-небудь частині агрегата; раптове підвищення вібрації або поява металевого звуку в
нагнітачі, турбіні, електродвигуні або редукторі; раптове підвищення температури на одному або декількох
підшипниках агрегата вище 70 град. С; поломка або розчіплювання важелів у системі регулювання
турбіни; підвищення числа обертів турбіни понад припустиму межу та
неможливість їх зниження; розрив маслопроводу або падіння тиску масла на змащення нижче
0,02 МПа (0,2 кгс/ кв. см) і неможливість його підвищити; раптове різке перевантаження електродвигуна та неможливість
його зниження (входження нагнітача в зону помпажу); сильний гідравлічний удар у паропроводі, попадання конденсату
пари в турбіну; сторонній шум у проточній частині нагнітача; припинення стоку конденсату через конденсатовідвідник
нагнітача. У всіх випадках аварійної зупинки нагнітача машиніст
зобов'язаний повідомляти про причину зупинки начальника зміни та
диспетчера заводу. 13.6.13. У споживачів, що працюють з установками, що
підвищують тиск газу, у разі аварійних зупинок нагнітачів машзалу
має бути обладнане блокування, що запобігає попаданню повітря в
газопроводи. Давачем імпульсу повинні служити прилади, що
контролюють тиск газу на всмоктуванні підвищувальної установки. 13.6.14. Машинні зали повинні оснащуватися аварійно-витяжною
вентиляцією, зблокованою з автоматичними газоаналізаторами, що
забезпечують автоматичне вмикання вентиляції за наявності в
приміщенні машинного залу об'ємної частки коксового газу 20% НКМВ
з подачею звукового та світлового сигналів. Незалежно від наявності автоматичної аварійно-витяжної
вентиляції персонал машзалу повинен у разі прориву газу в
приміщення або назовні через нещільності газопроводів і апаратури
негайно знизити тиск газу шляхом зменшення відсмоктування, при
змозі відключити ділянки з порушеною герметичністю. Одночасно
вручну негайно повинна бути включена аварійно-витяжна вентиляція
та посилена природна вентиляція приміщення (відкрити всі наявні в
приміщенні прорізи), а також ужиті заходи щодо усунення порушень
щільності газопроводу або апарата. 13.6.15. Максимальна температура корпуса нагнітача не повинна
перевищувати 70 град. С (гранична температура кожного нагнітача
повинна вказуватися у виробничій інструкції). 13.6.16. Порядок запуску нагнітачів, переходу на роботу з
одного нагнітача на інший, пуск і поставлення під навантаження
резервного нагнітача повинні відбуватися за спеціальними
інструкціями, при яких виключаються можливі аварійні ситуації,
пов'язані з проривом газу в приміщення машинного залу з
нагнітальних газопроводів. Після набирання нагнітачем робочого числа обертів вмикання
його в мережу газопроводів здійснюють шляхом плавного відкривання
засувок на лініях усмоктування та нагнітання з закриттям засувки
на байпасі. 13.6.17. Не дозволяється робити перепускання газу з
нагнітального боку в усмоктувальний газопровід через нагнітач. З
цією метою треба використовувати тільки зовнішній байпас. 13.6.18. Не дозволяється входити в машинний зал у взутті з
залізними набійками, підковами або цвяхами; в одязі, здатному
накопичувати заряди статичної електрики, а також уносити з собою
мобільні телефони. 13.7. Експлуатація газопідвищувальних і газокомпресорних
станцій 13.7.1. З початку пуску кожного агрегата газопідвищувальних
(ГПС) і газокомпресорних станцій (ГКС) і до закінчення регулювання
робочого режиму (або аварійної зупинки машини) біля щита постійно
повинен перебувати черговий, який при необхідності в будь-який
момент може зупинити агрегат. 13.7.2. Експлуатація ГПС, ГКС дозволяється без постійного
обслуговувального персоналу при повній їх автоматизації та
дистанційному керуванні й контролі. Періодичний обхід і
обслуговування повністю автоматизованих ГПС, ГКС повинні
здійснювати не менше ніж два чоловіки відповідно до затвердженого
графіка. Експлуатацію не повністю автоматизованих ГПС, ГКС повинні
здійснювати не менше двох чоловік у зміну. Залишати агрегати, що
працюють, без нагляду, обслуговувального персоналу не
дозволяється. 13.7.3. Під час вентиляції або продування газопроводів
запускати електродвигуни машин не дозволяється. 13.7.4. Пуск газодувок, нагнітачів, компресорів повинен
робитися тільки натисканням пускових кнопок, розташованих
безпосередньо біля машин або на щиті керування машинами. 13.7.5. При виникненні порушення заданих режимів, а також при
виявленні в нагнітачі, компресорі, що працюють, несправностей
машини повинні бути негайно зупинені. 13.7.6. При падінні тиску газу в колекторі усмоктування нижче
ніж 0,5 кПа (50 мм.вод.ст.), припиненні подачі електроенергії або
води для охолодження, а також при аваріях на загальних
комунікаціях повинні бути негайно зупинені всі агрегати. 13.7.7. При одночасній раптовій зупинці всіх нагнітачів або
компресорів у результаті спрацьовування захисного блокування або
припинення подачі електроенергії повинні бути негайно відключені
електродвигуни всіх машин. Для підтримання надлишкового тиску в системах нагнітання
станції засувки на всмоктувальній та нагнітальній сторонах не
повинні закриватися. Байпас між колекторами всмоктування та нагнітання повинен
бути також відкритим. 13.7.8. Експлуатація ГПС та ГКС, а також проведення оглядів
та ремонтів обладнання станцій повинні відповідати вимогам
нормативу "Бирочная система на предприятиях черной металлургии.
Основные положения. Порядок применения", затвердженого Мінчорметом
СРСР 07.09.81 (далі - НПАОП 27.5-6.01-79). 13.8. Експлуатація газоскидного пристрою 13.8.1. Не дозволяється скидання горючих газів через
газоскидний пристрій (ГСП) без їх спалювання. 13.8.2. Перебування людей на обслуговувальних майданчиках і
сходах ГСП у періоди скидання горючих газів не дозволяється. Усі
роботи з нормального обслуговування ГСП з майданчика біля
газоскидних клапанів повинні проводитися при відключеній
автоматиці, повному закритті газоскидних клапанів і поданні
інертного газу або пари в стояки за клапанами. Вхід на сходи повинен бути закритий на замок і мати
відповідний попереджувальний напис. 13.8.3. Всі роботи з обслуговування ГСП є газонебезпечними та
повинні виконуватися з дотриманням вимог розділу 13.11 цих Правил
"Організація та проведення газонебезпечних робіт". 13.9. Експлуатація засобів вимірювальної техніки 13.9.1. Засоби вимірювальної техніки (далі - ЗВТ) у процесі
експлуатації повинні проходити повірку з періодичністю,
встановленою відповідними методиками повірки. Після ремонту засоби
вимірювальної техніки повинні проходити позачергову повірку.
Робочі манометри повинні не рідше одного разу на 6 місяців
додатково перевірятися за допомогою контрольного манометра
(робочого еталона) з записом результатів у журналі. При
відсутності контрольного манометра перевірку дозволяється робити
за допомогою іншого повіреного робочого манометра з відповідними
метрологічними характеристиками. Засоби вимірювальної техніки не дозволяється застосовувати у
випадках, якщо: на приладі відсутня пломба, або чинний відтиск тавра, або
чинне свідоцтво про проведення повірки; прострочений термін повірки; є ушкодження або несправності. 13.9.2. ЗВТ, що зняті для ремонту або на повірку, повинні
негайно замінюватися на ідентичні (повірені), у тому числі за
умовами експлуатації. 13.9.3. Рідинні манометри дозволяється застосовувати для
проведення періодичних вимірювань тільки при тиску газу до
0,03 МПа (0,3 кгс/ кв. см). 13.9.4. Продування імпульсних газових проводок повинне
здійснювати парою, стисненим повітрям або газом при від'єднаних
приладах і давачах. Продування парою повинне здійснюватися від
приладу в газопровід. Продування стисненим повітрям здійснюється у
бік газопроводу з відключенням імпульсної проводки від газопроводу
та випусканням повітря в атмосферу. Продування газом здійснюється
у бік приладу на свічку з приєднанням імпульсної проводки за
допомогою гнучкого шланга. Уключення приладів ЗВТ і продування імпульсних газових
проводок виконується після включення газу. 13.10. Експлуатація газорегулювальних пунктів і
газорегулювальних установок 13.10.1. Зниження тиску газу та підтримка його на заданому
рівні в системах газопостачання повинне проводитися: у газорегулювальних пунктах (ГРП), які споруджують на
території підприємств; у газорегулювальних установках (ГРУ), які споруджують у
приміщеннях, де розташовані агрегати, що споживають газ. 13.10.2. ГРП і ГРУ залежно від величини тиску газу на вході в
них діляться на: ГРП і ГРУ середнього тиску з тиском газу більше від 0,1 МПа
до 0,3 Мпа (1 до 3 кгс/ кв. см); ГРП і ГРУ високого тиску з тиском газу більше від 0,3 МПа до
1,2 МПа (3 до 12 кгс/ кв. см). 13.10.3. При виконанні робіт у приміщенні ГРП повинні бути
відкриті замки на основному та запасному виходах. 13.10.4. Обслуговування обладнання ГРП і ГРУ повинне робитися
в строки, передбачені графіком. При цьому не менше одного разу на
рік повинен виконуватися поточний ремонт обладнання з розбиранням
регуляторів тиску, запобіжних клапанів і фільтрів, якщо в
паспортах заводів-виготовлювачів на це обладнання не встановлені
інші терміни обслуговування. 13.10.5. Перевірка настроювання та спрацьовування запобіжних
запірних і скидних клапанів повинна робитися не рідше одного разу
у два місяці, а також після кожної їх ревізії та ремонту. При
наявності в ГРП (ГРУ) запобіжно-запірних клапанів настроювання їх
спрацьовування повинно робитися при тиску на 15% більше
розрахункового. Настроювання скидних запобіжних клапанів повинно
робитися на початок відкривання при підвищенні тиску на 5% і повне
відкривання при підвищенні тиску на 15%. 13.10.6. Подача споживачам газу по обвідній лінії (байпасу)
ГРП і ГРУ дозволяється на час ревізії або ремонту обладнання за
умови постійного перебування в ГРП або в ГРУ відповідального
чергового, що регулює тиск газу на виході з ГРП або ГРУ. При цьому
манометри повинні встановлюватися на байпасі до та після
регулювальної засувки та бути добре видимі обслуговувальному
персоналу. При знятті для ремонту скидного запобіжного клапана або
манометра замість них повинні встановлюватися повірені клапан і
манометр. Робота ГРП і ГРУ без зазначеного обладнання не
дозволяється. 13.10.7. Тиск газу на виході з ГРП і ГРУ повинен регулюватися
відповідно до встановлених режимів тиску в газопроводах у
споживачів. Пульсація тиску газу на виході з ГРП і ГРУ більше 10%
заданого робочого тиску не дозволяється. 13.10.8. Фільтри, установлені в ГРП або ГРУ, перед розкриттям
для очищення повинні відключатися засувками та дублюватися
заглушками. Кришка фільтра повинна зніматися після перевірки
відсутності у фільтрі тиску. Корпус фільтра після виймання фільтрувальної насадки (касети)
повинен ретельно очищатися. Розбирання та очищення касети повинні
робитися поза приміщенням ГРП. 13.10.9. Записи про роботи з технічного обслуговування
обладнання ГРП і ГРУ і усунення наявних відхилень від нормальної
його експлуатації повинні робитися в експлуатаційному журналі.
Результати ремонтів (ревізій) обладнання ГРП і ГРУ, пов'язані з
заміною деталей та вузлів, повинні бути записані в паспорт ГРП і
ГРУ. Після ремонту ЗВТ необхідно провести їх позачергову
перевірку. 13.10.10. При експлуатації ГРП і ГРУ повинні виконуватися: огляд технічного стану (обхід) у терміни, встановлені
відповідною інструкцією, що забезпечує їх безпечну та надійну
експлуатацію; перевірка параметрів спрацьовування запобіжних запірних і
скидних клапанів не рідше одного разу в 3 місяці; технічне обслуговування ЗВТ у терміни, передбачені
експлуатаційними документами на них, а для іншого обладнання - у
відповідності до виробничих інструкцій, але не рідше ніж один раз
в 6 місяців; поточний ремонт - не рідше одного разу на рік, якщо
виготовлювачі газового обладнання не встановлюють інших термінів
ремонту; капітальний ремонт - при заміні обладнання, засобів
вимірювальної техніки, ремонту систем опалення, вентиляції,
освітлення, конструкцій будівлі на підставі дефектних відомостей,
складених за результатами оглядів і поточних ремонтів. 13.10.11. Експлуатація газового обладнання з від'єднаними
ЗВТ, блокуванням та сигналізацією, що передбачені проектом, не
дозволяється. 13.11. Організація та проведення газонебезпечних робіт 13.11.1. Організація та проведення газонебезпечних робіт
повинні здійснюватися на об'єктах газового господарства, де
циркулюють горючі гази, що використовуються як паливо. 13.11.2. До газонебезпечних робіт належать роботи, що
виконуються в місцях з загазованою атмосферою або при виконанні
яких можливе виділення газу, його продуктів горіння або парів,
здатних викликати отруєння працівників або призвести до вибуху та
пожежі, а також роботи при недостатньому вмісті кисню в повітрі
робочої зони (менше 20% об'ємних). 13.11.3. Уміст шкідливих речовин у повітрі робочої зони
виробничих приміщень не повинен перевищувати ГДК, установлених
ГОСТ 12.1.005-88. 13.11.4. Газонебезпечні місця залежно від характеру та
ступеня забруднення повітря шкідливими речовинами, а також
газонебезпечні роботи повинні належати до однієї з таких груп*: до I групи належать місця, де короткочасне перебування людей
без газозахисної апаратури смертельно небезпечне. Роботи, що виконуються в цих місцях, належать до першої групи
та повинні виконуватися за нарядом-допуском у газозахисній
апаратурі під контролем газорятувальників або членів добровільної
газорятувальної дружини (далі - ДГРД) або самими
газорятувальниками; до II групи належать місця, де вміст токсичних газів або
парів у повітрі перевищує ГДК і де тривале перебування людей без
газозахисної апаратури смертельно небезпечне. Роботи, що виконуються в цих місцях, належать до II групи й
повинні виконуватися за нарядом-допуском під контролем
газорятувальників або членів ДГРД, або самими газорятувальниками
за наявності газозахисної апаратури, необхідність застосування
якої визначається відповідальним керівником робіт залежно від
вмісту шкідливих речовин; до III групи належать місця, де можлива поява шкідливих газів
і парів у кількостях, що перевищують ГДК. Роботи, що виконуються в
цих місцях за умови відсутності газовиділення, належать до III
групи й повинні проводитися постійним обслуговувальним персоналом
без наряду-допуску. Одноразові роботи, що виконуються в цих місцях
за участю працівників сторонніх організацій або персоналу інших
цехів, повинні виконуватися за нарядом-допуском. У газонебезпечних місцях III групи, де газове обладнання
експлуатується постійним обслуговувальним персоналом, повинні бути
шафи для зберігання газозахисних апаратів, що використовуються
персоналом у разі, якщо вміст шкідливих речовин у повітрі
перевищить ГДК. Газорятувальники повинні робити періодично обхід
робочих місць і відбір проб повітря (для визначення вмісту в ньому
шкідливих речовин) відповідно до графіка, затвердженого
роботодавцем; до IV групи належать місця, де є або можливі виділення
природного або зрідженого газів. Роботи, що виконуються в цих
місцях, належать до IV групи і повинні проводитися за
нарядом-допуском під наглядом газорятувальників. Необхідність
застосування газозахисної апаратури визначається залежно від
умісту кисню в повітрі робочої зони. У газонебезпечних місцях IV групи за відсутності газовиділень
дозволяється експлуатація газового обладнання постійним
обслуговувальним персоналом без наряду-допуску. У цих місцях
повинні бути шафи для зберігання газозахисних апаратів.
Газорятувальники повинні робити обхід цих місць і відбирання проб
повітря для визначення вмісту кисню в ньому відповідно до графіка,
затвердженого роботодавцем. 13.11.5. На кожному коксохімічному підприємстві (виробництві)
повинні бути складені Переліки газонебезпечних місць і
газонебезпечних робіт з розбиванням їх за групами. Переліки газонебезпечних місць і газонебезпечних робіт
повинні бути завізовані відповідними начальниками цехів,
підрозділом охорони праці підприємства, газорятувальною службою,
виробничим відділом і затверджені роботодавцем. 13.11.6. На проведення газонебезпечних робіт повинен
видаватися наряд-допуск за формою додатка 2. При цьому: 13.11.6.1. Особа, яка видає наряд-допуск, відповідає за
необхідність проведення зазначених робіт, достатність передбачених
у наряді-допуску заходів щодо безпеки виконання підготовчих робіт
та достатність кваліфікації ремонтного персоналу. 13.11.6.2. Особа, яка здійснює підготовку робіт, відповідає
за достатність та якісне виконання підготовчих робіт. 13.11.6.3. Відповідальний виконавець робіт відповідає за
виконання робіт і вимог до персоналу, передбачених у
наряді-допуску, за достатність і повноту інструктажу персоналу з
правил безпеки. 13.11.6.4. Особи, уключені до складу підрозділу, відповідають
в обсязі своєї кваліфікації за дотримання інструкцій та вимог,
передбачених нарядом-допуском. Дозволяється виконання газонебезпечних робіт III та IV груп
без складання плану організації робіт, якщо ці роботи не вимагають
значної підготовки, великої кількості учасників та тривалого часу,
за умови узгодження з ДГРД, відповідальним керівником і
відповідальним виконавцем робіт. 13.11.7. Роботи з ліквідації аварій повинні виконуватися
відповідно до планів, розроблених згідно з НПАОП 0.00-4.33-99
( z0424-99 ). 13.11.8. На проведення газонебезпечних робіт усіх груп, що
повинні виконуватися за нарядом-допуском, повинен видаватися план
організації та проведення газонебезпечної роботи (додаток 3).
Наряд-допуск і план організації та проведення робіт складається в
2 примірниках, один - видається цеху, другий - для зберігання -
газорятувальній станції. 13.11.9. План організації та проведення газонебезпечної
роботи повинен складатися відповідальним керівником
газонебезпечної роботи та підписуватися начальником цеху. План
повинен бути узгоджений з газорятувальною станцією, відділом
охорони праці й пожежною охороною (при веденні вогневих робіт)
підприємства (виробництва) та затверджений роботодавцем. У плані організації та проведення газонебезпечної роботи
повинні також передбачатися заходи, що забезпечують пожежну
безпеку та безпеку працівників на сусідніх територіях, агрегатах і
в найближчих цехах. 13.11.10. Особи, які мають право видачі нарядів-допусків,
повинні призначатися наказом по підприємству (виробництву) із
числа керівних інженерно-технічних працівників цехів. 13.11.11. На кожну газонебезпечну роботу, що проводиться за
нарядом-допуском (додаток 2), наказом по підприємству
(виробництву) повинні призначатися відповідальний керівник і
відповідальний виконавець(виробник) робіт з числа найбільш
кваліфікованих фахівців. Відповідальними керівниками та виконавцями газонебезпечних
робіт можуть бути працівники, які мають право видачі
нарядів-допусків, та інші ІТП, зазначені в спеціальному переліку,
що затверджується наказом по підприємству (виробництву). Відповідальними виконавцями газонебезпечних робіт, що
проводяться за нарядом-допуском та планом організації та
проведення їх, можуть бути працівники на посаді не нижче майстра. Відповідальними виконавцями газонебезпечних робіт,
передбачених інструкціями з нормальної експлуатації, можуть бути
висококваліфіковані працівники, список яких повинен
затверджуватися наказом по підприємству (виробництву). При проведенні складних газонебезпечних робіт, пов'язаних з
викидами газу в атмосферу, великою кількістю учасників і
тривалістю, відповідальними керівниками повинні бути начальник
цеху або його заступник, а відповідальним виконавцем -
інженерно-технічний працівник на посаді не нижче майстра. 13.11.12. Відповідальними керівниками та відповідальними
виконавцями газонебезпечних робіт можуть бути призначені особи,
які мають стаж роботи в газовому господарстві не менше трьох років
і які брали участь у проведенні зазначених робіт. 13.11.13. Відповідальний керівник зобов'язаний вказати в
наряді-допуску групу газонебезпеки роботи, визначити заходи, що
забезпечують безпечне проведення газонебезпечної роботи, та
визначити склад підрозділу для її виконання. При виконанні робіт
відповідно до інструкції нормальної експлуатації необхідно
перевірити її відповідність умовам майбутньої роботи та при
необхідності внести в наряді-допуск додаткові вимоги. Відповідальний виконавець зобов'язаний забезпечити до
необхідного терміну виконання всіх підготовчих заходів,
передбачених у наряд-допуску й плані організації та проведення
газонебезпечної роботи або в інструкції з нормальної експлуатації. 13.11.14. У разі виникнення непередбачених обставин
(захворювання окремих осіб підрозділу, погіршення метеорологічного
стану тощо) відповідальний керівник має право зупинити виконання
газонебезпечної роботи, ужити всіх заходів безпеки до моменту
завершення роботи та доповісти про це роботодавцю. 13.11.15. Відповідальний керівник перед початком
газонебезпечної роботи повинен разом із відповідальним виконавцем,
газорятівником і представником цехової адміністрації перевірити
стан робочого місця, а також повноту та якість виконання
підготовчих заходів, передбачених у наряді-допуску, плані
організації та проведення газонебезпечної роботи або в інструкції
з нормальної експлуатації. При відсутності зауважень зазначені особи розписуються в
наряді-допуску та його корінці. Вручення наряду-допуску
відповідальному виконавцеві є допуском підрозділу до виконання
газонебезпечної роботи. 13.11.16. Наряд-допуск повинен видаватися завчасно з
урахуванням необхідності виконання підготовчих робіт. Наряди-допуски повинні реєструватися в спеціальному журналі
та зберігатися в цеху не менше ніж один місяць.
13.11.17. Наряд-допуск повинен оформлятися тільки на один
підрозділ, на один вид газонебезпечної роботи та на одну робочу
зміну. Якщо ця робота не закінчена за одну робочу зміну, а умови
виконання її та склад підрозділу не змінилися, то наряд-допуск
може бути продовжений особою, яка видала його, з щоденним
підтвердженням можливості безпечного проведення цієї роботи
підписами: відповідального керівника, відповідального виконавця,
газорятівника та представника цехової адміністрації. Термін дії наряду-допуску повинен відповідати терміну,
обумовленому планом організації та проведення газонебезпечної
роботи, але не більше ніж 30 днів. 13.11.18. Газонебезпечні роботи всіх груп, що включають
роботи в колодязях, лежаках, резервуарах, топках печей та
всередині апаратів, повинні виконуватися не менше ніж двома
працівниками під наглядом газорятівника. Профілактичні щозмінні огляди стану газового обладнання, що
працює на природному газі, дозволяється проводити одним
працівником відповідно до заводської інструкції, а при роботі
обладнання на коксовому та доменному газі огляд повинен робитися в
присутності газорятівника та члена ДГРД. 13.11.19. Перед початком проведення газонебезпечної роботи
відповідальний виконавець повинен проінструктувати всіх
працівників про необхідні заходи безпеки при виконанні даної
роботи та про порядок виконання роботи кожним виконавцем, після
чого кожен працівник, який пройшов інструктаж, повинен розписатися
в наряді-допуску. 13.11.20. Ставати до виконання газонебезпечної роботи, а
також відлучатися від робочого місця можна тільки з дозволу
відповідального виконавця роботи. 13.11.21. У процесі проведення газонебезпечної роботи всі
розпорядження повинні даватися відповідальним виконавцем роботи;
вони є обов'язковими для всіх виконавців робіт. Присутні при
проведенні роботи інші посадові особи можуть давати вказівки
тільки через відповідального виконавця роботи. 13.11.22. До початку та в процесі виконання газонебезпечної
роботи повинен здійснюватися контроль наявності шкідливих речовин
у повітрі робочої зони на місці виконання роботи. Якщо вміст
шкідливих речовин перевищить ГДК, відповідальний виконавець
повинен дати вказівку про застосовування газозахисних апаратів або
виведення членів підрозділу з загазованого середовища. 13.11.23. При проведенні газонебезпечної роботи
відповідальний виконавець повинен перебувати на місці проведення
роботи. Не дозволяється доручати йому виконання інших робіт. 13.11.24. Відповідальний виконавець повинен контролювати
виконання працівниками в процесі роботи всіх заходів безпеки,
передбачених нарядом-допуском. 13.11.25. При виконанні газонебезпечної роботи необхідно
перевіряти наявність на робочих місцях усіх учасників роботи.
Перевірка наявності всіх учасників роботи повинна також
проводитися при перервах, пов'язаних із виведенням людей, та після
закінчення роботи. 13.11.26. Допуск до роботи після перерви, пов'язаної з
виведенням працівників, повинен здійснюватися відповідальним
виконавцем у присутності газорятівника з сповіщенням
відповідального керівника та адміністрації цеху після перевірки
стану повітря робочої зони, робочих місць, якщо умови не
змінилися. 13.11.27. У місцях проведення газонебезпечної роботи не
повинні перебувати сторонні особи. Поблизу місця роботи повинні
вивішуватися або виставлятися знаки безпеки. 13.11.28. По закінченні газонебезпечної роботи, що
підтверджується відповідальним керівником, повинні бути прибрані
робочі місця, матеріали, інструменти та обладнання. Залишення
підрозділом місця роботи, зняття знаків безпеки та припинення
чергувань газорятівника повинні здійснюватися з дозволу
відповідального виконавця. Відповідальний виконавець зобов'язаний особисто перевірити
наявність усіх учасників роботи. 13.11.29. Кожен працівник, який бере участь у виконанні
газонебезпечної роботи, а також відповідальний виконавець повинні
мати газозахисний апарат. 13.11.30. Газозахисні апарати, що застосовуються при
проведенні газонебезпечних робіт, повинні перевірятися
газорятувальною службою на щільність не рідше двох разів на рік на
спеціальній установці з відображенням результатів перевірки в
спеціальному журналі. Крім того, перевірка справності газозахисних
апаратів повинна проводитися перед і після кожного їх
застосування. 13.11.31. Перевірка та випробування газозахисних апаратів,
запобіжних поясів, поясних карабінів і страхувальних мотузок
повинні виконуватися газорятувальною службою або ДГРД підприємства
(виробництва) та оформлятися відповідними актами і записом у
спеціальному журналі. До кожного газозахисного апарату, страхувальної мотузки та
запобіжного поясу повинна бути прикріплена бирка з указівкою на
ній номера та терміну випробування. 13.11.32. Працівники, які виконують газонебезпечні роботи в
колодязях, лежаках, прохідних тунелях водопроводів, резервуарах,
топках і апаратах, повинні надягати запобіжні пояси, забезпечені
наплічними ременями з кільцями на їх перетинанні для кріплення
страхувальних мотузок. Пояси повинні підбиратися таким чином, щоб
кільця розташовувалися не нижче лопаток. Вільні кінці мотузок
повинні бути надійно закріплені. Застосовування поясів без наплічних ременів і страхувальних
мотузок не дозволяється. Зовні кожної ємності (колодязя, резервуара тощо) повинен
перебувати працівник, який тримає кінець страхувальної мотузки від
запобіжного пояса та веде безперервне спостереження за другим
працівником протягом усього часу виконання газонебезпечної роботи. 13.11.33. Працівники, які виконують газонебезпечні роботи в
колодязях, резервуарах і інших ємностях, зазначених у підпункті
13.11.32 цих Правил, повинні бути у взутті без сталевих підків і
цвяхів, у іншому випадку необхідно надягати калоші. Особи, які виконують газонебезпечну роботу з викидами газу,
повинні бути одягнені в костюми з важкогорючих матеріалів, а
також, за узгодженням з органами пожежної безпеки, застосовувати
інші засоби індивідуального захисту. 13.11.34. При виконанні газонебезпечних робіт повинні
застосовуватися молотки та кувалди з кольорового металу, а
інструменти та пристосування з чорного металу повинні мати
покриття, що внеможливлює іскроутворення при ударі. Інструменти
для рубання металу та ключі, якщо останні не обміднені, повинні
рясно змазуватися тавотом, солідолом або технічним вазеліном. Під час виконання газонебезпечних робіт необхідно
користуватися тільки іскробезпечними електроприладами. 13.11.35. При виконанні газонебезпечних робіт повинні
застосовуватися переносні світильники у вибухозахищеному
виконанні, у тому числі акумуляторні. Вмикання та вимикання світильників повинне робитися за межами
місця проведення газонебезпечних робіт. 13.11.36. Запобіжні пояси, карабіни та страхувальні мотузки
повинні оглядатися щоразу до та після їх застосування і не рідше
двох разів на рік випробовуватися на міцність. 13.11.37. Зовнішній огляд страхувальної мотузки повинен
здійснюватися відповідальною особою не рідше одного разу в 10
днів. При цьому треба перевірити, чи ціла мотузка за всією
довжиною. Вона не повинна мати потертості та слідів гнилизни. Застосовування поясів і мотузок із синтетичних матеріалів не
дозволяється. При огляді поясів і карабінів необхідно стежити за тим, щоб
вони не мали механічних ушкоджень, а металеві частини їх були
міцно прикріплені до матер'яної основи й не мали слідів корозії. 13.11.38. Страхувальні прядив'яні мотузки повинні мати
діаметр не менше ніж 13 мм. Випробування страхувальних мотузок повинне здійснюватися в
такий спосіб: мотузку одним кінцем прикріплюють до динамометра, а
іншим кінцем до ворота лебідки або до завантаженого вантажного
автомобіля. Потім поступово створювати розтяжне зусилля в 200 кг
(для мотузок діаметром не менше ніж 13 мм) або на всю довжину
мотузок прикріплювати зазначений вантаж. Мотузки залишати під
навантаженням протягом 15 хвилин. Довжина мотузки замірюється
перед початком і по закінченні випробування. Після зняття
навантаження на мотузці не повинно бути ніяких ушкоджень ні в
цілому, ні в окремих нитках її. Подовження мотузки від долученого
навантаження не повинне перевищувати 5% її первинної довжини. 13.11.39. Випробування запобіжних поясів і поясних карабінів
на міцність має проводитися відповідно до вимог ГОСТ 12.4.089-86
"Строительство. Пояса предохранительные. Общие технические
условия", затвердженого постановою Держбуду СРСР 16.12.86 N 52. 14. Вимоги безпеки при роботі газорятувальної служби 14.1. На кожному коксохімічному підприємстві, де виробляються
або споживаються горючі гази, повинна бути організована
газорятувальна служба. 14.2. Структура, штати та службові приміщення газорятувальних
підрозділів, а також табель оснащення газорятувальних станцій
повинні відповідати вимогам Положення про газорятувальну службу та
добровільну газорятувальну дружину на підприємствах чорної
металургії, затвердженого наказом Мінчормета СРСР 03.09.90. 15. Відповідальність за порушення Правил безпеки 15.1. Особи, винні в порушенні цих Правил, несуть
відповідальність згідно з чинним законодавством України. _______________
* Класифікація за групами прийнята відповідно до чинних в
Україні Правил безпеки в газовому господарстві підприємств чорної
металургії ПБГЧМ-86 (НПАОП 27.1-1.10-86)

Начальник управління
Держгірпромнагляду України В.І.Іванченко


Додаток 1
до п. 13.1.7 Правил
безпеки в газовому
господарстві коксохімічних
підприємств і виробництв ПАСПОРТ
об'єкта газового господарства
1. Найменування підприємства та його адреса____________________________________________________________________________________________________________________________________
(міністерство, об'єднання) 2. Найменування та призначення газового об'єкта, автор
проекту, завод-виготовлювач обладнання, рік уведення в
експлуатацію (посилання на номер кресленика, позицію обладнання за
специфікацією). 3. Схема газопроводів і місце розташування газового об'єкта
на схемі. 4. Експлуатаційні показники роботи газового об'єкта.

------------------------------------------------------------------| Найменування | Одиниці | Значення показників || основних |вимірювань |------------------------------------|| параметрів | |проектні| пуско- | фактичні || | | |налагоджувальні| (указати || | | | | дату) ||---------------+-----------+--------+---------------+-----------||Продуктивність | тис. куб. | | | || | м/год | | | ||---------------+-----------+--------+---------------+-----------||Гідравлічний | кПа | | | ||опір | (мм вод. | | | || | ст.) | | | ||---------------+-----------+--------+---------------+-----------||Температура | 0 град.С | | | ||середовища | | | | ||---------------+-----------+--------+---------------+-----------||Тиск | кПа | | | ||(розрідження) | (мм вод. | | | || | ст.) | | | ||---------------+-----------+--------+---------------+-----------||Витрата води | Куб.м/год | | | ||(розчину) на | | | | ||зрошення | | | | ||---------------+-----------+--------+---------------+-----------||Тиск води | МПа | | | ||(розчину) |(кгс/кв.см)| | | ||---------------+-----------+--------+---------------+-----------||Інші характерні| | | | ||показники | | | | |------------------------------------------------------------------ Паспорт складений "____" ___________ 200__ р. Керівник підприємства _______________________________________
(прізвище, підпис)
ВІДОМОСТІ
про проведені ремонти, заміну
або модернізацію окремих вузлів
обладнання та ЗВТ газового об'єкта


------------------------------------------------------------------|Дата |Найменування| Характер | Причина |Виконана | Прізвище та || |елемента, що|ушкодження|виходу з | робота | підпис || |ремонтується| | ладу | |відповідальної|| | | | | | особи ||-----+------------+----------+---------+---------+--------------|| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |------------------------------------------------------------------

Відмітка про реєстрацію газового об'єкта в регіональній
Держінспекції ------------------------------------------------------------------| Дата | Прізвище та |Дата зняття з |Причина| Прізвище та ||реєстрації | підпис | реєстрації | | підпис || | представника | | | представника || |Держінспекції,| | |Держінспекції,|| | печатка | | | печатка ||-----------+--------------+--------------+-------+--------------|| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |------------------------------------------------------------------

Висновок Держінспекції про технічний стан газового об'єкта________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

Представник регіональної Держінспекції ______________________
(прізвище, підпис)

Начальник управління
Держгірпромнагляду України В.І.Іванченко

Додаток 2
до п. 13.11.11 Правил
безпеки в газовому
господарстві коксохімічних
підприємств і виробництв

НАРЯД-ДОПУСК N ___
на проведення робіт у газонебезпечних місцях

1. Дата ____________________________________________________ 2. Місце роботи ____________________________________________
(цех, ділянка, агрегат)

3. Відповідальний керівник робіт ____________________________
(посада, П.І.Б.)
4. Відповідальний виконавець робіт __________________________
(посада, П.І.Б.) 5. Короткий перелік робіт ___________________________________
____________________________________________________________________________________________________________________________________ 6. Тривалість роботи _____________, початок _________________
(дата, час) 7. Стан об'єкта (група газонебезпеки) _______________________ 8. Необхідні міри безпеки ___________________________________ 9. Робота проводиться за долученим планом організації та її
проведення _______________________________________________________ 9а. Робота проводиться без складання плану організації та її
проведення за узгодженням з газорятувальною станцією,
відповідальним керівником і відповідальним виконавцем ______________________________________________________________________________ При заповненні один з двох текстів пунктів 9 і 9а повинен
бути закресленим. 10. Підготовку провели ______________________________________
(посада, П.І.Б., підпис) 11. Підготовку перевірив, з умовами роботи ознайомлений та
проінструктував персонал Відповідальний виконавець робіт _____________________________
(П.І.Б., підпис) 12. Погоджено _______________________________________________
(посада, П.І.Б., підпис представника ГРС або ДГРД)

13. Призначено чергового газорятівника ______________________
(П.І.Б.) 14. З безпечними умовами проведення робіт ознайомлені та
проінструктовані

------------------------------------------------------------------|Табельний | П. І. Б. |Підпис|Табельний| П. І. Б. |Підпис|| номер | особи, яка | | номер | особи, яка | || |інструктується| | |інструктується| |------------------------------------------------------------------ 15. Наряд-допуск видав ______________________________________
(посада, дата, час, підпис) 16. Наряд-допуск одержав відповідальний керівник ______________________________________________________________________________
(дата, час, підпис) 17. Наряд-допуск одержав відповідальний виконавець ____________________________________________________________________________
(дата, час, підпис) 18. Продовження наряду-допуску ------------------------------------------------------------------|Дата, час | Особа, яка |Відповідальний|Призначений |Погоджено із|| | видала | виконавець |газорятівник| ГРС || |наряд-допуск| робіт | | ||----------+------------+--------------+------------+------------|| Початок | П. І. Б. | П. І. Б. | | ||----------+------------+--------------+------------+------------||Закінчення| Підпис | Підпис | | |------------------------------------------------------------------ 19. Робота закінчена. Персонал виведений. Відповідальний керівник _____________________________________
(дата, час, підпис) 20. Матеріал і інструменти прибрані. Газорятівник відпущений
у ГРС. Відповідальний виконавець робіт _____________________________
(дата, час, підпис) Примітка. По закінченні роботи наряд-допуск повинен бути
зданий особі, яка видала його.

Корінець наряду-допуску N ____
на проведення робіт у газонебезпечних місцях


1. Дата ___________ 2. Місце робіт __________________________ 3. Відповідальний керівник робіт ____________________________
4. Відповідальний виконавець ________________________________
5. Короткий перелік робіт ___________________________________
6. Тривалість роботи ___________ Початок ____________________
7. Стан об'єкта (група газонебезпеки)
8. Необхідні заходи безпеки
9. Робота проводиться за планом організації та її проведення
9а. Робота проводиться без складання плану організації та її
проведення за узгодженням з газорятувальною станцією (ДГРД),
відповідальним керівником і відповідальним виконавцем ______________________________________________________________________________

При заповненні корінця наряду-допуску один з двох текстів
пунктів 9 і 9а повинен бути закреслений.
10. Підготовку провели ______________________________________
(посада, підпис)
11. Підготовку перевірив, з умовами роботи ознайомлений,
персонал проінструктований. Наряд-допуск одержав і зобов'язуюся
виконувати зазначені вимоги. Відповідальний виконавець робіт _____________________________ 12. Наряд-допуск видав ______________________________________
(посада, підпис)
13. Дата та час продовження наряду-допуску __________________
14. Робота закінчена ________________________________________
(дата, час, підпис)
15. Наряд-допуск закритий та зданий _________________________
(дата, час, підпис)
Примітка: Корінець наряду-допуску повинен бути зданий на
газорятувальну станцію по закінченні роботи.

Начальник управління
Держгірпромнагляду України В.І.Іванченко

Додаток 3
до п. 13.11.8 Правил безпеки
в газовому господарстві
коксохімічних підприємств
і виробництв


Затверджую:
Керівник підприємства
"___" __________ 200__ р.

ПЛАН
організації та проведення газонебезпечної роботи
1. Цех, у якому виконується робота __________________________ 2. Ділянка (агрегат)_________________________________________ 3. Характер виконуваної роботи ______________________________ 4. Група газонебезпеки ______________________________________ 5. Відповідальний керівник роботи ___________________________
(посада, П.І.Б.) 6. Відповідальний виконавець (посада, П.І.Б.) і склад
підрозділу для проведення газонебезпечної роботи _________________ 7. Дата проведення робіт "___" ________ 200_ р. з ____ години
до ____ години. ------------------------------------------------------------------|N |Докладний перелік послідовних | Прізвище та посада особи, || | операцій проведення | відповідальної за виконання || | газонебезпечної роботи | окремих операцій ||--+------------------------------+------------------------------||1.|Підготовчі роботи | ||--+------------------------------+------------------------------||2.|Проведення робіт | ||--+------------------------------+------------------------------||3.|Заходи, що забезпечують | || |безпеку робіт | |------------------------------------------------------------------
Додаток: Схеми, кресленики та ін. (дати перелік долученої
документації). Начальник цеху ____________ Відповідальний за газове господарство
цеху ПОГОДЖЕНО:

Начальник газорятувальної станції _______________________
(підпис) Керівник служби охорони _______________________
праці підприємства (підпис)
Начальник пожежної охорони _______________________
(підпис) Відповідальний керівник _______________________
газонебезпечної роботи (підпис)

Начальник управління
Держгірпромнагляду України В.І.Іванченко


Додаток 4
до п. 13.1.10 Правил безпеки
в газовому господарстві
коксохімічних підприємств
і виробництв


ФОРМА
агрегатного журналу

Механізм _________________________________________
(найменування)

----------------------------------------------------------------------------------------------------------|N|Найменування| Дата | Коротка | Підпис | Дата | Перелік | Вузли та деталі, | Підпис || | вузла |огляду|характеристика| особи, |ремонту| робіт, | замінені при ремонті |механіка|| | | | дефекту | яка | |виконаних|------------------------------| || | | | |проводила| |для |найменування|кількість|термін | || | | | |огляд | |усунення | | |служби,| || | | | | | |дефектів | | | міс. | ||-+------------+------+--------------+---------+-------+---------+------------+---------+-------+--------|| | | | | | | | | | | ||-+------------+------+--------------+---------+-------+---------+------------+---------+-------+--------|| | | | | | | | | | | ||-+------------+------+--------------+---------+-------+---------+------------+---------+-------+--------|| | | | | | | | | | | ||-+------------+------+--------------+---------+-------+---------+------------+---------+-------+--------|| | | | | | | | | | | ||-+------------+------+--------------+---------+-------+---------+------------+---------+-------+--------|| | | | | | | | | | | ||-+------------+------+--------------+---------+-------+---------+------------+---------+-------+--------|| | | | | | | | | | | |----------------------------------------------------------------------------------------------------------

Начальник управління
Держгірпромнагляду України В.І.Іванченко

ПОРЯДОК ПРИЄДНАННЯ ЗБУДОВАНИХ ГАЗОПРОВОДІВ ДО ДІЮЧИХ В СИСТЕМАХ ГАЗОПОСТАЧАННЯ

Приймання закінчених будівництвом газонаповнювальних станцій (ГНС), газонаповнювальних пунктів (ГНП), автомобільних газозаправних станцій (АГЗС),… Введення в експлуатацію газопроводів із поліетиленових труб дозволяється… При прийманні в експлуатацію газопроводів із поліетиленових труб будівельно-монтажна організація повинна представити…

Таблиця 7.3 - Періодичність обходів трас підземних газопроводів згідно

З ДНАП 0.00-1.20-98

  Слюсарям з експлуатації і ремонту газопроводів, які виконують обхід підземних… Перед допуском до першого обходу робітники повинні ознайомитися з трасою газопроводу на місцевості.

– Конец работы –

Используемые теги: загальна, характеристика, систем, газопостачання, населених, пунктів0.093

Если Вам нужно дополнительный материал на эту тему, или Вы не нашли то, что искали, рекомендуем воспользоваться поиском по нашей базе работ: ЗАГАЛЬНА ХАРАКТЕРИСТИКА СИСТЕМ ГАЗОПОСТАЧАННЯ НАСЕЛЕНИХ ПУНКТІВ

Что будем делать с полученным материалом:

Если этот материал оказался полезным для Вас, Вы можете сохранить его на свою страничку в социальных сетях:

Еще рефераты, курсовые, дипломные работы на эту тему:

Лекция 1. Тема: Операционная система. Определение. Уровни операционной системы. Функции операционных систем. 1. Понятие операционной системы
Понятие операционной системы... Причиной появления операционных систем была необходимость создания удобных в... Операционная система ОС это программное обеспечение которое реализует связь между прикладными программами и...

Финансовая система: понятие, состав. Характеристика и взаимодействие сфер и звеньев финансовой системы.
Огромную роль как в самой структуре рыночных отношений, так и в механизме их регулирования со стороны государства играют финансы. Они — неотъемлемая часть рыночных отношений и одновременно важный инструмент… Вот почему сегодня как никогда важно хорошо знать природу финансов, глубоко разбираться в особенностях их…

Система координат действия и общая теория систем действия: культура, личнсть и место социальных систем
В центре данного исследования стоит разработка теоретической схемы. Систематическое рассмотрение ее эмпирического использования будет предпринято… Основные положения системы координат действия подробно излагались ранее, и… При помощи ее анализируются структура и процессы систем, состоящих из отношений таких элементов к их ситуациям,…

Солнечная система. Общие характеристики планет солнечной системы
Поль Элюар, Повторения ,1922 г.Согласитесь, сегодня человек, в какой бы самой отдаленной области науки илинародного хозяйства он ни работал, должен… В качестве источников информации я выбрала максимумкниг и компьютерных… Насколько это мне удалось судить вам III. Солнечная система Вот уже два века проблема происхожденияСолнечной системы…

ТЕЛЕКОММУНИКАЦИОННЫЕ СИСТЕМЫ. СИГНАЛЫ И КАНАЛЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СВЯЗИ. СИСТЕМЫ СВЯЗИ С ЧАСТОТНЫМ РАЗДЕЛЕНИЕМ КАНАЛОВ. ЦИФРОВЫЕ СИСТЕМЫ ПЕРЕДАЧИ
Лабораторные работы часа... Практические занятия часа... Всего аудиторных занятий часов...

Вступ та загальна характеристика систем теплопостачання
Склад газоподібного палива... Природний газ який використовують як паливо є механічною сумішшю горючих і... В його складі знаходиться до divide метану СН divide важких вуглеводів CnHm divide азоту та...

Микропроцессорные системы: система ДЦ-МПК, система "Юг"
Использован практический опыт внедрения линейных пунктов управления (ЛПУ) на 60 станциях в увязке с ЭЦ-4, ЭЦ-9, МРЦ-12, МРЦ-13. Выполнен переход на… В состав аппаратуры центрального пункта управления (ПУ) входят IBM-совместные… Круглосуточный режим работы аппаратных средств ПУ обеспечивается источниками бесперебойного питания, а также системой…

Экспертные системы. Классификация экспертных систем. Разработка простейшей экспертной системы
Глава 2. Структура систем, основанных на знаниях. 1. Категории пользователей экспертных систем. 2.2. Подсистема приобретения знаний. 3. База… ЭС выдают советы, проводят анализ, дают консультации, ставят диагноз. Практическое применение ЭС на предприятиях способствует эффективности работы и повышению квалификации специалистов.

ЛЕКЦИЯ 1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА СИСТЕМ ПЕРЕДАЧИ И РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ. МОДЕЛИРОВАНИЕ ЭЛЕМЕНТОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СИСТЕМ
План... Основные понятия и определения...

0.052
Хотите получать на электронную почту самые свежие новости?
Education Insider Sample
Подпишитесь на Нашу рассылку
Наша политика приватности обеспечивает 100% безопасность и анонимность Ваших E-Mail
Реклама
Соответствующий теме материал
  • Похожее
  • По категориям
  • По работам