Строительные нормыреспублики беларусьсн 03. 012019Издание официальное
 Скачать 1 Mb.
|
|
10.9 Отключающие устройства, перекрывающие подачу газа по сигналу от систем контроля зага- зованности и контроля концентрации окиси углерода, устанавливают на внутреннем газопроводе в здании, помещении или группе помещений, контролируемых указанными системами. На газопроводах в жилых домах отключающие устройства разрешается предусматривать с элек- тромагнитным клапаном, нормально открытым при отсутствии электропитания. 10.10 В помещениях жилых домов с газоиспользующим оборудованием на газопроводах (перед краном) следует предусматривать установку термозапорных клапанов, автоматически перекрываю- щих подачу газа при достижении температуры от 75 °С до 100 °С. При установке в помещении более одной единицы газового оборудования термозапорный клапан следует устанавливать перед первым по ходу газа краном. 10.11 Электроснабжение систем контроля загазованности и контроля концентрации окиси угле- рода должно быть не ниже I категории надежности, а для жилых домов — не ниже II категории надеж- ности, при этом целесообразно руководствоваться [5]. 10.12 Следует предусмотреть установку изолирующих (диэлектрических) вставок для исключе- ния протекания через газопровод токов утечки при возникновении электрического потенциала на кор- пусе электрифицированного газоиспользующего оборудования. 11 Объекты газораспределительной системы и газопотребления тепловых электростанций 11.1 Общие указания 11.1.1 В настоящем подразделе приведены дополнительные требования, которые следует учи- тывать при проектировании объектов газораспределительной системы и газопотребления электро- станций. 11.1.2 При проектировании объектов газораспределительной системы и газопотребления элек- тростанций кроме требований настоящих строительных норм следует соблюдать требования [3] и других ТНПА. СН 4.03.01-2019 45 11.2 Наружные газопроводы и устройства 11.2.1 Внеплощадочные газопроводы электростанций следует прокладывать подземно. 11.2.2 На внеплощадочном газопроводе следует предусматривать установку отключающего устройства с электроприводом вне территории электростанции на расстоянии не менее 5 м от ее ог- раждения. 11.2.3 Прокладку газопроводов по территории электростанции следует предусматривать надзем- ной, с учетом максимального использования существующих или проектируемых эстакад и опор дру- гих трубопроводов. Возможна прокладка газопроводов по опорам мостовых кранов. Не допускается предусматривать прокладку газопроводов по территории открытой подстанции, склада топлива. 11.3 Газорегуляторные пункты 11.3.1 На газопроводе при вводе его в ГРП, расположенный на территории электростанции, сле- дует предусматривать отключающее устройство с электроприводом на расстоянии не менее 10 м от здания ГРП. При сооружении ГРП для одного блока мощностью 800 МВт и более непосредственно после отключающего устройства перед ГРП необходимо предусматривать отсечной быстродейст- вующий клапан. Для блоков мощностью 800 МВт и более разрешается совмещать узлы редуцирования давления и расхода газа в блочном ГРП, т. е. не предусматривать регулятор расхода на подводе газа к котлу. 11.3.2 Выбор пропускной способности регуляторов давления, устанавливаемых на каждой линии регулирования в ГРП, следует производить с учетом нарастания расхода газа по мере ввода котель- ных агрегатов, а также с учетом летнего расхода газа. 11.3.3 В ГРП с входным давлением газа св. 0,6 МПа следует предусматривать не менее двух ли- ний регулирования. В качестве регулирующего устройства в ГРП могут применяться регулирующие заслонки. 11.3.4 В ГРП следует предусматривать не менее двух (один резервный) ПСК. Пропускную спо- собность ПСК следует принимать в размере от 10 % до 15 % максимальной производительности ГРП. Перед каждым ПСК следует предусматривать отключающее устройство. Разрешается не предусматривать установку ПСК в ГРП с расчетным расходом газа 100 000 м 3 /ч и более при размещении их вблизи воздухозаборных шахт производственных помещений. В этом случае все газопроводы и оборудование, устанавливаемое за регулятором давления до отключающе- го устройства перед горелками котла, должны быть рассчитаны и приняты исходя из рабочего давле- ния газа до ГРП. 11.3.5 В ГРП следует предусматривать помещение щита управления для размещения щитов вторичных КИП, аппаратуры автоматического регулирования, управления и сигнализации, шкафов сборок задвижек, исполнительных механизмов регулирующих клапанов, телефона. 11.3.6 Сбросные трубопроводы от ПСК необходимо располагать со стороны здания ГРП, проти- воположной воздухозаборным устройствам систем вентиляции. Концевые участки сбросных и проду- вочных газопроводов следует располагать выше заборных устройств приточной вентиляции на рас- стоянии не менее 10 м по горизонтали и не менее 6 м по вертикали. Если расстояние от сбросных газопроводов ПСК по горизонтали до светоаэрационного фонаря самого высокого соседнего здания меньше 20 м, сбросные газопроводы должны быть выведены на 2 м выше фонаря этого здания. Продувочные газопроводы следует выводить выше дефлекторов ГРП не менее чем на 1 м, но не менее 5 м от уровня земли. 11.3.7 На каждой линии регулирования в ГРП следует предусматривать установку листовых за- глушек после первого и перед последним по ходу газа отключающим устройством. 11.3.8 Тяги, соединяющие рычаги исполнительных механизмов и регулирующих органов и прохо- дящие через стены регуляторного зала, следует прокладывать в футлярах, забетонированных в сте- нах. Футляры необходимо заполнять асбестовой пушонкой. Сальники с обеих сторон футляра следует заполнять асбестовым шнуром. 11.3.9 Газопроводы ГРП после регуляторов давления, в том числе наружные надземные газо- проводы на участке длиной не менее 20 м от ГРП, должны иметь звукопоглощающую изоляцию. 11.3.10 Управление регулирующей и запорной арматурой ГРП следует предусматривать со щита главного корпуса при сохранении возможности управления с местного щита ГРП. Указатель положения регулирующей арматуры следует предусматривать на щите главного кор- пуса и на местном щите ГРП. СН 4.03.01-2019 46 Управление регулирующей и запорной арматурой блочного ГРП следует предусматривать с БЩУ энергоблока с сохранением, при необходимости, управления с местного щита ГРП. 11.4 Внутреннее газовое оборудование 11.4.1 При подаче газа в разводящий коллектор котельной от двух и более ГРП перед коллекто- ром следует предусматривать отключающие устройства на каждой линии. 11.4.2 На отводе газопровода к каждому котлоагрегату следует предусматривать быстродейст- вующий запорный (отсечной) клапан, прекращающий подачу газа к горелкам в течение не более 3 с. 11.4.3 Питание электроприводов отсечных быстродействующих клапанов следует предусматри- вать от шин аккумуляторной батареи электростанции, или от двух независимых источников перемен- ного тока с автоматическим включением резервного питания, или от батареи предварительно заря- женных конденсаторов. 11.4.4 Устройство, регулирующее расход газа на котел (заслонка, клапан и др.), следует преду- сматривать с дистанционным и ручным управлением. 11.4.5 Перед каждой горелкой следует предусматривать установку последовательно двух запор- ных устройств с электрическим приводом. Между этими запорными устройствами следует предусмат- ривать продувочный газопровод (свеча безопасности) с установкой на нем запорного устройства с электроприводом. 11.4.6 На котлоагрегатах помимо основного регулирующего клапана подачи газа (регулятора то- плива) возможна установка растопочного регулятора подачи газа. 11.4.7 На газопроводе внутри котельной следует предусматривать штуцер для отбора пробы газа. 11.4.8 Разрешается присоединять к газопроводу внутри котельной газопроводы для лаборатор- ных нужд и постов резки металла с устройством ГРУ в месте потребления газа. 11.5 Трубопроводы и контрольно-измерительные приборы 11.5.1 Для газопроводов электростанций следует предусматривать стальные трубы в соответст- вии с приложением Е. 11.5.2 Детали, блоки, сборные единицы трубопроводов, опоры и подвески для газопроводов, соору- жаемых на территории электростанций, следует принимать в соответствии с нормативно-технической документацией для трубопроводов пара и горячей воды давлением не выше 4 МПа, температурой не выше 425 °С ТЭС. Фасонные части и детали следует изготавливать из спокойных сталей. Отводы диаметром до 0,1 м должны быть гнутыми или штампованными. Гнутые отводы для подземных газопроводов следует из- готавливать из бесшовных труб. 11.5.3 Для газопроводов с толщиной стенки более 5 мм, прокладываемых на участках перехода через железные и автомобильные дороги, водные преграды и другие естественные и искусственные преграды, величина ударной вязкости металла труб и сварных изделий должна быть не ниже 29 Дж/см 2 при расчетной температуре наружного воздуха района строительства. 11.5.4 Объем измерений, сигнализации и автоматического регулирования в системах газоснаб- жения ТЭС следует предусматривать согласно приложению Ж. 11.6 Газоснабжение газоэнергетических установок 11.6.1 При проектировании систем газоснабжения ГТУ, ПГУ или ГПА, в том числе газопроводов и газового оборудования с избыточным давлением природного газа более 1,2 МПа, средств технологи- ческого контроля, автоматизации, сигнализации, защит и блокировок следует соблюдать требования [3] и ТНПА, учитывающих условия и требования эксплуатации ТЭС, обеспечивающих их промышленную безопасность. 11.6.2 Проектируемые системы газоснабжения должны обеспечивать бесперебойное и безопас- ное газоснабжение, а также возможность оперативного отключения газа на объектах систем газо- снабжения ГТУ, ПГУ, ГПА. 11.6.3 При разработке блока отключающей арматуры газовой турбины и ГПА следует учитывать, что управление арматурой должно осуществляться от системы управления ГТУ (ПГУ) или ГПА. 11.6.4 Система газоснабжения ГТУ и ПГУ включает: — ПГП от ГРС до ППГ на территории ТЭС; — ППГ, включая блоки: редуцирования (компримирования) давления газа, в том числе ГРП, узел стабилизации давления, дожимную компрессорную станцию и газотурбинную редукционную станцию, очистки, осушки, подогрева, измерения расхода; СН 4.03.01-2019 47 — наружные газопроводы от ППГ до зданий и сооружений, в которых размещены ГТУ и ПГУ; — блоки отключающей арматуры газовых турбин; — внутренние газопроводы ГТУ и ПГУ. 11.6.5 Система газоснабжения ГПА в общем случае должна включать: — ПГП от ГРС до ГРП; — наружный газопровод от ГРП до зданий и сооружений, в которых размещены ГПА; — блоки отключающей арматуры ГПА. 11.6.6 На ПГП от ГРС должно быть предусмотрено отключающее устройство с электроприводом, управляемым из главного корпуса ТЭС, располагаемое как на территории электростанции, так и вне ее на расстоянии от 5 до 20 м от ограды ТЭС. 11.6.7 Пуск (останов) газовой турбины, работающей как автономно, так и с котлами-утилизаторами, входящими в состав ГТУ и ПГУ, должен быть автоматическим. Оборудование в составе ГТУ и ПГУ должно обеспечивать эффективную вентиляцию газовоз- душного тракта. Алгоритмами автоматического разворота газовой турбины двигателя до подсинхрон- ных оборотов должна предусматриваться эффективная вентиляция всего газовоздушного тракта га- зовой турбины и котла-утилизатора в составе ГТУ и ПГУ. Выбор пусковых устройств и продолжительность вентиляции до необходимой кратности опреде- ляются исходя из требований изготовителя газовой турбины. Конструкция котлов-утилизаторов в составе ГТУ (ПГУ) не должна иметь застойных зон. 11.6.8 Объем оснащения средствами контроля факела камеры сгорания газовой турбины опре- деляется техническими условиями на поставку ГТУ и [3]. 11.6.9 Газовое оборудование и горелочные устройства, применяемые в системе газоснабжения ГТУ и ПГУ, должны соответствовать требованиям [3]. 11.6.10 Вентиляция газовоздушного тракта газовых турбин и котлов-утилизаторов, входящих в состав ГТУ и ПГУ, при пуске должна обеспечиваться за счет расхода воздуха, проходящего через газовую турбину при вращении ее ротора пусковым устройством. Для проведения вентиляции газовоздушного тракта ГТУ и ПГУ после останова газовых турбин следует использовать режим холодной прокрутки газовой турбины, осуществляемый с помощью пус- ковых устройств, с учетом вентиляции за счет выбега газовой турбины при ее останове. 11.6.11 Программы автоматического пуска газовых турбин должны позволять нормальные и ус- коренные пуски из каждого теплового состояния газовой турбины. Система автоматического пуска газовых турбин должна включать блокировки, препятствующие выполнению последующего этапа пус- ка до полного завершения предыдущего. Программы системы автоматического останова газовых турбин должны включать: — разгрузку турбины в заданных параметрах по времени; — закрытие регулирующих, стопорных и предохранительных запорных клапанов по топливу, а также электрифицированной арматуры на подводе топлива к пламенным трубам камеры сгорания турбины и горелкам котла-утилизатора; — вентиляцию газовоздушных трактов установки, включая котел-утилизатор; — закрытие шиберов на стороне всасывания и (или) выхлопа ГТУ по окончании вентиляции газо- воздушных трактов; — открытие запорных устройств на продувочных газопроводах; — открытие запорных устройств на продувочных газопроводах и трубопроводах безопасности га- зовой турбины и котла-утилизатора. Устройства автоматики должны быть защищены от воздействия колебаний напряжения питания. Сигнальные цепи дополнительно должны быть защищены от воздействия индустриальных помех. 11.6.12 Для обеспечения взрывобезопасности системы газоснабжения и ГТУ необходимо кон- тролировать: давление газа перед стопорным клапаном и в трубопроводе за регулирующим клапа- ном, постоянно показывающими приборами по месту и на БЩУ; концентрацию газа и окиси углерода в застойных зонах машинного зала и в помещениях, непосредственно прилегающих к газопроводам и газоходам уходящих газов, в которых возможно скопление газа и окиси углерода. Контроль содержания газа и окиси углерода в воздухе застойных зон должен осуществляться ав- томатическими сигнализаторами с выводами сигнализации опасной концентрации (более 10 % ниж- него концентрационного предела распространения пламени) на БЩУ и ГЩУ. 11.6.13 Для обеспечения взрывопожаробезопасности система газоснабжения и ГТУ должны быть оснащены светозвуковой сигнализацией, выведенной на БЩУ и ГЩУ и сигнализирующей о повышении СН 4.03.01-2019 48 и понижении давления газа перед стопорным клапаном относительно заданных значений и о повы- шении концентрации газа в воздухе более 10 % нижнего концентрационного предела распростране- ния пламени. 11.6.14 Помещения категории А по взрывопожарной опасности должны быть оборудованы теле- фонной связью во взрывозащищенном исполнении. 11.6.15 Системы газоснабжения ГТУ и ПГУ должны обеспечивать газовые турбины проектным давлением газа перед горелочными устройствами и камерами сгорания. Схемы газоснабжения ГТУ, ПГУ и ГПА от ГРС могут предусматриваться как совместные (с энер- гетическими котлами), так и раздельные в зависимости от места расположения ТЭС, давления транс- портируемого газа, места подключения к газопроводу и требуемого давления газа перед горелочными устройствами согласно техническим условиям изготовителя. 11.6.16 При выборе схемы газоснабжения за расчетное давление газа в ПГП принимается мини- мальное давление на границе территории ТЭС с учетом сезонных и суточных колебаний, но не ни- же 0,3 МПа. В зависимости от значения расчетного давления газа в ПГП схемы подачи газа к газовым турби- нам, работающим как автономно, так и в составе ГТУ и ПГУ, возможны с дожимающими компрессо- рами и без них. 11.6.17 Дожимающие компрессоры следует располагать в отдельном здании. При контейнерной поставке разрешается их размещение в пристройках к зданию главного корпуса. Размещение в машинном зале ГТУ дожимающих компрессоров не допускается. 11.6.18 ПГП от ГРС или от магистральных газопроводов до площадки ТЭС, независимо от давле- ния транспортируемого газа, следует прокладывать подземно. Проектирование ПГП давлением св. 1,2 МПа целесообразно осуществлять в соответствии с [10]. 11.6.19 На территории ТЭС следует предусматривать комплексный общестанционный ППГ. 11.6.20 Аппараты в каждой ступени очистки газа предусматриваются с 50 %-ным резервом. На ПГП к блоку очистки газа следует предусматривать запорное устройство с электроприводом, управляе- мым с местного щита управления ППГ. 11.6.21 Количество редуцирующих ниток в ГРП определяется пропускной способностью выбран- ного оборудования и арматуры и предусматривается с 50 %-ным резервом, но не менее двух, одна из которых рабочая, другая — резервная. 11.6.22 Технологическая схема ДКС может быть как общестанционной, так и блочной. 11.6.23 Производительность общестанционной ДКС следует рассчитывать на максимальный расход газа на ГТУ, а на электростанциях, сжигающих газ сезонно, — по расходу газа для летнего режима. 11.6.24 При суммарном расходе газа до 300 000 м 3 /ч разрешается сооружать одну общестан- ционную ДКС. При больших расходах газа необходимо сооружать две ДКС и более. При суммарном расходе газа до 50 000 м 3 /ч количество дожимающих компрессоров должно быть не менее двух, один из которых резервный. В зависимости от режима работы ГТУ в энергосистеме при обосновании предусматривается установка третьего компрессора (на случай ремонта). При суммарном расходе газа св. 500 000 до 100 000 м 3 /ч и св. 100 000 до 300 000 м 3 /ч количе- ство дожимающих компрессоров должно быть соответственно не менее трех и не менее четырех. 11.6.25 В блочной ДКС при электрической мощности ГТУ, ПГУ менее 150 МВт дожимающие ком- прессоры устанавливают без резерва. При электрической мощности ГТУ, ПГУ св. 150 МВт необходимо предусматривать резервный дожимной компрессор. |